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Centrale de Cruas © pixabay
DOSSIER CENTRAL :
LE DÉMANTÈLEMENT DU PARC NUCLÉAIRE FRANÇAIS :
UN CHANTIER NATIONAL À GROS ENJEUX
>>> page 22
Mensuel sur l’énergie et l’environnement
N° 139Janvier 2019
LA GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS URBAINS :
UNE OPPORTUNITÉ POUR LIMITER LES ÉMISSIONS DE CO2
DANS
LES VILLES?
>>> PAGE 17
DÉFIS DE LA SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
>>> page 14
500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUES PAR AN :
UN OBJECTIF AT TEIGNABLE ?
>>> PAGE 10
LE HVDC AU CŒUR DES INTERCONNEXIONS DES RÉSEAUX
ÉLECTRIQUES DU FUTUR
>>> PAGE 29
ADRESSE E-MAIL
infose@mastere-ose.fr
TELEPHONE
04 97 15 70 73
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Centre de
Mathématiques
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Mines Paristech
Rue Claude Daunesse
CS 10 207
06904 Sophia Antipolis
La fin de l’année 2018 a su réserver son lot de
cadeaux empoisonnés concernant le climat
et a été l’occasion de rappeler l’urgence des
mesures à entreprendre pour limiter au maximum
les effets du changement climatique. Deux rap-
ports illustrent cet appel à l’action. Le premier
d’entre eux est le rapport du GIEC du 8 octobre
qui incite à une action immédiate pour limiter
le réchauffement climatique à 1,5°C, limite
au-delà de laquelle les risques encourus seront
bien plus importants. Vient ensuite le rapport
du WWF sur la biodiversité datant du 30 octobre qui présente un résul-
tat alarmant, 60% des populations d’animaux sauvages ont disparu sur
Terre en moins de 50 ans, en lien avec l’expansion des activités humaines
sur les lieux de vie sauvage. Ainsi, l’urgence qu’il y a agir pour la préser-
vation de l’environnement commence à faire écho dans le monde poli-
tique et certaines mesures, telles que la taxe sur les carburants ont été
mises en place. Mais cette dernière, du fait d’un manque de considéra-
tion de ses implications sociales, a rencontré le succès qu’on lui connaît en
donnant naissance au mouvement des Gilets Jaunes. Enfin, dernière ombre
au tableau de cette fin d’année, l’élection de Jair Bolsonaro au Brésil qui
vient renforcer l’influence des climato-sceptiques à l’échelle mondiale.
	 C’est donc sur ces constats plutôt amers que l’année 2019 débute,
ne laissant pas beaucoup de place à l’optimisme. Mais, c’est parfois dans
ces moments qu’un sursaut se produit là où on ne l’attend pas. Ainsi le
cri du cœur de la jeune suédoise Greta Thunberg lors de la COP 24 sera
peut être entendu et permettra de faire de 2019 l’année « du change-
ment, que ça vous plaise ou non ». Un premier pas dans cette direc-
tion a d’ailleurs pu être effectué lors de la COP 24 avec un accord de
près de 200 pays sur les règles de mise en œuvre de l’accord de Paris.
	 Au menu de ce numéro de l’Inf ’OSE, nous vous proposons de faire
le point sur le démantèlement des centrales nucléaires en France ainsi que
sur les interconnexions électriques du futur. D’autres articles traitant de
la réglementation thermique du bâtiment, de la situation énergétique de
Taïwan et de l’impact de la gratuité des transports en commun accompag-
neront votre lecture.
Nous vous souhaitons une bonne lecture et une année 2019 en apothé’OSE !
Lyes AIT MEKOURTA
Toute reproduction, représentation, traduc-
tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar-
tielle, quel qu’en soit le procédé, le support ou
le média, est strictement interdite sans l’auto-
risation des auteurs sauf cas prévus par l’article
L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
2
Coordinatrice - Catherine Auguet-Chadaj
Maquettiste - Antoine Jourdain de Muizon
Photos - Etudiants MS OSE
EDITOCONTACTS
04 - Evolution du chèque énergie en 2019
05 - Rachat des centrales thermiques
d’Uniper France
06 - Marché de l’électricité : quid des
mécanismes de capacité
07 - Inauguration du premier parc de pro-
duction électrique fluvial en France
08 - Paris et Berlin en faveur
d’un « Airbus des batteries »
09 - Le premier réacteur nucléaire
EPR entre en service commercial
10 - 500 000 rénovations énergétiques
par an : un objectif atteignable ?
14 - Défis de la sécurité énergétique à
Taïwan
17 - La gratuité dans les transports col-
lectifs urbains est-elle une oppor-
tunité pour limiter les émissions de
CO2
dans les villes?
22 - Le démantèlement du parc nucléaire
français : un chantier national à gros
enjeux
29 - Le HVDC au cœur des interconnex-
ions des réseaux électriques du
futur
ARTICLES
ACTUALITÉS
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
3SOMMAIRE
La promo OSE 2018 vous souhaite une bonne année 2019
© Fred Lefeuvre
Le m o n t a n t m o y e n d u
c h è q u e é n e r g i e p o u r
l’année 2019 sera porté à 200
euros et il concernera plus
d e m é n a g e s f ra n ç a i s. Ce s
mesures ont été entéri-
nées par un arrêté publié
dans le Journal officiel
du 28 décembre 2018 [1].
Pour rappel, le chèque de
énergie est un dispositif
qui a été créé par l’article
201 de la loi du 17 août 2015
relative à la transition énergé-
tique pour la croissance verte
[2], dont l’ambition est d’aider
les foyers les plus modestes à
payer leurs factures énergé-
tiques. Sa généralisation en
France en 2018 a remplacé
les tarifs sociaux de gaz (TPP)
et de l’électricité ( TSS) tout
en couvrant d’autres usages.
En effet, le chèque permet
également de payer des fac-
tures de bois, de fioul, de GPL
en plus des travaux de rénova-
tion d’efficacité énergétique
dans les bâtiments [3],[4].
En 2019, le dispositif sera
étendu aux ménages dont
le revenu fiscal de référence
annuel par unité de con -
sommation est inférieur à
10 700 € ; à comparer avec un
plafond de 7700 € en 2018.
Ainsi, le nombre de ménages
français bénéficiaires en 2019
passera à 5,8 millions contre
3,6 millions en 2018 [4]. Quant
à la valeur faciale T TC du
chèque elle sera fixée comme
suit [1] :
Il est à noter que les chèques
é n e r g i e s e r o n t e n v o y é s
a u t o m a t i q u e m e n t a u x
ménages bénéficiaires sans
que ces deniers aient à suivre
une démarche particulière, et
ce entre fin mars et fin avril.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
4 NEWS
ACTUALITÉS JANVIER 2019
           dLionel FABIANI et Ayoub EL BOUHALID     
EVOLUTION DU CHÈQUE ÉNERGIE EN 2019
Sources :
[1]	 Arrêté du 26 décembre 2018 modifiant le plafond et la valeur faciale du chèque
énergie.
[2]	 Evaluation de l’expérimentation du chèque énergie.
[3]	 Chèque énergie 2019 - Mode d’emploi. Available at: https://droit-finances.com-
mentcamarche.com/faq/51251-cheque-energie-2019-mode-d-emploi. (Accessed:
9th January 2019)
[4]	 Le point sur l’évolution du chèque énergie en 2019. Connaissance des Énergies
(2019). Available at: https://www.connaissancedesenergies.org/le-point-sur-levo-
lution-du-cheque-energie-en-2019-190103. (Accessed: 9th January 2019)
Niveau de RFR/UC
RFR/UC < 5600 € 5600 €< RFR/UC
< 6700 €
6700€< RFR/UC <
7700 €
7700€< RFR/UC <
10700 €
1 UC 194 € 146 € 98 € 48 €
1 < UC <2 240 € 176 € 113 € 63 €
2 UC ou + 277 € 202 € 126 € 76 €
Tableau 1: Montant du chèque d’énergie en 2019 en fonction
du revenu fiscal (RFR) / unité de consommation (UC) © OSE
© Ministère de la Transition écologique
Centrale de Gardanne © Le Monde
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
5NEWS
Le lundi 24 décembre 2018,
Uniper France, exploitant de
deux centrales thermiques en
France (pour un total de quatre
centrales à l’échelle nationale) a
annoncé être entré en négocia-
tions exclusives avec le groupe
Tchèque EPH (ou Energeticky
a Prumyslovy Holding) pour la
vente de ses actifs de production
thermique en France.
La centrale d’Emile Huchet à
Saint-Avold, soit deux tranches
de charbon de 600 MW ainsi que
420 MW de gaz, et la centrale de
Provence à Gardanne comportant
deux tranches de charbon de
600 MW et 150 MW de biomasse
sont aux cœur des négociations
[1].
Fondé par le milliardaire Daniel
Kretinsky, déjà dans le capital de
plusieurs médias français, EPH
s’est au fil des années spécialisé
dans le rachat de centrales ther-
miques à prix bas. Le business
modèle de l’énergéticien con-
siste à poursuivre l’exploitation
des centrales thermiques déjà
amorties jusqu’à leur fermeture
définitive dans un contexte de
transition écologique. Les profits
liés à l’exploitation de ces cen-
trales sont considérables car
le charbon est approvisionné à
moindre coûts et les centrales
thermiques dont le coût marginal
est élevé, sont toujours sollici-
tées lors de pics de consomma-
tion [2].
Le rachat de ces actifs est cepen-
dant une prise de risque pour
EPH puisque le gouvernement
français s’est engagé à fermer
l’intégralité des centrales ther-
miques de son territoire d’ici
2022, alors que RTE, de son côté,
plaide pour une fermeture pro-
gressive entre 2020 et 2022 en
fonction d’un calendrier précis
pour ne pas affecter le système
électrique national. Les poten-
tielles acquisitions du groupe
Tchèque mettent en évidence la
volonté qu’a l’énergéticien de
prendre de plus en plus de place
au sein du paysage énergétique
français.
RACHAT DES CENTRALES THERMIQUES D’UNIPER FRANCE
Sources :
[1]	 « Les centrales à charbon françaises d’Uniper bientôt vendues : quid de leur fermeture ? », Actu-Environnement. [En ligne].
Disponible sur: https://www.actu-environnement.com/ae/news/rachat-uniper-eph-fermeture-centrale-charbon-32632.php4.
[Consulté le: 07-janv-2019].
[2]	 « Deux centrales charbon françaises vont changer de mains - La Croix ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.la-croix.
com/Economie/France/Deux-centrales-charbon-francaises-vont-changer-mains-2018-12-25-1200991604. [Consulté le:
07-janv-2019].
Dans la nuit du mardi 18 au
mercredi 19 décembre se
sont tenues au parlement euro-
péen de Strasbourg des négo-
ciations quant à la refonte du
marché de l’électricité. Après
14 heures de discussions, un
accord a été trouvé et devra
re ce vo i r l ’a p p ro b at i o n d u
Parlement et du Conseil euro-
péen avant d’être définitive-
ment adopté [1].
Les débats ont convergé vers
l’abolition des subventions
publiques pour le charbon
à travers les mécanismes de
capacité qui sont source de
revenus pour les producteurs
maintenant leur moyens de
p r o d u c t i o n ( s o u v e n t t r è s
émetteurs en gaz à effet de
serre) à disposition en cas de
pic de consommation. Dans
l e s d é t a i l s, l e s n o u ve l l e s
centrales char bon entrant
e n fo n c t i o n n e m e n t a p r è s
la mise en place des textes
l é gi s l a t i fs m e n t i o n n é s c i -
dessus et émettant plus de
550g de CO2
/kWh ne bénéfi-
cieront pas du mécanisme de
capacité tandis que les cen-
trales en fonctionnement à
l’heure actuelle n’en béné -
ficieront plus à compter de
juillet 2025 [2], [3].
Ces décisions visent à faci-
liter l’intégration des éner-
gies renouvelables au sein
du mix énergétique euro -
péen et à baisser les émis-
sions de CO2
liées à la produc-
tion d’électricité en Europe.
Dans un contexte de prise de
conscience citoyenne con-
cernant les problématiques
e n v i r o n n e m e n t a l e s , c e t t e
modification du marché de
l’électricité sera probable -
ment un tournant à suivre de
près...
Sources :
[1]	 « Accord européen sur le futur marché de l’électricité », Actu-Environnement. [En ligne]. Disponible sur: https://www.
actu-environnement.com/ae/news/Accord-europeen-futur-marche-electricite-32602.php4. [Consulté le: 07-janv-2019].
[2]	 « Marché de l’électricité: vers la fin des subventions pour le charbon en 2025 », Techniques de l’Ingénieur. [En ligne].
Disponible sur: https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/marche-de-lelectricite-vers-la-fin-des-subven-
tions-pour-le-charbon-en-2025-61995/. [Consulté le: 07-janv-2019].
[3]	 « Marché de l’électricité : un accord européen pour plus de transparence », Le Monde. [En ligne]. Disponible sur: https://
www.lemonde.fr/economie/article/2018/12/19/marche-de-l-electricite-un-accord-europeen-pour-plus-de-transpar-
ence_5399516_3234.html. [Consulté le: 07-janv-2019].
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6 NEWS
MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ : QUID DES MÉCANISMES DE CAPACITÉ
Centrale thermique © pixabay
Hydrolienne fluviale © HydroQuest
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7NEWS
L’é t a b l i s s e m e n t p u b l i c
des Voies navigables de
France a émis l’idée, en 2005,
d’un parc de production élec-
trique fluvial à la métropole
de Lyon. Au vu des courants
et de la navigation observée
sur le Rhône au niveau de la
commune de Saint-Clair, ce
lieu retient l’attention des
décisionnaires.
C’est le vendredi 21 décembre
2018 que le projet a abouti
a p r è s l ’i n a u g u r a t i o n d e s
quatre hydroliennes posées
en octobre de la même année.
Ce parc de production est une
première en France et permet-
tra l’alimentation de près de
500 foyers pendant 25 ans.
U n p r o j e t q u i s e
v e u t r e s p e c t u e u x d e
l’environnement puisque les
hydroliennes produisent de
l’énergie électrique sous l’effet
des courants tout en garan-
tissant la préservation de la
faune et de la flore environ-
nante. De plus, le chantier
n é ce s s a i re à l ’i n s t a l l at i o n
des équipements a été rela-
tivement léger. Des constats
dont David Kimelfeld, prési-
dent du conseil de la métro-
pole de Lyon, se félicite :
« La métropole de Lyon fait
figure de pionnier en matière
de transition énergétique.
Cette ferme hydrolienne le
démontre. [...] Grâce à notre
Plan Climat Energie Territorial
lancé en 2012, nous avons déjà
réduit nos émissions de gaz à
effet de serre de 16,5 %.» [1].
Un projet nouveau, innovant
voué à se reproduire puisque
la France profite du 2ème
espace maritime au monde et
bénéficie de courants favora-
bles à la production d’énergie
maritime et fluviale renouvel-
able [2].
INAUGURATION DU PREMIER PARC DE PRODUCTION ÉLECTRIQUE
FLUVIAL EN FRANCE
Sources :
[1]	 R. Guigue, « Lyon accueille le premier parc fluvial d’hydroliennes en France », Lyon Capitale, 23-déc-2018. [En ligne]. Disponible
sur: https://www.lyoncapitale.fr/actualite/lyon-accueille-le-premier-parc-fluvial-dhydroliennes-en-france/. [Consulté le:
07-janv-2019].
[2]	 « Les énergies marines renouvelables ». [En ligne]. Disponible sur: http://www.enr.fr/energies-marines-renouvelables. [Consulté
le: 07-janv-2019].
Le m i n i s t re f r a n ç a i s d e
l ’ E c o n o m i e , B r u n o L e
M a i re, e t s o n h o m o l o g u e
allemand, Peter Altmaier, ont
signé un accord le 18 décem-
bre dernier pour le développe-
ment d’un géant de l’industrie
des batteries. L’accord a été
signé à la marge de la sixième
réunion annuelle des « Amis
de l’industrie » à Paris [1][2].
Cette entente vient dans le
sillage du développement
d’une filiale « made in Europe »
de voitures électriques, une
industrie stratégique pour
les deux pays. Le maintien
de la valeur ajoutée de cette
filière en Europe passe forcé-
ment par la relocalisation de
l’industrie des batteries qui
est for tement dominée par
des pays asiatiques (Chine,
Corée de Sud , Japon) [2].
Avec cet accord, les par te -
naires veulent favoriser la
c r é a t i o n d e c o n s o r t i u m s
d e g r a n d e s e n t r e p r i s e s
européen­nes, d’ici la fin du
premier semestre 2019 [1].
« Nous voulons, d’ici 2030,
couvrir 30% de la demande
mondiale par des fabricants
allemands et européens », a
déclaré le ministre Allemand
à Berlin le 13 novembre (avant
la signature de l’accord) [3]
[4]. Au nom de cet objectif,
l’Allemagne s’est engagée à
débloquer un fond de 1 mil-
liard d’euros d’ici 2022 [1–5].
La France, quant à elle, n’a pas
communiqué de montant [1]
[5].
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8 NEWS
Paris et Berlin en faveur d’un « Airbus des batteries »
Sources :
[1]	 France et Allemagne s’entendent sur l’Airbus des batteries, Le Figaro, Décembre 2018 http://www.lefigaro.fr/
conjoncture/2018/12/18/20002-20181218ARTFIG00234-france-et-allemagne-s-entendent-sur-l-airbus-des-batteries.php.
(Accessed: 4th January 2019)
[2]	 Paris et Berlin veulent créer l’Airbus de la batterie. Le Point (Décembre 2018). Available at: https://www.lepoint.fr/automobile/
innovations/paris-et-berlin-veulent-creer-l-airbus-de-la-batterie-19-12-2018-2280476_652.php. (Accessed: 4th January 2019)
[3]	 	Nouvelle L., L’Allemagne mise sur les batteries - L’Usine de l’Energie. (2018).
[4]	 	TORREGROSSA M., L’Allemagne prête à financer l’Airbus de la batterie. Available at: https://www.automobile-propre.com/lal-
lemagne-veut-relocaliser-lindustrie-de-la-batterie-en-europe/. (Accessed: 4th January 2019)
[5]	 	Paris et Berlin s’entendent pour développer des batteries en Europe. Le Monde de l’Energie (2018).
Chargeur piles © pixabay
Le ve n d re d i 1 4 d é c e m -
bre 2018, CGN et EDF ont
annoncé lors d’une conférence
de presse l’entrée en service
du premier réacteur de la cen-
trale Taishan (Chine méridio-
nale). La mise en service du
second réacteur est attendue
en 2019. Après son raccorde-
ment au réseau en juin dernier,
le premier des deux réacteurs
de la centrale Taishan a passé
toute une batterie de tests
dont le dernier a été le fonc-
tionnement à pleine puis -
sance pendant 168 heures en
continu [1].
L a c e n t r a l e n u c l é a i r e d e
Taishan, constituée de deux
réacteurs EPR, d’une puis-
sance de 1750 MW chacun,
p o u r r a p r o d u i r e j u s q u ’ à
24 T Wh d’électricité. Cette
énergie peut fournir annuel-
lement 5 millions de Chinois
tout en évitant l’émission de
21 millions de tonnes de CO2
[2].
Le projet de la centrale de
Taishan est por té par une
joint-venture sino-française
à laquelle EDF par ticipe à
hauteur de 30%, tandis que
les chinois CGN et Yuedian y
sont actionnaires à 51 et 19%
respectivement.
Taishan 1, dont la mise en
chantier a démarré en 2009,
soit quatre ans après celle
d’Olkiluoto en Finlande [1] et
deux ans après Flamanville 3
en France [3], est désormais
le premier EPR au monde. Ce
succès est dû en particulier
aux retours d’expérience en
Finlande et en France, comme
cela a été souligné par Guo
Limin, directeur général de la
joint-venture [1].
Le premier réacteur nucléaire EPR entre en service commercial
Sources :
[1]	 Chine: le premier réacteur nucléaire EPR dans le monde entre en service commercial. Connaissance des Énergies (2018).
Available at: https://www.connaissancedesenergies.org/afp/chine-le-premier-reacteur-nucleaire-epr-dans-le-monde-entre-
en-service-commercial-181219. (Accessed: 2nd January 2019)
[2]	 Le premier des deux EPR de la centrale nucléaire de Taishan en Chine entre en exploitation commerciale. EDF France (2018).
Available at: https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/le-premier-des-
deux-epr-de-la-centrale-nucleaire-de-taishan-en-chine-entre-en-exploitation-commerciale. (Accessed: 2nd January 2019)
[3]	 	Centrale nucléaire de Flamanville 3. EDF France (2015). Available at: https://www.edf.fr/groupe-edf/producteur-industriel/
carte-des-implantations/centrale-nucleaire-de-flamanville-3/presentation. (Accessed: 2nd January 2019)
EPR de Taishan © Le Monde
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9NEWS
En août 2015, la LTECV a
fixé les objec tifs ambi-
tieux de la France en termes
d e ré d u c t i o n d e co n s o m -
mation d ’énergie primaire
et d’émissions de CO2
. Des
objectifs par secteur ont été
définis, notamment dans celui
du résidentiel ter tiaire qui
représente à lui seul 45% [1]
de la consommation d’énergie
finale en France. Ainsi, l’état
a affiché deux objectifs : le
premier – rénover 500 000
logements par an afin de
r é d u i r e l a c o n s o m m a t i o n
d’énergie du parc immobilier
de 38% en 2025 par rapport à
2010, le second – un niveau
BBC Rénovation de 80  [kWh/
m²/an] pour l’ensemble du
parc en 2050.
La France compte 36,3 mil-
lions de logements [2] et 66%
[3] de ce parc a été construit
avant 1974 (date de la pre -
mière réglementation ther-
mique), ce sont ces bâtiments
qui sont qualifiés de passoire
thermique. L’Etat prend très
au sérieux la rénovation de
ces logements énergivores. En
effet, il propose de nombreux
dispositifs d’aide financière
ainsi que des solutions de
conseil et d’accompagnement
à la rénovation énergétique.
C e p e n d a n t , l ’o b j e c t i f d e
500 000 rénovations par an est
loin d’être atteint avec seule-
ment 90 000 rénovations [4]
en 2018.
Au-delà de ces objectifs de
réduction de consommation
du secteur résidentiel ter-
tiaire, la problématique de la
rénovation prend de plus en
plus une dimension sociale.
Sur les dix dernières années
la hausse moyenne du coût
de l’énergie a été de 4% par
an [5]. Ces augmentations
successives ont vu apparaî-
tre un nouveau mal social  :
l a p r é c a r i t é é n e r g é t i q u e .
