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Synthèse du business plan (flux financiers actualisés)
© Rapport MS OSE de Quentin Souvestre
Le mécanisme de capacité
RETOUR SUR UNE PREMIÈRE ANNÉE TEST
>>> page 7
Mensuel sur l’énergie et l’environnement
N° 127Novembre 2017
Hyperloop : une révolution dans le monde du
transport et de l’énergie
>>> page 20
Dossier : énergies
renouvelables
SCÉNARIO 100% EnR, EOLIEN
OFFSHORE, RESEAUX DE
C H A L E U R E T B R I Q U E S
SOLAIRES
>>> page 12
© Hyperloop One
Le marché pétrolier à l’horizon 2022
ANALYSE : AIE, « OIL MARKET REPORT 2017 »
>>> page 24
ADRESSE E-MAIL
infose@mastere-ose.fr
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ADRESSE
Centre de
Mathématiques
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Mines Paristech
Rue Claude Daunesse
CS 10 207
06904 Sophia Antipolis
La France conservera son parc
n u c l é a i re j u s q u’e n 2 0 3 0 .
L’annonce a fait l’effet d’une
bombe dans les milieux écol-
ogistes. Mais cette nouvelle
tient-elle vraiment de la sur-
prise ? Alors qu’un tiers du parc
nucléaire était à l’arrêt, RTE a
retenu son souffle en attendant
les prévisions météorologiques
pour cet hiver. Et pour cause : en
2016, les maintenances prévues sur les centrales avaient
entrainé une flambée des prix et de sérieux risques de
délestage. Pourtant les alternatives existent. Coté pro-
duction, l’ADEME garantit chiffre à l’appui que la totalité
de l’électricité pourrait être issue de sources renouvel-
ables en 2050. Mais c’est peut-être sur la consommation
que l’effort sera le plus important. En comptant sur un
développement des réseaux de chaleur, la demande en
électricité destinée au chauffage pourrait être consi-
dérablement réduite. Alors pourquoi continuer à miser
sur un secteur en perte de vitesse et dont la rentabilité
commence à être contestable devant celle des renouv-
elables  ? D’autant plus que d’importants moyens sont
mis en œuvre pour relancer les investissements sur les
moyens de production grâce notamment au mécanisme
de capacité. Ne pourrait-on pas y voir une opportunité
d’entamer une profonde refonte de notre système éner-
gétique ?
A Paris comme à Montpellier et Toulouse, la réponse est
claire et simple : oui. La capitale sera en effet vidée de
ses véhicules thermiques en 2030. Un pari ambitieux alors
que les prévisions des prix du pétrole n’encouragent pas
aux économies. D’ici là, l’hyperloop reliera peut-être déjà
la surdouée à la ville rose, sans que le moindre joule ne
provienne d’une centrale fossile.
Louis POLLEUX
Toute reproduction, représentation, traduc-
tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar-
tielle, quel qu’en soit le procèdé, le support ou
le média, est strictement interdite sans l’auto-
risation des auteurs sauf cas prévus par l’article
L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle.
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
2 ÉDITORIALCONTACTS
ACTUALITÉS
ARTICLES
04 - La compétition s’intensifie sur le
marché de la vente d’électricité aux
particuliers
04 - Paris, ville sans voiture thermique
en 2030 ?
05 - Bonn a accueilli la COP23 du 6 au 17
Novembre
05 - Un mois de novembre agité pour le
ministre de la transition écologique
et solidaire
06 - Zoom sur le système électrique
Français à l’approche de l’hiver
07 - Le mécanisme de capacité : retour
sur une première année test
12 - Mix électrique de la France : 100%
d’énergies renouvelables en 2050 ?
13 - Eolien offshore : la France a-t-elle le
vent en poupe ?
15 - Les réseaux de chaleur français :
quelles perspectives ?
18 - Les briques solaires : entre architec-
ture et production d’énergie
20 - Hyperloop : la nouvelle révolution-
dans le monde du transport et de
l’énergie
24 - Le marché pétrolier à l’horizon 2022
Tests des tubes d’hyperloop © Hyperloop One
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
3SOMMAIRE
ACTUALITÉS NOVEMBRE 2017
                    0Florian ROUOT & Chloé POTIER0      
AVEC TOTAL SPRING ET CDISCOUNT ENERGIE, LA COMPÉTITION S’INTENSIFIE
SUR LE MARCHÉ DE LA VENTE D’ÉLECTRICITÉ AUX PARTICULIERS
Avec Total Spring, le pétro-
l i e r f r a n ç a i s p r o p o s e
d e p u i s l e d é b u t d u m o i s
d’octobre des prix inférieurs
de 10% aux tarifs réglementés
de vente ainsi qu’une électric-
ité produite à partir d’énergies
re n o u ve l a b l e s. Ave c ce t te
o f f r e , l e g é a n t p é t r o l i e r
affiche l’objectif ambitieux
d’atteindre « rapidement » les
3 millions de clients. L’offre
CDiscount Energie quant à
elle a été lancée fin octobre et
promet des prix jusqu’à 15%
inférieurs aux tarifs réglemen-
tés de vente. Les consomma-
teurs intéressés peuvent sou-
scrire à l’offre en ligne sans
engagement de durée. La con-
currence semble donc rude
pour s’arroger quelques-uns
des 27 millions de particuli-
ers qui sont toujours clients
de l’opérateur historique EDF,
dix ans après l’ouverture du
marché à la concurrence.
Sources :
•	 Nabil Wakim, Le Monde Economie, 06/10/2017, http://www.lemonde.fr/economie/article/2017/10/06/total-se-lance-sur-le-
marche-de-l-electricite-et-du-gaz-pour-les-particuliers_5196972_3234.html
•	 Véronique Le Billon, Les Echos, 19/10/2017, https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/030745333719-
cdiscount-sinvite-dans-la-vente-denergie-2123603.php
PARIS, VILLE SANS VOITURE THERMIQUE EN 2030 ?
Après les voitures diesel qui
devront disparaître d’ici
2024, Anne Hidalgo s’attaque
aux voitures essence pour les
exclure des rues de la capi-
tale en 2030. Cet objectif a dix
ans d’avance sur les objectifs
nationaux, annoncés en juillet
par le ministre Nicolas Hulot,
qui visent à mettre fin aux
ventes de voitures à moteur
thermique en 2040. Si une
transition des moteurs ther-
miques vers les moteurs élec-
triques permettrait de lutter
contre les émissions de gaz
à effet de serre et contre des
épisodes de pollution de l’air
de plus en plus fréquents dans
la capitale, certains doutent
du réalisme et de la faisabil-
ité d’une évolution si rapide.
Cette mesure sera en tout cas
débattue au Conseil de Paris
afin de déterminer si elle doit
être inscrite au Plan Climat
Energie de Paris.
Sources :
•	 Stéphane Mandard, Le Monde, 12/10/2017, http://www.lemonde.fr/pollution/article/2017/10/12/pollution-paris-ne-veut-
plus-de-voitures-a-essence-dans-ses-rues-d-ici-a-2030_5199792_1652666.html
•	 E r i c B e r g e r o l l e , C h a l l e n g e s , 1 2 / 1 0 / 2 0 1 7 , h t t p s : / / w w w . c h a l l e n g e s . f r / a u t o m o b i l e / a c t u - a u t o /
objectif-non-coercitif-pour-hidalgo-plus-d-essence-ni-de-diesel-a-paris-en-2030_505760
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
4 NEWS
BONN A ACCUEILLI LA COP23 DU 6 AU 17 NOVEMBRE
Présidée par les Îles Fidji,
E t a t i n s u l a i re d i re c t e -
ment menacé par la montée
des eaux, cette COP devait
être l’occasion de préciser la
mise en œuvre de l’accord de
Paris, censé être appliqué à
partir de 2020. Du côté des
avancées, on note le lance-
ment d’une Alliance pour la
sortie du charbon, qui compte
pour l’instant 25 membres
- parmi lesquels ne figurent
toutefois pas les principaux
pays producteurs de charbon,
comme la Chine, les Etats-
Unis, la Russie ou l’Allemagne.
B e a u c o u p d é n o n c e n t u n
bilan mitigé à l’issue des 2
semaines de négociations. En
cause notamment, l’absence
de leadership politique pour
mener les débats après le
d é p a r t d e s E t a t s - U n i s d e
l’accord de Paris. Une question
cruciale reste sans réponse  :
c o m m e n t s e r a f i n a n c é l e
f o n d s i n t e r n a t i o n a l p o u r
l’adaptation et l’atténuation
du changement climatique,
défini lors de l’accord de Paris
et destiné aux pays en dével-
oppement ? Trouver 100 mil-
liards de dollars par an pour
financer cette enveloppe est
un défi majeur, et l’absence
de propositions concrètes
de la part des pays riches n’a
permis aucune avancée, bien
qu’il ait été prévu de faire un
point sur la question lors de
la prochaine conférence sur
le climat, en 2018. La COP24
s e d é ro u l e r a à K a t o w i c e,
e n Po l o gn e, p ays o r i e n té
charbon et gaz de schiste. La
route semble encore longue
pour remplir les objectifs de
l’accord de Paris et contenir le
réchauffement climatique en
dessous de 2°C par rapport à
l’ère pré-industrielle…
Sources :
•	 Aude Massiot, Libération, 18/11/2017, http://www.liberation.fr/planete/2017/11/18/climat-s-est-il-passe-quelque-chose-
a-la-cop-23-de-bonn_1610881
•	 20 Minutes, 17/11/2017, http://www.20minutes.fr/planete/2170979-20171117-cop23-vingtaine-pays-renoncent-charbon
UN MOIS DE NOVEMBRE AGITÉ POUR LE MINISTRE DE LA TRANSITION
ÉCOLOGIQUE ET SOLIDAIRE
Le mois de novembre n’aura
pas épargné Nicolas Hulot.
Adopté par les députés le
mardi 10 octobre, le texte de loi
actant la fin de l’exploitation
des hydrocarbures à l’horizon
2040 a été adopté par le Sénat
au début du mois de novem-
bre. Cependant, le texte a été
« vidé de sa substance » selon
le ministre Nicolas Hulot. En
p a r t i c u l i e r, l e s s é n a t e u r s
ont autorisé l’exploitation
d ’hydro car bu res ver tu eu x,
c’est-à-dire qui permettent
une utilisation non-énergé -
tique ne rejetant pas de CO2
,
comme dans la fabrication de
matières plastiques. De même,
les entreprises bénéficiant
d’un droit de suite - permis
d’exploitation activé automa-
tiquement après l’exploration -
pourront continuer leur activ-
ité au-delà de 2040, si elles ne
perçoivent une «  rémunéra-
tion normale ».
Ce revers a été éclipsé par
une autre annonce de Nicolas
Hulot, lors du compte rendu
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
5NEWS
du conseil des ministres du
7 novembre, qui confirme le
recul sur la décision inscrite
dans la loi de transition éner-
gétique de réduire la par t
de la production électrique
d’origine nucléaire à 50%,
contre 75% aujourd’hui, à
l’horizon 2025. Cette annonce
fait suite à la publication de
scénarios par RTE, en prépara-
tion de la programmation plu-
riannuelle de l’énergie (PPE)
pour la période 2019-2023,
soulignant la « difficulté de
tenir le calendrier de 2025
sauf à relancer la production
d’électricité à base d’énergies
fossiles ».
Le ministre a précisé qu’il
allait travailler sur l’échéance
2030-2035. Sur ce même sujet
du nucléaire, Nicolas Hulot a
récemment reconnu dans les
colonnes du Financial Times
qu’il menait avec Bercy une
réflexion sur l’architecture
d ’ E D F p o u r ré p o n d re a u x
deux priorités que sont la
gestion du parc nucléaire et le
développement des énergies
renouvelables. Cette réflex-
ion porterait sur une sépara-
tion des activités nucléaires
d’EDF du reste du groupe avec
un encadrement du prix du
nucléaire par le régulateur de
l’énergie. Bien qu’il n’y ait pas
de projet précis, l’information
a suffi à faire bondir l’action
d’EDF de 5,6%.
Sources :
•	 A l e x a n d r e P o u s s a r t , P u b l i c S e n a t , 0 8 / 1 1 / 2 0 1 7 , h t t p s : / / w w w . p u b l i c s e n a t . f r / a r t i c l e / p o l i t i q u e /
fin-des-hydrocarbures-en-france-en-2040-le-senat-remanie-la-loi-hulot-79570
•	 S c i e n c e s e t A v e n i r , 0 8 / 1 1 / 2 0 1 7 , h t t p s : / / w w w . s c i e n c e s e t a v e n i r . f r / n a t u r e - e n v i r o n n e m e n t / c l i m a t /
nicolas-hulot-reduire-la-part-du-nucleaire-a-50-en-2025-un-objectif-inatteignable_118121
•	 Matthieu Pechberty, BFM Business, 23/11/2017, http://bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/l-idee-de-bercy-pour-sauver-
edf-1309942.html
ZOOM SUR LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS À L’APPROCHE DE L’HIVER
Au d é b u t d u m o i s d e
novembre, le gestion-
naire du réseau de transport
d’électricité RTE avait indiqué
dans son bilan prévisionnel
que le système élec trique
pourrait être fragilisé cet hiver,
et que des mesures « excep-
tionnelles » pourraient être
prises. Le président de RTE,
Francois Brottes, auditionné
à l’assemblée nationale le 15
novembre, se veut rassurant
car selon lui il faut s’attendre
à un hiver « un peu moins dif-
ficile » que l’an dernier. Pour
cela il faudra compter sur une
bonne partie des 19 réacteurs
nucléaires à l’arrêt durant le
mois de novembre. Dominique
Minière, direc teur du parc
nucléaire et thermique d’EDF,
a indiqué que le redémar-
rage de 15 réacteurs était
prévu d’ici à début décembre.