Un Français est en situation
d e p r é c a r i t é é n e r g é t i q u e
lorsqu’« il éprouve, dans son
logement, des difficultés par-
ticulières à disposer de la
fourniture d’énergie néces-
s a i re à l a s at i s f a c t i o n d e
ses besoins élémentaires en
raison de l’inadaptation de
ses ressources ou de ses con-
ditions d’habitat » (selon la loi
« Grenelle 2 » de 2010). L’INSEE
a estimé que 4,8 millions de
ménages étaient touchés par
la précarité énergétique en
2006, tandis qu’en 2013 ce
chiffre est passé à 5,6  mil-
lions, soit 1 ménage sur 5. En
plus des difficultés financières
que ces ménages ont pour
se chauffer, une étude réal-
isée en 2013 a montré qu’ils
étaient également plus sus-
ceptibles de développer cer-
tains problèmes de santé [6].
500 000 rénovations énergétiques
par an : un objectif atteignable ?
Impact sur la santé Migraine
Anxiété et
dépression
Bronchite
chronique
Sifflements
respiratoires
Exposé à la précarité
énerg.
48% 41% 22% x 4
Non exposé à la
précarité énerg.
32% 29% 10% x 1
Tableau 1: Evaluation de l’impact de la précarité énergétique
sur la santé dans l’Hérault, CREAI-ORSF Gefosat, 2013
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
10 500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUES
Les impacts multiples de la
précarité énergétique ainsi
que le nombre croissant de
ménages touchés font que
l’institut négaWatt qualifie
ce phénomène de « bombe à
retardement sociale ». Si les
coûts de l’énergie continu-
ent de croitre à un r ythme
de 4% par an, les ménages
les plus modestes se retrou-
ve ro n t e n fe r m é s d a n s u n
cercle vicieux : facture éner-
gétique trop élevé, incapac-
ité d’investir pour la réduire,
hausse des factures du fait de
l’augmentation des coûts de
l’énergie. La rénovation éner-
gétique est donc bénéfique,
souhaitable et nécessaire, car
elle répond à de nombreux
enjeux : précarité énergétique,
création d’emplois localisés,
lutte contre le réchauffement
climatique, développement
de l’indépendance aux éner-
gies fossiles.
I l est donc nécessaire de
se demander quels sont les
freins actuels à la rénovation
et comment les supprimer
afin d’atteindre l’objectif de
500 000 rénovations annuelles.
Heureusement, les experts du
secteur se rejoignent sur plu-
sieurs éléments de réponse.
Un des freins les plus impor-
tants est la méconnaissance
que peuvent avoir les ménages
sur le sujet de la rénovation
et des aides financières dis-
ponibles à la réalisation de
leur projet. Tout d ’abord,
le baromètre annuel 2018
d e M o n ex p e r t- ré n ovat i o n -
énergie [7] montre que 77%
de l’opinion publique pense
que ces travaux sont compli-
qués à mettre en œuvre. Ce
chiffre atteint 80% chez les
personnes ayant déjà réalisé
des travaux. De plus, seule -
ment 41% des personnes inter-
rogées associent travaux de
«  rénovation énergétique » à
« financement par les pouvoirs
publics » et 78% sont incapa-
bles de citer spontanément un
dispositif d’aide financière.
L’infor mation existe pour-
tant bel et bien et est facile
d’accès, cela traduit donc une
mauvaise communication de
la part des pouvoirs publics
sur le sujet de la rénovation
é n e r g é t i q u e . C e p e n d a n t ,
l ’A s s e m b l é e n a t i o n a l e a
voté le 23 novembre 2018 la
création d’un carnet numéri-
que de suivi et d’entretien du
logement pour tout nouveau
permis de construire déposé
après le 1er janvier 2019.
Les acteurs de la rénovation
militent pour que cet outil
soit bien plus qu’une simple
plateforme en ligne. Ce carnet
numérique devrait, in fine,
être un outil de communica-
tion pertinent pour atteindre
de façon plus large et plus
pertinente les ménages fran-
çais. Selon Philippe Pelletier,
Président du Plan Bâtiment
Durable, « décider enfin les
ménages à agir massivement
s u p p o s e q u’o n l e u r p a r l e
juste  : santé, confort, écono-
mie de charges, valeur patri-
moniale… » [8].
Un autre vecteur important
pour opérer une réelle mas-
sification de la rénovation en
France serait de structurer
une offre de service cohérente
et locale, qui est aujourd’hui
manquante. Cela permettrait
ainsi de proposer à tous les
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
11500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUESS
Décider enfin les ménages à
agir massivement suppose
qu’on leur parle juste : santé,
confort, économie de charges,
valeur patrimoniale…
Philippe Pelletier
m é n a g e s ay a n t u n p ro j e t
de rénovation énergétique
l’expertise et le savoir-faire de
professionnels et d’artisans
qualifiés RGE (Reconnu Garant
de l’Environnement). Ainsi les
ménages auront un sentiment
accru de confiance lors de la
rénovation de leur bien. Un
autre avantage à la structura-
tion d’une offre cohérente et
locale serait la mise en rela-
tion des différents artisans et
professionnels de l’énergie. A
titre d’exemple, l’ADEME lors
de l’enquête TREMI de 2017,
a pu montrer que 75% [9] des
travaux de rénovation des
maisons individuelles n’ont
pas permis à ces logements
de changer de classe de DPE
(Diagnostic de Performance
Energétique). Et pourtant, les
rénovations analysées portent
bien sur des postes de travaux
qui permettent d’améliorer
la performance énergétique.
Ainsi, une intervention coor-
donnée des ar tisans sur le
chantier permettrait de passer
d’un mode de rénovation par
par tie (plus couteux, plus
chronophage et moins effi-
cace) à une rénovation com-
plète, où tous les travaux de
rénovation sont exécutés en
même temps.
Enfin, même si de nombreuses
aides sont aujourd’hui dis-
p o n i b l e s, l a q u e s t i o n d u
financement d’un tel projet
reste le plus gros frein au
déclenchement d’un projet
de rénovation. En effet, 60%
[9] des ménages qui souhai-
tent passer à l’acte, mais qui
ne le font pas, évoquent la
raison de leur situation finan-
c i è re. L’i n s t i t u t n é g a Wa t t
propose un nouveau modèle
économique sur les prêts liés
aux projets de rénovation. Ils
appellent cela « l’équilibre en
trésorerie », qui permet aux
ménages ayant contracté un
prêt pour la rénovation de
leur logement d’avoir des
mensualités (remboursement
du prêt plus nouvelle facture
énergétique) qui ne dépas-
seront pas la facture énergé-
tique avant travaux. Un tel
dispositif permettrait à cer-
tains ménages de s’affranchir
des difficultés de financement
et de les rassurer sur la rent-
abilité de leur investissement
immobilier. Un autre disposi-
tif permettrait également de
faciliter la massification de
la rénovation : il consiste à
attacher le prêt à la maison
plutôt qu’à la personne. Cela
permettrait de rendre acces-
sible la rénovation énergé -
tique quelle que soit la situa-
tion des ménages (personnes
de plus de 65 ans, personnes
endettées, personnes ayant
p r é v u u n d é m é n a g e m e n t
dans un futur proche, pro-
priétaires très précaires) et de
les rendre rapidement moins
Immeuble en rénovation © pxhere
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
12 500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUES
Sources :
[1]	 	« Mix énergétique de la France », avr. 2017.
[2]	 	C. Arnold, « Le parc de logements en France au 1er janvier 2018 », févr. 2018.
[3]	 	PACTE, « Analyse détaillée du parc résidentiel existant », juill. 2017.
[4]	 	Energie Plus n°616, « Les collectivités démunies face aux objectifs de la rénovation énergétique des bâtiments », déc-2018.
[5]	 	Institut négaWatt, « Résorber la précarité énergétique et rénover les passoires thermiques », juin 2018.
[6]	 	CREAI-ORS Gefosat, « Etude sur les liens entre précarité énergétique et santé dans l’Hérault », 2013.
[7]	 	« Baromètre Annuel ». [En ligne]. Disponible sur: https://monexpert-renovation-energie.fr/blog/blog/barometre2018-134.
[Consulté le: 15-janv-2019].
[8]	 	P. Pelletier, « Rénovons nos bâtiments », EdEnmag n°5, déc-2018.
[9]	 	« Enquête TREMI (Travaux de Rénovation Energétique des Maisons Individuelles) Campagne 2017 ». ADEME, oct-2018.
sensibles à la hausse des
coûts de l’énergie. Toutefois
un tel modèle économique
est encore difficile à mettre
en place à grande échelle, car
il suppose un changement en
profondeur des habitudes des
acteurs financiers.
Le chemin est donc encore
long si l’on souhaite atteindre
un parc de bâtiments rénové
au niveau BBC d’ici 2050.
Mais les idées pour opérer un
changement de paradigme
autour de la rénovation sont
nombreuses et poussées aussi
bien par l’Etat que par les pro-
fessionnels de la rénovation.
De plus, des expérimentions
ont déjà eu lieu concernant
la réalisation de rénovations
complètes, plutôt que par
partie, en utilisant le mode de
financement de « l’équilibre
e n t r é s o r e r i e » ( e x p é r i -
ence DORéMI). Les retours
d’expériences commencent
aujourd’hui à tomber, et ils
montrent que ce type de dis-
positif fonctionne très bien
: les objectifs d’équilibre en
trésorerie et d’amélioration
d e l a p e r f o r m a n c e
énergétique jusqu’au niveau
B B C R é n o v a t i o n o n t é t é
atteints. Ces changements de
méthodologie mettront du
temps pour être déployés sur
l’ensemble du territoire, mais
dès lors qu’ils le seront, la
massification de la rénovation
pourra débuter, et la France se
sera enfin donné les moyens
d’atteindre son objectif de
500 000 rénovations par an.
Tristan DELIZY
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
13SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
Le 15 Août 2017, Taïwan
a connu l’une des pires
pannes de courant de son his-
toire au cours de laquelle près
de 7 millions de résidences
ont été privées d’électricité
pendant cinq heures à cause
d’une hausse de tempéra-
ture imprévue. Cet incident a
relancé le débat sur la sécurité
énergétique de l’île et a remis
en cause la décision de sortir
du nucléaire annoncée par le
gouvernement [1]. Le secteur
énergétique à Taïwan fait face
à de nombreux défis qu’il faut
relever afin de diminuer les
risques sur l’économie de l’île.
For te dépendance aux éner-
gies impor tées
Afin de satisfaire ses besoins
énergétiques, Taïwan dépend
presque exclusivement des
énergies importées. En 2017,
98% de l’énergie consom -
m é e à Ta ï wa n é t a i t i s s u e
Défis de la sécurité énergétique à
Taïwan
Figure 1 : Indicateurs de la sécurité énergétique [3] © Ministry of Economic Affairs
d’importations. L’île produit
très peu d’énergie d’origine
renouvelable. En outre, les
combustibles fossiles sont
impor tés de pays instables
politiquement, ce qui rend
encore plus fragile la sécurité
énergétique de l’île [2].
Gr a n d e s d é p e n s e s l i é e s au
sec teur énergé tique
Taïwan dépend de l’énergie
fossile importée à plus de 80%,
ce qui rend l’économie plus
vulnérable aux fluctuations
des prix des énergies fossiles
(Figure 2). L’augmentation
rapide du coût de l’énergie a
été principalement absorbée
par les producteurs d’énergie
engendrant de grandes pertes
pour ces derniers.
L’entrepr is e Taiwan Power
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
14 SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
Figure 2 : Génération d’énergie par source [3] © Ministry of Economic Affairs
Company, connue sous le nom
de TaiPower, est une entre-
prise publique taïwanaise de
production et de fourniture
d’électricité qui fournit près
de 78% de l’énergie totale
consommée à Taïwan [4]. Les
prix de l’électricité fixés par le
gouvernement ont contribué
à augmenter l’endettement
d e l ’e n t r e p r i s e . L e r a t i o
d’endettement de TaiPower
a atteint 85% en 2017, ce
qui correspond à des pertes
cumulées de 2,63 milliards
d’euros [5].
Ce t te s i t u at i o n f i n a n c i è re
difficile a poussé le gouver-
nement à revoir sa politique
énergétique et à diminuer
les contrôles sur les tarifs de
l’électricité, jugés trop bas par
les producteurs d’électricité.
Em i s s i o n s d e g a z à e ff e t d e
serre
La dépendance aux énergies
fossiles a un impact évident
sur l’environnement et sur
les émissions de CO2
et de
particules fines. La majorité
de la pollution est liée à
l ’e x p l o i t a t i o n d u c h a r b o n
utilisé pour produire près
de 47% de l’énergie de l’île
(Figure 2).
Le gouvernement s’est engagé
à réduire ses émissions de CO2
en signant le protocole de
Kyoto et l’accord de Paris sur
le climat (COP21). En 2016, le
gouvernement de Tsai Ing-wen
a promulgué une nouvelle
loi qui a comme objectif de
réduire fortement les émis-
sions de CO2
et la dépendance
a u x i m p o r t s d ’é n e rg i e e t
notamment au charbon, au
gaz et au pétrole, d’ici 2025.
A Taiwan, la qualité de l’air
atteint un niveau de pollu-
tion critique durant 5,7% de
l’année. La pollution est aussi
causée par des vents froids
en hiver qui transportent les
par ticules fines émises par
les pays voisins (Chine, Corée
et Japon). La nouvelle loi du
gouvernement vise à diminuer
la concentration annuelle des
particules fines de 18,2% et à
diminuer les aler tes rouges
(de 997 à 528) [6].
Co n c lu s i o n
La situation énergétique
à Taïwan s’avère compli-
quée au vu des difficultés
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
15SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
à concilier les engagements
pris en termes d’émissions
de CO2
et la satisfac tion
des besoins énergétiques
d’une économie en plein
essor (Figure 3). Taiwan est
pourtant capable de dével-
opper la part des énergies
renouvelables dans son mix
énergétique et notamment
celle de l’énergie solaire.
Cependant, les tar ifs de
l ’é l e c t r i c i t é t rè s b a s, l e
m a n q u e d e ré g l e m e n t a -
tions appropriées et une
i n f ra s t r u c t u re i n a d a p té e
o n t c o n t r i b u é à r a l e n -
tir le développement des
énergies renouvelables à
Taïwan.
Yacine LAHMA
Figure 3 : Consommation d’électricité par secteur [3]
© Ministry of Economic Affairs
Sources :
[1]	 	South China Morning Post, « Taiwan blackouts cast shadow over leader’s nuclear-free plans », 20-août-2017.
[2]	 	The National, « Taipei in push to reduce energy imports », The National, 2017.
[3]	 	M. of E. A. Ministry of Economic Affairs, « Energy Statistical annual Reports ». 2017.
[4]	 	T. P. Taiwan Power, « TaiPower - What We Do », Taiwan Power Company, 2017. [En ligne]. Disponible sur: http://www.taip-
ower.com.tw/en/page.aspx?mid=318. [Consulté le: 15-janv-2019].
[5]	 	TaiPower, « Rapport annuel Taiwan Power ». 2017.
[6]	 	Pollutec, « Taiwan : des mesures pour faire face à la pollution de l’air », Capteurs d’avenir, 26-juill-2018.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
16 SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
L’idée de la gratuité dans
les transports en commun
a connu deux grandes vagues
de développement. Les pre-
mières villes à se lancer dans
l’expérimentation sont améri-
caines et européennes. Dans
les années 70, des dizaines de
villes (Compiègne et Colomiers
en France, Commerce aux
Etats-Unis) pensaient avoir
trouvé là une solution pour
e n c o u r a g e r l e u r p o p u l a -
tion à se déplacer en trans-
port en commun. Depuis les
années 2000, le mouvement a
gagné de nouveaux adeptes :
Châteauroux relance le mou-
vement en France en 2001.
A u j o u r d ’ h u i , 1 0 7 r é s e a u x
de transports collectifs gra-
t u i t s s o n t r e c e n s é s d a n s
le monde et une trentaine
d’agglomérations ont choisi
de prendre en charge totale-
ment les frais de transports
en commun [1]. Alors qu’il y
quelques années, le mouve-
ment était suivi seulement
par des villes dont la popula-
tion était relativement faible,
l’exemple de Tallinn, capitale
de l’Estonie et de ses 400 000
habitants qui relèvent le défi
de la gratuité depuis 2012,
pousse à se demander si la
gratuité est applicable pour
des réseaux plus importants.
Depuis quelques mois, les
annonces se multiplient sur
le sujet : en septembre 2018,
et après avoir testé la gratu-
ité les weekends depuis 2015,
Dunkerque devient la plus
grande ville d’Europe à mettre
en place la gratuité pour tous
sur son réseau ( Tallinn ne
l’applique qu’à ses résidents),
le Luxembourg a annoncé en
fin d’année vouloir proposer
gratuitement l’ensemble de
ses transpor ts publics d’ici
5  ans. En I le - de -France le
débat s’est invité entre la pré-
sidente de la région Valérie
Pécresse et la maire de Paris
A n n e H i d a l g o, av a n t q u e
cette dernière ne se ravise
il y a quelques jours, recon-
naissant que la mesure n’était
pas applicable au réseau com-
plexe de la région.
En 2016, 38 % des émissions
de CO2
provenaient du secteur
du transpor t dont environ
75% étaient émises par le
trafic routier [2]. La gratuité
dans les transpor ts collec-
tifs, qui a montré ses preuves
au niveau socio-économique
La gratuité dans les transpor ts collec-
tifs urbains est-elle une opportunité pour
limiter les émissions de CO2
dans les villes ?
Arrêt de bus © pexels
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
17GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
dans la plupart des villes qui
l’ont mise en place, pourrait-
elle avoir un impact sur les
émissions de CO2
et la qualité
de l’air dans les villes ?
Il faut tout d’abord savoir que
la mise en place de la gratu-
ité des transports en commun
a toujours été justifiée par un
contexte particulier. A Tallinn,
la gratuité n’est proposée
qu’aux résidents de la ville [3],
dont le nombre a augmenté
du fait de ce système. Ceci a
permis à la ville de financer
la mesure grâce aux recettes
d’impôts locaux supplémen-
taires qu’elle a engendrées : le
coût de la mesure est estimé
à 40 millions, les recettes fis-
cales supplémentaires à 80
millions. En France, de nom-
breux maires ont proposé
cette mesure afin de mettre
fin à la sous-utilisation des
bus dans leur commune. A
Dunkerque, avant 2015, deux
tiers des trajets sont réalisés en
voiture pour seulement 4,7%
de déplacements opérés grâce
aux transports en commun. Un
responsable des transports de
la commune de Châteauroux
d é c l a re q u e l e c a l c u l e s t
simple pour la commune : ils
préfèrent des bus pleins et
gratuits que des bus vides et
payants. L’augmentation de
la fréquentation est pour eux
synonyme de réduction du
coût par usager. Les réseaux
de ces communes n’étant pas
saturés, ils sont en mesure
d ’ a c c u e i l l i r d e n o u v e a u x
passagers sans pour autant
dégrader la qualité de service.
C’est le cas inverse pour l’Ile-
de -France qui possède un
réseau beaucoup plus impor-
tant et sophistiqué.
Ces petites communes ont un
autre avantage : le manque à
gagner de la mise en place de
la gratuité est relativement
faible. À Dunkerque, la bil-
letterie représentait 12% du
budget, à Aubagne elle était
seulement de 8%. Ainsi, l’ordre
de grandeur du financement
à trouver est de quelques
m i l l i o n s d ’e u ro s p o u r ce s
communes. A l’inverse, d’après
une étude commandée par
la région Ile -de -France [4],
les franciliens contribuent à
hauteur de 27% du budget
transport de l’Ile-de-France.
Si la mesure venait à être
adoptée, 2,7 milliards d’euros
manqueraient chaque année.
Pour les autres grosses agglo-
mérations comme Marseille,
Lille ou Lyon, le financement
manquant serait de centaines
de millions d’euros.
Actuellement, le financement
des transpor ts est majori-
tairement pris en charge par
les collectivités, les utilisa-
teurs et les entreprises dans le
cadre du versement transport :
« Les employeurs des secteurs
public et privé qui emploient
11 salariés et plus […] sont
assujettis à la contribution
Bus en ville © pexels
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
18 GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
versement transpor t » [5].
Dans les agglomérations de
Châteauroux et Dunkerque,
une légère augmentation du
versement transport (0,5% à
1%) a permis de prendre en
charge l’absence de contri-
bution des usagers. De plus,
il a été observé que la gratu-
ité n’avait pas freiné les inves-
tissements dans les villes qui
l’ont mise en place. Le tracé
des lignes de bus dunker-
quoises, inchangé depuis les
années 70 et ne desservant
qu’un tiers de la population,
a été refondu au cours de
l’année 2018, pour permettre
l’accès aux transports collec-
tifs à un plus grand nombre
d’habitants [1], des voies con-
sacrées aux bus et des feux
prioritaires ont été mises en
place. Enfin, l’ajout de 30 nou-
veaux bus fonctionnant au
gaz naturel, moins polluants
que les diesels, aux 100 bus
du réseau dunkerquois sont
également la preuve que des
investissements durables et
plus écologiques sont pos-
sibles [6]. À Aubagne, un
nouveau tramway a été mis
en service en 2014 ainsi que
15% de bus supplémentaires.
Même chose à Tallinn, où, afin
d’amortir le passage à la gra-
tuité, le réseau de transport en
commun est passé de 17,4 km
à 28 km et 70  nouveaux bus
et 15 nouveaux tramways ont
été rajoutés au réseau [7].
Cela montre que la gratu-
ité n’est pas suffisante pour
booster l’utilisation des trans-
por ts en commun, il s’agit
é g a l e m e nt d e d é ve l o p p e r
le réseau afin de séduire de
nouveaux usagers. Ainsi, une
étude a montré que sur les 3%
d’augmentation de la fréquen-
tation à Tallin, seulement 1,2%
sont dus à la gratuité [8]. Ceci
pose problème en I le - de -
France où les hausses les plus
importantes sur les investisse-
ments entre 2000 et 2017 ont
déjà été majoritairement sup-
portées par les entreprises (+
61%) et les collectivités terri-
toriales (+ 186%) contre seule-
ment + 33% par les usagers et
où la gratuité pourrait être
synonyme de baisse des inves-
tissements [9].
Les premiers effets de la gra-
tuité ont été observés sur la
fréquentation des transports
en commun dès les premiers
mois : à Aubagne, le nombre
de voyageurs est passé de
1,9 millions à 6 millions entre
2009 et 2017. La hausse de la
fréquentation était de 29 % le
samedi et de 78 % le diman-
che à Dunkerque entre 2015
et 2018. A Châteauroux, le
réseau est trois fois plus
u t i l i s é p a r l e s h a b i t a n t s
depuis l’adoption des trans-
por ts en commun gratuits.
Les habitants, et le person-
nel de la société de transport
semblent tous convaincus
© pexels
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
19GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
des bienfaits du choix de la
gratuité et ne voient pas appa-
raître de signes d’incivilité
que les pour fendeurs de la
m e s u r e p r é v o y a i e n t [ 1 0 ] .