Notons qu’il faudra compenser
la baisse de 18% de la produc-
tion hydraulique par rapport
à la même période de 2016,
notamment liée au manque
d’eau dans les barrages. La
production de la Compagnie
nationale du Rhône (CNR) est
d’ailleurs attendue en chute
de 30% cette année.
Pour rappel, le pic de consom-
mation électrique de l’année
2017 avait été atteint le 20
janvier avec une puissance
mobilisée de 94 GW, loin der-
rière le record du 8 février
2012 avec 102 GW.
Sources :
•	 RTE, 25/11/2017, http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/chiffres-cles
•	 A.M. avec AFP, BFM Business, 15/11/2017, bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/rte-prevoit-un-hiver-un-peu-moins-difficile-
a-passer-que-l-an-dernier-1304384.html
•	 F.Bergé avec AFP, BFM Business, 16/11/2017, http://bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/le-manque-d-eau-des-barrages-
plombe-la-production-d-energies-vertes-1305516.html
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
6 NEWS
Le mécanisme de capacité : retour sur une
première année test
La libéralisation des marchés
de l’énergie depuis la fin
des années 1990 a entraîné
une réforme en profondeur
du secteur. À travers plus-
ieurs directives, les instances
européennes et l’état français
accompagnent et encadrent
la nouvelle organisation des
marchés de l’électricité et du
gaz. En effet, depuis 2010, la
loi NOME [1] définit le fonc-
tionnement du marché de
l’énergie français à travers dif-
férents mécanismes qui sont
complémentaires. Plusieurs
d’entre eux sont déjà mis en
œuvre et permettent le désen-
combrement du réseau élec-
trique afin d’assurer la sécu-
rité d’approvisionnement.
A l’instar de plusieurs pays
européens et américains, les
marchés de l’énergie sont
donc en pleine évolution.
C’est dans ce contexte que
s’inscr it le m écanism e de
capacité en vigueur depuis
janvier 2017, qui vise à garan-
tir la disponibilité des pro-
ducteurs, des consommateurs
effaçables et de la fourniture
d’électricité.
Une valorisation nouvelle  :
p u i s s a n c e d i s p o n i b l e e t
effacements
Les pics de consommation
nationale en France étant
de plus en plus importants
durant la période hivernale, il
est nécessaire de faire évoluer
les mécanismes régulant le
marché durant cette pointe de
consommation pour assurer la
sécurité d’approvisionnement
pour les usagers. L’objectif
n’est alors pas seulement
l’équilibre du système élec-
trique entre production et
Les mécanismes de valorisation des effacements © RTE
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
7MÉCANISME DE CAPACITÉ
consommation comme sur
le mécanisme d’ajustement,
ni la valorisation des efface-
ments sur les marchés comme
sur le mécanisme NEBEF, mais
b i e n d ’a s s u re r l ’e x i s te n ce
même des moyens de pro-
duction ou d’effacement à la
pointe en responsabilisant les
fournisseurs.
Plusieurs solutions peuvent
être envisagées : les paie -
ments de capacité, les réserves
stratégiques et les marchés
de capacité [2]. C’est cette
dernière solution, décentral-
isée, qui a été choisie par la
France. Le mécanisme est ainsi
basé sur un échange de garan-
ties de capacité : les fournis-
seurs ont l’obligation, avant
le début de chaque année
de livraison, d’acquérir des
garanties de capacité pour
couvrir la consommation de
l ’ensemble de leur por te -
feuille clients aux périodes
de pointe.
Q uant aux exploitants de
c a p a c i t é s ( p r o d u c t i o n o u
effacement), ils s’engagent
à l e s r e n d r e d i s p o n i b l e s
pendant ces mêmes périodes.
En échange, ils reçoivent des
cer tificats qu’ils pour ront
vendre aux fournisseurs. Le
prix de la capacité s’établit
alors sur la base de l’offre et
la demande et est supposé
refléter le coût du niveau de
sécurité d’approvisionnement
[ 3 ] . C e t t e d i s p o n i b i l i t é
sera ensuite vérifiée via les
mécanismes déjà mis en place
( M é c a n i s m e d ’a j u s t e m e n t ,
NEBEF).
On assiste donc à une évolu-
tion par rapport aux autres
mécanismes : celui-ci « respon-
sabilise les acteurs en faisant
peser sur chacun le poids du
risque de défaillance qu’il
génère pour le système. » [4].
Cela place pour la première
fois les capacités de produc-
tion et d’effacement sur un
plan d’égalité en les valorisant
de la même manière.
De plus, ce mécanisme incite
a u x i nve s t i s s e m e n t s d a n s
les moyens de produc tion
d’électricité en France. Selon
le Jacques Delors Institut,
[2] le marché de capacité
« aura plus de chances de
créer les bonnes incitations à
l’investissement que les solu-
tions centralisées (la réserve
de capacité, par exemple).  »
En effet, la tarification de
l’électricité étant basée sur le
coût marginal du kWh, le coût
des installations doit être
amorti d’une autre manière.
Ainsi, comme le précise la CRE
[4], le mécanisme de capacité
« permet en particulier aux
centrales d’extrême pointe
de bénéficier d’un revenu
stable sur leur durée de fonc-
tionnement et favor ise le
développement d’effacements
en leur offrant un espace
économique par le levier de
leur valeur capacitaire. »
La première année de livrai-
son : quel impac t ?
Ce mécanisme semble donc
impacter principalement un
acteur : l’acteur obligé, soit
le fournisseur d’électricité. Si
la justification de la mise en
place du mécanisme de capac-
ité s’explique clairement, c’est
avant tout un coût fixe qui
s’ajoute à sa brique de coûts
sur les prévisions de consom-
mation de son por tefeuille
clients.
D e p u i s 2 0 1 7 , c ’e s t d o n c
une dépense non néglige -
a b l e, s’é l e v a n t p o u r c e r -
tains four nisseurs à plus-
ieurs millions d’euros, que
chaque fournisseur doit à
la fois prévoir et échanger
ou acheter sur le marché de
capacité pour l’année suiv-
ante. Nous avons interviewé
l’Adjoint au Responsable du
Département Vente de Gaz et
Electricité de Grenoble (GEG),
M. Mauss, sur le déroulement
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
8 MÉCANISME DE CAPACITÉ
de la première année de livrai-
son du mécanisme.
«  La première année a été
u n e a n n é e c o m p l i q u é e
malgré notre connaissance
en amont des règles et le
travail préparatoire effectué,
étant donné l’autorisation
tardive (novembre 2016) de
l’application du mécanisme au
1er janvier 2017 [5]. En tant
que fournisseur, nous avons
dû réagir à la mise en place
du mécanisme dans l’urgence,
ce qui n’a pas été simple en
termes d’organisation interne
et de communication client.
En effet, nous avons dû com-
muniquer sur un nouveau
mécanisme qui implique un
surcoût pour le consomma-
teur, ce dernier n’étant ni une
taxe, ni identiquement appli-
qué par tous les fournisseurs.
Cette urgence s’est aussi
traduite au niveau de la tar-
ification, où il a été néces-
saire de faire des choix de
dernière minute, lorsque nous
disposions seulement d’un
prix maximum de référence
marché pour l’achat de garan-
ties de capacité, fixé à 20
000€/MW pour 2017 [3]. C’est
donc dans un contexte tendu
qu’a démarré le mécanisme de
capacité en janvier 2017.
En interne, nous avions, comme
tout acteur obligé, préparé
l’entrée sur le mécanisme par
le calcul de nos obligations
de capacité. Dès la sortie du
prix de marché mi-décembre
à 10 000€/MW, nous avons
couvert l’ensemble des obli-
gations prévisionnelles de
capacité pour l’année 2017 en
les achetant sur le marché de
capacité.
Depuis, RTE a créé un outil
de calcul d’obligation qui
pourra servir à confirmer les
prévisions faites par chaque
fournisseur sur son propre
outil. Chacun a cependant
sa stratégie d’intégration du
surcoût du mécanisme dans
la facture du consommateur.
GEG a choisi une variabilisa-
tion du coût fixe induit par
le mécanisme qui nous sem-
blait plus intéressante et
plus transparente vis-à-vis
de notre facturation. Chaque
client a donc une contribution
à la hauteur de son profil, avec
régularisation à posteriori ou
non.
Cependant, nous avons eu très
peu de retours négatifs de nos
clients, qui semblent avoir
intégré le fait que tout fournis-
seur subit ce mécanisme. On
peut aussi expliquer ce taux
d’insatisfaction très faible
par la stabilité de la CSPE au
1er Janvier, dont on obser-
vait une hausse ces dernières
années d’environ 3€/MWh [6].
Par ce choix gouvernemen-
tal, la facture du client a aug-
menté pour 2017 d’environ
2€/MWh et en cela, la mise en
place du mécanisme a été glo-
balement indolore. Rappelons
que le mécanisme de capacité
implique une augmentation
de l’ordre de 2% du budget
énergie de nos clients.
Dans l’ensemble, ni les clients
ni les fournisseurs ne sortent
gagnants du mécanisme de
capacité. Nos clients ayant des
capacités d’effacement ont pu
la faire certifier et toucher
des garanties, mais sont fac-
turés sur leur contribution au
mécanisme. Notre objectif est
d’équilibrer alors ces coûts et
ce qu’ils reçoivent, sachant
La première année a été une année
compliquée malgré notre connais-
sance en amont des règles et le
travail préparatoire effectué...
M. Mauss
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
9MÉCANISME DE CAPACITÉ
que l’obligation est calculée
sur un certain type de jours
de pointe PP1, et la certifica-
tion sur un autre type PP2 [3].
Cependant, le mécanisme a
une valeur ajoutée contest-
able étant donné que la valori-
sation de ces capacités se fait
à travers des mécanismes déjà
existants que sont les réserves
s y s t è m e s , l e m é c a n i s m e
d’ajustement, etc. Hormis pour
les producteurs, pour qui ce
mécanisme représente alors
un marché supplémentaire sur
lequel valoriser leur moyen de
production ; le mécanisme de
capacité n’a été pour tous les
autres acteurs qu’une con-
trainte supplémentaire.
Quant à 2018, aucun change-
ment n’a été prévu à ce jour
dans le mécanisme, si ce n’est
la sortie du prix marché de la
garantie de capacité. Nous
sommes ainsi plus sereins
pour la deuxième période de
livraison étant donné notre
connaissance du mécanisme
et notre meilleure approche
client. Le mécanisme de capac-
ité, au même titre que les cer-
tificats d’économie d’énergie,
fait désormais partie inté -
grante de la brique de coûts du
fournisseur, et n’est pas forcé-
ment contesté ni fortement
challengé nationalement. »
Le c o n t e x t e e u r o p é e n d u
mécanisme de capacité
La France est le second pays
européen à avoir mis en place
u n m é c a n i s m e d e c a p a c -
ité national, trois ans après
la mise en place du marché
d e c a p a c i t é e n G r a n d e -
Bretagne en 2014. Cela nous
permet de bénéficier de leur
mince expérience. En effet,
l’établissement du prix de la
capacité en dessous de celui
escompté en Grande-Bretagne
a entraîné des investissements
dans de nouvelles installa-
tions en- des so u s de ceu x
attendus. [7] D’après Vincent
Rious, de RTE, on pourrait
obser ver le même cas en
France dans les années à venir,
même si le prix de la capac-
ité est sorti, comme prévu, à
10 000€/MW en France et est
attendu en légère hausse pour
la seconde année de livraison.
Par analogie avec le marché
du carbone, il est donc néces-
saire que le prix de garantie
de capacité soit maintenu à un
certain niveau dans les années
à venir afin de pouvoir investir
dans de nouveaux moyens de
production ainsi que valoriser
les capacités d’effacement.
En outre, ces mécanismes
sont controversés et dénon-
cés comme étant une subven-
tion à des investissements
dans des usines à combusti-
bles fossiles [8]. Le mécanisme
français s’intéresse en réalité
à des questions de sécurité
d’approvisionnement, la dis-
ponibilité de l’équipement ne
différenciant pas les moyens
d e p ro d u c t i o n s re n o u ve l -
ables, fossiles ou les capaci-
tés d’effacement. Cependant,
l a m a j o r i té d e s c a p a c i té s
certifiées par le mécanisme
sont d’origine fossile plutôt
que renouvelable, les péri-
o d e s d e p o i n t e f a i s a n t
souvent appel à des centrales
qui ne sont pas sujettes à
l’intermittence. Ainsi, si cer-
tains considèrent le marché
Le mécanisme de capacité, au même
titre que les certificats d’économie
d’énergie, fait désormais par tie
intégrante de la brique de coûts du
fournisseur, et n’est pas forcément
contesté ni for tement challengé
nationalement
M. Mauss
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
10 MÉCANISME DE CAPACITÉ
de capacité comme une inci-
tation à l’investissement dans
de nouvelles centrales à com-
bustibles fossiles, SpinPart,
cabinet de conseil, voit dans
c e l u i - c i d e s p e r s p e c t i v e s
autres et le définit comme un
marché devant au long terme
« être en mesure de s’adapter
à l’évolution du système éner-
gétique français, pour ne plus
se concentrer uniquement sur
le phénomène de pointe élec-
trique mais aussi pour aider à
l’intégration et la gestion des
énergies renouvelables dont
l’utilisation ne cesse de pro-
gresser ». [9]
L’autre risque majeur que
constitue le mécanisme de
capacité concerne directe -
ment l’Europe de l’énergie.