Selon le président de la com-
m u n a u t é d ’a g g l o m é r a t i o n
de Dunkerque, la gratuité
des transports en commun a
aidé à piétonniser le centre-
ville et a permis d’évincer les
véhicules particuliers tout en
redynamisant le quartier.
Cependant, lorsque l’on parle
de l’impact environnemental
de la gratuité, un des prob-
lèmes principaux est qu’une
par t impor tante du repor t
modal provient des modes
de mobilité douce comme la
marche ou le vélo et non de la
voiture. À Châteauroux, 25%
des utilisateurs ayant changé
leurs habitudes après la gra-
tuité se déplaçait auparavant
à pied et 5% en vélo. A Tallinn,
le même phénomène a été
observé : s’il y a eu un report
de 8% des ­automobilistes vers
les transpor ts en commun
grâce au passage à la gratuité,
il y a eu un report modal de
31% des mobilités douces vers
les transports en commun. Ces
usagers se déplaçant sur une
plus courte distance, la dis-
tance moyenne des trajets
en transports en commun a
baissé de 10,6%. Cela remet en
cause le bienfait réel de cette
mesure sur l’amélioration de
la qualité de l’air. Ce phé -
nomène s’explique par la dif-
férence de sensibilité aux
prix : se déplacer en voiture
est globalement plus coûteux
pour tous les usagers. Ainsi, le
choix de la voiture est soit fait
outre la barrière économique
(gain de temps, de confort,
etc.) soit parce qu’il n’y a
pas d’autre moyen  : en Ile -
de -France, seulement 10%
des déplacements en voiture
seraient réalisables en un
temps plus court à l’aide des
transports en commun et 25%
ne sont pas recouvrables par
l’offre proposée. A l’inverse,
2/3 des trajets effectués à
pied ou en vélo se feraient
plus rapidement en transport
en commun.
Un rapport de l’ADEME datant
de 2007, a étudié les bienfaits
de la gratuité sur l’émission de
différents gaz à effet de serre
dans la ville de Châteauroux.
En se servant des chiffres du
report modal observés et de
leurs références sur les émis-
sions des voitures et des
motos, les chercheurs sont
arrivés à la conclusion que
la mesure a permis d’éviter
l’émission annuelle d’environ
260 tonnes de CO2
, d ’une
dizaine de tonne de monoxyde
de carbone et quelques tonnes
de composés organiques vol-
atils et d’oxydes d’azote [11].
En termes de CO2
, cela corre-
spond aux émissions annu-
elles de 44 français en 2007
(5,85 tonnes par habitants).
La mise en place de la gra-
tuité dans les transports en
commun a été bénéfique dans
des petites agglomérations,
© pxhere
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
20 GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
Sources :
[1]	 	H. Briche et M. Huré, « Dunkerque, nouveau « laboratoire » de la gratuité des transports - Métropolitiques », mai 2017.
[2]	 	C. Deluzarche, « Transport et CO2 : quelle part des émissions ? », 2017.
[3]	 	O. Cats, T. Reimal, et Y. Susilo, « Public Transport Pricing Policy – Empirical Evidence from a Fare-Free Scheme in Tallinn,
Estonia », Transportation Research Record Journal of the Transportation Research Board, vol. 2415, p. 89‑96, janv. 2014.
[4]	 	G. Carrez et al., « Rapport du Comité sur la faisabilité de la gratuité des transports en commun en Île de France leur finance-
ment et la politique de tarification », Ile de France, oct. 2018.
[5]	 	Ursaf, « Versement Transport ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.urssaf.fr/portail/home/taux-et-baremes/versement-
transport.html.
[6]	 	S. Vincendon et Libération, « A Dunkerque, les transports gratuits, ça paye », 04-sept-2018.
[7]	 	D. B. Hess, « Decrypting fare-free public transport in Tallinn, Estonia », Case Studies on Transport Policy, vol. 5, no 4, p.
690‑698, déc. 2017.
[8]	 	O. Cats, Y. O. Susilo, et T. Reimal, « The prospects of fare-free public transport: evidence from Tallinn », Transportation, vol.
44, no 5, p. 1083‑1104, sept. 2017.
[9]	 	D. STIF, DRIEL, et OMNIL, « Enquête Globale Transport », sept. 2012.
[10]		« À Châteauroux, 16 ans de transports gratuits », 26-sept-2017.
[11]		ADEME, « La gratuité totale des transports collectifs urbains : effets sur la frequentation et interets », PREDIT 3 / ADEME,
janv. 2007.
réconciliant les populations
avec les transports collectifs
et désengorgeant les centres
villes. Cependant, l’expansion
et la modernisation du réseau
d e t r a n s p o r t s s o n t t o u t
aussi importantes pour aug-
menter la part d’utilisateurs.
Néanmoins, dans des réseaux
p l u s i m p o r t a n t s c o m m e
à Marseille, où l’inser tion
d’Aubagne dans la commu-
nauté d’agglomération pose
la question de la gratuité,
ou à Paris, le budget semble
être trop important pour per-
mettre la gratuité tout en con-
servant un réseau adapté. De
plus, si l’on cherche unique-
ment à réduire les émissions
de CO2
, un investissement sur
le réseau afin de rendre les
transports plus accessibles à
tous et de réduire les temps
de transports afin d’être com-
pétitif avec la voiture serait
plus intéressant.
Juliette THOMAS
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
21GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
Le démantèlement du parc nucléaire fran-
çais : un chantier national à gros enjeux
50%C ’est l’objec tif
que s’est donné
l a Fra n ce p o u r d é f i n i r l a
part des électrons d’origine
nucléaire circulants dans nos
réseaux électriques à l’horizon
2035. Initialement prévu en
2025, cet objectif au cœur de
débats passionnels semble
dégager nombre de questions
et d’incertitudes sur la capac-
ité de l’état ­français
à divorcer progressivement
de sa filière dominante, fer
d e l a n ce n at i o n a l a p p a r u
dans les années 70 suite au
premier choc pétrolier. Parmi
ces questions, une revient sys-
tématiquement : que faire de
nos centrales ? On recense en
effet 58 réacteurs en activ-
ité répartis sur 19 sites. Pour
tenir les objectifs de 2035, le
président Emmanuel Macron
a annoncé le mardi 27 novem-
bre 2018 qu’il faudra fermer
14 réacteurs sur cette période
de 17 ans [1]. Ces 14 réacteurs
viendront ainsi s’ajouter à la
liste des 9 réacteurs actuelle-
ment en phase de démantèle-
ment dont la prise en charge
est totalement assurée par
EDF. Comment se déroule
le démantèlement d’un site
nucléaire ? Qui finance les
charges ? Où en sont les
travaux actuels ? Comment
EDF et l’état français envis-
agent les futurs travaux liés
aux objectifs de la loi de tran-
sition énergétique pour la
croissance verte ? Cet article
tâchera d’apporter des élé -
m e n t s d e r é p o n s e à c e s
questions.
L e d é m a n t è l e m e n t ,
déroulement.
L’ensemble des travaux de
d é m a n t è l e m e n t d e s s i t e s
nucléaires français sont pris
en charge par EDF. Un départe-
ment particulier est affecté
à ces opérations : le Centre
d’Ingénierie, Déconstruction
et Environnement (CIDEN). Un
projet de démantèlement ou
de « déconstruction » d’après
l e v o c a b u l a i r e e m p l o y é
par l’électricien français se
découpe en trois étapes prin-
cipales :
•	 La Mise en Arrêt Définitive
(MAD). L’objectif est de
«  désactiver » le site en
évacuant toutes les sub-
stances radioac tives en
lien avec la produc tion
uranium © pixabay
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
22 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
d’électricité du réacteur.
Pour cela, il faut, dans un
premier temps, extraire le
combustible chaud et lour-
dement radioactif pour le
laisser reposer deux ans
dans une piscine de stock-
age temporaire, avant de
pouvoir le stocker défin-
i t i ve m e n t o u l ’e nvoye r
en usine de retraitement.
L’autre poste de travail
consiste dans la vidange
des circuits de la tranche
du réacteur. Cette étape
per mettrait, selon EDF,
d ’é v a c u e r 9 9 , 9 % d e l a
radioactivité du site.[2]
•	 La seconde est une étape
de démantèlement partiel.
C ’est la première étape
impliquant du génie civil.
On va, en effet, décon-
struire tous les bâtiments
ex tér ieurs au bâtiment
d u r é a c t e u r n u c l é a i r e.
Le réac teur est ensuite
confiné en vue de son
démantèlement.
•	 La dernière étape est celle
du démantèlement total.
Le réacteur est à son tour
démantelé en commen-
çant par ses échangeurs
de chaleur, puis son bloc
réacteur et enfin par la
structure entière de son
bâtiment.
À l’issu de la dernière étape,
le terrain doit être réhabil-
ité de sorte qu’il redevienne
exploitable après une période
de sur veillance, si cela est
jugé nécessaire. Le terrain
réhabilité sera toujours la
propriété d’EDF mais pourra
être revendu s’il n’y a plus de
risques.
Po u r o b t e n i r l e d r o i t d e
c o m m e n c e r d e s t r a v a u x
d e d é m a n t è l e m e n t t o t a l ,
l’autorité publique doit donner
un décret d’autorisation à
EDF. Il est signé après avis de
l’Agence de Sureté Nucléaire
(ASN). Ensuite, une enquête
publique est effectuée auprès
des riverains et des acteurs
concernés. Une fois l ’aval
de tous obtenu, les travaux
peuvent commencer sous la
surveillance de l’ASN via des
contrôles réguliers des chan-
tiers effectués à fréquences
aléatoires. EDF précise que le
choix du démantèlement est
immédiat après l’arrêt défini-
tif d’un réacteur. Ce choix
a pour objectif de profiter
directement des compétences
des équipes ayant exploité la
centrale à l’arrêt et de ne pas
laisser aux futures générations
un lourd poids économique
lié au démantèlement de cen-
trales construites par le passé.
Dans la réalité, bien que la
volonté du démantèlement
soit immédiate, il y a en
général une inertie de 5 à 7
ans.
L e d é m a n t è l e m e n t ,
financement.
L’ensemble des financements
liés au démantèlement des
réacteurs est pris en charge
par EDF. L’électricien fran-
çais est actuellement le seul
à p r o p o s e r u n e m é t h o d e
d’évaluation des coûts liés à
cette opération. Sa méthode
s e b a s e s u r l ’e x e r c i c e
Dampierre 2009, un devis
réalisé par EDF estimant le
coût de démantèlement des
quatre réacteurs à eau pres-
surisée de la centrale loiré -
taine de 900 MW. Le coût du
démantèlement des centrales
est ainsi calculé par extrapo-
lation de ce coût « générique »
à l’ensemble du parc. La cour
des comptes (CdC) dans son
rapport de janvier 2012 sur
« les coûts de la filière nuclé-
aire » ne semble pas infirmer
cette méthode mais précise
que « le montant des charges
tel que calculé dans l’exercice
DA09 ne peut être validé par la
Cour des comptes qui n’a pas
les compétences pour le faire »
[3]. Ainsi, elle indique que
l’estimation du montant des
charges pour le démantèle-
ment peut s’appuyer sur la
méthode Dampier re 2009,
mais qu’il serait souhaitable
d’avoir recours à des audits
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
23DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
techniques par des cabinets
et des experts extérieurs pour
valider ladite méthode.
Pour financer ce coût, EDF
doit établir des provisions.
Elles correspondent à une
mesure de prévoyance qui vise
à comptabiliser aujourd’hui
l e s c h a rg e s f u t u re s. Po u r
cela, à partir de l’estimation
des coûts, l’entreprise his-
torique a recours à un taux
d’actualisation traduisant la
valeur actuelle du coût total
sur la durée en prenant en
compte le coût du temps. Ce
taux d’actualisation met en
jeu plusieurs paramètres  :
l’inflation, le taux de rende-
ment des actifs sans risque,
le taux de rentabilité des
actifs placés à destination
du financement des charges
et tout autre facteur ayant
u n i m p a c t p o t e n t i e l s u r
l’évolution de ces provisions.
Ce financement faisait ainsi
l’objet en 2015 d’une provi-
sion de 2,4 Mds d’euros pour
les 9 réacteurs en cours de
démantèlement et de 11,4 Mds
d ’euros en valeur ac tuali-
sée pour l’ensemble des 58
réacteurs à eau pressurisée
du territoire français [2]. Ces
provisions font l’objet de deux
réserves : la sous-évaluation
des coûts des charges et le
choix du taux d’actualisation.
Sur le premier point, une
ex t ra p o l at i o n d u co û t d u
démantèlement du parc fran-
çais a été réalisée par la CdC
avec les méthodes utilisées par
six pays différents : la Suède,
la Belgique, le Japon, les Etats
U n i s , l a G r a n d e - B r e t a g n e
et l’Allemagne. Le montant
calculé par EDF est systéma-
tiquement inférieur aux coûts
calculés à partir des méthodes
étrangères, allant jusqu’à une
multiplication par un facteur
2 (Allemagne méthode E.ON,
Etats-Unis) voire 3 (Allemagne
méthode D.Little) des coûts
de ces charges[4].Plusieurs
facteurs peuvent d’expliquer
cette différence. D’abord, la
méthode DA09 se base sur
une estimation réalisée avant
l’évènement de Fukushima et
doit être réévaluée en tenant
compte des nouvelles normes
sécuritaires post-catastrophe.
D’autres arguments avancés
par EDF défendent ces résul-
tats. D’un côté l’opérateur
français mise sur l’effet de
série et la mutualisation des
tranches pour réduire les
coûts. L’effet de série est le
fait que l’expérience acquise
après démantèlement des pre-
mières installations devrait
permettre de gagner en effi-
cacité (technique, productiv-
ité) pour les prochains, ce qui
se traduit par une baisse des
coûts. Le second argument fait
l’hypothèse que sur les sites
où les réacteurs sont en cours
de démantèlement, d’autres
tranches seraient en fonc-
tionnement ou en construc-
tion ce qui pourrait mutualiser
les services entre production
et démantèlement et éviterait
de dupliquer certains coûts.
Ces arguments sont néan-
moins controversés. D’une
part, car l’effet de série n’est
possible qu’en cas d’échange
efficace entre l’exploitant et
ses sous-traitants. De plus, de
nombreux experts avancent
l’argument qu’une standardi-
sation du démantèlement du
parc n’est pas possible étant
donné que chaque réacteur
a subi des évolutions hété -
rogènes notamment du fait
des différents incidents qu’il
a connus [5].
D’autre par t, la mutualisa-
tion des coûts dépendrait en
partie d’un potentiel renou-
vellement du parc actuel ce
qui pourrait trancher avec les
objectifs fixés par la LTECV.
Plus récemment, le rapport
parlementaire du 1er février
2 0 1 7 s u r l a « Fa i s a b i l i t é
technique et financière du
démantèlement des instal-
lations nucléaires de base »
recommande à l’opérateur his-
torique français de revoir ses
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
24 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
règles de prévision des coûts
de démantèlement sur plus-
ieurs points : sortir du calcul
globalisé de la méthode de
Dampierre avec un calcul par
réacteur en tenant compte
de son historique et incor-
porer différents coûts non
pris en compte au préalable
: frais de remise en état des
sites, taxes et assurances
dues par l’exploitant, coût
d’évacuation et de traitement
du combustible et coût social.
Ac tuellement, EDF n’a pas
encore donné d’informations
sur une éventuelle actualisa-
tion de sa méthode de calcul.
L’autre point de discorde con-
cerne le taux d’actualisation
utilisé par EDF pour effecteur
ses calculs de provisions. En
2016, le taux d’actualisation
était de 4,3% [6]. Ce taux
semble surévalué si on se fie
au rapport parlementaire du
1er février qui le compare
avec les taux applicables des
pays voisins : 3,5% en 2015
pour la Suisse, 3,5% en 2016
pour la Belgique et 2 à 2,5%
en Suède. En outre, baisser
le taux d’actualisation est un
des leviers dont dispose l’état
pour forcer EDF à augmenter
ses provisions de charges de
démantèlement. En réponse
à c e l a , u n n o u ve l a r rê t é
publié au Journal officiel du
30 décembre 2017 [7] oblige
à une modification de ce
calcul. L’objectif pour l’année
2026 est de plafonner ce taux
à la moyenne sur les quatre
dernières années du
taux des bons du Trésor fran-
çais à 30 ans. Cette transition
sera progressive au moyen
d ’ u n e m o ye n n e p o n d é ré e
entre le taux d’actualisation
retenu par EDF en 2016 (4,3%)
et la valeur d’objectif citée
précédemment. La pondéra-
tion variera linéairement d’un
facteur 100% en 2016 à 0% en
2026 pour la valeur du taux
d’actualisation 2016. On ne
peut évaluer le futur impact
de cette décision dépendant
de la variabilité des taux
futurs, mais EDF dans ses der-
niers comptes a anticipé une
baisse successive de son taux
d ’ac tualisation de respec -
tivement 0,1 point en 2018 et
0,2 point en 2019 entraînant
une hausse de ses provisions
d’environ 2 Mds d’euros par
rapport à la fin 2016. [8]
Le d é m a n t è l e m e n t , o ù e n
sommes-nous ?
O u t r e l ’ a s p e c t f i n a n c i e r,
9   ré a c t e u r s f r a n ç a i s s o n t
ac tuellement en cours de
démantèlement et apparais-
sent comme un bon indicateur
de la capacité de l’électricien
français à mener à bien ces
projets complexes. La figure
1 montre les différents types
de réacteurs actuellement en
déconstruction. Actuellement
quatre types de réacteurs dif-
férents sont concernés :
Le s ré a c t e u r s à u r a n i u m
naturel graphite-gaz (UNGG) :
ils appar tiennent à la pre -
mière génération de réacteurs
n u c l é a i r e s , t o u s m i s e n
ser vice autour des années
6 0 - 7 0. Le s réa c te u r s co n-
cernés sont : Bugey 1, Saint-
Laurent A1 et A2 et Chinon A1,
A2 et A3, pour un total de 6
réacteurs. Les tranches sont
toutes partiellement décon-
struites. Le démantèlement
total du cœur des réacteurs
est actuellement source de
c o m p l i c a t i o n s p o u r E D F.
Figure 1 : Les réacteurs
actuellement en décon-
struction en France source
©Médiathèque EDF
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
25DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
Initialement, le découpage
de la cuve du réacteur était
prévu à l’horizon 2020-2030.
Ce découpage devait être
effectué dans une enceinte
remplie d’eau pour renfermer
la radioactivité de la cuve.
EDF a cependant annoncé
un repor t à l’horizon 2100
avançant le fait que la fais-
a b i l i t é t e c h n i q u e c o n c e r -
nant la découpe « sous-eau »
n’est pas acquise et qu’une
découpe « sous-air » serait
préférable. Ce changement
de stratégie, impliquant un
décalage de plusieurs décen-
nies, n’a pas été validé par
l’ASN. La mission parlemen-
taire du 1er février a ainsi
demandé à EDF d’accélérer ce
démantèlement mentionnant
que l’horizon 2100 n’est pas
acceptable. Elle conseille un
lancement d’appels d’offres
basé sur le prix et les délais.
EDF a récemment répondu
en s’associant à Véolia et en
acquérant la start-up Oreka
Solutions pour développer
des solutions de télé-opéra-
tion et de simulation 3D pour
le démantèlement nucléaire
de ses réacteurs UNGG.[9]
Le réacteur à eau lourde : Ce
réacteur est unique et est
situé à Brennilis. Il a été mis
en exploitation en 1967 et
arrêté en 1985. Il est en état
de démantèlement partiel. Le
travail n’est pas fini, il reste
encore le démantèlement du
bloc réacteur, l’assainissement
et la démolition des bâti-
ments puis la réhabilitation
du site. Ce réacteur a subi de
nombreuses phases d’arrêt et
de reprise de travaux dues à
des annulations de décrets
d’autorisation pour défauts
de procédure. De nombreuses
critiques pointent du doigt les
opérations interminables ainsi
que l’augmentation inces-
sante du coût de déconstruc-
tion. EDF a déposé une nou-
velle demande de démantèle-
ment complet en juillet 2018.
L’entreprise a annoncé qu’il
faudra 17 ans de travaux pour
réaliser le démantèlement
complet plus trois années
d’instruction du dossier suite
à la nouvelle demande.[10]
Le réacteur à neutrons rapides :
Ce réacteur « Superphénix »
est situé à Creys-Mépieu. Il a
été mis en service en 1986 et
arrêté en 1997. Il est unique
en France et embarquait un
système de refroidissement au
sodium. Des travaux de mise
hors ser vice définitive ont
été réalisés et le sodium a été
évacué de la cuve du réacteur.
L e s t r a v a u x d e d é c o u p -
age de la cu ve o nt co m -
mencé en 2018. S’en suivra
le démontage du générateur
de vapeur, la destruction des
bâtiments et l’assainissement
des terrains et l’ensemble sera
réhabilité à l’horizon 2030. Le
terrain restera propriété d’EDF
et sera dédié à la produc-
tion d’électricité (le phénix­
re n a î t r a d e s e s c e n d re s ) .
Le ré a c t e u r à e a u p re s -
surisé  : Ce réacteur est situé
à Chooz. Ce démantèlement
joue un rôle majeur pour EDF
car il représente la vitrine
des futures opérations de
d é m a n t è l e m e n t d u p a r c
nucléaire français. En effet, le
réacteur à eau pressurisée est
la technologie employée par
les 58 réacteurs nucléaires en
activité. Le réacteur Chooz 1
a été mis en service en 1967
et sa production a été stoppée
en 1991. Il a pour particularité
d’être construit au sein d’une
caverne rocheuse. Après un
démantèlement par tiel des
installations hors réacteur de
1999 à 2008, les équipes se
sont attaquées au démantèle-
ment des circuits nucléaires
du réacteur ( jusqu’en 2014).
Ac t u e l l e m e nt, l e s t rava u x
co n ce r n e nt l e d é m a ntè l e -
ment de la cuve du réacteur
qui sont programmés pour
durer encore trois ans [11].
En 2022, le site pourrait ainsi
être totalement réhabilité et
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
26 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
exploitable, EDF chiffrant les
frais à environ 350 millions
d’euros.
Le démantèlement des cen-
trales apporte lui aussi son
lot de déchets nécessaires
à traiter. Il existe plusieurs
types de déchets issus de la
déconstruction. Il y a d’abord
les déchets dits convention-
nels (81% du volume total
des déchets) et les déchets
radioactifs (le reste). La figure
2 montre la répartition de ces
déchets.