La DG de l ’Energie craint
ainsi une « fragmentation du
projet de marché européen
de l’électricité, avant même
qu’il soit mis sur pied  »  [10].
C e t a r g u m e n t e s t a u s s i
avancé par le Jacques Delors
Institut dans son Policy Paper
[2], dans lequel les initia-
tives nationales sont criti-
quées car considérées comme
u n é l é m e n t p e r t u r b a t e u r
des marchés européens de
l’énergie, aujourd’hui couplés
et interconnectés. L’impact
des mécanismes de capac-
ité sur les marchés ne sera
donc pas neutre : la sécurité
d ’approvisionnement dont
b é n é f i c i e ra i t p a r exe m p l e
l’Allemagne grâce aux inter-
connec tions et aux inves -
tissements français dans des
capacités de production nou-
velle est également évoquée.
Un équilibre doit donc être
trouvé entre politiques natio-
nales et européennes, car
comme le conclut ce dernier
papier : « Protéger l’ancien
équilibre national ne permet-
tra pas de relever les défis
auxquels les États membres
sont confrontés, mais ne fera
que retarder les progrès sur la
voie d’un secteur européen de
l’énergie plus durable. » [2] Il
semble, en effet, que l’Europe
soit confrontée à de grands
défis en matière de politique
énergétique, qui ne seront
fructueux qu’en cas d’accords
et de politiques communes.
Lise ADEGNON
Sources :
[1]	 LOI n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité.
[2]	 Jekaterina Grigorjeva, « Les mécanismes de capacité dans l’UE : une nationalisation de la sécurité énergétique ? », Jacques
Delors Institut, 21 Mai 2015, http://www.institutdelors.eu/media/mecanismescapacite-grigorjeva-jdib-mai15.pdf?pdf=ok
[3]	 RTE, « Mécanisme de capacité. Règles et dispositions complémentaires », 29 Novembre 2016, http://www.rte-france.com/
sites/default/files/2016_11_29_regles_mecanisme_de_capacite_1.pdf
[4]	 « Marché des garanties de capacité - Marché de gros - Marchés », CRE, http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/
marche-des-garanties-de-capacite
[5]	 « Commission Européenne - COMMUNIQUES DE PRESSE - Communiqué de presse - Aides d’État: la Commission autorise le
mécanisme de capacité révisé en France ».
[6]	 « Evolution de la CSPE en 2017 », EDF, https://www.edf.fr/collectivites/le-mag/actualites-de-marche-de-l-energie/
evolution-de-la-cspe-en-2017
[7]	 « Mécanisme de capacité : quelle rémunération en attendre », L’Usine Nouvelle, 3 avril 2015, https://www.usinenouvelle.
com/article/mecanisme-de-capacite-quelle-remuneration-en-attendre.N322967
[8]	 « La généralisation des mécanismes de capacité pénalise l’union de l’énergie », EURACTIV.fr, 24 novembre 2016, https://
www.euractiv.fr/section/energie/news/eu-throws-in-the-towel-over-national-energy-support-schemes/
[9]	 «Marché de capacité : quels objectifs et impacts ? », SpinPart, http://www.spinpart.fr/marche-de-capacite-quels-objectifs-
et-impacts/
[10]	« La généralisation des mécanismes de capacité pénalise l’union de l’énergie », EURACTIV.fr, 24 novembre 2016, https://
www.euractiv.fr/section/energie/news/eu-throws-in-the-towel-over-national-energy-support-schemes/
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
11MÉCANISME DE CAPACITÉ
MixélectriquedelaFrance:100%d’énergies
renouvelables en 2050 ?
La loi relative à la transi-
tion énergétique fixe un
objectif de 32 % d’énergies
renouvelables en 2030, dont
40% d’élec tricité d’origine
renouvelable. Mais pourrait-
on envisager 100% d’énergies
renouvelables d’ici à 2050 ?
A la veille de Noël 2016,
l e D a n e m a r k s a t i s f a i s a i t
l’intégralité de sa demande
par les énergies renouvel-
ables, notamment grâce aux
grands parcs éoliens offshore
dont il dispose.
Forte d’un gisement annuel
m a x i m a l d e p r o d u c t i o n
renouvelable de 1268 T Wh,
la France pourrait elle aussi,
t h é o r i q u e m e n t e t à c e r -
t a i n s m o m e n t s, s a t i s f a i re
l’intégralité de sa demande
v i a l e s é n e rg i e s p ro p re s.
Notons que la consomma-
tion moyenne actuelle est de
422 TWh. [1]
En 2000, la France ne comp-
tait que quelques centaines
d ’é o l i e n n e s q u i re p ré s e n -
taient une puissance totale
d’environ 50 MW. Fin 2016,
après 15 ans de soutien de
cette technologie par les pou-
voirs publics, le parc éolien
français atteignait 11,8 GW,
couvrant 3,9% de la produc-
tion électrique française. Un
des problèmes réside dans le
facteur de charge de l’éolien
qui reste limité à 25%. En
outre, la rentabilité des éoli-
ennes est fortement liée à la
disponibilité des vents.
Une étude de l’ADEME certifie
qu’une production électrique
entièrement renouvelable est
envisageable et ce, « sans que
le coût ne soit beaucoup plus
cher qu’un maintien du nuclé-
aire » [1]. 63% de la produc-
tion serait alors assurée par
les parcs éoliens onshore et
offshore (la France dispose du
deuxième potentiel éolien en
Europe).
Le reste de la production serait
assurée par le solaire à hauteur
de 17 %, l’hydraulique à 13%
et 7% par le reste des tech-
nologies. La capacité installée
représenterait 196 GW ce qui
implique une baisse des con-
sommations de 14%.
Ce scénario de transition éner-
gétique parait aujourd’hui
r é a l i s a b l e n o t a m m e n t a u
regard du prix de ces éner-
gies qui s’est effondré ces
6 dernières années (baisse
de 80% pour le solaire et
de 40% pour l’éolien). Des
efforts importants en matière
d’efficacité énergétique et
d ’o p t i m i s at i o n d e l a p ro -
duc tion seraient toutefoisScénario 100% énergies renouvelables © NégaWatt
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
12 ÉNERGIES RENOUVELABLES
nécessaires. Le coût annuel
total est évalué à 50,1 mil-
liards d’euros. Il est consti-
tué à 65% des installations
de capacités de production,
le stock age représenterait
8%. Enfin, 27 % de ce montant
serait destiné au développe-
ment des réseaux [1].
C e s i n v e s t i s s e m e n t s p o r -
teraient en 2050 le prix du
MWh à 119€, contre 117€ pour
un mix contenant seulement
40 % de renouvelables selon
l’ADEME.
Les coûts liés à l’intermittence
(coûts du « back-up ») ne sont
toutefois pas pris en compte
dans les scénarios de l’ADEME,
or, ils pourraient augmenter
sensiblement le montant des
i nve s t i s s e m e nt s. E n e f fe t,
l’AIE dans son rapport annuel
« World Energy Outlook 2011 »
a évalué ce coût entre 5 et
25  €/MWh (cf tableau ci-des-
sous) [2].
Adnane HATIM
Sources :
[1]	 ADEME, « Vers un mix électrique 100% renouvelable en 2050 », 15 Avril 2016.
[2]	 AIE, « World Energy Outlook 2011 », 2011, https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO2011_WEB.
pdf
La compétitivité de l’éolien
o f fs h o re s e r a i t - e l l e e n
passe de devenir indiscutable ?
En étudiant les évolutions
des prix proposés par les lau-
réats des appels d’offres en
matière d ’éolien offshore,
tous les signaux semblent
être au vert. En effet, les pays
Evolution de la puissance raccordée en France par source d’énergie © RTE
Éolien offshore : la France a-t-elle le vent
en poupe?
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
13ÉNERGIES RENOUVELABLES
du nord ne cessent de dével-
opper des parcs de moins en
moins coûteux. A commencer
par le Danemark, qui détient le
parc le moins cher de l’histoire
avec un prix de revente de
49,9 €/MWh. Il est suivi de
près par son voisin hollandais
qui a attribué en décembre
dernier un parc pour un prix
de 54,5 €/MWh  [1]. La chute
des prix est un signe fort qui
confirme que les investisse-
ments massifs réalisés dans
les technologies ont permis
d’améliorer la compétitivité
du secteur.
Fa c e a u x o b j e c t i f s a m b i -
t i e u x d e d é c a r b o n i s at i o n ,
de sécurité énergétique ou
encore de compétitivité à
long terme fixés par l’UE, la
France a décidé de se tourner
vers l’énergie éolienne qui
représente désormais 26% de
la puissance raccordée prove-
nant de sources renouvelables.
Le secteur commence toute-
fois à ressentir les effets du
« boom » de l’éolien terrestre :
saturation des territoires vis-
à-vis des contraintes envi-
ronnementales, complexité
a d m i n i s t r a t i ve, p ro b l é m a -
tiques d’acceptabilité sociale
etc. L’opposition anti- éoli-
enne, structurée depuis plu-
sieurs années, pourrait ainsi
causer du tort au développe-
ment de l’éolien en mer même
s’il permet de s’affranchir de
nombreuses contraintes (bruit
des pâles, visibilité des tur-
bines, distances avec les élé-
ments d’urbanisme etc.).
Les défis de l’éolien en mer
s o n t n o m b r e u x : r é d u i r e
l’impact visuel tout en min-
imisant les infrastruc tures
(notamment le raccordement),
minimiser l’impact sur la vie
marine et garantir une quan-
tité suffisante qui justifie les
investissements. Deux tech-
nologies de fondations per-
mettent de répondre à ces
enjeux. La technologie his-
torique est la fondation dite
« posée », c’est-à-dire ancrée
dans le fond marin : elle est
majoritairement installée sur
des zones à faible profond-
eur, sur fond meuble et dans
des eaux peu agitées (cas de
la mer du nord). Les fonda-
tions flottantes connaissent
un engouement important et
de nombreuses solutions se
développent. Bien que plus
coûteuses et plus difficiles à
stabiliser, elles permettent de
s’affranchir des contraintes
sur le fond marin et amènent
les turbines vers des vents
plus forts et plus réguliers.
Dans ce contexte, le premier
parc éolien flottant au monde
v i e n t d ’o u v r i r s e s p o r t e s
en Écosse. Baptisé Hywind
Scotland, ce projet initié en
2015 permet de fournir de
l’électricité à plus de 20 000
familles.
Aujourd’hui, la France compte
tro is pro jets en cours d e
développement qui devraient
fournir plus de 1400MW à
Exemple de fondation flottante © Floatgen
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
14 ÉNERGIES RENOUVELABLES
l’horizon 2021. Les prévisions
de WindEurope estimant un
coût de l’éolien offshore à
80€/MWh sont donc de plus
en plus envisageables [2].
En outre, l’entreprise Ideol,
en partenariat avec Bouygues
Travaux Publics, a développé
une solution technologique
permettant l’installation de
la première éolienne offshore
française. Située à 22 km des
côtes du Croisic, la structure
appelée Floatgen consiste
en une plate -forme annu -
laire flottante en béton armé.
Un système d’amortissement
permet de réduire les effets
de la houle oscillante et une
structure d’ancrage garan-
tit à la plate-forme de rester
en place même en cas de
tempêtes.
Les charges aérodynamiques,
hydrodynamiques, d’amarrage
et fonctionnelles étant très
impor tantes, à l ’image de
l ’ a m p l e u r d u p r o j e t [ 3 ] ,
aucune procédure de con-
ception actuellement utili-
sée dans l’industrie civile,
éolienne ou offshore n’a pu
être transférée à Floatgen,
l’innovation restant donc au
cœur de ce projet.
Daniel ERBESFELD
Sources :
[1]	 Arnout de Pee, Florian Küster, et Andreas Schlosser, « Winds of Change? Why offshore wind might be the next big thing »,
McKinseyCompany, mai 2017.
[2]	 WindEurope, « Wind energy in Europe : Scenarios for 2030 », septembre 2017.
[3]	 Floatgen, « DEMONSTRATION et BENCHMARKING d’un système éolien en mer flottant dans les eaux de l’Atlantique », http://
floatgen.eu/fr/demonstration-et-benchmarking-dun-systeme-eolien-en-mer-flottant-dans-les-eaux-de-latlantique
Les réseaux de chaleur français : quelles
perspectives ?
Introduc tion aux réseaux de
chaleur
E n F r a n c e , l a c h a l e u r
représente plus de la moitié
des consommations d’énergie.
Cette filière se redynamise
depuis que la Loi relative à la
Transition Energétique pour
la Croissance Verte (LTECV )
a fixé l’objectif ambitieux de
multiplier par 5 l’utilisation
d ’é n e r g i e s r e n o u v e l a b l e s
et de récupération (EnRR)
dans les réseaux de chaleur
(R dC ) en 2030. En 2009,
l’Etat a créé un Fonds Chaleur
géré par l’ADEME dans le but
d’appor ter un soutien aux
entreprises et collectivités
dans leurs projets de pro -
duction de chaleur de source
renouvelable. Ces aides ont
permis de financer près de
3000 réalisations entre 2009
et 2013 à hauteur de 1,12 mil-
liard d’euros. A cet effet, le
nombre de RdC est passé de
386 en 2011 à 536 en 2014 [1].