Sur ces déchets radioactifs,
deux critères permettent de
les différencier : leur niveau
de radioactivité (très faible,
faible, moyenne, haute activ-
ité) et leur période radioac-
tive. Cette période représente
le temps nécessaire pour que
la radioactivité liée au déchet
soit divisée par deux. Les
déchets à durée de vie courte
(période radioactive < 31 ans)
sont généralement stockés en
surface au centre de stockage
de l’Agence nationale pour la
gestion des déchets radioac-
tifs (Andra) à Morvilliers et
à Soulaines dans l’Aube. En
ce qui concerne les déchets
à d u ré e d e v i e m oye n n e,
des solutions sont en cours
de développement. Pour les
déchets à faible activité, une
solution de stockage défini-
tif en couche d’argile est en
cours de développement par
l’Andra. Pour ce qui est des
déchets de moyenne activ-
ité un stockage définitif en
couche géologique profonde
est aussi en développement
(projet CIGEO). EDF espère
un déploiement de la phase
industrielle d’ici 2025. En
attendant, les déchets sont
stockés dans une installa-
t i o n d e c o n d i t i o n n e m e n t
d’entreposage des déchets
activés actuellement en con-
struction sur le site de la cen-
trale de Bugey (projet ICEDA).
Là encore, le stock age et
l’avenir de ces déchets sont
soumis à de nombreuses cri-
tiques et réserves. D’abord, le
projet CIGEO d’enfouissement
de l’ensemble des déchets à
moyenne et longue durée de
vie (qui concerne les déchets
i s s u s d e l ’e x p l o i t a t i o n e t
d u d é m a n t è l e m e n t ) t a rd e
à se mettre en place du fait
de son accueil mitigé par le
public. Initialement prévue
en 2025, l’ouverture du site
devrait s’opérer en 2030-2035.
Un débat public national est
d’ailleurs ac tuellement en
cours pour une période de
quatre mois autours du stock-
age de ces déchets nucléaires.
Le stockage provisoire au sein
du projet ICEDA, lui aussi cri-
tiqué, devra durer autant
de temps que l’incer titude
p l a n e r a a u t o u r d u p ro j e t
CIGEO.
L e d é m a n t è l e m e n t ,
perspec tives
Le c h a n t i e r n a t i o n a l q u e
re p ré s e n t e l e d é m a n t è l e -
m e n t e s t , c o m m e n o u s
l’avons vu, soumis à de nom
Figure 2 : Répartition des déchets issus du démantèlement d'un
réacteur. © Médiathèque EDF
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
27DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
breuses incer titudes. Outre
les critiques émises par les
différentes instances nation-
ales quant aux financements
et réserves de provisions cal-
culées par EDF pour assurer le
démantèlement futur, la diffi-
culté que connaît l’opérateur
historique à mener à terme ses
projets actuels de démantèle-
ment n’aide pas à dégager un
sentiment d’optimisme pour
l’avenir. De plus, la question du
stockage reste un gros point
d’interrogation et devrait être
un poids lourd dans la note
finale à régler par EDF. Mais
l’avenir n’est pas aussi sombre
que l’on pourrait penser. Les
travaux de déconstruction du
réacteur Chooz A avancent à
un rythme satisfaisant et pour-
rait servir d’exemple pour les
futurs travaux de démantèle-
ment des 14 réacteurs à eau
pressurisée qui doivent con-
naître un arrêt définitif dans
les prochai nes décennies.
EDF sait d’ailleurs mainten-
ant grâce à ce projet qu’une
durée moyenne de 15 ans pour
le démantèlement de ce type
de réacteurs est atteignable
[11]. La prochaine centrale à
suivre l’exemple sera celle de
Fessenheim dont l’arrêt défini-
tif est prévu à l’horizon 2020.
A l’avenir, une ouverture à la
concurrence des travaux de
démantèlement pourrait appa-
raitre, s’inspirant du modèle
américain. Cette dernière per-
mettrait des études plus pré-
cises des travaux à effectuer
p o u r c h a q u e r é a c t e u r e t
permettrait à de nouveaux
acteurs d’entrer sur le marché.
L’exploitant pour rait ainsi
céder des réac teurs mis à
l’arrêt définitif à des entre-
prises extérieures s’engageant
à réaliser le démantèlement à
moindre coût dans des délais
plus courts toujours dans le
strict respect des règles de
sécurité. Ce modèle est pré-
conisé par le groupement par-
lementaire du 1er février.
La question du démantèle -
ment du parc français n’est
p a s e n c o r e r é s o l u e , d e s
g r a n d e s z o n e s d ’o m b r e
restent à éclairer. Le travail
des institutions françaises, de
l’exploitant et des potentiels
nouveaux acteurs du milieu
restent herculéens mais indis-
pensables pour assurer la
sureté nucléaire du pays. La
bonne réalisation d’un tel
chantier national reste tout à
fait probable, mais tout devra
être mis en œuvre pour éviter
que le démantèlement du parc
nucléaire n’agisse comme une
bombe à retardement pour les
générations futures.
Maxence TOULOT
Sources :
[1]	 « Macron-Objectif 2035 pour les 50% de nucléaire dans l’électricité », Boursorama, 27-nov-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://www.boursorama.com/bourse/
actualites/macron-objectif-2035-pour-les-50-de-nucleaire-dans-l-electricite-3c2910b0c9d0b983eb77d922cce0fba5. [Consulté le: 26-déc-2018].
[2]	 	Lionel Tran, « LA DÉCONSTRUCTION DES CENTRALES NUCLÉAIRES EDF », EDF, 2015.
[3]	 	Cour des comptes, « Synthèse rapport thématique la filière électronucléaire », 2011.
[4]	 	Bernard Laponche, et Association Global Chance, « LE COUT DU DEMANTELEMENT DES CENTRALES NUCLEAIRES », oct. 2016.
[5]	 	Julien Aubert, Barbara Romagnan, « Faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base », Commission du développement
durable et de l’aménagement du territoire, févr. 2017.
[6]	 	« Nucléaire : EDF contraint de revoir à la hausse ses provisions pour démantèlement », Actu-Environnement. [En ligne]. Disponible sur: https://www.actu-envi-
ronnement.com/ae/news/nucleaire-demantelement-dechets-edf-taux-actualisation-provision-30389.php4. [Consulté le: 26-déc-2018].
[7]	 	Arrêté du 29 décembre 2017 modifiant l’arrêté du 21 mars 2007 relatif à la sécurisation du financement des charges nucléaires. .
[8]	 	« Nucléaire : EDF va devoir renforcer ses provisions ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/11/01/2018/lesechos.fr/0301127689066_nucleaire---edf-
va-devoir-renforcer-ses-provisions.htm#formulaire_enrichi::bouton_facebook_inscription_article. [Consulté le: 27-déc-2018].
[9]	 	« Démantèlement nucléaire : le coup double d’EDF », juin 2018.
[10]	 	 « La centrale nucléaire de Brennilis ne sera pas démantelée avant 2038 ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/19/07/2018/lesechos.
fr/0302002977537_la-centrale-nucleaire-de-brennilis-ne-sera-pas-demantelee-avant-2038.htm. [Consulté le: 27-déc-2018].
[11]	 « Ardennes : Le démantèlement de la centrale de Chooz, un grand test avant Fessenheim », France 3 Grand Est. [En ligne]. Disponible sur: https://france3-regions.
francetvinfo.fr/grand-est/ardennes-demantelement-centrale-chooz-grand-test-fessenheim-1471831.html. [Consulté le: 28-déc-2018].
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
28 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
Le HVDC au cœur des interconnexions des
réseaux électriques du futur
Introduc tion
L’équilibre production con-
sommation est une con-
d i t i o n fo n d a m e nt a l e p o u r
le bon fonc tionnement et
l’exploitation du réseau élec-
trique. La perte d’une cen-
trale de production de 1,3GW
en France, se traduit par une
chute de la fréquence au
niveau national de 265mHz.
A p u i s s a n c e i d e n t i q u e à
l ’échelle européenne, une
per te d’ouvrage cause une
baisse de fréquence de 65mHz
[ 1 ] . C e t e xe m p l e m o n t r e
l’intérêt d’un réseau inter-
connecté de grande ampleur.
Au fil des années les pays
européens ont donc accru le
maillage et interconnecté les
réseaux électriques, réunis
en zones synchrones (­ENTS-
O). Au quotidien ces inter-
co n n ex i o n s p e r m e t te nt l e
par tage des actifs de pro-
duction disponibles. Depuis
2017, chaque pays peut faire
b é n é f i c i e r s e s vo i s i n s d e
ses moyens en réglage de
fréquence notamment via le
marché d’ajustement. Cette
mutualisation de la réserve
permet, de par la concurrence
entre producteurs européens,
de réaliser des gains finan-
ciers pour les gestionnaires
d e r é s e a u x d e t r a n s p o r t
d’électricité (ou GRT ) en cas
d’aléa dans leur zone d’action.
A l’avenir, il serait possible de
renforcer la mutualisation des
ressources afin de répondre de
manière réactive, efficace, et
optimisée économiquement à
un besoin de rééquilibre.
Dans le cas d’une mutual-
isation des ressources, les
sources hydrauliques per-
mettent de mobiliser rap -
idement une grande quan-
tité d’énergie (10 minutes
environ) et fait de la Norvège
(98% de production hydrau-
lique) un acteur de production
majeur. Les barrages norvé -
giens jouent un rôle essentiel
sur le marché scandinave de
l’électricité Nordpool. Ils per-
mettent de faire face à la forte
irrégularité de la production
éolienne au Danemark. Les
centrales hydroélec triques
compensent les creux de pro-
duction éolienne grâce à plu-
sieurs câbles d’interconnexion
sous-marins. A l’inverse, le
Danemark envoie à la Norvège
ses excédents de production
en période de grands vents,
pendant lesquelles les bar-
rages norvégiens reconstitu-
ent leurs stocks. En 2015, la
Norvège et le Royaume -Uni
ont annoncé un accord pour
la pose du plus long câble
haute tension sous-marin du
monde : Nor thSea Network
(730km/1,4GW ), permettant
au Royaume-Uni (déficitaire
en produc tion) d’impor ter
de l’hydroélectricité norvé-
gienne. Les réseaux intercon-
nectés pallient les disparités
des moyens de production à
travers l’Europe et mutual-
isent les réserves d’énergie.
Le cas allemand est égale -
m e n t u n e i l l u s t r a t i o n d e
l ’i m p o r t a n c e d ’ u n r é s e a u
interconnecté, nécessaire à
l ’intégratio n des énergi es
renouvelables. En 2015, près
de 80T Wh d’éolien étaient
produits en Allemagne (leader
européen). S’ajoutent 38TWh
d’énergie solaire. La for te
capacité de production d’EnR
impose à l’Allemagne d’être
connectée à d’autres réseaux
pour éviter les problèmes
de variabilité de production.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
29RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
Les interconnexions profi -
tent à la mise en commun
des marchés comme c’est le
cas en Europe. L’Allemagne a
besoin d’évacuer son surplus
d’énergie lorsque la produc-
tion est for te. A contrario,
la France vend de l’énergie
(majoritairement nucléaire) à
son voisin lorsque celui-ci n’est
pas en mesure d’en produire
suffisamment via ses EnR. Ces
cycles d’achats et de ventes
issus de la mise en commun
des marchés sont une des con-
séquences de l’interconnexion
des réseaux. L’intégration des
énergies renouvelables, avec
les engagements politiques et
la croissance que l’on connaît,
passe par une architecture
de réseau encore plus inter-
connecté et un renforcement
de la supervision au niveau
Européen de Co-réseaux.
1. Les avantages du HVDC
L’expansion et le développe-
ment du réseau nécessite la
mise en place de nouvelles
interconnexions. Les lignes
aériennes ne répondent plus
aux exigences d’acceptabilité
du grand public. Les lignes
souterraines engendrent des
courants capacitifs et obligent
la mise en place d’inductances
de compensation, provoquant
l’apparition de résonances
et de sur tensions lors de
manœuvres. Le High Voltage
Direc t Current (ou HVDC ),
soit des lignes de transport
d’électricité à courant continu,
s’affranchit de ces problèmes
e t p ré s e n te d e n o m b re u x
avantages.
1.1. Les avantages sur la
fréquence
Le réseau Européen est de par
ses interconnexions moins
sensibles aux aléas de con-
sommation. Néanmoins, une
variation de fréquence ou
l’apparition d’une surtension
va naturellement se propager
sur toute une poche de réseau
(pour la tension) ou sur toute
la zone (pour la fréquence). Les
interconnexions ont rendu le
réseau plus fort mais un risque
de cascade de fréquence ou
de tension à travers l’Europe
existe toujours. Les liaisons
HVDC à l’image de la liaison
France Angleterre coupent le
lien de synchronisme entre
deux pays et évitent la prop-
agation d ’une cascade de
fréquence.
1.2. Chute de tension
Un argument majeur en faveur
du HVDC n’est autre que son
rendement sur les longues dis-
tances. En alternatif les lignes
peuvent être modélisées par
un modèle en π. La longueur
d ’o n d e d u c o u r a n t c i rc u -
lant dans les câbles, donc la
fréquence du réseau et la lon-
gueur des lignes permet de
montrer l’influence des car-
actéristiques de la ligne sur
les chutes de tension. Ainsi, à
une fréquence de 50Hz (lon-
gueur de la liaison très supéri-
eure à la longueur d’onde), les
chutes de tension sont beau-
coup plus importantes que sur
une ligne HVDC. La longueur
maximale de la ligne dépend
grandement de la puissance et
du déphasage courant-tension
délivré en sortie [2].
Les modèles de lignes HVDC
convergent vers l’affirmation
d’une impédance élevée en
HVDC, d’où la présence de
faibles courants de ligne donc
de faibles chutes de tension [3].
Il est à noter que les lignes de
transport tendent à s’allonger
avec les interconnexions entre
pays afin d’acheminer les éner-
gies des installations offshore.
1.3. Contrôle des flux de
puissance
Dans un contexte de per te
de contrôle de la produc-
tion (due à l’intermittence
des EnR par exemple), il
e s t p r i m o r d i a l p o u r l e
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
30 RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
g e s t i o n n a i r e d u r é s e a u
d e t r a n s p o r t d e r é c u -
pérer de la flexibilité par
le biais de la maîtrise des
transits de puissance. De
ce fait, un avantage du
H V D C p a r r a p p o r t a u x
liaisons en courant alter-
natif est le contrôle des
flux de puissance. Sur les
réseaux alternatifs maillés,
u n m o y e n d e m a î t r i s e r
les flux de puissance est
d’utiliser des transforma-
teurs déphaseurs [4]. Faire
v a r i e r l e d é p h a s a g e d u
transformateur permet de
jouer sur l’angle de trans-
port (déphasage entre les
tensions des deux côtés de
la ligne) et ainsi de mod-
ifier les flux de puissance
[5].
En HVDC, le courant et donc
la puissance transitant à
travers la ligne, sont con-
trôlés par la différence de
tension aux deux extrémi-
tés de la ligne. De plus,
les convertisseurs utilisés
pour redresser et onduler
la tension sur les lignes
HVDC (convertisseurs AC/
DC et DC/AC) permettent
d’inverser les flux de puis-
sance et de répondre rap-
idement aux besoins du
m a r c h é . L e s c o n v e r t i s -
s e u r s LCC , v i e i l l i s s a n t s
n’assurent une inversion
du flux de puissance qu’en
5 minutes car ils nécess-
i t e n t u n e i n v e r s i o n d e
polarité de tension, donc
de désénergiser la ligne,
ce qui n’est pas le cas des
convertisseurs MMC, capa-
bles de modifier le sens
du courant en quelques
millisecondes. L’avenir des
interconnexions HVDC est
aux MMC.
1 . 3 . 1 . S i m u l a t i o n s d ’ u n
convertisseur VSC
Afin de démontrer le con-
t r ô l e d u f l u x d e p u i s -
sance et la flexibilité qu’il
p r o p o s e , u n c o n v e r t i s -
seur VSC est simulé via
l e l o g i c i e l E MT P- R V. L a
modélisation du système
consiste à raccorder une
source de tension alterna-
tive à un redresseur VSC,
lui-même relié à un con-
densateur de lissage. Ce
dernier est alors raccordé à
un onduleur qui permet de
le relier à un réseau infini.
Le schéma du système est
le suivant :
Figure 1 : Schéma du système simulé © L. FABIANI
En simulation, seuls la source
de tension, le convertisseur
AC/DC et le condensateur sont
modélisés pour observer les
phénomènes de contrôle des
flux de puissance. La modélisa-
tion du système sous EMTP-RV
se fait en monophasé puisque
l’objectif est d’obser ver la
flexibilité en puissance tandis
que le convertisseur VSC est
constitué d’un pont de tran-
sistors IGBT pilotés par une
MLI issue d’une boucle de
régulation. En mesurant la
tension aux bornes du con-
densateur et les courants et
tensions issus de la source de
puissance alternative, il est
possible de déduire le courant
efficace et le déphasage cou-
rant-tension nécessaire afin
de répondre à une consigne
de puissance active.
1.3.2. Résultats de simulations
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
31RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
32 RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
Après modélisation, les résul-
tats suivants sont obtenus :
1.	 Po u r u n e c o n s i g n e d e
-300W (t = 0,2s) et 200VAR
(t = 0,4s), la puissance en
sor tie du conver tisseur
converge vers ces valeurs.
Des oscillations de puis-
sance sont observées. Elles
sont dues à la puissance
fluctuante (modèle mono-
phasé) et n’existent pas en
régime triphasé. Elles sont
dues à l’imper fection de
notre modèle. (Figure 3)
2.	 Pour une consigne de puis-
sance réactive de 200VAR
( t = 0 , 2 s ) e t d e t e n s i o n
900V (t=0,3s), le flux de
puissance acheminé est
proche de la quantité sou-
haitée. La tension DC en
sortie du VSC croît lente-
ment jusqu’à atteindre la
consigne de tension, elle
subit toujours des oscil-
lations de faible ampli-
tude. (Figure 4)
Dans les deux cas, les puis-
sances mesurées par EMTP-RV
convergent vers les valeurs
a t t e n d u e s . C e s r é s u l t a t s
concordent avec les analy-
ses théor iques et démon-
trent à l’échelle d’un modèle
peu complexe, la flexibilité
qu’appor tent les conver tis-
seurs VSC dans les réseaux
électriques HVDC.
Nota Bene : Seul le régime
permanent est étudié pour
ces simulations. Les faibles
valeurs de tension et puis-
sances ont été arbitrairement
choisi.
1.4. Stabilité
Un dernier avantage du HVDC
par rapport au courant alter-
natif est la stabilité qu’il
apporte en régime transitoire
ou dynamique face aux per-
turbations ou changements
de point de fonctionnement.
L a r e s y n c h r o n i s a t i o n d u
réseau causée par les oscil-
lations de puissance après
l ’é l i m i n a t i o n d e d é f a u t s
proches de machines alterna-
tives qui peuvent se propager
et déclencher d’éventuelles
protections, est plutôt longue
sur les réseaux peu maillés.
A l’inverse, sur les réseaux
à fort maillage, le temps de
resynchronisation sera court
puisque le couple synchro-
nisant varie en fonction de
l’inverse de la réactance [3].
Tous ces arguments font état
de l’importance du HVDC dans
les réseaux électriques et les
interconnexions de demain. Il
est primordial de connaître les
points bloquants.
2. Les limites du HVDC
La maîtrise parfaite des sys-
tèmes HVDC est un enjeu
majeur dans la continuité du
développement des réseaux
de transport et des intercon-
nexions. Il reste néanmoins
Figure 2 : Convertisseur VSC modélisé sur EMTP-RV © L. FABIANI
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
33RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
du travail à fournir pour opti-
miser ces réseaux. Au-delà des
limites de sécurité (besoin
de nouveaux disjoncteurs),
des questions de topologie
(radiale/maillée), des prob-
lèmes de découplage et des
limites physiques comme les
co m p o s a nt s é l e c t ro n i q u e s
utilisés actuellement, le HVDC
apporte des problèmes plus
complexes encore [6].
Ainsi en courant continu, les
inductances de filtrage des
conver tisseurs LCC ou les
capacités de filtrage des VSC
affectent l’inertie du système
[7]. Dans une situation cri-
tique, la constante d’inertie
peut descendre à 100 ms,
le système de régulation de
fréquence se doit alors d’être
réactif.
D e surcroît, les pilotages
en tension et en puissance
ne sont pas simples. Sur les
câbles DC, comme la chute de
tension est faible, il n’est pas
aisé de piloter la tension aux
deux extrémités d’une liaison
point à point car il faut garan-
tir un contrôle de puissance
de grande précision dans un
contexte de maître-esclave où
un convertisseur contrôle la
tension et un autre régule la
puissance de l’autre extrémité
de la ligne. Assurer le fonc-
tionnement du réseau alter-
natif est fondamental, les con-
vertisseurs sont donc à perfec-
tionner pour assurer le main-
tien d’une fréquence stable et
de tensions souhaitées [8].
Le HVDC fait également face
à des problèmes de coûts. La
conception d’une ligne alter-
native de 6GW aborde un coût
de 200M€ contre 500M€ pour
2GW en HVDC soit un rapport
de coûts de 7,5. Ainsi, la mise
en place de lignes de puis-
sances similaires se fait pour
des sommes bien plus impor-
tantes en HVDC qu’en alter-
natif. Ces lignes demandent
également des opérations de
maintenance et de remplace-
ment dues à la durée de vie
des calculateurs et du con-
trôle commande utilisés pour
les transits de puissance (10
ans de durée de vie soit 5 fois
moins que la durée de vie de
la ligne).
Conclusion
L e s é v o l u t i o n s l i é e s a u x
moyens de production et à la
consommation remettent en
question les réseaux de trans-
port d’électricité en Europe.
Une solution d’amélioration
d e s ré s e a u x d e t ra n s p o r t
propose une mise en place
de lignes HVDC pour amé -
liorer un réseau de plus en
plus connec té. Ces lignes
h a u te te n s i o n p e r m e t te nt
d’améliorer la stabilité du
réseau, de limiter les aléas
de fréquence et les chutes de
tension ainsi que d’assurer un
meilleur contrôle des flux de
puissance. Malheureusement,
le HVDC fait encore face à de
nombreux questionnements
quant à son utilisation. Non
dépourvu d’avantages attray-
ants, des verrous s’opposent
toujours à son exploitation
totale. Outre les questions
de sécurité ou de topolo -
gies, l’essentiel des doutes
s’orientent directement vers
les convertisseurs utilisés en
HVDC, leur architecture, les
composants qu’ils nécessitent
ou encore leur place dans les
réseaux HVDC.
Lionel FABIANI
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
34 RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
EN SAVOIR PLUS : Résultats
des simulations
Les variables de la Figure 3 :
•	 1er graphique : P_ref@
control (en bleu) est la
co n s i gn e d e p u i s s a n ce
active et PQm1/P@control
(en rouge) la valeur de
puissance active mesurée ;
•	 2ème graphique : Q_ref@
control (en bleu) est la con-
signe de puissance réactive
et PQm1/Q@control (en
rouge) la valeur de puis-
sance réactive mesurée ;
•	 3ème graphique : Vgrid@
co nt ro l ( e n ro u g e ) e s t
la tension de la source
et Vdc_mes@control (en
bleu) la tension mesurée
en sortie du VSC.