Leur potentiel de croissance
est aujourd’hui estimé à 20
Mtep, soit un décuplement
des capacités d’ici 2030.
Bien qu’offrant une grande
e f f i c a c i t é é n e rg é t i q u e, l a
croissance des RdC est limitée
sur plusieurs fronts par leur
nature même. L’investissement
requis est conséquent et les
solutions de chauffage indi-
viduel au gaz et électrique
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
15ÉNERGIES RENOUVELABLES
concurrencent leur déploi-
e m e n t . Q u e l s g i s e m e n t s
exploitent les nouveaux RdC ?
Q uels leviers per mettront
d’accélérer leur croissance et
inciter les investisseurs ?
Le s R d C s o n t d e s i nv e s -
t i s s e m e n t s t rè s c a p i t a l i s -
tiques intégrés à un contexte
local. Leur installation fait
suite à une étude technico-
économique au regard de la
densité thermique (consom-
mation de chaleur par mètre
linéaire) qui renseignera sur
la durée de retour sur inves-
tissement. Cette forte contex-
tualité couplée aux objectifs
de la LTECV a plusieurs effets
positifs : regain d’intérêt pour
la filière ancienne de géother-
mie, explosion de la filière
b o i s - é n e r g i e c o m m e b i o -
masse, montage de synergies
de récupération de chaleur
fatale industrielle, …
Fo c u s : De s f i l i è r e s En RR
prome t teuses
La biomasse a de beaux jours
devant elle. Avec un objectif
de distribution de 1,2 Mtep
sur les RdC en 2020 [2] et la
multiplication des usages, la
filière est en plein essor. A
titre d’exemple, nous citer-
ons l’inauguration, le 4 juillet,
de la chaufferie biomasse de
Saint-Denis équipée d’une
chaudière de 26,6 MW qui
porte à plus de 50% la part
des énergies renouvelables
du RdC [3]. Plus vertueuse que
les énergies fossiles, cette res-
source reste coûteuse à col-
lecter et demandera une pro-
fonde structuration afin de
répondre à la concurrence des
usages.
Sur le même secteur, la géo-
t h e r m i e d e v r a i t j o u e r u n
rôle crucial puisque qu’un
important gisement basse et
moyenne température (entre
30 et 150°C) est présent en Ile-
de-France et en Alsace, zones
fortement consommatrices de
chaleur en hiver. Malgré tout,
les potentiels investisseurs
font face à deux barrières à
l’entrée : des coûts fixes dif-
ficiles à assumer et le risque
d’un forage sans succès.
E n f i n , l a ré c u p é rat i o n d e
chaleur fatale représente un
réel levier pour améliorer la
p e r f o r m a n c e é n e r g é t i q u e
dans les RdC. L’ADEME estime
à 51 TWh la chaleur industri-
elle perdue à 100°C et plus [4].
Des synergies existent déjà :
citons le réseau de chaleur
de Dunkerque qui puise sa
chaleur sur le site industriel
d’Arcelor ou encore le contrat
d ’a l i m e n t a t i o n d u r é s e a u
de chaleur de Charleville -
Mézières par la chaleur rési-
duelle de la fonderie PSA.
Les le viers à saisir
Sia Partners a estimé à 10 mil-
liards d’euros l’investissement
re q u i s p o u r at te i n d re l e s
objec tifs sur les RdC d’ici
2030. Il existe aujourd’hui
des mécanismes de soutien
comme le classement des
RdC pour favoriser les plus
«   ve r t s   » , c l i e n t s co m m e
exploitants, de même que le
doublement du Fonds Chaleur
entre 2 0 1 5 et 20 1 7, mai s
cela n’est pas suffisant pour
autant. Une augmentation du
Fonds Chaleur sera à prévoir,
de même que le développe-
ment de fonds de garantie
pour inciter les investisseurs.
Par ailleurs, le rehaussement
du cr itère d ’obtention du
Fonds Chaleur actuellement
placé à 50 % pourrait per-
mettre, dans une dynamique
d’optimisation énergétique,
de rester en phase avec les
objectifs de la LTECV.
Pa r a l l è l e m e n t a u x o b s t a -
cles précédemment cités, les
innovations technologiques
sont un axe prometteur pour
l’émergence de RdC plus per-
formants. Deux axes nous
semblent par ticulièrement
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
16 ÉNERGIES RENOUVELABLES
intéressants :
1/ Un impor tant travail de
recherche est porté au dével-
oppement des solutions de
stockage de chaleur. Plusieurs
technologies sont largement
éprouvées (citons les rés-
er voirs en eau chaude, ou
l’accumulateur de vapeur),
m a i s c e r t a i n e s t e c h n o l o -
gies de stockage thermochi-
mique, c’est-à-dire exploitant
la réversibilité d’une réaction
pour stocker de la chaleur,
seront capables de coupler
d’impor tantes capacités de
stockage à une densité éner-
gétique très forte. Le stock-
age est un élément clé de
la performance énergétique
des RdC. Il permet notam-
ment de lisser les pointes de
production, contribuant ainsi
à repor ter l’investissement
d’une augmentation de puis-
sance, ou encore valoriser une
source d’énergie discontinue
dans le cas de récupération de
chaleur fatale par exemple. De
plus, le stockage peut mettre
en lien les RdC avec la produc-
tion électrique en se position-
nant sur une unité de cogé-
nération, valorisant ainsi la
chaleur stockée lorsque le
prix de l’électricité est le plus
profitable.
2/ L’émergence des RdC intel-
ligents : ce concept désigne
l’intégration des nouvelles
technologies aux RdC. Ces
réseaux optimisent leur fonc-
t i o n n e m e n t e n c o n t i n u à
par tir de capteurs et sys -
tèmes de régulation com-
municants disposés sur le
réseau. Généralement couplés
à des solutions de stockage
de chaleur, ces RdC dispo -
sent d’une visibilité et d’une
manœuvrabilité de leur instal-
lation leur permettant d’agir
au mieux en continu.
A partir de ces technologies,
il est possible d’envisager
au même titre que le Smart
gr id élec tr ique, un Smar t
g r i d t h e r m i q u e c o o r d o n -
nant au mieux les différen-
tes EnRR présentes dans son
environnement. C’est le cas
du projet « Descartes Grid »,
initié par Dalkia en octobre
2 0 1 3 . S e s o b j e c t i f s s o n t
l’accroissement des écono-
mies d’énergie, l’optimisation
de la correspondance produc-
tion-demande et l’intégration
d ’é n e r g i e s r e n o u v e l a b l e s
Réseau de chaleur décentralisé à points multiples © Sia Partners, Energy Lab
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
17ÉNERGIES RENOUVELABLES
l o c a l e s f o n c t i o n n a n t e n
cogénération.
Une session d’appels à projets
de géothermie, biomasse et
RdC en Ile -de -France a été
lancée et prendra fin le 15
décembre 2017. Les résul-
tats nous éclaireront sur la
dynamique de la filière réseau
de chaleur.
Raphaël CLUET
Sources :
[1]	 Sia Partners, « Réseaux de chaleur », 2017.
[2]	 H. L. Du, « Les réseaux de chaleur dans le Grenelle de l’environnement », 2010.
[3]	 P. Désavie, «Le deuxième réseau de chaleur francilien passe au vert », Usine Nouvelle, 2017.
[4]	 ADEME, « La chaleur fatale industrielle », 2015.
[5]	 Cerema, « Développement des réseaux de chaleur et de froid en france », 2017.
[6]	 Cerema Ouest, « Etude des territoires à énergie positive pour la croissance verte mobilisés sur la thématique “réseaux de
chaleur” », 2017.
[7]	 Wavestone, « Hot Grids : l’opération séduction des réseaux de chaleur intelligents », 2014.
Les briques solaires : entre architecture et
production d’énergie
Après les panneaux photo-
voltaïques posés à même
les toits, une nouvelle tech-
nologie, intégrant les bâti-
ments et basée sur l’énergie
solaire, vient d’être dévelop-
pée par une équipe d’experts
de l’Université d’Exeter : la
brique solaire. Ce bloc de
verre incorpore un système
optique qui fait converger les
rayons du soleil vers des cel-
lules photovoltaïques afin de
produire de l’électricité tout
en laissant passer la lumière.
Partant du constat que les bâti-
ments consomment plus de
40% de l’électricité produite
dans le monde, cette innova-
tion, nommé Solar Squared
(« carré solaire » en anglais),
permettrait d’intégrer la pro-
duction d’électricité dès la
conception architec turale.
De quoi donner un sérieux
coup de pouce aux bâtiments
à énergie positive !
Les blocs de verre, de 19cm
de côté et 8cm de profondeur,
sont conçus pour s’assembler
les uns aux autres afin de
former un réseau et ainsi
injecter l’électricité produite
sur le réseau du bâtiment.
L’é n e rgi e p ro d u i te p o u r ra
ensuite être utilisée, stockée
ou encore recharger une flotte
de véhicule électrique.
L’é q u i p e d e c h e r c h e u r s
d’Exeter a créé une start-up,
Build Solar, afin de produire
et commercialiser le produit
d’ici 2018. L’entreprise promet
d e s te c h n o l o g i e s s o l a i re s
intégrées, abordables et effi-
caces. Mais au-delà de l’aspect
esthétique des briques et
de leur faible impac t sur
la lumière naturelle, Build
Solar revendique une mei-
lleure isolation thermique
q u e l e s b r i q u e s d e ve r re
traditionnelles.
Selon la start-up, les briques
solaires transparentes lais-
seraient passer la lumière
naturelle tout en gardant la
possibilité de les teindre pour
éviter que la pièce ne sur-
chauffe. On peut donc voir en
cette innovation un moyen
d’améliorer sensiblement la
qualité de vie des usagers.
Néanmoins, plusieurs incon-
nues demeurent. En effet,
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
18 ÉNERGIES RENOUVELABLES
Build Solar n’a toujours pas
communiqué sur le rendement
de ses briques solaires ni sur
leur tarif. Par ailleurs, les cel-
lules photovoltaïques présen-
tes à l’intérieur des blocs de
verre pourraient surchauffer
du fait d’une concentration
trop importante des rayons
lumineux.
La star t-up cherche main-
t e n a n t à e n c o u r a g e r l e s
i n v e s t i s s e m e n t s a f i n
d’améliorer le design de la
brique solaire et de réaliser
des tests sur des sites pilotes.
Haris DJOUBRI
Brique solaire © Build Solar
Sources :
[1]	 Build Solar, https://www.buildsolar.co.uk/
[2]	 Xavier Boivinet, « Une brique solaire qui concentre la lumière pour produire de l’énergie », Industrie  Technologies, 17/10/2017,
https://www.industrie-techno.com/une-brique-solaire-qui-concentre-la-lumiere-pour-produire-de-l-energie.51382
[3]	 University of Exeter, « Buildings to generate their own power with innovative glass blocks », 15/08/2017, http://www.exeter.
ac.uk/news/research/title_602131_en.html
[4]	 Leia Também, « Bloco de vidro que gera energia promete revolucionar a construção civil », Gazeta do Povo, 05/09/2017,
traduit par Guilherme Carvalho, https://www.archdaily.com/879957/solar-squared-a-glass-block-that-generates-electricity
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
19ÉNERGIES RENOUVELABLES
Hyperloop : la nouvelle révolution dans le
monde du transport et de l’énergie
Traverser la France plus
rapidement que n’importe
quelle ville moyenne en trans-
port en commun, est-ce un
rêve ? C’est en tout cas ce que
propose l’Hyperloop, un train
à très (très) grande vitesse,
imaginé par Elon Musk qui
pourrait relier Paris à Marseille
en seulement 30 minutes. Cela
ouvre de nombreuses oppor-
tunités, notamment la possi-
bilité de travailler dans la cap-
itale et vivre dans le sud de la
France.
Le modèle de l’H yperloop
présente une rupture tech-
nologique dans le domaine des
transports comme l’indique
un des cadres de l’entreprise
Hyperloop One : « l’Hyperloop
aura la vitesse d’un avion,
le confort d’une voiture, la
s i m p l i c i té d ’ u n a s ce n s e u r
e t l e d é b i t d ’ u n s ys tè m e
de métro  ». Il s’agit d’une
capsule qui se déplace à très
grandes vitesses (de l’ordre
de 1000 km/h) dans un tube à
faible pression. L’Hyperloop se
veut être un moyen de trans-
port à très faible émissions
de CO2
grâce à l’installation
de panneaux photovoltaïques
qui l’alimenteront en élec-
tricité. Une telle technologie
révolutionnerait le concept
de mobilité tel qu’il est défini
dans nos sociétés et pourrait
b o u l e ve r s e r l ’o rg a n i s at i o n
même des territoires. Mais ne
nous y trompons pas : si le
projet a des airs de science-
fiction, de véritables démon-
strateurs commencent à voir
Plateforme de construction de l’hyperloop © Hyperloop One
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
20 MOBILITÉ
le jour dans plusieurs endroits
du monde.
D’un point de vue technique,
les dispositifs utilisés dans
la conception de l’Hyperloop
ne constituent pas une révo-
lution, mais la combinaison
de ces différentes technolo-
gies fait de l’Hyperloop une
véritable innovation dans le
monde des transports. Afin
d’atteindre une telle vitesse,
un système de propulsion
élec tromagnétique permet
d ’a p p l i q u e r u n e fo rce d e
poussée considérable sur la
capsule qui avance dans un
tube de 3,3 m de diamètre [1].