Les variables de la Figure 4 :
•	 1er graphique : Q_ref@
control (en bleu) est la con-
signe de puissance active
et PQm1/Q@control (en
rouge) la valeur de puis-
sance active mesurée ;
•	 2ème graphique : Vgrid@
control (en bleu) est la
te n s i o n m e s u ré e d e l a
source, Vdc_mes@control
(en rouge) la consigne de
tension en sortie du VSC
et Vdc_mes@control (en
vert) la tension mesurée
en sortie du VSC
Figure 3 : Résultats simulation 1 © L. FABIANI
Sources :
[1]	 	N. Hadjsaïd et J.-C. Sabonnadière, Lignes et réseaux électriques 3 : fonctionnement dans le cadre de la libéralisation des
marchés, vol. 3, 4 vol. Hermes Science Publications, 2008.
[2]	 	M. Petit, S. Bacha, X. Guillaud, H. Morel, D. Planson, et B. Raison, « Les réseaux HVDC multi-terminaux: des défis multiples
en génie électrique », p. 11, juill. 2012.
[3]	 	M. Khatir, S. A. Zidi, M. K. Fellah, S. Hadjeri, et O. Dahou, « HVDC Transmission Line Models for Steady-State and Transients
Analysis in SIMULINK Environment », in IECON 2006 - 32nd Annual Conference on IEEE Industrial Electronics, 2006, p. 436‑441.
[4]	 	F. Milano, Power system modelling and scripting. London: Springer, 2010.
[5]	 	C. Ivanov, « Phase Shift Transformers Modelling », ENTSO-E, p. 27, mai 204apr. J.-C.
[6]	 	« The path towards hvdc grids », CIGRE, p. 2, 2014.
[7]	 	O. E. Oni, I. E. Davidson, et K. N. I. Mbangula, « A review of LCC-HVDC and VSC-HVDC technologies and applications », in
2016 IEEE 16th International Conference on Environment and Electrical Engineering (EEEIC), 2016, p. 1‑7.
[8]	 P. Monjean, « Optimisation de l’architecture et des flux énergétiques de centrales à énergies renouvelables offshore et
onshore équipées de liaisons en continu », École Nationale Supérieure d’Arts et Métiers, Paris, 2012.
I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9
35RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
Figure 4 : Résultats simulation 2 © L. FABIANI
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  • 1. Centrale de Cruas © pixabay DOSSIER CENTRAL : LE DÉMANTÈLEMENT DU PARC NUCLÉAIRE FRANÇAIS : UN CHANTIER NATIONAL À GROS ENJEUX >>> page 22 Mensuel sur l’énergie et l’environnement N° 139Janvier 2019 LA GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS URBAINS : UNE OPPORTUNITÉ POUR LIMITER LES ÉMISSIONS DE CO2 DANS LES VILLES? >>> PAGE 17 DÉFIS DE LA SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN >>> page 14 500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUES PAR AN : UN OBJECTIF AT TEIGNABLE ? >>> PAGE 10 LE HVDC AU CŒUR DES INTERCONNEXIONS DES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR >>> PAGE 29
  • 2. ADRESSE E-MAIL infose@mastere-ose.fr TELEPHONE 04 97 15 70 73 ADRESSE Centre de Mathématiques Appliquées Mines Paristech Rue Claude Daunesse CS 10 207 06904 Sophia Antipolis La fin de l’année 2018 a su réserver son lot de cadeaux empoisonnés concernant le climat et a été l’occasion de rappeler l’urgence des mesures à entreprendre pour limiter au maximum les effets du changement climatique. Deux rap- ports illustrent cet appel à l’action. Le premier d’entre eux est le rapport du GIEC du 8 octobre qui incite à une action immédiate pour limiter le réchauffement climatique à 1,5°C, limite au-delà de laquelle les risques encourus seront bien plus importants. Vient ensuite le rapport du WWF sur la biodiversité datant du 30 octobre qui présente un résul- tat alarmant, 60% des populations d’animaux sauvages ont disparu sur Terre en moins de 50 ans, en lien avec l’expansion des activités humaines sur les lieux de vie sauvage. Ainsi, l’urgence qu’il y a agir pour la préser- vation de l’environnement commence à faire écho dans le monde poli- tique et certaines mesures, telles que la taxe sur les carburants ont été mises en place. Mais cette dernière, du fait d’un manque de considéra- tion de ses implications sociales, a rencontré le succès qu’on lui connaît en donnant naissance au mouvement des Gilets Jaunes. Enfin, dernière ombre au tableau de cette fin d’année, l’élection de Jair Bolsonaro au Brésil qui vient renforcer l’influence des climato-sceptiques à l’échelle mondiale. C’est donc sur ces constats plutôt amers que l’année 2019 débute, ne laissant pas beaucoup de place à l’optimisme. Mais, c’est parfois dans ces moments qu’un sursaut se produit là où on ne l’attend pas. Ainsi le cri du cœur de la jeune suédoise Greta Thunberg lors de la COP 24 sera peut être entendu et permettra de faire de 2019 l’année « du change- ment, que ça vous plaise ou non ». Un premier pas dans cette direc- tion a d’ailleurs pu être effectué lors de la COP 24 avec un accord de près de 200 pays sur les règles de mise en œuvre de l’accord de Paris. Au menu de ce numéro de l’Inf ’OSE, nous vous proposons de faire le point sur le démantèlement des centrales nucléaires en France ainsi que sur les interconnexions électriques du futur. D’autres articles traitant de la réglementation thermique du bâtiment, de la situation énergétique de Taïwan et de l’impact de la gratuité des transports en commun accompag- neront votre lecture. Nous vous souhaitons une bonne lecture et une année 2019 en apothé’OSE ! Lyes AIT MEKOURTA Toute reproduction, représentation, traduc- tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar- tielle, quel qu’en soit le procédé, le support ou le média, est strictement interdite sans l’auto- risation des auteurs sauf cas prévus par l’article L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 2 Coordinatrice - Catherine Auguet-Chadaj Maquettiste - Antoine Jourdain de Muizon Photos - Etudiants MS OSE EDITOCONTACTS
  • 3. 04 - Evolution du chèque énergie en 2019 05 - Rachat des centrales thermiques d’Uniper France 06 - Marché de l’électricité : quid des mécanismes de capacité 07 - Inauguration du premier parc de pro- duction électrique fluvial en France 08 - Paris et Berlin en faveur d’un « Airbus des batteries » 09 - Le premier réacteur nucléaire EPR entre en service commercial 10 - 500 000 rénovations énergétiques par an : un objectif atteignable ? 14 - Défis de la sécurité énergétique à Taïwan 17 - La gratuité dans les transports col- lectifs urbains est-elle une oppor- tunité pour limiter les émissions de CO2 dans les villes? 22 - Le démantèlement du parc nucléaire français : un chantier national à gros enjeux 29 - Le HVDC au cœur des interconnex- ions des réseaux électriques du futur ARTICLES ACTUALITÉS I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 3SOMMAIRE La promo OSE 2018 vous souhaite une bonne année 2019 © Fred Lefeuvre
  • 4. Le m o n t a n t m o y e n d u c h è q u e é n e r g i e p o u r l’année 2019 sera porté à 200 euros et il concernera plus d e m é n a g e s f ra n ç a i s. Ce s mesures ont été entéri- nées par un arrêté publié dans le Journal officiel du 28 décembre 2018 [1]. Pour rappel, le chèque de énergie est un dispositif qui a été créé par l’article 201 de la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergé- tique pour la croissance verte [2], dont l’ambition est d’aider les foyers les plus modestes à payer leurs factures énergé- tiques. Sa généralisation en France en 2018 a remplacé les tarifs sociaux de gaz (TPP) et de l’électricité ( TSS) tout en couvrant d’autres usages. En effet, le chèque permet également de payer des fac- tures de bois, de fioul, de GPL en plus des travaux de rénova- tion d’efficacité énergétique dans les bâtiments [3],[4]. En 2019, le dispositif sera étendu aux ménages dont le revenu fiscal de référence annuel par unité de con - sommation est inférieur à 10 700 € ; à comparer avec un plafond de 7700 € en 2018. Ainsi, le nombre de ménages français bénéficiaires en 2019 passera à 5,8 millions contre 3,6 millions en 2018 [4]. Quant à la valeur faciale T TC du chèque elle sera fixée comme suit [1] : Il est à noter que les chèques é n e r g i e s e r o n t e n v o y é s a u t o m a t i q u e m e n t a u x ménages bénéficiaires sans que ces deniers aient à suivre une démarche particulière, et ce entre fin mars et fin avril. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 4 NEWS ACTUALITÉS JANVIER 2019            dLionel FABIANI et Ayoub EL BOUHALID      EVOLUTION DU CHÈQUE ÉNERGIE EN 2019 Sources : [1] Arrêté du 26 décembre 2018 modifiant le plafond et la valeur faciale du chèque énergie. [2] Evaluation de l’expérimentation du chèque énergie. [3] Chèque énergie 2019 - Mode d’emploi. Available at: https://droit-finances.com- mentcamarche.com/faq/51251-cheque-energie-2019-mode-d-emploi. (Accessed: 9th January 2019) [4] Le point sur l’évolution du chèque énergie en 2019. Connaissance des Énergies (2019). Available at: https://www.connaissancedesenergies.org/le-point-sur-levo- lution-du-cheque-energie-en-2019-190103. (Accessed: 9th January 2019) Niveau de RFR/UC RFR/UC < 5600 € 5600 €< RFR/UC < 6700 € 6700€< RFR/UC < 7700 € 7700€< RFR/UC < 10700 € 1 UC 194 € 146 € 98 € 48 € 1 < UC <2 240 € 176 € 113 € 63 € 2 UC ou + 277 € 202 € 126 € 76 € Tableau 1: Montant du chèque d’énergie en 2019 en fonction du revenu fiscal (RFR) / unité de consommation (UC) © OSE © Ministère de la Transition écologique
  • 5. Centrale de Gardanne © Le Monde I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 5NEWS Le lundi 24 décembre 2018, Uniper France, exploitant de deux centrales thermiques en France (pour un total de quatre centrales à l’échelle nationale) a annoncé être entré en négocia- tions exclusives avec le groupe Tchèque EPH (ou Energeticky a Prumyslovy Holding) pour la vente de ses actifs de production thermique en France. La centrale d’Emile Huchet à Saint-Avold, soit deux tranches de charbon de 600 MW ainsi que 420 MW de gaz, et la centrale de Provence à Gardanne comportant deux tranches de charbon de 600 MW et 150 MW de biomasse sont aux cœur des négociations [1]. Fondé par le milliardaire Daniel Kretinsky, déjà dans le capital de plusieurs médias français, EPH s’est au fil des années spécialisé dans le rachat de centrales ther- miques à prix bas. Le business modèle de l’énergéticien con- siste à poursuivre l’exploitation des centrales thermiques déjà amorties jusqu’à leur fermeture définitive dans un contexte de transition écologique. Les profits liés à l’exploitation de ces cen- trales sont considérables car le charbon est approvisionné à moindre coûts et les centrales thermiques dont le coût marginal est élevé, sont toujours sollici- tées lors de pics de consomma- tion [2]. Le rachat de ces actifs est cepen- dant une prise de risque pour EPH puisque le gouvernement français s’est engagé à fermer l’intégralité des centrales ther- miques de son territoire d’ici 2022, alors que RTE, de son côté, plaide pour une fermeture pro- gressive entre 2020 et 2022 en fonction d’un calendrier précis pour ne pas affecter le système électrique national. Les poten- tielles acquisitions du groupe Tchèque mettent en évidence la volonté qu’a l’énergéticien de prendre de plus en plus de place au sein du paysage énergétique français. RACHAT DES CENTRALES THERMIQUES D’UNIPER FRANCE Sources : [1] « Les centrales à charbon françaises d’Uniper bientôt vendues : quid de leur fermeture ? », Actu-Environnement. [En ligne]. Disponible sur: https://www.actu-environnement.com/ae/news/rachat-uniper-eph-fermeture-centrale-charbon-32632.php4. [Consulté le: 07-janv-2019]. [2] « Deux centrales charbon françaises vont changer de mains - La Croix ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.la-croix. com/Economie/France/Deux-centrales-charbon-francaises-vont-changer-mains-2018-12-25-1200991604. [Consulté le: 07-janv-2019].
  • 6. Dans la nuit du mardi 18 au mercredi 19 décembre se sont tenues au parlement euro- péen de Strasbourg des négo- ciations quant à la refonte du marché de l’électricité. Après 14 heures de discussions, un accord a été trouvé et devra re ce vo i r l ’a p p ro b at i o n d u Parlement et du Conseil euro- péen avant d’être définitive- ment adopté [1]. Les débats ont convergé vers l’abolition des subventions publiques pour le charbon à travers les mécanismes de capacité qui sont source de revenus pour les producteurs maintenant leur moyens de p r o d u c t i o n ( s o u v e n t t r è s émetteurs en gaz à effet de serre) à disposition en cas de pic de consommation. Dans l e s d é t a i l s, l e s n o u ve l l e s centrales char bon entrant e n fo n c t i o n n e m e n t a p r è s la mise en place des textes l é gi s l a t i fs m e n t i o n n é s c i - dessus et émettant plus de 550g de CO2 /kWh ne bénéfi- cieront pas du mécanisme de capacité tandis que les cen- trales en fonctionnement à l’heure actuelle n’en béné - ficieront plus à compter de juillet 2025 [2], [3]. Ces décisions visent à faci- liter l’intégration des éner- gies renouvelables au sein du mix énergétique euro - péen et à baisser les émis- sions de CO2 liées à la produc- tion d’électricité en Europe. Dans un contexte de prise de conscience citoyenne con- cernant les problématiques e n v i r o n n e m e n t a l e s , c e t t e modification du marché de l’électricité sera probable - ment un tournant à suivre de près... Sources : [1] « Accord européen sur le futur marché de l’électricité », Actu-Environnement. [En ligne]. Disponible sur: https://www. actu-environnement.com/ae/news/Accord-europeen-futur-marche-electricite-32602.php4. [Consulté le: 07-janv-2019]. [2] « Marché de l’électricité: vers la fin des subventions pour le charbon en 2025 », Techniques de l’Ingénieur. [En ligne]. Disponible sur: https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/marche-de-lelectricite-vers-la-fin-des-subven- tions-pour-le-charbon-en-2025-61995/. [Consulté le: 07-janv-2019]. [3] « Marché de l’électricité : un accord européen pour plus de transparence », Le Monde. [En ligne]. Disponible sur: https:// www.lemonde.fr/economie/article/2018/12/19/marche-de-l-electricite-un-accord-europeen-pour-plus-de-transpar- ence_5399516_3234.html. [Consulté le: 07-janv-2019]. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 6 NEWS MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ : QUID DES MÉCANISMES DE CAPACITÉ Centrale thermique © pixabay
  • 7. Hydrolienne fluviale © HydroQuest I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 7NEWS L’é t a b l i s s e m e n t p u b l i c des Voies navigables de France a émis l’idée, en 2005, d’un parc de production élec- trique fluvial à la métropole de Lyon. Au vu des courants et de la navigation observée sur le Rhône au niveau de la commune de Saint-Clair, ce lieu retient l’attention des décisionnaires. C’est le vendredi 21 décembre 2018 que le projet a abouti a p r è s l ’i n a u g u r a t i o n d e s quatre hydroliennes posées en octobre de la même année. Ce parc de production est une première en France et permet- tra l’alimentation de près de 500 foyers pendant 25 ans. U n p r o j e t q u i s e v e u t r e s p e c t u e u x d e l’environnement puisque les hydroliennes produisent de l’énergie électrique sous l’effet des courants tout en garan- tissant la préservation de la faune et de la flore environ- nante. De plus, le chantier n é ce s s a i re à l ’i n s t a l l at i o n des équipements a été rela- tivement léger. Des constats dont David Kimelfeld, prési- dent du conseil de la métro- pole de Lyon, se félicite : « La métropole de Lyon fait figure de pionnier en matière de transition énergétique. Cette ferme hydrolienne le démontre. [...] Grâce à notre Plan Climat Energie Territorial lancé en 2012, nous avons déjà réduit nos émissions de gaz à effet de serre de 16,5 %.» [1]. Un projet nouveau, innovant voué à se reproduire puisque la France profite du 2ème espace maritime au monde et bénéficie de courants favora- bles à la production d’énergie maritime et fluviale renouvel- able [2]. INAUGURATION DU PREMIER PARC DE PRODUCTION ÉLECTRIQUE FLUVIAL EN FRANCE Sources : [1] R. Guigue, « Lyon accueille le premier parc fluvial d’hydroliennes en France », Lyon Capitale, 23-déc-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://www.lyoncapitale.fr/actualite/lyon-accueille-le-premier-parc-fluvial-dhydroliennes-en-france/. [Consulté le: 07-janv-2019]. [2] « Les énergies marines renouvelables ». [En ligne]. Disponible sur: http://www.enr.fr/energies-marines-renouvelables. [Consulté le: 07-janv-2019].
  • 8. Le m i n i s t re f r a n ç a i s d e l ’ E c o n o m i e , B r u n o L e M a i re, e t s o n h o m o l o g u e allemand, Peter Altmaier, ont signé un accord le 18 décem- bre dernier pour le développe- ment d’un géant de l’industrie des batteries. L’accord a été signé à la marge de la sixième réunion annuelle des « Amis de l’industrie » à Paris [1][2]. Cette entente vient dans le sillage du développement d’une filiale « made in Europe » de voitures électriques, une industrie stratégique pour les deux pays. Le maintien de la valeur ajoutée de cette filière en Europe passe forcé- ment par la relocalisation de l’industrie des batteries qui est for tement dominée par des pays asiatiques (Chine, Corée de Sud , Japon) [2]. Avec cet accord, les par te - naires veulent favoriser la c r é a t i o n d e c o n s o r t i u m s d e g r a n d e s e n t r e p r i s e s européen­nes, d’ici la fin du premier semestre 2019 [1]. « Nous voulons, d’ici 2030, couvrir 30% de la demande mondiale par des fabricants allemands et européens », a déclaré le ministre Allemand à Berlin le 13 novembre (avant la signature de l’accord) [3] [4]. Au nom de cet objectif, l’Allemagne s’est engagée à débloquer un fond de 1 mil- liard d’euros d’ici 2022 [1–5]. La France, quant à elle, n’a pas communiqué de montant [1] [5]. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 8 NEWS Paris et Berlin en faveur d’un « Airbus des batteries » Sources : [1] France et Allemagne s’entendent sur l’Airbus des batteries, Le Figaro, Décembre 2018 http://www.lefigaro.fr/ conjoncture/2018/12/18/20002-20181218ARTFIG00234-france-et-allemagne-s-entendent-sur-l-airbus-des-batteries.php. (Accessed: 4th January 2019) [2] Paris et Berlin veulent créer l’Airbus de la batterie. Le Point (Décembre 2018). Available at: https://www.lepoint.fr/automobile/ innovations/paris-et-berlin-veulent-creer-l-airbus-de-la-batterie-19-12-2018-2280476_652.php. (Accessed: 4th January 2019) [3] Nouvelle L., L’Allemagne mise sur les batteries - L’Usine de l’Energie. (2018). [4] TORREGROSSA M., L’Allemagne prête à financer l’Airbus de la batterie. Available at: https://www.automobile-propre.com/lal- lemagne-veut-relocaliser-lindustrie-de-la-batterie-en-europe/. (Accessed: 4th January 2019) [5] Paris et Berlin s’entendent pour développer des batteries en Europe. Le Monde de l’Energie (2018). Chargeur piles © pixabay
  • 9. Le ve n d re d i 1 4 d é c e m - bre 2018, CGN et EDF ont annoncé lors d’une conférence de presse l’entrée en service du premier réacteur de la cen- trale Taishan (Chine méridio- nale). La mise en service du second réacteur est attendue en 2019. Après son raccorde- ment au réseau en juin dernier, le premier des deux réacteurs de la centrale Taishan a passé toute une batterie de tests dont le dernier a été le fonc- tionnement à pleine puis - sance pendant 168 heures en continu [1]. L a c e n t r a l e n u c l é a i r e d e Taishan, constituée de deux réacteurs EPR, d’une puis- sance de 1750 MW chacun, p o u r r a p r o d u i r e j u s q u ’ à 24 T Wh d’électricité. Cette énergie peut fournir annuel- lement 5 millions de Chinois tout en évitant l’émission de 21 millions de tonnes de CO2 [2]. Le projet de la centrale de Taishan est por té par une joint-venture sino-française à laquelle EDF par ticipe à hauteur de 30%, tandis que les chinois CGN et Yuedian y sont actionnaires à 51 et 19% respectivement. Taishan 1, dont la mise en chantier a démarré en 2009, soit quatre ans après celle d’Olkiluoto en Finlande [1] et deux ans après Flamanville 3 en France [3], est désormais le premier EPR au monde. Ce succès est dû en particulier aux retours d’expérience en Finlande et en France, comme cela a été souligné par Guo Limin, directeur général de la joint-venture [1]. Le premier réacteur nucléaire EPR entre en service commercial Sources : [1] Chine: le premier réacteur nucléaire EPR dans le monde entre en service commercial. Connaissance des Énergies (2018). Available at: https://www.connaissancedesenergies.org/afp/chine-le-premier-reacteur-nucleaire-epr-dans-le-monde-entre- en-service-commercial-181219. (Accessed: 2nd January 2019) [2] Le premier des deux EPR de la centrale nucléaire de Taishan en Chine entre en exploitation commerciale. EDF France (2018). Available at: https://www.edf.fr/groupe-edf/espaces-dedies/journalistes/tous-les-communiques-de-presse/le-premier-des- deux-epr-de-la-centrale-nucleaire-de-taishan-en-chine-entre-en-exploitation-commerciale. (Accessed: 2nd January 2019) [3] Centrale nucléaire de Flamanville 3. EDF France (2015). Available at: https://www.edf.fr/groupe-edf/producteur-industriel/ carte-des-implantations/centrale-nucleaire-de-flamanville-3/presentation. (Accessed: 2nd January 2019) EPR de Taishan © Le Monde I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 9NEWS
  • 10. En août 2015, la LTECV a fixé les objec tifs ambi- tieux de la France en termes d e ré d u c t i o n d e co n s o m - mation d ’énergie primaire et d’émissions de CO2 . Des objectifs par secteur ont été définis, notamment dans celui du résidentiel ter tiaire qui représente à lui seul 45% [1] de la consommation d’énergie finale en France. Ainsi, l’état a affiché deux objectifs : le premier – rénover 500 000 logements par an afin de r é d u i r e l a c o n s o m m a t i o n d’énergie du parc immobilier de 38% en 2025 par rapport à 2010, le second – un niveau BBC Rénovation de 80  [kWh/ m²/an] pour l’ensemble du parc en 2050. La France compte 36,3 mil- lions de logements [2] et 66% [3] de ce parc a été construit avant 1974 (date de la pre - mière réglementation ther- mique), ce sont ces bâtiments qui sont qualifiés de passoire thermique. L’Etat prend très au sérieux la rénovation de ces logements énergivores. En effet, il propose de nombreux dispositifs d’aide financière ainsi que des solutions de conseil et d’accompagnement à la rénovation énergétique. C e p e n d a n t , l ’o b j e c t i f d e 500 000 rénovations par an est loin d’être atteint avec seule- ment 90 000 rénovations [4] en 2018. Au-delà de ces objectifs de réduction de consommation du secteur résidentiel ter- tiaire, la problématique de la rénovation prend de plus en plus une dimension sociale. Sur les dix dernières années la hausse moyenne du coût de l’énergie a été de 4% par an [5]. Ces augmentations successives ont vu apparaî- tre un nouveau mal social  : l a p r é c a r i t é é n e r g é t i q u e . Un Français est en situation d e p r é c a r i t é é n e r g é t i q u e lorsqu’« il éprouve, dans son logement, des difficultés par- ticulières à disposer de la fourniture d’énergie néces- s a i re à l a s at i s f a c t i o n d e ses besoins élémentaires en raison de l’inadaptation de ses ressources ou de ses con- ditions d’habitat » (selon la loi « Grenelle 2 » de 2010). L’INSEE a estimé que 4,8 millions de ménages étaient touchés par la précarité énergétique en 2006, tandis qu’en 2013 ce chiffre est passé à 5,6  mil- lions, soit 1 ménage sur 5. En plus des difficultés financières que ces ménages ont pour se chauffer, une étude réal- isée en 2013 a montré qu’ils étaient également plus sus- ceptibles de développer cer- tains problèmes de santé [6]. 500 000 rénovations énergétiques par an : un objectif atteignable ? Impact sur la santé Migraine Anxiété et dépression Bronchite chronique Sifflements respiratoires Exposé à la précarité énerg. 48% 41% 22% x 4 Non exposé à la précarité énerg. 32% 29% 10% x 1 Tableau 1: Evaluation de l’impact de la précarité énergétique sur la santé dans l’Hérault, CREAI-ORSF Gefosat, 2013 I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 10 500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUES
  • 11. Les impacts multiples de la précarité énergétique ainsi que le nombre croissant de ménages touchés font que l’institut négaWatt qualifie ce phénomène de « bombe à retardement sociale ». Si les coûts de l’énergie continu- ent de croitre à un r ythme de 4% par an, les ménages les plus modestes se retrou- ve ro n t e n fe r m é s d a n s u n cercle vicieux : facture éner- gétique trop élevé, incapac- ité d’investir pour la réduire, hausse des factures du fait de l’augmentation des coûts de l’énergie. La rénovation éner- gétique est donc bénéfique, souhaitable et nécessaire, car elle répond à de nombreux enjeux : précarité énergétique, création d’emplois localisés, lutte contre le réchauffement climatique, développement de l’indépendance aux éner- gies fossiles. I l est donc nécessaire de se demander quels sont les freins actuels à la rénovation et comment les supprimer afin d’atteindre l’objectif de 500 000 rénovations annuelles. Heureusement, les experts du secteur se rejoignent sur plu- sieurs éléments de réponse. Un des freins les plus impor- tants est la méconnaissance que peuvent avoir les ménages sur le sujet de la rénovation et des aides financières dis- ponibles à la réalisation de leur projet. Tout d ’abord, le baromètre annuel 2018 d e M o n ex p e r t- ré n ovat i o n - énergie [7] montre que 77% de l’opinion publique pense que ces travaux sont compli- qués à mettre en œuvre. Ce chiffre atteint 80% chez les personnes ayant déjà réalisé des travaux. De plus, seule - ment 41% des personnes inter- rogées associent travaux de «  rénovation énergétique » à « financement par les pouvoirs publics » et 78% sont incapa- bles de citer spontanément un dispositif d’aide financière. L’infor mation existe pour- tant bel et bien et est facile d’accès, cela traduit donc une mauvaise communication de la part des pouvoirs publics sur le sujet de la rénovation é n e r g é t i q u e . C e p e n d a n t , l ’A s s e m b l é e n a t i o n a l e a voté le 23 novembre 2018 la création d’un carnet numéri- que de suivi et d’entretien du logement pour tout nouveau permis de construire déposé après le 1er janvier 2019. Les acteurs de la rénovation militent pour que cet outil soit bien plus qu’une simple plateforme en ligne. Ce carnet numérique devrait, in fine, être un outil de communica- tion pertinent pour atteindre de façon plus large et plus pertinente les ménages fran- çais. Selon Philippe Pelletier, Président du Plan Bâtiment Durable, « décider enfin les ménages à agir massivement s u p p o s e q u’o n l e u r p a r l e juste  : santé, confort, écono- mie de charges, valeur patri- moniale… » [8]. Un autre vecteur important pour opérer une réelle mas- sification de la rénovation en France serait de structurer une offre de service cohérente et locale, qui est aujourd’hui manquante. Cela permettrait ainsi de proposer à tous les I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 11500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUESS Décider enfin les ménages à agir massivement suppose qu’on leur parle juste : santé, confort, économie de charges, valeur patrimoniale… Philippe Pelletier
  • 12. m é n a g e s ay a n t u n p ro j e t de rénovation énergétique l’expertise et le savoir-faire de professionnels et d’artisans qualifiés RGE (Reconnu Garant de l’Environnement). Ainsi les ménages auront un sentiment accru de confiance lors de la rénovation de leur bien. Un autre avantage à la structura- tion d’une offre cohérente et locale serait la mise en rela- tion des différents artisans et professionnels de l’énergie. A titre d’exemple, l’ADEME lors de l’enquête TREMI de 2017, a pu montrer que 75% [9] des travaux de rénovation des maisons individuelles n’ont pas permis à ces logements de changer de classe de DPE (Diagnostic de Performance Energétique). Et pourtant, les rénovations analysées portent bien sur des postes de travaux qui permettent d’améliorer la performance énergétique. Ainsi, une intervention coor- donnée des ar tisans sur le chantier permettrait de passer d’un mode de rénovation par par tie (plus couteux, plus chronophage et moins effi- cace) à une rénovation com- plète, où tous les travaux de rénovation sont exécutés en même temps. Enfin, même si de nombreuses aides sont aujourd’hui dis- p o n i b l e s, l a q u e s t i o n d u financement d’un tel projet reste le plus gros frein au déclenchement d’un projet de rénovation. En effet, 60% [9] des ménages qui souhai- tent passer à l’acte, mais qui ne le font pas, évoquent la raison de leur situation finan- c i è re. L’i n s t i t u t n é g a Wa t t propose un nouveau modèle économique sur les prêts liés aux projets de rénovation. Ils appellent cela « l’équilibre en trésorerie », qui permet aux ménages ayant contracté un prêt pour la rénovation de leur logement d’avoir des mensualités (remboursement du prêt plus nouvelle facture énergétique) qui ne dépas- seront pas la facture énergé- tique avant travaux. Un tel dispositif permettrait à cer- tains ménages de s’affranchir des difficultés de financement et de les rassurer sur la rent- abilité de leur investissement immobilier. Un autre disposi- tif permettrait également de faciliter la massification de la rénovation : il consiste à attacher le prêt à la maison plutôt qu’à la personne. Cela permettrait de rendre acces- sible la rénovation énergé - tique quelle que soit la situa- tion des ménages (personnes de plus de 65 ans, personnes endettées, personnes ayant p r é v u u n d é m é n a g e m e n t dans un futur proche, pro- priétaires très précaires) et de les rendre rapidement moins Immeuble en rénovation © pxhere I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 12 500 000 RÉNOVATIONS ÉNERGÉTIQUES
  • 13. Sources : [1] « Mix énergétique de la France », avr. 2017. [2] C. Arnold, « Le parc de logements en France au 1er janvier 2018 », févr. 2018. [3] PACTE, « Analyse détaillée du parc résidentiel existant », juill. 2017. [4] Energie Plus n°616, « Les collectivités démunies face aux objectifs de la rénovation énergétique des bâtiments », déc-2018. [5] Institut négaWatt, « Résorber la précarité énergétique et rénover les passoires thermiques », juin 2018. [6] CREAI-ORS Gefosat, « Etude sur les liens entre précarité énergétique et santé dans l’Hérault », 2013. [7] « Baromètre Annuel ». [En ligne]. Disponible sur: https://monexpert-renovation-energie.fr/blog/blog/barometre2018-134. [Consulté le: 15-janv-2019]. [8] P. Pelletier, « Rénovons nos bâtiments », EdEnmag n°5, déc-2018. [9] « Enquête TREMI (Travaux de Rénovation Energétique des Maisons Individuelles) Campagne 2017 ». ADEME, oct-2018. sensibles à la hausse des coûts de l’énergie. Toutefois un tel modèle économique est encore difficile à mettre en place à grande échelle, car il suppose un changement en profondeur des habitudes des acteurs financiers. Le chemin est donc encore long si l’on souhaite atteindre un parc de bâtiments rénové au niveau BBC d’ici 2050. Mais les idées pour opérer un changement de paradigme autour de la rénovation sont nombreuses et poussées aussi bien par l’Etat que par les pro- fessionnels de la rénovation. De plus, des expérimentions ont déjà eu lieu concernant la réalisation de rénovations complètes, plutôt que par partie, en utilisant le mode de financement de « l’équilibre e n t r é s o r e r i e » ( e x p é r i - ence DORéMI). Les retours d’expériences commencent aujourd’hui à tomber, et ils montrent que ce type de dis- positif fonctionne très bien : les objectifs d’équilibre en trésorerie et d’amélioration d e l a p e r f o r m a n c e énergétique jusqu’au niveau B B C R é n o v a t i o n o n t é t é atteints. Ces changements de méthodologie mettront du temps pour être déployés sur l’ensemble du territoire, mais dès lors qu’ils le seront, la massification de la rénovation pourra débuter, et la France se sera enfin donné les moyens d’atteindre son objectif de 500 000 rénovations par an. Tristan DELIZY I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 13SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
  • 14. Le 15 Août 2017, Taïwan a connu l’une des pires pannes de courant de son his- toire au cours de laquelle près de 7 millions de résidences ont été privées d’électricité pendant cinq heures à cause d’une hausse de tempéra- ture imprévue. Cet incident a relancé le débat sur la sécurité énergétique de l’île et a remis en cause la décision de sortir du nucléaire annoncée par le gouvernement [1]. Le secteur énergétique à Taïwan fait face à de nombreux défis qu’il faut relever afin de diminuer les risques sur l’économie de l’île. For te dépendance aux éner- gies impor tées Afin de satisfaire ses besoins énergétiques, Taïwan dépend presque exclusivement des énergies importées. En 2017, 98% de l’énergie consom - m é e à Ta ï wa n é t a i t i s s u e Défis de la sécurité énergétique à Taïwan Figure 1 : Indicateurs de la sécurité énergétique [3] © Ministry of Economic Affairs d’importations. L’île produit très peu d’énergie d’origine renouvelable. En outre, les combustibles fossiles sont impor tés de pays instables politiquement, ce qui rend encore plus fragile la sécurité énergétique de l’île [2]. Gr a n d e s d é p e n s e s l i é e s au sec teur énergé tique Taïwan dépend de l’énergie fossile importée à plus de 80%, ce qui rend l’économie plus vulnérable aux fluctuations des prix des énergies fossiles (Figure 2). L’augmentation rapide du coût de l’énergie a été principalement absorbée par les producteurs d’énergie engendrant de grandes pertes pour ces derniers. L’entrepr is e Taiwan Power I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 14 SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
  • 15. Figure 2 : Génération d’énergie par source [3] © Ministry of Economic Affairs Company, connue sous le nom de TaiPower, est une entre- prise publique taïwanaise de production et de fourniture d’électricité qui fournit près de 78% de l’énergie totale consommée à Taïwan [4]. Les prix de l’électricité fixés par le gouvernement ont contribué à augmenter l’endettement d e l ’e n t r e p r i s e . L e r a t i o d’endettement de TaiPower a atteint 85% en 2017, ce qui correspond à des pertes cumulées de 2,63 milliards d’euros [5]. Ce t te s i t u at i o n f i n a n c i è re difficile a poussé le gouver- nement à revoir sa politique énergétique et à diminuer les contrôles sur les tarifs de l’électricité, jugés trop bas par les producteurs d’électricité. Em i s s i o n s d e g a z à e ff e t d e serre La dépendance aux énergies fossiles a un impact évident sur l’environnement et sur les émissions de CO2 et de particules fines. La majorité de la pollution est liée à l ’e x p l o i t a t i o n d u c h a r b o n utilisé pour produire près de 47% de l’énergie de l’île (Figure 2). Le gouvernement s’est engagé à réduire ses émissions de CO2 en signant le protocole de Kyoto et l’accord de Paris sur le climat (COP21). En 2016, le gouvernement de Tsai Ing-wen a promulgué une nouvelle loi qui a comme objectif de réduire fortement les émis- sions de CO2 et la dépendance a u x i m p o r t s d ’é n e rg i e e t notamment au charbon, au gaz et au pétrole, d’ici 2025. A Taiwan, la qualité de l’air atteint un niveau de pollu- tion critique durant 5,7% de l’année. La pollution est aussi causée par des vents froids en hiver qui transportent les par ticules fines émises par les pays voisins (Chine, Corée et Japon). La nouvelle loi du gouvernement vise à diminuer la concentration annuelle des particules fines de 18,2% et à diminuer les aler tes rouges (de 997 à 528) [6]. Co n c lu s i o n La situation énergétique à Taïwan s’avère compli- quée au vu des difficultés I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 15SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
  • 16. à concilier les engagements pris en termes d’émissions de CO2 et la satisfac tion des besoins énergétiques d’une économie en plein essor (Figure 3). Taiwan est pourtant capable de dével- opper la part des énergies renouvelables dans son mix énergétique et notamment celle de l’énergie solaire. Cependant, les tar ifs de l ’é l e c t r i c i t é t rè s b a s, l e m a n q u e d e ré g l e m e n t a - tions appropriées et une i n f ra s t r u c t u re i n a d a p té e o n t c o n t r i b u é à r a l e n - tir le développement des énergies renouvelables à Taïwan. Yacine LAHMA Figure 3 : Consommation d’électricité par secteur [3] © Ministry of Economic Affairs Sources : [1] South China Morning Post, « Taiwan blackouts cast shadow over leader’s nuclear-free plans », 20-août-2017. [2] The National, « Taipei in push to reduce energy imports », The National, 2017. [3] M. of E. A. Ministry of Economic Affairs, « Energy Statistical annual Reports ». 2017. [4] T. P. Taiwan Power, « TaiPower - What We Do », Taiwan Power Company, 2017. [En ligne]. Disponible sur: http://www.taip- ower.com.tw/en/page.aspx?mid=318. [Consulté le: 15-janv-2019]. [5] TaiPower, « Rapport annuel Taiwan Power ». 2017. [6] Pollutec, « Taiwan : des mesures pour faire face à la pollution de l’air », Capteurs d’avenir, 26-juill-2018. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 16 SÉCURITÉ ÉNERGÉTIQUE À TAÏWAN
  • 17. L’idée de la gratuité dans les transports en commun a connu deux grandes vagues de développement. Les pre- mières villes à se lancer dans l’expérimentation sont améri- caines et européennes. Dans les années 70, des dizaines de villes (Compiègne et Colomiers en France, Commerce aux Etats-Unis) pensaient avoir trouvé là une solution pour e n c o u r a g e r l e u r p o p u l a - tion à se déplacer en trans- port en commun. Depuis les années 2000, le mouvement a gagné de nouveaux adeptes : Châteauroux relance le mou- vement en France en 2001. A u j o u r d ’ h u i , 1 0 7 r é s e a u x de transports collectifs gra- t u i t s s o n t r e c e n s é s d a n s le monde et une trentaine d’agglomérations ont choisi de prendre en charge totale- ment les frais de transports en commun [1]. Alors qu’il y quelques années, le mouve- ment était suivi seulement par des villes dont la popula- tion était relativement faible, l’exemple de Tallinn, capitale de l’Estonie et de ses 400 000 habitants qui relèvent le défi de la gratuité depuis 2012, pousse à se demander si la gratuité est applicable pour des réseaux plus importants. Depuis quelques mois, les annonces se multiplient sur le sujet : en septembre 2018, et après avoir testé la gratu- ité les weekends depuis 2015, Dunkerque devient la plus grande ville d’Europe à mettre en place la gratuité pour tous sur son réseau ( Tallinn ne l’applique qu’à ses résidents), le Luxembourg a annoncé en fin d’année vouloir proposer gratuitement l’ensemble de ses transpor ts publics d’ici 5  ans. En I le - de -France le débat s’est invité entre la pré- sidente de la région Valérie Pécresse et la maire de Paris A n n e H i d a l g o, av a n t q u e cette dernière ne se ravise il y a quelques jours, recon- naissant que la mesure n’était pas applicable au réseau com- plexe de la région. En 2016, 38 % des émissions de CO2 provenaient du secteur du transpor t dont environ 75% étaient émises par le trafic routier [2]. La gratuité dans les transpor ts collec- tifs, qui a montré ses preuves au niveau socio-économique La gratuité dans les transpor ts collec- tifs urbains est-elle une opportunité pour limiter les émissions de CO2 dans les villes ? Arrêt de bus © pexels I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 17GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
  • 18. dans la plupart des villes qui l’ont mise en place, pourrait- elle avoir un impact sur les émissions de CO2 et la qualité de l’air dans les villes ? Il faut tout d’abord savoir que la mise en place de la gratu- ité des transports en commun a toujours été justifiée par un contexte particulier. A Tallinn, la gratuité n’est proposée qu’aux résidents de la ville [3], dont le nombre a augmenté du fait de ce système. Ceci a permis à la ville de financer la mesure grâce aux recettes d’impôts locaux supplémen- taires qu’elle a engendrées : le coût de la mesure est estimé à 40 millions, les recettes fis- cales supplémentaires à 80 millions. En France, de nom- breux maires ont proposé cette mesure afin de mettre fin à la sous-utilisation des bus dans leur commune. A Dunkerque, avant 2015, deux tiers des trajets sont réalisés en voiture pour seulement 4,7% de déplacements opérés grâce aux transports en commun. Un responsable des transports de la commune de Châteauroux d é c l a re q u e l e c a l c u l e s t simple pour la commune : ils préfèrent des bus pleins et gratuits que des bus vides et payants. L’augmentation de la fréquentation est pour eux synonyme de réduction du coût par usager. Les réseaux de ces communes n’étant pas saturés, ils sont en mesure d ’ a c c u e i l l i r d e n o u v e a u x passagers sans pour autant dégrader la qualité de service. C’est le cas inverse pour l’Ile- de -France qui possède un réseau beaucoup plus impor- tant et sophistiqué. Ces petites communes ont un autre avantage : le manque à gagner de la mise en place de la gratuité est relativement faible. À Dunkerque, la bil- letterie représentait 12% du budget, à Aubagne elle était seulement de 8%. Ainsi, l’ordre de grandeur du financement à trouver est de quelques m i l l i o n s d ’e u ro s p o u r ce s communes. A l’inverse, d’après une étude commandée par la région Ile -de -France [4], les franciliens contribuent à hauteur de 27% du budget transport de l’Ile-de-France. Si la mesure venait à être adoptée, 2,7 milliards d’euros manqueraient chaque année. Pour les autres grosses agglo- mérations comme Marseille, Lille ou Lyon, le financement manquant serait de centaines de millions d’euros. Actuellement, le financement des transpor ts est majori- tairement pris en charge par les collectivités, les utilisa- teurs et les entreprises dans le cadre du versement transport : « Les employeurs des secteurs public et privé qui emploient 11 salariés et plus […] sont assujettis à la contribution Bus en ville © pexels I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 18 GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