La capsule se déplace dans un
environnement à faible pres-
sion (100 Pa) où l’air présent
en amont est aspiré, com-
primé puis rejeté à l’arrière
afin de créer une force de
poussée qui s’ajoute aux pro-
pulseurs magnétiques. Enfin,
pour réduire les frottements
au maximum et maintenir la
vitesse constante, un coussin
d’air se forme en dessous du
wagon et le maintient en état
de lévitation. Un système de
refroidissement est égale -
ment prévu afin d’évacuer la
grande quantité de chaleur
produite par les compresseurs
et les systèmes de climatisa-
tion (HVAC) [2].
L’ H y p e r l o o p s e ve u t ê t re
u n m o y e n d e t r a n s p o r t
écologique qui s’inscrit dans
l a t r a n s i t i o n é n e r g é t i q u e
mondiale. La consommation
électrique de l’Hyperloop est
toutefois difficile à calculer
car la demande varie entre
les phases de fonctionnement,
de propulsion et de freinage.
Ce l l e - c i e s t e s t i m é e d a n s
le rappor t de SpaceX [1] à
100MW environ (en sommant
les consommations des différ-
entes installations : compres-
seurs, station, moteur linéaire
de propulsion etc.).
Afin d’assurer une empre -
inte écologique neutre voire
« positive », des panneaux
photovoltaïques seront placés
sur la toiture de la structure
et un système de stockage
Conception interne de l’Hyperloop © Space X
Représentation énergétique de l’Hyperloop
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
21MOBILITÉ
d a n s d e s b at te r i e s L i - I o n
a s s u re ra l a co nt i n u i té d e
l’approvisionnement.
Un appel d’offre et un con-
cours ont été lancé par Elon
Musk afin d’inciter des start
up et des groupes de recher-
che à tester les premiers
modèles d’Hyperloop. Depuis
2014, plusieurs entreprises
se sont lancées dans ce défi
dont «  Hyperloop One  » et
«   H y p e r l o o p t r a n s p o r t a -
tion technology  ». Leur but
est de construire un modèle
technologique, économique
e t ro b u s te q u i va l i d e l e s
études de faisabilité de cette
technologie.
Les premiers accords ont déjà
été signés entre ces entre -
p r i s e s e t d e s p a r te n a i re s
dans différents pays. C’est le
cas notamment à Dubai où
une ligne d’Hyperloop sera
construite entre D ubai et
Abudhabi pour un trajet de 12
minutes au lieu d’une heure
(cette ligne sera vraisem -
b l a b l e m e n t o u v e r t e e n
2020 [3]). Le 19 octobre 2017,
un accord visant à construire
une liaison entre Montpellier
et Toulouse a également été
signé. Le temps de trajet serait
ramené à 25 minutes [4].
L e p r o j e t H y p e r l o o p s e
concrétise donc rapidement
et commence à prendre place
dans le marché des transports.
Il intéresse de plus en plus
les pays en développement
comme l’Inde, qui cherche à
déployer des infrastructures
d e t ra n s p o r t p l u s p e r fo r-
mantes permettant la décen-
tralisation des activités des
mégalopoles.
S u r l e p l a n é c o n o m i q u e ,
l’Hyperloop est toutefois sujet
à plusieurs critiques dont le
manque de certitudes sur les
coûts réels du projet. Le coût
total de l ’H yperloop pour
le trajet San Francisco -Los
Angeles a, en effet, été évalué
à 6 milliards de dollars dans
le document de référence
SpaceX [3] contre environ 60
milliards pour la ligne de train
à grande vitesse en dével-
oppement en Californie. Le
prix du billet annoncé (20$),
est également relativement
bas comparé aux tarifs actuels
de plus de 50$.
L e c o û t d e c o n s t r u c t i o n
du projet français a cepen-
dant été estimé à 11 millions
d’euros par km. Une somme
qui reste comparable au prix
du TGV en France (compris
entre 15 et 30 millions d’euros
le km [5]). La construction de
l’Hyperloop s’annonce donc
moins chère que celle du TGV
malgré l’usage de technolo-
gies non conventionnelles.
Mais c’est probablement le
support de l’infrastructure qui
fait le plus débat. En effet, afin
d’assurer une meilleure venti-
lation et laisser de la surface
exploitable au sol, les rails
seront possiblement instal-
lés sur des pylônes. D’après
Elon Musk, cette caractéri-
stique permettrait de faire
baisser le coût du projet en
économisant une partie des
loyers des terrains. Cette idée
est vivement critiquée par le
bloggeur et mathématicien
Alon Levy dans les colonnes
de The Economist pour qui
les coûts estimés sont com-
plétement irréalistes : « une
structure tout-élevée relève
plus du bug technique que
d’un vrai dimensionnement ;
La terre de Central Valley est
bon marché ; les pylônes sont
chers ».
En outre, la sécurité des pas-
sagers ainsi que l’acceptabilité
sociale pourraient également
être un des défis majeurs pour
le projet. Un simple incident
pourrait s’avérer fatal compte
tenu des grandes vitesses.
Pour cela, l ’intégralité du
réseau de l’Hyperloop doit
être équipée d’un système de
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
22 MOBILITÉ
surveillance et d’une mainte-
nance similaire à celle prati-
quée sur les TGV. Des capteurs
de pressions seront installés à
intervalle régulier le long du
tube afin de détecter toute
anomalie. En cas de problème,
les capsules seront équipées
de dispositifs de freinage
d’urgence.
En ce qui concerne le confort
des passagers, les rangées
sont prévues pour accueil-
lir deux personnes en posi-
tion assise ou semi-allon -
gée. Une capsule accueillera
28 passagers maximum. Les
places seront relativement
étroites, similaires à celles
que l’on peut trouver dans
un TGV. La fréquence rapide
des capsules, à raison d’une
t o u t e l e s d e u x m i n u t e s ,
devrait permettre une circu-
lation fluide entre deux sta-
tions. Les entreprises sont
assez optimistes par rapport à
l’acceptation du public, consi-
dérant l’intégration de l’avion
d a n s n o s s o c i é té s m a l gré
des risques d’incidents non
négligeables.
C’est finalement les considéra-
tions politiques et concurren-
tielles qui pourraient avoir
raison du projet. Des projets
H y p e r l o o p p o u r r o n t ê t r e
refusés car ils entreront en
concurrence avec des projets
ferroviaires à grande vitesse
déjà planifiés et financés par
les états.
Cette innovation représente
donc un véritable enjeu sur le
plan environnemental, socié-
tal et politique, il allie en ce
sens la rapidité d’un avion
et ses commodités ainsi que
l’accessibilité d’un train, ce
qui en fait un moyen de trans-
por t innovant et pratique.
Mais celui-ci devra faire face
à des défis avant tout tech-
nologiques et concurrentiels
pour trouver sa place sur le
marché du transport.
Chaimaa ELMKADMI
Sources :
[1]	 Elon Musk, « Hyperloop alpha », 08/11/2017, http://www.spacex.com/sites/spacex/files/hyperloop_alpha.pdf
[2]	 Sébastien Julian, « Hyperloop, train du futur : objectif 1000 à l’heure », L’express Expansion, 06/03/2017, https://lexpan-
sion.lexpress.fr/high-tech/hyperloop-train-du-futur-objectif-1000-a-l-heure_1884917.html
[3]	 Gaetan Lebrin, « Avec Hyperloop, Dubai – Abudhabi en 12 minutes », 17/11/2016, Le Figaro, http://www.lefigaro.fr/
societes/2016/11/10/20005-20161110ARTFIG00089-avec-hyperloop-dubai-abu-dhabi-en-12-minutes.php
[4]	 Mathieu Chartier, « Hyperloop à Toulouse : les travaux démarreront en février 2018 », Les numériques, 07/11/2017, https://
www.lesnumeriques.com/mobilite/hyperloop-a-toulouse-travaux-demarreront-en-fevrier-n68027.html
[5]	 Jacqué Philippe, « L’Hyperloop, le train futuriste ultra-rapide », Le Monde économie, 23/10/2015, http://www.lemonde.fr/
economie/article/2015/10/23/hyperloop-le-futur-tube-des -transports_4795531_3234.html
[6]	 N.B., « The Hyperloop: don’t get too hyper», The Economist, 19/08/2013, http://www.economist.com/blogs/gulliver/2013/08/
hyperloop
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
23MOBILITÉ
Le marché pétrolier à l’horizon 2022
L’agence internationale de
l’énergie (AIE) a publié
cette année son rapport « OIL
2017 Analysis and Forecast to
2022  » projetant l’offre et la
demande du marché mondial
du pétrole à l’horizon 2022.
Les rappor ts sur le marché
du pétrole de l’AIE incluent
d’une part, les rapports men-
suels relatifs au marché du
pétrole permettant une pro-
jection court terme (1-2 ans),
et d’autre par t, le rappor t
« World Energy Outlook » qui
établit des projections éner-
gétiques long terme (d’ici
2050). Néanmoins, les projec-
tions à moyen terme attirent
particulièrement l’attention
des exper ts du monde de
l’énergie. En effet, ces rap-
por ts prennent en compte
la tendance moyen terme de
l’économie mondiale et du
cycle de vie des investisse-
m e n t s p é t r o l i e r s , n o t a m -
m e n t l e s f u t u r s p r o j e t s
d’approvisionnement durant
les cinq prochaines années.
Nous allons vous présenter
quelques points clefs de ce
nouveau rappor t qui, con-
trairement au rapport 2016,
prend en compte la décision
des pays membres de l’OPEP
et de onze autres pays pro-
ducteurs, de réduire la pro-
duction de 1,8 barils par jour
(bpd) pour rééquilibrer l’offre
et la demande (entrée en
vigueur le 1er janvier 2017).
C o n c e r n a n t l a d e m a n d e ,
la projection moyen terme
prévoit une augmentation
annuelle moyenne de 1,2 mb/d
entre 2017 et 2022. Pour les
pays de l’OCDE, les tendances
long terme des normes de
l’efficacité énergétique, les
efforts d’économies d’énergie
dans le transport et les change-
ments démographiques, font
q u e l a d e m a n d e v a c o n -
naitre une baisse annuelle
de 0,2 mb/d. Néanmoins, la
demande dans les pays non
OCDE augmentera de 1,4 mb/d
chaque année d’ici 2022. Les
deux pays émergents, l’Inde
et la Chine, totalisent 46 % de
l’augmentation de la demande
mondiale en 2022. En effet,
après 20 ans d’industrialisation
r a p i d e , l a d e m a n d e c h i -
noise a augmenté de 5,5 %
en 2011, contre 4,8 % en
2016 avec une augmentation
Croissance annuelle de la demande pétrolière mondiale © Center for Strategic and International Studies
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
24 ENERGIES FOSSILES
annuelle prévue de 2,8 % pour
la période 2017-2022. Quant
à l’Inde, le transport routier
participe à la croissance de la
demande, et plus particulière-
ment s’agissant de l’essence
après la suppression des sub-
ventions consenties au diesel.
Le rapport prévoit une aug-
mentation de la consomma-
tion par habitant de 1,3 bpd
à 1,5 bpd. La figure présentée
à la page précédente montre
la croissance annuelle de la
demande pétrolière mondi-
ale entre 2014 et 2022.
La demande dépend aussi du
futur des véhicules électriques
et des normes d’efficacité des
véhicules, le rapport estime
ainsi la baisse de consomma-
tion des carburants sur les
marchés à 0,2 mb/d.
Co n c e r n a n t l ’o f f re s u r l e
marché du pétrole, le point le
plus important de l’analyse
de l’offre des pays non OPEP
est le rythme de croissance de
la production de pétrole léger
de réservoirs étanches (Light
Tight Oil, abrégé LTO) aux
États-Unis. En effet, une forte
implication dans les activi-
tés de forage et d’extraction
permet une croissance à l’issue
de l’année 2017 d’environ
500 kb/d par rapport à l’an
dernier. À moyen terme, la
production de LTO sera sen-
sible aux prix du marché du
pétrole. La figure ci-dessous
montre la sensibilité de la
production LTO des Etats-
Unis suivant trois scénarios du
prix du pétrole. Même pour un
marché où les prix n’excèdent
pas 60 $/bb la production
continuera d’augmenter et
atteindra pour un scénario
de base une croissance de
1,4  mb/d à l’horizon 2022.
Enfin, pour un prix de pétrole à
80 $/bbl la production aug-
mentera de 3 mb/d.
Après une chute de produc-
tion de 0,8 mb/d en 2016,
les pays non OPEP ont connu
un retour à la croissance en
2017. En dehors des Etats-
Unis, les pays qui sont sus-
ceptibles d’augmenter leur
production à l’horizon 2020
sont le Brésil, le Canada et le
Kazakhstan avec une augmen-
tation de 2,2 mb/d. Au total
les pays non OPEP vont con-
naitre une augmentation de
l’offre de 3,3 mb/d majori-
tairement conduite par les
pays d’Amérique.
Pour les pays membres de
l ’OP EP, l ’au gm ent ati o n d e
la croissance de la capacité
de production est estimée à
1,95 mb/d, les pays du Moyen-
Orient contribuant à cette
croissance avec 1,79 mb/d
par an à l’horizon 2020, l’Irak
produisant à lui seul 1/3 de la
croissance totale [1].
Sensibilité de la production LTO aux prix du pétrole (USA) © Center for Strategic and International Studies
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
25ENERGIES FOSSILES
La figure ci- dessous illus-
tre la production actuelle et
les capacités de production
à l’horizon 2022 des pays de
l’OPEP. Un autre point clef
du rapport met l’accent sur
le fait que l’Asie ne peut pas
satisfaire la croissance de sa
demande (21 mb/d en 2016
contre 25 mb/d en 2022 [1])
en s’appuyant uniquement
sur le marché traditionnel du
Moyen-Orient, ce qui néces-
site l’ouverture de nouvelles
routes commerciales.
Finalement, même si l’offre
paraît aujourd’hui satisfai-
sante, le rapport insiste sur
la nécessité d’augmenter la
capacité de production via un
renfort des investissements
dans l’amont pétrolier afin de
réduire le risque d’une forte
hausse des prix du pétrole à
l’horizon 2022.
Yacine ALIMOU
Production actuelle et capacités de production à l’horizon 2022 des pays de l’OPEP
© Center for Strategic and International Studies
Sources :
[1]	 International Energy Agency, « OIL 2017 Analysis and forecast to 2022 », 2017, https://www.iea.org/Textbase/npsum/
oil2017MRSsum.pdf
[2]	 IEA Oil Market Report 2017 presented by Keisuke Sadamori, Director of Energy Markets and Security at the International
Energy Agency, https://www.youtube.com/watch?v=hdEDUN4c4a0t=823s.
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
26 ENERGIES FOSSILES
I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7
27ÉVÈNEMENT OSE
Devenez partenaire de l’événement OSE 2018
L’Hydrogène, vecteur énergétique du futur ?
Jeudi 27 Septembre 2018 à Sophia Antipolis (06)
Le programme de ce colloque s’articulera autour des applications de l’hydrogène les plus
prometteuses. Seront détaillées entre autres les caractéristiques de production, stockage
et transport, ainsi que l’évaluation des performances économique et environnementale de
ces applications.
Cette manifestation d’envergure ne peut se faire sans la participation d’entreprises comme
la vôtre. Celle-ci pourra prendre la forme d’un soutien financier ou d’interventions lors du
colloque, pour promouvoir vos activités en lien avec l’hydrogène et partager vos savoirs.
Pour plus d’informations, contactez : evenement@mastere-ose.fr
Photographie de la promotion 2017

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  • 1. Synthèse du business plan (flux financiers actualisés) © Rapport MS OSE de Quentin Souvestre Le mécanisme de capacité RETOUR SUR UNE PREMIÈRE ANNÉE TEST >>> page 7 Mensuel sur l’énergie et l’environnement N° 127Novembre 2017 Hyperloop : une révolution dans le monde du transport et de l’énergie >>> page 20 Dossier : énergies renouvelables SCÉNARIO 100% EnR, EOLIEN OFFSHORE, RESEAUX DE C H A L E U R E T B R I Q U E S SOLAIRES >>> page 12 © Hyperloop One Le marché pétrolier à l’horizon 2022 ANALYSE : AIE, « OIL MARKET REPORT 2017 » >>> page 24
  • 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 France conservera son parc n u c l é a i re j u s q u’e n 2 0 3 0 . L’annonce a fait l’effet d’une bombe dans les milieux écol- ogistes. Mais cette nouvelle tient-elle vraiment de la sur- prise ? Alors qu’un tiers du parc nucléaire était à l’arrêt, RTE a retenu son souffle en attendant les prévisions météorologiques pour cet hiver. Et pour cause : en 2016, les maintenances prévues sur les centrales avaient entrainé une flambée des prix et de sérieux risques de délestage. Pourtant les alternatives existent. Coté pro- duction, l’ADEME garantit chiffre à l’appui que la totalité de l’électricité pourrait être issue de sources renouvel- ables en 2050. Mais c’est peut-être sur la consommation que l’effort sera le plus important. En comptant sur un développement des réseaux de chaleur, la demande en électricité destinée au chauffage pourrait être consi- dérablement réduite. Alors pourquoi continuer à miser sur un secteur en perte de vitesse et dont la rentabilité commence à être contestable devant celle des renouv- elables  ? D’autant plus que d’importants moyens sont mis en œuvre pour relancer les investissements sur les moyens de production grâce notamment au mécanisme de capacité. Ne pourrait-on pas y voir une opportunité d’entamer une profonde refonte de notre système éner- gétique ? A Paris comme à Montpellier et Toulouse, la réponse est claire et simple : oui. La capitale sera en effet vidée de ses véhicules thermiques en 2030. Un pari ambitieux alors que les prévisions des prix du pétrole n’encouragent pas aux économies. D’ici là, l’hyperloop reliera peut-être déjà la surdouée à la ville rose, sans que le moindre joule ne provienne d’une centrale fossile. Louis POLLEUX Toute reproduction, représentation, traduc- tionouadaptation,qu’ellesoitintégraleoupar- tielle, quel qu’en soit le procèdé, le support ou le média, est strictement interdite sans l’auto- risation des auteurs sauf cas prévus par l’article L. 122-5 du code de la propriété intellectuelle. I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 2 ÉDITORIALCONTACTS
  • 3. ACTUALITÉS ARTICLES 04 - La compétition s’intensifie sur le marché de la vente d’électricité aux particuliers 04 - Paris, ville sans voiture thermique en 2030 ? 05 - Bonn a accueilli la COP23 du 6 au 17 Novembre 05 - Un mois de novembre agité pour le ministre de la transition écologique et solidaire 06 - Zoom sur le système électrique Français à l’approche de l’hiver 07 - Le mécanisme de capacité : retour sur une première année test 12 - Mix électrique de la France : 100% d’énergies renouvelables en 2050 ? 13 - Eolien offshore : la France a-t-elle le vent en poupe ? 15 - Les réseaux de chaleur français : quelles perspectives ? 18 - Les briques solaires : entre architec- ture et production d’énergie 20 - Hyperloop : la nouvelle révolution- dans le monde du transport et de l’énergie 24 - Le marché pétrolier à l’horizon 2022 Tests des tubes d’hyperloop © Hyperloop One I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 3SOMMAIRE
  • 4. ACTUALITÉS NOVEMBRE 2017                     0Florian ROUOT & Chloé POTIER0       AVEC TOTAL SPRING ET CDISCOUNT ENERGIE, LA COMPÉTITION S’INTENSIFIE SUR LE MARCHÉ DE LA VENTE D’ÉLECTRICITÉ AUX PARTICULIERS Avec Total Spring, le pétro- l i e r f r a n ç a i s p r o p o s e d e p u i s l e d é b u t d u m o i s d’octobre des prix inférieurs de 10% aux tarifs réglementés de vente ainsi qu’une électric- ité produite à partir d’énergies re n o u ve l a b l e s. Ave c ce t te o f f r e , l e g é a n t p é t r o l i e r affiche l’objectif ambitieux d’atteindre « rapidement » les 3 millions de clients. L’offre CDiscount Energie quant à elle a été lancée fin octobre et promet des prix jusqu’à 15% inférieurs aux tarifs réglemen- tés de vente. Les consomma- teurs intéressés peuvent sou- scrire à l’offre en ligne sans engagement de durée. La con- currence semble donc rude pour s’arroger quelques-uns des 27 millions de particuli- ers qui sont toujours clients de l’opérateur historique EDF, dix ans après l’ouverture du marché à la concurrence. Sources : • Nabil Wakim, Le Monde Economie, 06/10/2017, http://www.lemonde.fr/economie/article/2017/10/06/total-se-lance-sur-le- marche-de-l-electricite-et-du-gaz-pour-les-particuliers_5196972_3234.html • Véronique Le Billon, Les Echos, 19/10/2017, https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/030745333719- cdiscount-sinvite-dans-la-vente-denergie-2123603.php PARIS, VILLE SANS VOITURE THERMIQUE EN 2030 ? Après les voitures diesel qui devront disparaître d’ici 2024, Anne Hidalgo s’attaque aux voitures essence pour les exclure des rues de la capi- tale en 2030. Cet objectif a dix ans d’avance sur les objectifs nationaux, annoncés en juillet par le ministre Nicolas Hulot, qui visent à mettre fin aux ventes de voitures à moteur thermique en 2040. Si une transition des moteurs ther- miques vers les moteurs élec- triques permettrait de lutter contre les émissions de gaz à effet de serre et contre des épisodes de pollution de l’air de plus en plus fréquents dans la capitale, certains doutent du réalisme et de la faisabil- ité d’une évolution si rapide. Cette mesure sera en tout cas débattue au Conseil de Paris afin de déterminer si elle doit être inscrite au Plan Climat Energie de Paris. Sources : • Stéphane Mandard, Le Monde, 12/10/2017, http://www.lemonde.fr/pollution/article/2017/10/12/pollution-paris-ne-veut- plus-de-voitures-a-essence-dans-ses-rues-d-ici-a-2030_5199792_1652666.html • E r i c B e r g e r o l l e , C h a l l e n g e s , 1 2 / 1 0 / 2 0 1 7 , h t t p s : / / w w w . c h a l l e n g e s . f r / a u t o m o b i l e / a c t u - a u t o / objectif-non-coercitif-pour-hidalgo-plus-d-essence-ni-de-diesel-a-paris-en-2030_505760 I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 4 NEWS
  • 5. BONN A ACCUEILLI LA COP23 DU 6 AU 17 NOVEMBRE Présidée par les Îles Fidji, E t a t i n s u l a i re d i re c t e - ment menacé par la montée des eaux, cette COP devait être l’occasion de préciser la mise en œuvre de l’accord de Paris, censé être appliqué à partir de 2020. Du côté des avancées, on note le lance- ment d’une Alliance pour la sortie du charbon, qui compte pour l’instant 25 membres - parmi lesquels ne figurent toutefois pas les principaux pays producteurs de charbon, comme la Chine, les Etats- Unis, la Russie ou l’Allemagne. B e a u c o u p d é n o n c e n t u n bilan mitigé à l’issue des 2 semaines de négociations. En cause notamment, l’absence de leadership politique pour mener les débats après le d é p a r t d e s E t a t s - U n i s d e l’accord de Paris. Une question cruciale reste sans réponse  : c o m m e n t s e r a f i n a n c é l e f o n d s i n t e r n a t i o n a l p o u r l’adaptation et l’atténuation du changement climatique, défini lors de l’accord de Paris et destiné aux pays en dével- oppement ? Trouver 100 mil- liards de dollars par an pour financer cette enveloppe est un défi majeur, et l’absence de propositions concrètes de la part des pays riches n’a permis aucune avancée, bien qu’il ait été prévu de faire un point sur la question lors de la prochaine conférence sur le climat, en 2018. La COP24 s e d é ro u l e r a à K a t o w i c e, e n Po l o gn e, p ays o r i e n té charbon et gaz de schiste. La route semble encore longue pour remplir les objectifs de l’accord de Paris et contenir le réchauffement climatique en dessous de 2°C par rapport à l’ère pré-industrielle… Sources : • Aude Massiot, Libération, 18/11/2017, http://www.liberation.fr/planete/2017/11/18/climat-s-est-il-passe-quelque-chose- a-la-cop-23-de-bonn_1610881 • 20 Minutes, 17/11/2017, http://www.20minutes.fr/planete/2170979-20171117-cop23-vingtaine-pays-renoncent-charbon UN MOIS DE NOVEMBRE AGITÉ POUR LE MINISTRE DE LA TRANSITION ÉCOLOGIQUE ET SOLIDAIRE Le mois de novembre n’aura pas épargné Nicolas Hulot. Adopté par les députés le mardi 10 octobre, le texte de loi actant la fin de l’exploitation des hydrocarbures à l’horizon 2040 a été adopté par le Sénat au début du mois de novem- bre. Cependant, le texte a été « vidé de sa substance » selon le ministre Nicolas Hulot. En p a r t i c u l i e r, l e s s é n a t e u r s ont autorisé l’exploitation d ’hydro car bu res ver tu eu x, c’est-à-dire qui permettent une utilisation non-énergé - tique ne rejetant pas de CO2 , comme dans la fabrication de matières plastiques. De même, les entreprises bénéficiant d’un droit de suite - permis d’exploitation activé automa- tiquement après l’exploration - pourront continuer leur activ- ité au-delà de 2040, si elles ne perçoivent une «  rémunéra- tion normale ». Ce revers a été éclipsé par une autre annonce de Nicolas Hulot, lors du compte rendu I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 5NEWS