  • 19. versement transpor t » [5]. Dans les agglomérations de Châteauroux et Dunkerque, une légère augmentation du versement transport (0,5% à 1%) a permis de prendre en charge l’absence de contri- bution des usagers. De plus, il a été observé que la gratu- ité n’avait pas freiné les inves- tissements dans les villes qui l’ont mise en place. Le tracé des lignes de bus dunker- quoises, inchangé depuis les années 70 et ne desservant qu’un tiers de la population, a été refondu au cours de l’année 2018, pour permettre l’accès aux transports collec- tifs à un plus grand nombre d’habitants [1], des voies con- sacrées aux bus et des feux prioritaires ont été mises en place. Enfin, l’ajout de 30 nou- veaux bus fonctionnant au gaz naturel, moins polluants que les diesels, aux 100 bus du réseau dunkerquois sont également la preuve que des investissements durables et plus écologiques sont pos- sibles [6]. À Aubagne, un nouveau tramway a été mis en service en 2014 ainsi que 15% de bus supplémentaires. Même chose à Tallinn, où, afin d’amortir le passage à la gra- tuité, le réseau de transport en commun est passé de 17,4 km à 28 km et 70  nouveaux bus et 15 nouveaux tramways ont été rajoutés au réseau [7]. Cela montre que la gratu- ité n’est pas suffisante pour booster l’utilisation des trans- por ts en commun, il s’agit é g a l e m e nt d e d é ve l o p p e r le réseau afin de séduire de nouveaux usagers. Ainsi, une étude a montré que sur les 3% d’augmentation de la fréquen- tation à Tallin, seulement 1,2% sont dus à la gratuité [8]. Ceci pose problème en I le - de - France où les hausses les plus importantes sur les investisse- ments entre 2000 et 2017 ont déjà été majoritairement sup- portées par les entreprises (+ 61%) et les collectivités terri- toriales (+ 186%) contre seule- ment + 33% par les usagers et où la gratuité pourrait être synonyme de baisse des inves- tissements [9]. Les premiers effets de la gra- tuité ont été observés sur la fréquentation des transports en commun dès les premiers mois : à Aubagne, le nombre de voyageurs est passé de 1,9 millions à 6 millions entre 2009 et 2017. La hausse de la fréquentation était de 29 % le samedi et de 78 % le diman- che à Dunkerque entre 2015 et 2018. A Châteauroux, le réseau est trois fois plus u t i l i s é p a r l e s h a b i t a n t s depuis l’adoption des trans- por ts en commun gratuits. Les habitants, et le person- nel de la société de transport semblent tous convaincus © pexels I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 19GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
  • 20. des bienfaits du choix de la gratuité et ne voient pas appa- raître de signes d’incivilité que les pour fendeurs de la m e s u r e p r é v o y a i e n t [ 1 0 ] . Selon le président de la com- m u n a u t é d ’a g g l o m é r a t i o n de Dunkerque, la gratuité des transports en commun a aidé à piétonniser le centre- ville et a permis d’évincer les véhicules particuliers tout en redynamisant le quartier. Cependant, lorsque l’on parle de l’impact environnemental de la gratuité, un des prob- lèmes principaux est qu’une par t impor tante du repor t modal provient des modes de mobilité douce comme la marche ou le vélo et non de la voiture. À Châteauroux, 25% des utilisateurs ayant changé leurs habitudes après la gra- tuité se déplaçait auparavant à pied et 5% en vélo. A Tallinn, le même phénomène a été observé : s’il y a eu un report de 8% des ­automobilistes vers les transpor ts en commun grâce au passage à la gratuité, il y a eu un report modal de 31% des mobilités douces vers les transports en commun. Ces usagers se déplaçant sur une plus courte distance, la dis- tance moyenne des trajets en transports en commun a baissé de 10,6%. Cela remet en cause le bienfait réel de cette mesure sur l’amélioration de la qualité de l’air. Ce phé - nomène s’explique par la dif- férence de sensibilité aux prix : se déplacer en voiture est globalement plus coûteux pour tous les usagers. Ainsi, le choix de la voiture est soit fait outre la barrière économique (gain de temps, de confort, etc.) soit parce qu’il n’y a pas d’autre moyen  : en Ile - de -France, seulement 10% des déplacements en voiture seraient réalisables en un temps plus court à l’aide des transports en commun et 25% ne sont pas recouvrables par l’offre proposée. A l’inverse, 2/3 des trajets effectués à pied ou en vélo se feraient plus rapidement en transport en commun. Un rapport de l’ADEME datant de 2007, a étudié les bienfaits de la gratuité sur l’émission de différents gaz à effet de serre dans la ville de Châteauroux. En se servant des chiffres du report modal observés et de leurs références sur les émis- sions des voitures et des motos, les chercheurs sont arrivés à la conclusion que la mesure a permis d’éviter l’émission annuelle d’environ 260 tonnes de CO2 , d ’une dizaine de tonne de monoxyde de carbone et quelques tonnes de composés organiques vol- atils et d’oxydes d’azote [11]. En termes de CO2 , cela corre- spond aux émissions annu- elles de 44 français en 2007 (5,85 tonnes par habitants). La mise en place de la gra- tuité dans les transports en commun a été bénéfique dans des petites agglomérations, © pxhere I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 20 GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
  • 21. Sources : [1] H. Briche et M. Huré, « Dunkerque, nouveau « laboratoire » de la gratuité des transports - Métropolitiques », mai 2017. [2] C. Deluzarche, « Transport et CO2 : quelle part des émissions ? », 2017. [3] O. Cats, T. Reimal, et Y. Susilo, « Public Transport Pricing Policy – Empirical Evidence from a Fare-Free Scheme in Tallinn, Estonia », Transportation Research Record Journal of the Transportation Research Board, vol. 2415, p. 89‑96, janv. 2014. [4] G. Carrez et al., « Rapport du Comité sur la faisabilité de la gratuité des transports en commun en Île de France leur finance- ment et la politique de tarification », Ile de France, oct. 2018. [5] Ursaf, « Versement Transport ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.urssaf.fr/portail/home/taux-et-baremes/versement- transport.html. [6] S. Vincendon et Libération, « A Dunkerque, les transports gratuits, ça paye », 04-sept-2018. [7] D. B. Hess, « Decrypting fare-free public transport in Tallinn, Estonia », Case Studies on Transport Policy, vol. 5, no 4, p. 690‑698, déc. 2017. [8] O. Cats, Y. O. Susilo, et T. Reimal, « The prospects of fare-free public transport: evidence from Tallinn », Transportation, vol. 44, no 5, p. 1083‑1104, sept. 2017. [9] D. STIF, DRIEL, et OMNIL, « Enquête Globale Transport », sept. 2012. [10] « À Châteauroux, 16 ans de transports gratuits », 26-sept-2017. [11] ADEME, « La gratuité totale des transports collectifs urbains : effets sur la frequentation et interets », PREDIT 3 / ADEME, janv. 2007. réconciliant les populations avec les transports collectifs et désengorgeant les centres villes. Cependant, l’expansion et la modernisation du réseau d e t r a n s p o r t s s o n t t o u t aussi importantes pour aug- menter la part d’utilisateurs. Néanmoins, dans des réseaux p l u s i m p o r t a n t s c o m m e à Marseille, où l’inser tion d’Aubagne dans la commu- nauté d’agglomération pose la question de la gratuité, ou à Paris, le budget semble être trop important pour per- mettre la gratuité tout en con- servant un réseau adapté. De plus, si l’on cherche unique- ment à réduire les émissions de CO2 , un investissement sur le réseau afin de rendre les transports plus accessibles à tous et de réduire les temps de transports afin d’être com- pétitif avec la voiture serait plus intéressant. Juliette THOMAS I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 21GRATUITÉ DANS LES TRANSPORTS COLLECTIFS
  • 22. Le démantèlement du parc nucléaire fran- çais : un chantier national à gros enjeux 50%C ’est l’objec tif que s’est donné l a Fra n ce p o u r d é f i n i r l a part des électrons d’origine nucléaire circulants dans nos réseaux électriques à l’horizon 2035. Initialement prévu en 2025, cet objectif au cœur de débats passionnels semble dégager nombre de questions et d’incertitudes sur la capac- ité de l’état ­français à divorcer progressivement de sa filière dominante, fer d e l a n ce n at i o n a l a p p a r u dans les années 70 suite au premier choc pétrolier. Parmi ces questions, une revient sys- tématiquement : que faire de nos centrales ? On recense en effet 58 réacteurs en activ- ité répartis sur 19 sites. Pour tenir les objectifs de 2035, le président Emmanuel Macron a annoncé le mardi 27 novem- bre 2018 qu’il faudra fermer 14 réacteurs sur cette période de 17 ans [1]. Ces 14 réacteurs viendront ainsi s’ajouter à la liste des 9 réacteurs actuelle- ment en phase de démantèle- ment dont la prise en charge est totalement assurée par EDF. Comment se déroule le démantèlement d’un site nucléaire ? Qui finance les charges ? Où en sont les travaux actuels ? Comment EDF et l’état français envis- agent les futurs travaux liés aux objectifs de la loi de tran- sition énergétique pour la croissance verte ? Cet article tâchera d’apporter des élé - m e n t s d e r é p o n s e à c e s questions. L e d é m a n t è l e m e n t , déroulement. L’ensemble des travaux de d é m a n t è l e m e n t d e s s i t e s nucléaires français sont pris en charge par EDF. Un départe- ment particulier est affecté à ces opérations : le Centre d’Ingénierie, Déconstruction et Environnement (CIDEN). Un projet de démantèlement ou de « déconstruction » d’après l e v o c a b u l a i r e e m p l o y é par l’électricien français se découpe en trois étapes prin- cipales : • La Mise en Arrêt Définitive (MAD). L’objectif est de «  désactiver » le site en évacuant toutes les sub- stances radioac tives en lien avec la produc tion uranium © pixabay I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 22 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 23. d’électricité du réacteur. Pour cela, il faut, dans un premier temps, extraire le combustible chaud et lour- dement radioactif pour le laisser reposer deux ans dans une piscine de stock- age temporaire, avant de pouvoir le stocker défin- i t i ve m e n t o u l ’e nvoye r en usine de retraitement. L’autre poste de travail consiste dans la vidange des circuits de la tranche du réacteur. Cette étape per mettrait, selon EDF, d ’é v a c u e r 9 9 , 9 % d e l a radioactivité du site.[2] • La seconde est une étape de démantèlement partiel. C ’est la première étape impliquant du génie civil. On va, en effet, décon- struire tous les bâtiments ex tér ieurs au bâtiment d u r é a c t e u r n u c l é a i r e. Le réac teur est ensuite confiné en vue de son démantèlement. • La dernière étape est celle du démantèlement total. Le réacteur est à son tour démantelé en commen- çant par ses échangeurs de chaleur, puis son bloc réacteur et enfin par la structure entière de son bâtiment. À l’issu de la dernière étape, le terrain doit être réhabil- ité de sorte qu’il redevienne exploitable après une période de sur veillance, si cela est jugé nécessaire. Le terrain réhabilité sera toujours la propriété d’EDF mais pourra être revendu s’il n’y a plus de risques. Po u r o b t e n i r l e d r o i t d e c o m m e n c e r d e s t r a v a u x d e d é m a n t è l e m e n t t o t a l , l’autorité publique doit donner un décret d’autorisation à EDF. Il est signé après avis de l’Agence de Sureté Nucléaire (ASN). Ensuite, une enquête publique est effectuée auprès des riverains et des acteurs concernés. Une fois l ’aval de tous obtenu, les travaux peuvent commencer sous la surveillance de l’ASN via des contrôles réguliers des chan- tiers effectués à fréquences aléatoires. EDF précise que le choix du démantèlement est immédiat après l’arrêt défini- tif d’un réacteur. Ce choix a pour objectif de profiter directement des compétences des équipes ayant exploité la centrale à l’arrêt et de ne pas laisser aux futures générations un lourd poids économique lié au démantèlement de cen- trales construites par le passé. Dans la réalité, bien que la volonté du démantèlement soit immédiate, il y a en général une inertie de 5 à 7 ans. L e d é m a n t è l e m e n t , financement. L’ensemble des financements liés au démantèlement des réacteurs est pris en charge par EDF. L’électricien fran- çais est actuellement le seul à p r o p o s e r u n e m é t h o d e d’évaluation des coûts liés à cette opération. Sa méthode s e b a s e s u r l ’e x e r c i c e Dampierre 2009, un devis réalisé par EDF estimant le coût de démantèlement des quatre réacteurs à eau pres- surisée de la centrale loiré - taine de 900 MW. Le coût du démantèlement des centrales est ainsi calculé par extrapo- lation de ce coût « générique » à l’ensemble du parc. La cour des comptes (CdC) dans son rapport de janvier 2012 sur « les coûts de la filière nuclé- aire » ne semble pas infirmer cette méthode mais précise que « le montant des charges tel que calculé dans l’exercice DA09 ne peut être validé par la Cour des comptes qui n’a pas les compétences pour le faire » [3]. Ainsi, elle indique que l’estimation du montant des charges pour le démantèle- ment peut s’appuyer sur la méthode Dampier re 2009, mais qu’il serait souhaitable d’avoir recours à des audits I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 23DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 24. techniques par des cabinets et des experts extérieurs pour valider ladite méthode. Pour financer ce coût, EDF doit établir des provisions. Elles correspondent à une mesure de prévoyance qui vise à comptabiliser aujourd’hui l e s c h a rg e s f u t u re s. Po u r cela, à partir de l’estimation des coûts, l’entreprise his- torique a recours à un taux d’actualisation traduisant la valeur actuelle du coût total sur la durée en prenant en compte le coût du temps. Ce taux d’actualisation met en jeu plusieurs paramètres  : l’inflation, le taux de rende- ment des actifs sans risque, le taux de rentabilité des actifs placés à destination du financement des charges et tout autre facteur ayant u n i m p a c t p o t e n t i e l s u r l’évolution de ces provisions. Ce financement faisait ainsi l’objet en 2015 d’une provi- sion de 2,4 Mds d’euros pour les 9 réacteurs en cours de démantèlement et de 11,4 Mds d ’euros en valeur ac tuali- sée pour l’ensemble des 58 réacteurs à eau pressurisée du territoire français [2]. Ces provisions font l’objet de deux réserves : la sous-évaluation des coûts des charges et le choix du taux d’actualisation. Sur le premier point, une ex t ra p o l at i o n d u co û t d u démantèlement du parc fran- çais a été réalisée par la CdC avec les méthodes utilisées par six pays différents : la Suède, la Belgique, le Japon, les Etats U n i s , l a G r a n d e - B r e t a g n e et l’Allemagne. Le montant calculé par EDF est systéma- tiquement inférieur aux coûts calculés à partir des méthodes étrangères, allant jusqu’à une multiplication par un facteur 2 (Allemagne méthode E.ON, Etats-Unis) voire 3 (Allemagne méthode D.Little) des coûts de ces charges[4].Plusieurs facteurs peuvent d’expliquer cette différence. D’abord, la méthode DA09 se base sur une estimation réalisée avant l’évènement de Fukushima et doit être réévaluée en tenant compte des nouvelles normes sécuritaires post-catastrophe. D’autres arguments avancés par EDF défendent ces résul- tats. D’un côté l’opérateur français mise sur l’effet de série et la mutualisation des tranches pour réduire les coûts. L’effet de série est le fait que l’expérience acquise après démantèlement des pre- mières installations devrait permettre de gagner en effi- cacité (technique, productiv- ité) pour les prochains, ce qui se traduit par une baisse des coûts. Le second argument fait l’hypothèse que sur les sites où les réacteurs sont en cours de démantèlement, d’autres tranches seraient en fonc- tionnement ou en construc- tion ce qui pourrait mutualiser les services entre production et démantèlement et éviterait de dupliquer certains coûts. Ces arguments sont néan- moins controversés. D’une part, car l’effet de série n’est possible qu’en cas d’échange efficace entre l’exploitant et ses sous-traitants. De plus, de nombreux experts avancent l’argument qu’une standardi- sation du démantèlement du parc n’est pas possible étant donné que chaque réacteur a subi des évolutions hété - rogènes notamment du fait des différents incidents qu’il a connus [5]. D’autre par t, la mutualisa- tion des coûts dépendrait en partie d’un potentiel renou- vellement du parc actuel ce qui pourrait trancher avec les objectifs fixés par la LTECV. Plus récemment, le rapport parlementaire du 1er février 2 0 1 7 s u r l a « Fa i s a b i l i t é technique et financière du démantèlement des instal- lations nucléaires de base » recommande à l’opérateur his- torique français de revoir ses I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 24 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 25. règles de prévision des coûts de démantèlement sur plus- ieurs points : sortir du calcul globalisé de la méthode de Dampierre avec un calcul par réacteur en tenant compte de son historique et incor- porer différents coûts non pris en compte au préalable : frais de remise en état des sites, taxes et assurances dues par l’exploitant, coût d’évacuation et de traitement du combustible et coût social. Ac tuellement, EDF n’a pas encore donné d’informations sur une éventuelle actualisa- tion de sa méthode de calcul. L’autre point de discorde con- cerne le taux d’actualisation utilisé par EDF pour effecteur ses calculs de provisions. En 2016, le taux d’actualisation était de 4,3% [6]. Ce taux semble surévalué si on se fie au rapport parlementaire du 1er février qui le compare avec les taux applicables des pays voisins : 3,5% en 2015 pour la Suisse, 3,5% en 2016 pour la Belgique et 2 à 2,5% en Suède. En outre, baisser le taux d’actualisation est un des leviers dont dispose l’état pour forcer EDF à augmenter ses provisions de charges de démantèlement. En réponse à c e l a , u n n o u ve l a r rê t é publié au Journal officiel du 30 décembre 2017 [7] oblige à une modification de ce calcul. L’objectif pour l’année 2026 est de plafonner ce taux à la moyenne sur les quatre dernières années du taux des bons du Trésor fran- çais à 30 ans. Cette transition sera progressive au moyen d ’ u n e m o ye n n e p o n d é ré e entre le taux d’actualisation retenu par EDF en 2016 (4,3%) et la valeur d’objectif citée précédemment. La pondéra- tion variera linéairement d’un facteur 100% en 2016 à 0% en 2026 pour la valeur du taux d’actualisation 2016. On ne peut évaluer le futur impact de cette décision dépendant de la variabilité des taux futurs, mais EDF dans ses der- niers comptes a anticipé une baisse successive de son taux d ’ac tualisation de respec - tivement 0,1 point en 2018 et 0,2 point en 2019 entraînant une hausse de ses provisions d’environ 2 Mds d’euros par rapport à la fin 2016. [8] Le d é m a n t è l e m e n t , o ù e n sommes-nous ? O u t r e l ’ a s p e c t f i n a n c i e r, 9   ré a c t e u r s f r a n ç a i s s o n t ac tuellement en cours de démantèlement et apparais- sent comme un bon indicateur de la capacité de l’électricien français à mener à bien ces projets complexes. La figure 1 montre les différents types de réacteurs actuellement en déconstruction. Actuellement quatre types de réacteurs dif- férents sont concernés : Le s ré a c t e u r s à u r a n i u m naturel graphite-gaz (UNGG) : ils appar tiennent à la pre - mière génération de réacteurs n u c l é a i r e s , t o u s m i s e n ser vice autour des années 6 0 - 7 0. Le s réa c te u r s co n- cernés sont : Bugey 1, Saint- Laurent A1 et A2 et Chinon A1, A2 et A3, pour un total de 6 réacteurs. Les tranches sont toutes partiellement décon- struites. Le démantèlement total du cœur des réacteurs est actuellement source de c o m p l i c a t i o n s p o u r E D F. Figure 1 : Les réacteurs actuellement en décon- struction en France source ©Médiathèque EDF I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 25DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 26. Initialement, le découpage de la cuve du réacteur était prévu à l’horizon 2020-2030. Ce découpage devait être effectué dans une enceinte remplie d’eau pour renfermer la radioactivité de la cuve. EDF a cependant annoncé un repor t à l’horizon 2100 avançant le fait que la fais- a b i l i t é t e c h n i q u e c o n c e r - nant la découpe « sous-eau » n’est pas acquise et qu’une découpe « sous-air » serait préférable. Ce changement de stratégie, impliquant un décalage de plusieurs décen- nies, n’a pas été validé par l’ASN. La mission parlemen- taire du 1er février a ainsi demandé à EDF d’accélérer ce démantèlement mentionnant que l’horizon 2100 n’est pas acceptable. Elle conseille un lancement d’appels d’offres basé sur le prix et les délais. EDF a récemment répondu en s’associant à Véolia et en acquérant la start-up Oreka Solutions pour développer des solutions de télé-opéra- tion et de simulation 3D pour le démantèlement nucléaire de ses réacteurs UNGG.[9] Le réacteur à eau lourde : Ce réacteur est unique et est situé à Brennilis. Il a été mis en exploitation en 1967 et arrêté en 1985. Il est en état de démantèlement partiel. Le travail n’est pas fini, il reste encore le démantèlement du bloc réacteur, l’assainissement et la démolition des bâti- ments puis la réhabilitation du site. Ce réacteur a subi de nombreuses phases d’arrêt et de reprise de travaux dues à des annulations de décrets d’autorisation pour défauts de procédure. De nombreuses critiques pointent du doigt les opérations interminables ainsi que l’augmentation inces- sante du coût de déconstruc- tion. EDF a déposé une nou- velle demande de démantèle- ment complet en juillet 2018. L’entreprise a annoncé qu’il faudra 17 ans de travaux pour réaliser le démantèlement complet plus trois années d’instruction du dossier suite à la nouvelle demande.