  • 6. du conseil des ministres du 7 novembre, qui confirme le recul sur la décision inscrite dans la loi de transition éner- gétique de réduire la par t de la production électrique d’origine nucléaire à 50%, contre 75% aujourd’hui, à l’horizon 2025. Cette annonce fait suite à la publication de scénarios par RTE, en prépara- tion de la programmation plu- riannuelle de l’énergie (PPE) pour la période 2019-2023, soulignant la « difficulté de tenir le calendrier de 2025 sauf à relancer la production d’électricité à base d’énergies fossiles ». Le ministre a précisé qu’il allait travailler sur l’échéance 2030-2035. Sur ce même sujet du nucléaire, Nicolas Hulot a récemment reconnu dans les colonnes du Financial Times qu’il menait avec Bercy une réflexion sur l’architecture d ’ E D F p o u r ré p o n d re a u x deux priorités que sont la gestion du parc nucléaire et le développement des énergies renouvelables. Cette réflex- ion porterait sur une sépara- tion des activités nucléaires d’EDF du reste du groupe avec un encadrement du prix du nucléaire par le régulateur de l’énergie. Bien qu’il n’y ait pas de projet précis, l’information a suffi à faire bondir l’action d’EDF de 5,6%. Sources : • A l e x a n d r e P o u s s a r t , P u b l i c S e n a t , 0 8 / 1 1 / 2 0 1 7 , h t t p s : / / w w w . p u b l i c s e n a t . f r / a r t i c l e / p o l i t i q u e / fin-des-hydrocarbures-en-france-en-2040-le-senat-remanie-la-loi-hulot-79570 • S c i e n c e s e t A v e n i r , 0 8 / 1 1 / 2 0 1 7 , h t t p s : / / w w w . s c i e n c e s e t a v e n i r . f r / n a t u r e - e n v i r o n n e m e n t / c l i m a t / nicolas-hulot-reduire-la-part-du-nucleaire-a-50-en-2025-un-objectif-inatteignable_118121 • Matthieu Pechberty, BFM Business, 23/11/2017, http://bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/l-idee-de-bercy-pour-sauver- edf-1309942.html ZOOM SUR LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE FRANÇAIS À L’APPROCHE DE L’HIVER Au d é b u t d u m o i s d e novembre, le gestion- naire du réseau de transport d’électricité RTE avait indiqué dans son bilan prévisionnel que le système élec trique pourrait être fragilisé cet hiver, et que des mesures « excep- tionnelles » pourraient être prises. Le président de RTE, Francois Brottes, auditionné à l’assemblée nationale le 15 novembre, se veut rassurant car selon lui il faut s’attendre à un hiver « un peu moins dif- ficile » que l’an dernier. Pour cela il faudra compter sur une bonne partie des 19 réacteurs nucléaires à l’arrêt durant le mois de novembre. Dominique Minière, direc teur du parc nucléaire et thermique d’EDF, a indiqué que le redémar- rage de 15 réacteurs était prévu d’ici à début décembre. Notons qu’il faudra compenser la baisse de 18% de la produc- tion hydraulique par rapport à la même période de 2016, notamment liée au manque d’eau dans les barrages. La production de la Compagnie nationale du Rhône (CNR) est d’ailleurs attendue en chute de 30% cette année. Pour rappel, le pic de consom- mation électrique de l’année 2017 avait été atteint le 20 janvier avec une puissance mobilisée de 94 GW, loin der- rière le record du 8 février 2012 avec 102 GW. Sources : • RTE, 25/11/2017, http://www.rte-france.com/fr/eco2mix/chiffres-cles • A.M. avec AFP, BFM Business, 15/11/2017, bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/rte-prevoit-un-hiver-un-peu-moins-difficile- a-passer-que-l-an-dernier-1304384.html • F.Bergé avec AFP, BFM Business, 16/11/2017, http://bfmbusiness.bfmtv.com/entreprise/le-manque-d-eau-des-barrages- plombe-la-production-d-energies-vertes-1305516.html I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 6 NEWS
  • 7. Le mécanisme de capacité : retour sur une première année test La libéralisation des marchés de l’énergie depuis la fin des années 1990 a entraîné une réforme en profondeur du secteur. À travers plus- ieurs directives, les instances européennes et l’état français accompagnent et encadrent la nouvelle organisation des marchés de l’électricité et du gaz. En effet, depuis 2010, la loi NOME [1] définit le fonc- tionnement du marché de l’énergie français à travers dif- férents mécanismes qui sont complémentaires. Plusieurs d’entre eux sont déjà mis en œuvre et permettent le désen- combrement du réseau élec- trique afin d’assurer la sécu- rité d’approvisionnement. A l’instar de plusieurs pays européens et américains, les marchés de l’énergie sont donc en pleine évolution. C’est dans ce contexte que s’inscr it le m écanism e de capacité en vigueur depuis janvier 2017, qui vise à garan- tir la disponibilité des pro- ducteurs, des consommateurs effaçables et de la fourniture d’électricité. Une valorisation nouvelle  : p u i s s a n c e d i s p o n i b l e e t effacements Les pics de consommation nationale en France étant de plus en plus importants durant la période hivernale, il est nécessaire de faire évoluer les mécanismes régulant le marché durant cette pointe de consommation pour assurer la sécurité d’approvisionnement pour les usagers. L’objectif n’est alors pas seulement l’équilibre du système élec- trique entre production et Les mécanismes de valorisation des effacements © RTE I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 7MÉCANISME DE CAPACITÉ
  • 8. consommation comme sur le mécanisme d’ajustement, ni la valorisation des efface- ments sur les marchés comme sur le mécanisme NEBEF, mais b i e n d ’a s s u re r l ’e x i s te n ce même des moyens de pro- duction ou d’effacement à la pointe en responsabilisant les fournisseurs. Plusieurs solutions peuvent être envisagées : les paie - ments de capacité, les réserves stratégiques et les marchés de capacité [2]. C’est cette dernière solution, décentral- isée, qui a été choisie par la France. Le mécanisme est ainsi basé sur un échange de garan- ties de capacité : les fournis- seurs ont l’obligation, avant le début de chaque année de livraison, d’acquérir des garanties de capacité pour couvrir la consommation de l ’ensemble de leur por te - feuille clients aux périodes de pointe. Q uant aux exploitants de c a p a c i t é s ( p r o d u c t i o n o u effacement), ils s’engagent à l e s r e n d r e d i s p o n i b l e s pendant ces mêmes périodes. En échange, ils reçoivent des cer tificats qu’ils pour ront vendre aux fournisseurs. Le prix de la capacité s’établit alors sur la base de l’offre et la demande et est supposé refléter le coût du niveau de sécurité d’approvisionnement [ 3 ] . C e t t e d i s p o n i b i l i t é sera ensuite vérifiée via les mécanismes déjà mis en place ( M é c a n i s m e d ’a j u s t e m e n t , NEBEF). On assiste donc à une évolu- tion par rapport aux autres mécanismes : celui-ci « respon- sabilise les acteurs en faisant peser sur chacun le poids du risque de défaillance qu’il génère pour le système. » [4]. Cela place pour la première fois les capacités de produc- tion et d’effacement sur un plan d’égalité en les valorisant de la même manière. De plus, ce mécanisme incite a u x i nve s t i s s e m e n t s d a n s les moyens de produc tion d’électricité en France. Selon le Jacques Delors Institut, [2] le marché de capacité « aura plus de chances de créer les bonnes incitations à l’investissement que les solu- tions centralisées (la réserve de capacité, par exemple).  » En effet, la tarification de l’électricité étant basée sur le coût marginal du kWh, le coût des installations doit être amorti d’une autre manière. Ainsi, comme le précise la CRE [4], le mécanisme de capacité « permet en particulier aux centrales d’extrême pointe de bénéficier d’un revenu stable sur leur durée de fonc- tionnement et favor ise le développement d’effacements en leur offrant un espace économique par le levier de leur valeur capacitaire. » La première année de livrai- son : quel impac t ? Ce mécanisme semble donc impacter principalement un acteur : l’acteur obligé, soit le fournisseur d’électricité. Si la justification de la mise en place du mécanisme de capac- ité s’explique clairement, c’est avant tout un coût fixe qui s’ajoute à sa brique de coûts sur les prévisions de consom- mation de son por tefeuille clients. D e p u i s 2 0 1 7 , c ’e s t d o n c une dépense non néglige - a b l e, s’é l e v a n t p o u r c e r - tains four nisseurs à plus- ieurs millions d’euros, que chaque fournisseur doit à la fois prévoir et échanger ou acheter sur le marché de capacité pour l’année suiv- ante. Nous avons interviewé l’Adjoint au Responsable du Département Vente de Gaz et Electricité de Grenoble (GEG), M. Mauss, sur le déroulement I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 8 MÉCANISME DE CAPACITÉ
  • 9. de la première année de livrai- son du mécanisme. «  La première année a été u n e a n n é e c o m p l i q u é e malgré notre connaissance en amont des règles et le travail préparatoire effectué, étant donné l’autorisation tardive (novembre 2016) de l’application du mécanisme au 1er janvier 2017 [5]. En tant que fournisseur, nous avons dû réagir à la mise en place du mécanisme dans l’urgence, ce qui n’a pas été simple en termes d’organisation interne et de communication client. En effet, nous avons dû com- muniquer sur un nouveau mécanisme qui implique un surcoût pour le consomma- teur, ce dernier n’étant ni une taxe, ni identiquement appli- qué par tous les fournisseurs. Cette urgence s’est aussi traduite au niveau de la tar- ification, où il a été néces- saire de faire des choix de dernière minute, lorsque nous disposions seulement d’un prix maximum de référence marché pour l’achat de garan- ties de capacité, fixé à 20 000€/MW pour 2017 [3]. C’est donc dans un contexte tendu qu’a démarré le mécanisme de capacité en janvier 2017. En interne, nous avions, comme tout acteur obligé, préparé l’entrée sur le mécanisme par le calcul de nos obligations de capacité. Dès la sortie du prix de marché mi-décembre à 10 000€/MW, nous avons couvert l’ensemble des obli- gations prévisionnelles de capacité pour l’année 2017 en les achetant sur le marché de capacité. Depuis, RTE a créé un outil de calcul d’obligation qui pourra servir à confirmer les prévisions faites par chaque fournisseur sur son propre outil. Chacun a cependant sa stratégie d’intégration du surcoût du mécanisme dans la facture du consommateur. GEG a choisi une variabilisa- tion du coût fixe induit par le mécanisme qui nous sem- blait plus intéressante et plus transparente vis-à-vis de notre facturation. Chaque client a donc une contribution à la hauteur de son profil, avec régularisation à posteriori ou non. Cependant, nous avons eu très peu de retours négatifs de nos clients, qui semblent avoir intégré le fait que tout fournis- seur subit ce mécanisme. On peut aussi expliquer ce taux d’insatisfaction très faible par la stabilité de la CSPE au 1er Janvier, dont on obser- vait une hausse ces dernières années d’environ 3€/MWh [6]. Par ce choix gouvernemen- tal, la facture du client a aug- menté pour 2017 d’environ 2€/MWh et en cela, la mise en place du mécanisme a été glo- balement indolore. Rappelons que le mécanisme de capacité implique une augmentation de l’ordre de 2% du budget énergie de nos clients. Dans l’ensemble, ni les clients ni les fournisseurs ne sortent gagnants du mécanisme de capacité. Nos clients ayant des capacités d’effacement ont pu la faire certifier et toucher des garanties, mais sont fac- turés sur leur contribution au mécanisme. Notre objectif est d’équilibrer alors ces coûts et ce qu’ils reçoivent, sachant La première année a été une année compliquée malgré notre connais- sance en amont des règles et le travail préparatoire effectué... M. Mauss I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 9MÉCANISME DE CAPACITÉ
  • 10. que l’obligation est calculée sur un certain type de jours de pointe PP1, et la certifica- tion sur un autre type PP2 [3]. Cependant, le mécanisme a une valeur ajoutée contest- able étant donné que la valori- sation de ces capacités se fait à travers des mécanismes déjà existants que sont les réserves s y s t è m e s , l e m é c a n i s m e d’ajustement, etc. Hormis pour les producteurs, pour qui ce mécanisme représente alors un marché supplémentaire sur lequel valoriser leur moyen de production ; le mécanisme de capacité n’a été pour tous les autres acteurs qu’une con- trainte supplémentaire. Quant à 2018, aucun change- ment n’a été prévu à ce jour dans le mécanisme, si ce n’est la sortie du prix marché de la garantie de capacité. Nous sommes ainsi plus sereins pour la deuxième période de livraison étant donné notre connaissance du mécanisme et notre meilleure approche client. Le mécanisme de capac- ité, au même titre que les cer- tificats d’économie d’énergie, fait désormais partie inté - grante de la brique de coûts du fournisseur, et n’est pas forcé- ment contesté ni fortement challengé nationalement. » Le c o n t e x t e e u r o p é e n d u mécanisme de capacité La France est le second pays européen à avoir mis en place u n m é c a n i s m e d e c a p a c - ité national, trois ans après la mise en place du marché d e c a p a c i t é e n G r a n d e - Bretagne en 2014. Cela nous permet de bénéficier de leur mince expérience. En effet, l’établissement du prix de la capacité en dessous de celui escompté en Grande-Bretagne a entraîné des investissements dans de nouvelles installa- tions en- des so u s de ceu x attendus. [7] D’après Vincent Rious, de RTE, on pourrait obser ver le même cas en France dans les années à venir, même si le prix de la capac- ité est sorti, comme prévu, à 10 000€/MW en France et est attendu en légère hausse pour la seconde année de livraison. Par analogie avec le marché du carbone, il est donc néces- saire que le prix de garantie de capacité soit maintenu à un certain niveau dans les années à venir afin de pouvoir investir dans de nouveaux moyens de production ainsi que valoriser les capacités d’effacement. En outre, ces mécanismes sont controversés et dénon- cés comme étant une subven- tion à des investissements dans des usines à combusti- bles fossiles [8]. Le mécanisme français s’intéresse en réalité à des questions de sécurité d’approvisionnement, la dis- ponibilité de l’équipement ne différenciant pas les moyens d e p ro d u c t i o n s re n o u ve l - ables, fossiles ou les capaci- tés d’effacement. Cependant, l a m a j o r i té d e s c a p a c i té s certifiées par le mécanisme sont d’origine fossile plutôt que renouvelable, les péri- o d e s d e p o i n t e f a i s a n t souvent appel à des centrales qui ne sont pas sujettes à l’intermittence. Ainsi, si cer- tains considèrent le marché Le mécanisme de capacité, au même titre que les certificats d’économie d’énergie, fait désormais par tie intégrante de la brique de coûts du fournisseur, et n’est pas forcément contesté ni for tement challengé nationalement M. Mauss I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 10 MÉCANISME DE CAPACITÉ