[10] Le réacteur à neutrons rapides : Ce réacteur « Superphénix » est situé à Creys-Mépieu. Il a été mis en service en 1986 et arrêté en 1997. Il est unique en France et embarquait un système de refroidissement au sodium. Des travaux de mise hors ser vice définitive ont été réalisés et le sodium a été évacué de la cuve du réacteur. L e s t r a v a u x d e d é c o u p - age de la cu ve o nt co m - mencé en 2018. S’en suivra le démontage du générateur de vapeur, la destruction des bâtiments et l’assainissement des terrains et l’ensemble sera réhabilité à l’horizon 2030. Le terrain restera propriété d’EDF et sera dédié à la produc- tion d’électricité (le phénix­ re n a î t r a d e s e s c e n d re s ) . Le ré a c t e u r à e a u p re s - surisé  : Ce réacteur est situé à Chooz. Ce démantèlement joue un rôle majeur pour EDF car il représente la vitrine des futures opérations de d é m a n t è l e m e n t d u p a r c nucléaire français. En effet, le réacteur à eau pressurisée est la technologie employée par les 58 réacteurs nucléaires en activité. Le réacteur Chooz 1 a été mis en service en 1967 et sa production a été stoppée en 1991. Il a pour particularité d’être construit au sein d’une caverne rocheuse. Après un démantèlement par tiel des installations hors réacteur de 1999 à 2008, les équipes se sont attaquées au démantèle- ment des circuits nucléaires du réacteur ( jusqu’en 2014). Ac t u e l l e m e nt, l e s t rava u x co n ce r n e nt l e d é m a ntè l e - ment de la cuve du réacteur qui sont programmés pour durer encore trois ans [11]. En 2022, le site pourrait ainsi être totalement réhabilité et I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 26 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 27. exploitable, EDF chiffrant les frais à environ 350 millions d’euros. Le démantèlement des cen- trales apporte lui aussi son lot de déchets nécessaires à traiter. Il existe plusieurs types de déchets issus de la déconstruction. Il y a d’abord les déchets dits convention- nels (81% du volume total des déchets) et les déchets radioactifs (le reste). La figure 2 montre la répartition de ces déchets. Sur ces déchets radioactifs, deux critères permettent de les différencier : leur niveau de radioactivité (très faible, faible, moyenne, haute activ- ité) et leur période radioac- tive. Cette période représente le temps nécessaire pour que la radioactivité liée au déchet soit divisée par deux. Les déchets à durée de vie courte (période radioactive < 31 ans) sont généralement stockés en surface au centre de stockage de l’Agence nationale pour la gestion des déchets radioac- tifs (Andra) à Morvilliers et à Soulaines dans l’Aube. En ce qui concerne les déchets à d u ré e d e v i e m oye n n e, des solutions sont en cours de développement. Pour les déchets à faible activité, une solution de stockage défini- tif en couche d’argile est en cours de développement par l’Andra. Pour ce qui est des déchets de moyenne activ- ité un stockage définitif en couche géologique profonde est aussi en développement (projet CIGEO). EDF espère un déploiement de la phase industrielle d’ici 2025. En attendant, les déchets sont stockés dans une installa- t i o n d e c o n d i t i o n n e m e n t d’entreposage des déchets activés actuellement en con- struction sur le site de la cen- trale de Bugey (projet ICEDA). Là encore, le stock age et l’avenir de ces déchets sont soumis à de nombreuses cri- tiques et réserves. D’abord, le projet CIGEO d’enfouissement de l’ensemble des déchets à moyenne et longue durée de vie (qui concerne les déchets i s s u s d e l ’e x p l o i t a t i o n e t d u d é m a n t è l e m e n t ) t a rd e à se mettre en place du fait de son accueil mitigé par le public. Initialement prévue en 2025, l’ouverture du site devrait s’opérer en 2030-2035. Un débat public national est d’ailleurs ac tuellement en cours pour une période de quatre mois autours du stock- age de ces déchets nucléaires. Le stockage provisoire au sein du projet ICEDA, lui aussi cri- tiqué, devra durer autant de temps que l’incer titude p l a n e r a a u t o u r d u p ro j e t CIGEO. L e d é m a n t è l e m e n t , perspec tives Le c h a n t i e r n a t i o n a l q u e re p ré s e n t e l e d é m a n t è l e - m e n t e s t , c o m m e n o u s l’avons vu, soumis à de nom Figure 2 : Répartition des déchets issus du démantèlement d'un réacteur. © Médiathèque EDF I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 27DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 28. breuses incer titudes. Outre les critiques émises par les différentes instances nation- ales quant aux financements et réserves de provisions cal- culées par EDF pour assurer le démantèlement futur, la diffi- culté que connaît l’opérateur historique à mener à terme ses projets actuels de démantèle- ment n’aide pas à dégager un sentiment d’optimisme pour l’avenir. De plus, la question du stockage reste un gros point d’interrogation et devrait être un poids lourd dans la note finale à régler par EDF. Mais l’avenir n’est pas aussi sombre que l’on pourrait penser. Les travaux de déconstruction du réacteur Chooz A avancent à un rythme satisfaisant et pour- rait servir d’exemple pour les futurs travaux de démantèle- ment des 14 réacteurs à eau pressurisée qui doivent con- naître un arrêt définitif dans les prochai nes décennies. EDF sait d’ailleurs mainten- ant grâce à ce projet qu’une durée moyenne de 15 ans pour le démantèlement de ce type de réacteurs est atteignable [11]. La prochaine centrale à suivre l’exemple sera celle de Fessenheim dont l’arrêt défini- tif est prévu à l’horizon 2020. A l’avenir, une ouverture à la concurrence des travaux de démantèlement pourrait appa- raitre, s’inspirant du modèle américain. Cette dernière per- mettrait des études plus pré- cises des travaux à effectuer p o u r c h a q u e r é a c t e u r e t permettrait à de nouveaux acteurs d’entrer sur le marché. L’exploitant pour rait ainsi céder des réac teurs mis à l’arrêt définitif à des entre- prises extérieures s’engageant à réaliser le démantèlement à moindre coût dans des délais plus courts toujours dans le strict respect des règles de sécurité. Ce modèle est pré- conisé par le groupement par- lementaire du 1er février. La question du démantèle - ment du parc français n’est p a s e n c o r e r é s o l u e , d e s g r a n d e s z o n e s d ’o m b r e restent à éclairer. Le travail des institutions françaises, de l’exploitant et des potentiels nouveaux acteurs du milieu restent herculéens mais indis- pensables pour assurer la sureté nucléaire du pays. La bonne réalisation d’un tel chantier national reste tout à fait probable, mais tout devra être mis en œuvre pour éviter que le démantèlement du parc nucléaire n’agisse comme une bombe à retardement pour les générations futures. Maxence TOULOT Sources : [1] « Macron-Objectif 2035 pour les 50% de nucléaire dans l’électricité », Boursorama, 27-nov-2018. [En ligne]. Disponible sur: https://www.boursorama.com/bourse/ actualites/macron-objectif-2035-pour-les-50-de-nucleaire-dans-l-electricite-3c2910b0c9d0b983eb77d922cce0fba5. [Consulté le: 26-déc-2018]. [2] Lionel Tran, « LA DÉCONSTRUCTION DES CENTRALES NUCLÉAIRES EDF », EDF, 2015. [3] Cour des comptes, « Synthèse rapport thématique la filière électronucléaire », 2011. [4] Bernard Laponche, et Association Global Chance, « LE COUT DU DEMANTELEMENT DES CENTRALES NUCLEAIRES », oct. 2016. [5] Julien Aubert, Barbara Romagnan, « Faisabilité technique et financière du démantèlement des installations nucléaires de base », Commission du développement durable et de l’aménagement du territoire, févr. 2017. [6] « Nucléaire : EDF contraint de revoir à la hausse ses provisions pour démantèlement », Actu-Environnement. [En ligne]. Disponible sur: https://www.actu-envi- ronnement.com/ae/news/nucleaire-demantelement-dechets-edf-taux-actualisation-provision-30389.php4. [Consulté le: 26-déc-2018]. [7] Arrêté du 29 décembre 2017 modifiant l’arrêté du 21 mars 2007 relatif à la sécurisation du financement des charges nucléaires. . [8] « Nucléaire : EDF va devoir renforcer ses provisions ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/11/01/2018/lesechos.fr/0301127689066_nucleaire---edf- va-devoir-renforcer-ses-provisions.htm#formulaire_enrichi::bouton_facebook_inscription_article. [Consulté le: 27-déc-2018]. [9] « Démantèlement nucléaire : le coup double d’EDF », juin 2018. [10] « La centrale nucléaire de Brennilis ne sera pas démantelée avant 2038 ». [En ligne]. Disponible sur: https://www.lesechos.fr/19/07/2018/lesechos. fr/0302002977537_la-centrale-nucleaire-de-brennilis-ne-sera-pas-demantelee-avant-2038.htm. [Consulté le: 27-déc-2018]. [11] « Ardennes : Le démantèlement de la centrale de Chooz, un grand test avant Fessenheim », France 3 Grand Est. [En ligne]. Disponible sur: https://france3-regions. francetvinfo.fr/grand-est/ardennes-demantelement-centrale-chooz-grand-test-fessenheim-1471831.html. [Consulté le: 28-déc-2018]. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 28 DÉMENTÈLEMENT NUCLÉAIRE
  • 29. Le HVDC au cœur des interconnexions des réseaux électriques du futur Introduc tion L’équilibre production con- sommation est une con- d i t i o n fo n d a m e nt a l e p o u r le bon fonc tionnement et l’exploitation du réseau élec- trique. La perte d’une cen- trale de production de 1,3GW en France, se traduit par une chute de la fréquence au niveau national de 265mHz. A p u i s s a n c e i d e n t i q u e à l ’échelle européenne, une per te d’ouvrage cause une baisse de fréquence de 65mHz [ 1 ] . C e t e xe m p l e m o n t r e l’intérêt d’un réseau inter- connecté de grande ampleur. Au fil des années les pays européens ont donc accru le maillage et interconnecté les réseaux électriques, réunis en zones synchrones (­ENTS- O). Au quotidien ces inter- co n n ex i o n s p e r m e t te nt l e par tage des actifs de pro- duction disponibles. Depuis 2017, chaque pays peut faire b é n é f i c i e r s e s vo i s i n s d e ses moyens en réglage de fréquence notamment via le marché d’ajustement. Cette mutualisation de la réserve permet, de par la concurrence entre producteurs européens, de réaliser des gains finan- ciers pour les gestionnaires d e r é s e a u x d e t r a n s p o r t d’électricité (ou GRT ) en cas d’aléa dans leur zone d’action. A l’avenir, il serait possible de renforcer la mutualisation des ressources afin de répondre de manière réactive, efficace, et optimisée économiquement à un besoin de rééquilibre. Dans le cas d’une mutual- isation des ressources, les sources hydrauliques per- mettent de mobiliser rap - idement une grande quan- tité d’énergie (10 minutes environ) et fait de la Norvège (98% de production hydrau- lique) un acteur de production majeur. Les barrages norvé - giens jouent un rôle essentiel sur le marché scandinave de l’électricité Nordpool. Ils per- mettent de faire face à la forte irrégularité de la production éolienne au Danemark. Les centrales hydroélec triques compensent les creux de pro- duction éolienne grâce à plu- sieurs câbles d’interconnexion sous-marins. A l’inverse, le Danemark envoie à la Norvège ses excédents de production en période de grands vents, pendant lesquelles les bar- rages norvégiens reconstitu- ent leurs stocks. En 2015, la Norvège et le Royaume -Uni ont annoncé un accord pour la pose du plus long câble haute tension sous-marin du monde : Nor thSea Network (730km/1,4GW ), permettant au Royaume-Uni (déficitaire en produc tion) d’impor ter de l’hydroélectricité norvé- gienne. Les réseaux intercon- nectés pallient les disparités des moyens de production à travers l’Europe et mutual- isent les réserves d’énergie. Le cas allemand est égale - m e n t u n e i l l u s t r a t i o n d e l ’i m p o r t a n c e d ’ u n r é s e a u interconnecté, nécessaire à l ’intégratio n des énergi es renouvelables. En 2015, près de 80T Wh d’éolien étaient produits en Allemagne (leader européen). S’ajoutent 38TWh d’énergie solaire. La for te capacité de production d’EnR impose à l’Allemagne d’être connectée à d’autres réseaux pour éviter les problèmes de variabilité de production. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 29RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
  • 30. Les interconnexions profi - tent à la mise en commun des marchés comme c’est le cas en Europe. L’Allemagne a besoin d’évacuer son surplus d’énergie lorsque la produc- tion est for te. A contrario, la France vend de l’énergie (majoritairement nucléaire) à son voisin lorsque celui-ci n’est pas en mesure d’en produire suffisamment via ses EnR. Ces cycles d’achats et de ventes issus de la mise en commun des marchés sont une des con- séquences de l’interconnexion des réseaux. L’intégration des énergies renouvelables, avec les engagements politiques et la croissance que l’on connaît, passe par une architecture de réseau encore plus inter- connecté et un renforcement de la supervision au niveau Européen de Co-réseaux. 1. Les avantages du HVDC L’expansion et le développe- ment du réseau nécessite la mise en place de nouvelles interconnexions. Les lignes aériennes ne répondent plus aux exigences d’acceptabilité du grand public. Les lignes souterraines engendrent des courants capacitifs et obligent la mise en place d’inductances de compensation, provoquant l’apparition de résonances et de sur tensions lors de manœuvres. Le High Voltage Direc t Current (ou HVDC ), soit des lignes de transport d’électricité à courant continu, s’affranchit de ces problèmes e t p ré s e n te d e n o m b re u x avantages. 1.1. Les avantages sur la fréquence Le réseau Européen est de par ses interconnexions moins sensibles aux aléas de con- sommation. Néanmoins, une variation de fréquence ou l’apparition d’une surtension va naturellement se propager sur toute une poche de réseau (pour la tension) ou sur toute la zone (pour la fréquence). Les interconnexions ont rendu le réseau plus fort mais un risque de cascade de fréquence ou de tension à travers l’Europe existe toujours. Les liaisons HVDC à l’image de la liaison France Angleterre coupent le lien de synchronisme entre deux pays et évitent la prop- agation d ’une cascade de fréquence. 1.2. Chute de tension Un argument majeur en faveur du HVDC n’est autre que son rendement sur les longues dis- tances. En alternatif les lignes peuvent être modélisées par un modèle en π. La longueur d ’o n d e d u c o u r a n t c i rc u - lant dans les câbles, donc la fréquence du réseau et la lon- gueur des lignes permet de montrer l’influence des car- actéristiques de la ligne sur les chutes de tension. Ainsi, à une fréquence de 50Hz (lon- gueur de la liaison très supéri- eure à la longueur d’onde), les chutes de tension sont beau- coup plus importantes que sur une ligne HVDC. La longueur maximale de la ligne dépend grandement de la puissance et du déphasage courant-tension délivré en sortie [2]. Les modèles de lignes HVDC convergent vers l’affirmation d’une impédance élevée en HVDC, d’où la présence de faibles courants de ligne donc de faibles chutes de tension [3]. Il est à noter que les lignes de transport tendent à s’allonger avec les interconnexions entre pays afin d’acheminer les éner- gies des installations offshore. 1.3. Contrôle des flux de puissance Dans un contexte de per te de contrôle de la produc- tion (due à l’intermittence des EnR par exemple), il e s t p r i m o r d i a l p o u r l e I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 30 RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
  • 31. g e s t i o n n a i r e d u r é s e a u d e t r a n s p o r t d e r é c u - pérer de la flexibilité par le biais de la maîtrise des transits de puissance. De ce fait, un avantage du H V D C p a r r a p p o r t a u x liaisons en courant alter- natif est le contrôle des flux de puissance. Sur les réseaux alternatifs maillés, u n m o y e n d e m a î t r i s e r les flux de puissance est d’utiliser des transforma- teurs déphaseurs [4]. Faire v a r i e r l e d é p h a s a g e d u transformateur permet de jouer sur l’angle de trans- port (déphasage entre les tensions des deux côtés de la ligne) et ainsi de mod- ifier les flux de puissance [5]. En HVDC, le courant et donc la puissance transitant à travers la ligne, sont con- trôlés par la différence de tension aux deux extrémi- tés de la ligne. De plus, les convertisseurs utilisés pour redresser et onduler la tension sur les lignes HVDC (convertisseurs AC/ DC et DC/AC) permettent d’inverser les flux de puis- sance et de répondre rap- idement aux besoins du m a r c h é . L e s c o n v e r t i s - s e u r s LCC , v i e i l l i s s a n t s n’assurent une inversion du flux de puissance qu’en 5 minutes car ils nécess- i t e n t u n e i n v e r s i o n d e polarité de tension, donc de désénergiser la ligne, ce qui n’est pas le cas des convertisseurs MMC, capa- bles de modifier le sens du courant en quelques millisecondes. L’avenir des interconnexions HVDC est aux MMC. 1 . 3 . 1 . S i m u l a t i o n s d ’ u n convertisseur VSC Afin de démontrer le con- t r ô l e d u f l u x d e p u i s - sance et la flexibilité qu’il p r o p o s e , u n c o n v e r t i s - seur VSC est simulé via l e l o g i c i e l E MT P- R V. L a modélisation du système consiste à raccorder une source de tension alterna- tive à un redresseur VSC, lui-même relié à un con- densateur de lissage. Ce dernier est alors raccordé à un onduleur qui permet de le relier à un réseau infini. Le schéma du système est le suivant : Figure 1 : Schéma du système simulé © L. FABIANI En simulation, seuls la source de tension, le convertisseur AC/DC et le condensateur sont modélisés pour observer les phénomènes de contrôle des flux de puissance. La modélisa- tion du système sous EMTP-RV se fait en monophasé puisque l’objectif est d’obser ver la flexibilité en puissance tandis que le convertisseur VSC est constitué d’un pont de tran- sistors IGBT pilotés par une MLI issue d’une boucle de régulation. En mesurant la tension aux bornes du con- densateur et les courants et tensions issus de la source de puissance alternative, il est possible de déduire le courant efficace et le déphasage cou- rant-tension nécessaire afin de répondre à une consigne de puissance active. 1.3.2. Résultats de simulations I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 31RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR
  • 32. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 32 RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR Après modélisation, les résul- tats suivants sont obtenus : 1. Po u r u n e c o n s i g n e d e -300W (t = 0,2s) et 200VAR (t = 0,4s), la puissance en sor tie du conver tisseur converge vers ces valeurs. Des oscillations de puis- sance sont observées. Elles sont dues à la puissance fluctuante (modèle mono- phasé) et n’existent pas en régime triphasé. Elles sont dues à l’imper fection de notre modèle. (Figure 3) 2. Pour une consigne de puis- sance réactive de 200VAR ( t = 0 , 2 s ) e t d e t e n s i o n 900V (t=0,3s), le flux de puissance acheminé est proche de la quantité sou- haitée. La tension DC en sortie du VSC croît lente- ment jusqu’à atteindre la consigne de tension, elle subit toujours des oscil- lations de faible ampli- tude. (Figure 4) Dans les deux cas, les puis- sances mesurées par EMTP-RV convergent vers les valeurs a t t e n d u e s . C e s r é s u l t a t s concordent avec les analy- ses théor iques et démon- trent à l’échelle d’un modèle peu complexe, la flexibilité qu’appor tent les conver tis- seurs VSC dans les réseaux électriques HVDC. Nota Bene : Seul le régime permanent est étudié pour ces simulations. Les faibles valeurs de tension et puis- sances ont été arbitrairement choisi. 1.4. Stabilité Un dernier avantage du HVDC par rapport au courant alter- natif est la stabilité qu’il apporte en régime transitoire ou dynamique face aux per- turbations ou changements de point de fonctionnement. L a r e s y n c h r o n i s a t i o n d u réseau causée par les oscil- lations de puissance après l ’é l i m i n a t i o n d e d é f a u t s proches de machines alterna- tives qui peuvent se propager et déclencher d’éventuelles protections, est plutôt longue sur les réseaux peu maillés. A l’inverse, sur les réseaux à fort maillage, le temps de resynchronisation sera court puisque le couple synchro- nisant varie en fonction de l’inverse de la réactance [3]. Tous ces arguments font état de l’importance du HVDC dans les réseaux électriques et les interconnexions de demain. Il est primordial de connaître les points bloquants. 2. Les limites du HVDC La maîtrise parfaite des sys- tèmes HVDC est un enjeu majeur dans la continuité du développement des réseaux de transport et des intercon- nexions. Il reste néanmoins Figure 2 : Convertisseur VSC modélisé sur EMTP-RV © L. FABIANI
  • 33. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 33RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR du travail à fournir pour opti- miser ces réseaux. Au-delà des limites de sécurité (besoin de nouveaux disjoncteurs), des questions de topologie (radiale/maillée), des prob- lèmes de découplage et des limites physiques comme les co m p o s a nt s é l e c t ro n i q u e s utilisés actuellement, le HVDC apporte des problèmes plus complexes encore [6]. Ainsi en courant continu, les inductances de filtrage des conver tisseurs LCC ou les capacités de filtrage des VSC affectent l’inertie du système [7]. Dans une situation cri- tique, la constante d’inertie peut descendre à 100 ms, le système de régulation de fréquence se doit alors d’être réactif. D e surcroît, les pilotages en tension et en puissance ne sont pas simples. Sur les câbles DC, comme la chute de tension est faible, il n’est pas aisé de piloter la tension aux deux extrémités d’une liaison point à point car il faut garan- tir un contrôle de puissance de grande précision dans un contexte de maître-esclave où un convertisseur contrôle la tension et un autre régule la puissance de l’autre extrémité de la ligne. Assurer le fonc- tionnement du réseau alter- natif est fondamental, les con- vertisseurs sont donc à perfec- tionner pour assurer le main- tien d’une fréquence stable et de tensions souhaitées [8]. Le HVDC fait également face à des problèmes de coûts. La conception d’une ligne alter- native de 6GW aborde un coût de 200M€ contre 500M€ pour 2GW en HVDC soit un rapport de coûts de 7,5. Ainsi, la mise en place de lignes de puis- sances similaires se fait pour des sommes bien plus impor- tantes en HVDC qu’en alter- natif. Ces lignes demandent également des opérations de maintenance et de remplace- ment dues à la durée de vie des calculateurs et du con- trôle commande utilisés pour les transits de puissance (10 ans de durée de vie soit 5 fois moins que la durée de vie de la ligne). Conclusion L e s é v o l u t i o n s l i é e s a u x moyens de production et à la consommation remettent en question les réseaux de trans- port d’électricité en Europe. Une solution d’amélioration d e s ré s e a u x d e t ra n s p o r t propose une mise en place de lignes HVDC pour amé - liorer un réseau de plus en plus connec té. Ces lignes h a u te te n s i o n p e r m e t te nt d’améliorer la stabilité du réseau, de limiter les aléas de fréquence et les chutes de tension ainsi que d’assurer un meilleur contrôle des flux de puissance. Malheureusement, le HVDC fait encore face à de nombreux questionnements quant à son utilisation. Non dépourvu d’avantages attray- ants, des verrous s’opposent toujours à son exploitation totale. Outre les questions de sécurité ou de topolo - gies, l’essentiel des doutes s’orientent directement vers les convertisseurs utilisés en HVDC, leur architecture, les composants qu’ils nécessitent ou encore leur place dans les réseaux HVDC. Lionel FABIANI
  • 34. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 34 RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR EN SAVOIR PLUS : Résultats des simulations Les variables de la Figure 3 : • 1er graphique : P_ref@ control (en bleu) est la co n s i gn e d e p u i s s a n ce active et PQm1/P@control (en rouge) la valeur de puissance active mesurée ; • 2ème graphique : Q_ref@ control (en bleu) est la con- signe de puissance réactive et PQm1/Q@control (en rouge) la valeur de puis- sance réactive mesurée ; • 3ème graphique : Vgrid@ co nt ro l ( e n ro u g e ) e s t la tension de la source et Vdc_mes@control (en bleu) la tension mesurée en sortie du VSC. Les variables de la Figure 4 : • 1er graphique : Q_ref@ control (en bleu) est la con- signe de puissance active et PQm1/Q@control (en rouge) la valeur de puis- sance active mesurée ; • 2ème graphique : Vgrid@ control (en bleu) est la te n s i o n m e s u ré e d e l a source, Vdc_mes@control (en rouge) la consigne de tension en sortie du VSC et Vdc_mes@control (en vert) la tension mesurée en sortie du VSC Figure 3 : Résultats simulation 1 © L. FABIANI
  • 35. Sources : [1] N. Hadjsaïd et J.-C. Sabonnadière, Lignes et réseaux électriques 3 : fonctionnement dans le cadre de la libéralisation des marchés, vol. 3, 4 vol. Hermes Science Publications, 2008. [2] M. Petit, S. Bacha, X. Guillaud, H. Morel, D. Planson, et B. Raison, « Les réseaux HVDC multi-terminaux: des défis multiples en génie électrique », p. 11, juill. 2012. [3] M. Khatir, S. A. Zidi, M. K. Fellah, S. Hadjeri, et O. Dahou, « HVDC Transmission Line Models for Steady-State and Transients Analysis in SIMULINK Environment », in IECON 2006 - 32nd Annual Conference on IEEE Industrial Electronics, 2006, p. 436‑441. [4] F. Milano, Power system modelling and scripting. London: Springer, 2010. [5] C. Ivanov, « Phase Shift Transformers Modelling », ENTSO-E, p. 27, mai 204apr. J.-C. [6] « The path towards hvdc grids », CIGRE, p. 2, 2014. [7] O. E. Oni, I. E. Davidson, et K. N. I. Mbangula, « A review of LCC-HVDC and VSC-HVDC technologies and applications », in 2016 IEEE 16th International Conference on Environment and Electrical Engineering (EEEIC), 2016, p. 1‑7. [8] P. Monjean, « Optimisation de l’architecture et des flux énergétiques de centrales à énergies renouvelables offshore et onshore équipées de liaisons en continu », École Nationale Supérieure d’Arts et Métiers, Paris, 2012. I N F ’ O S E | J a n v i e r 2 0 1 9 35RÉSEAUX ÉLECTRIQUES DU FUTUR Figure 4 : Résultats simulation 2 © L. FABIANI
  • 36. Devenez partenaires evenement@mastere-ose.fr LA MOBILITÉ DURABLE Congrès osE 19e EDITION - 26 SEPTEMBRE 2019 Auditorium Mozart - CMA MINES ParisTech 1 rue Claude Daunesse - 06560 Sophia Antipolis Quels vecteurs énergétiques pour une mobilité décarbonée ?