  • 11. de capacité comme une inci- tation à l’investissement dans de nouvelles centrales à com- bustibles fossiles, SpinPart, cabinet de conseil, voit dans c e l u i - c i d e s p e r s p e c t i v e s autres et le définit comme un marché devant au long terme « être en mesure de s’adapter à l’évolution du système éner- gétique français, pour ne plus se concentrer uniquement sur le phénomène de pointe élec- trique mais aussi pour aider à l’intégration et la gestion des énergies renouvelables dont l’utilisation ne cesse de pro- gresser ». [9] L’autre risque majeur que constitue le mécanisme de capacité concerne directe - ment l’Europe de l’énergie. La DG de l ’Energie craint ainsi une « fragmentation du projet de marché européen de l’électricité, avant même qu’il soit mis sur pied  »  [10]. C e t a r g u m e n t e s t a u s s i avancé par le Jacques Delors Institut dans son Policy Paper [2], dans lequel les initia- tives nationales sont criti- quées car considérées comme u n é l é m e n t p e r t u r b a t e u r des marchés européens de l’énergie, aujourd’hui couplés et interconnectés. L’impact des mécanismes de capac- ité sur les marchés ne sera donc pas neutre : la sécurité d ’approvisionnement dont b é n é f i c i e ra i t p a r exe m p l e l’Allemagne grâce aux inter- connec tions et aux inves - tissements français dans des capacités de production nou- velle est également évoquée. Un équilibre doit donc être trouvé entre politiques natio- nales et européennes, car comme le conclut ce dernier papier : « Protéger l’ancien équilibre national ne permet- tra pas de relever les défis auxquels les États membres sont confrontés, mais ne fera que retarder les progrès sur la voie d’un secteur européen de l’énergie plus durable. » [2] Il semble, en effet, que l’Europe soit confrontée à de grands défis en matière de politique énergétique, qui ne seront fructueux qu’en cas d’accords et de politiques communes. Lise ADEGNON Sources : [1] LOI n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité. [2] Jekaterina Grigorjeva, « Les mécanismes de capacité dans l’UE : une nationalisation de la sécurité énergétique ? », Jacques Delors Institut, 21 Mai 2015, http://www.institutdelors.eu/media/mecanismescapacite-grigorjeva-jdib-mai15.pdf?pdf=ok [3] RTE, « Mécanisme de capacité. Règles et dispositions complémentaires », 29 Novembre 2016, http://www.rte-france.com/ sites/default/files/2016_11_29_regles_mecanisme_de_capacite_1.pdf [4] « Marché des garanties de capacité - Marché de gros - Marchés », CRE, http://www.cre.fr/marches/marche-de-gros/ marche-des-garanties-de-capacite [5] « Commission Européenne - COMMUNIQUES DE PRESSE - Communiqué de presse - Aides d’État: la Commission autorise le mécanisme de capacité révisé en France ». [6] « Evolution de la CSPE en 2017 », EDF, https://www.edf.fr/collectivites/le-mag/actualites-de-marche-de-l-energie/ evolution-de-la-cspe-en-2017 [7] « Mécanisme de capacité : quelle rémunération en attendre », L’Usine Nouvelle, 3 avril 2015, https://www.usinenouvelle. com/article/mecanisme-de-capacite-quelle-remuneration-en-attendre.N322967 [8] « La généralisation des mécanismes de capacité pénalise l’union de l’énergie », EURACTIV.fr, 24 novembre 2016, https:// www.euractiv.fr/section/energie/news/eu-throws-in-the-towel-over-national-energy-support-schemes/ [9] «Marché de capacité : quels objectifs et impacts ? », SpinPart, http://www.spinpart.fr/marche-de-capacite-quels-objectifs- et-impacts/ [10] « La généralisation des mécanismes de capacité pénalise l’union de l’énergie », EURACTIV.fr, 24 novembre 2016, https:// www.euractiv.fr/section/energie/news/eu-throws-in-the-towel-over-national-energy-support-schemes/ I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 11MÉCANISME DE CAPACITÉ
  • 12. MixélectriquedelaFrance:100%d’énergies renouvelables en 2050 ? La loi relative à la transi- tion énergétique fixe un objectif de 32 % d’énergies renouvelables en 2030, dont 40% d’élec tricité d’origine renouvelable. Mais pourrait- on envisager 100% d’énergies renouvelables d’ici à 2050 ? A la veille de Noël 2016, l e D a n e m a r k s a t i s f a i s a i t l’intégralité de sa demande par les énergies renouvel- ables, notamment grâce aux grands parcs éoliens offshore dont il dispose. Forte d’un gisement annuel m a x i m a l d e p r o d u c t i o n renouvelable de 1268 T Wh, la France pourrait elle aussi, t h é o r i q u e m e n t e t à c e r - t a i n s m o m e n t s, s a t i s f a i re l’intégralité de sa demande v i a l e s é n e rg i e s p ro p re s. Notons que la consomma- tion moyenne actuelle est de 422 TWh. [1] En 2000, la France ne comp- tait que quelques centaines d ’é o l i e n n e s q u i re p ré s e n - taient une puissance totale d’environ 50 MW. Fin 2016, après 15 ans de soutien de cette technologie par les pou- voirs publics, le parc éolien français atteignait 11,8 GW, couvrant 3,9% de la produc- tion électrique française. Un des problèmes réside dans le facteur de charge de l’éolien qui reste limité à 25%. En outre, la rentabilité des éoli- ennes est fortement liée à la disponibilité des vents. Une étude de l’ADEME certifie qu’une production électrique entièrement renouvelable est envisageable et ce, « sans que le coût ne soit beaucoup plus cher qu’un maintien du nuclé- aire » [1]. 63% de la produc- tion serait alors assurée par les parcs éoliens onshore et offshore (la France dispose du deuxième potentiel éolien en Europe). Le reste de la production serait assurée par le solaire à hauteur de 17 %, l’hydraulique à 13% et 7% par le reste des tech- nologies. La capacité installée représenterait 196 GW ce qui implique une baisse des con- sommations de 14%. Ce scénario de transition éner- gétique parait aujourd’hui r é a l i s a b l e n o t a m m e n t a u regard du prix de ces éner- gies qui s’est effondré ces 6 dernières années (baisse de 80% pour le solaire et de 40% pour l’éolien). Des efforts importants en matière d’efficacité énergétique et d ’o p t i m i s at i o n d e l a p ro - duc tion seraient toutefoisScénario 100% énergies renouvelables © NégaWatt I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 12 ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 13. nécessaires. Le coût annuel total est évalué à 50,1 mil- liards d’euros. Il est consti- tué à 65% des installations de capacités de production, le stock age représenterait 8%. Enfin, 27 % de ce montant serait destiné au développe- ment des réseaux [1]. C e s i n v e s t i s s e m e n t s p o r - teraient en 2050 le prix du MWh à 119€, contre 117€ pour un mix contenant seulement 40 % de renouvelables selon l’ADEME. Les coûts liés à l’intermittence (coûts du « back-up ») ne sont toutefois pas pris en compte dans les scénarios de l’ADEME, or, ils pourraient augmenter sensiblement le montant des i nve s t i s s e m e nt s. E n e f fe t, l’AIE dans son rapport annuel « World Energy Outlook 2011 » a évalué ce coût entre 5 et 25  €/MWh (cf tableau ci-des- sous) [2]. Adnane HATIM Sources : [1] ADEME, « Vers un mix électrique 100% renouvelable en 2050 », 15 Avril 2016. [2] AIE, « World Energy Outlook 2011 », 2011, https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO2011_WEB. pdf La compétitivité de l’éolien o f fs h o re s e r a i t - e l l e e n passe de devenir indiscutable ? En étudiant les évolutions des prix proposés par les lau- réats des appels d’offres en matière d ’éolien offshore, tous les signaux semblent être au vert. En effet, les pays Evolution de la puissance raccordée en France par source d’énergie © RTE Éolien offshore : la France a-t-elle le vent en poupe? I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 13ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 14. du nord ne cessent de dével- opper des parcs de moins en moins coûteux. A commencer par le Danemark, qui détient le parc le moins cher de l’histoire avec un prix de revente de 49,9 €/MWh. Il est suivi de près par son voisin hollandais qui a attribué en décembre dernier un parc pour un prix de 54,5 €/MWh  [1]. La chute des prix est un signe fort qui confirme que les investisse- ments massifs réalisés dans les technologies ont permis d’améliorer la compétitivité du secteur. Fa c e a u x o b j e c t i f s a m b i - t i e u x d e d é c a r b o n i s at i o n , de sécurité énergétique ou encore de compétitivité à long terme fixés par l’UE, la France a décidé de se tourner vers l’énergie éolienne qui représente désormais 26% de la puissance raccordée prove- nant de sources renouvelables. Le secteur commence toute- fois à ressentir les effets du « boom » de l’éolien terrestre : saturation des territoires vis- à-vis des contraintes envi- ronnementales, complexité a d m i n i s t r a t i ve, p ro b l é m a - tiques d’acceptabilité sociale etc. L’opposition anti- éoli- enne, structurée depuis plu- sieurs années, pourrait ainsi causer du tort au développe- ment de l’éolien en mer même s’il permet de s’affranchir de nombreuses contraintes (bruit des pâles, visibilité des tur- bines, distances avec les élé- ments d’urbanisme etc.). Les défis de l’éolien en mer s o n t n o m b r e u x : r é d u i r e l’impact visuel tout en min- imisant les infrastruc tures (notamment le raccordement), minimiser l’impact sur la vie marine et garantir une quan- tité suffisante qui justifie les investissements. Deux tech- nologies de fondations per- mettent de répondre à ces enjeux. La technologie his- torique est la fondation dite « posée », c’est-à-dire ancrée dans le fond marin : elle est majoritairement installée sur des zones à faible profond- eur, sur fond meuble et dans des eaux peu agitées (cas de la mer du nord). Les fonda- tions flottantes connaissent un engouement important et de nombreuses solutions se développent. Bien que plus coûteuses et plus difficiles à stabiliser, elles permettent de s’affranchir des contraintes sur le fond marin et amènent les turbines vers des vents plus forts et plus réguliers. Dans ce contexte, le premier parc éolien flottant au monde v i e n t d ’o u v r i r s e s p o r t e s en Écosse. Baptisé Hywind Scotland, ce projet initié en 2015 permet de fournir de l’électricité à plus de 20 000 familles. Aujourd’hui, la France compte tro is pro jets en cours d e développement qui devraient fournir plus de 1400MW à Exemple de fondation flottante © Floatgen I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 14 ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 15. l’horizon 2021. Les prévisions de WindEurope estimant un coût de l’éolien offshore à 80€/MWh sont donc de plus en plus envisageables [2]. En outre, l’entreprise Ideol, en partenariat avec Bouygues Travaux Publics, a développé une solution technologique permettant l’installation de la première éolienne offshore française. Située à 22 km des côtes du Croisic, la structure appelée Floatgen consiste en une plate -forme annu - laire flottante en béton armé. Un système d’amortissement permet de réduire les effets de la houle oscillante et une structure d’ancrage garan- tit à la plate-forme de rester en place même en cas de tempêtes. Les charges aérodynamiques, hydrodynamiques, d’amarrage et fonctionnelles étant très impor tantes, à l ’image de l ’ a m p l e u r d u p r o j e t [ 3 ] , aucune procédure de con- ception actuellement utili- sée dans l’industrie civile, éolienne ou offshore n’a pu être transférée à Floatgen, l’innovation restant donc au cœur de ce projet. Daniel ERBESFELD Sources : [1] Arnout de Pee, Florian Küster, et Andreas Schlosser, « Winds of Change? Why offshore wind might be the next big thing », McKinseyCompany, mai 2017. [2] WindEurope, « Wind energy in Europe : Scenarios for 2030 », septembre 2017. [3] Floatgen, « DEMONSTRATION et BENCHMARKING d’un système éolien en mer flottant dans les eaux de l’Atlantique », http:// floatgen.eu/fr/demonstration-et-benchmarking-dun-systeme-eolien-en-mer-flottant-dans-les-eaux-de-latlantique Les réseaux de chaleur français : quelles perspectives ? Introduc tion aux réseaux de chaleur E n F r a n c e , l a c h a l e u r représente plus de la moitié des consommations d’énergie. Cette filière se redynamise depuis que la Loi relative à la Transition Energétique pour la Croissance Verte (LTECV ) a fixé l’objectif ambitieux de multiplier par 5 l’utilisation d ’é n e r g i e s r e n o u v e l a b l e s et de récupération (EnRR) dans les réseaux de chaleur (R dC ) en 2030. En 2009, l’Etat a créé un Fonds Chaleur géré par l’ADEME dans le but d’appor ter un soutien aux entreprises et collectivités dans leurs projets de pro - duction de chaleur de source renouvelable. Ces aides ont permis de financer près de 3000 réalisations entre 2009 et 2013 à hauteur de 1,12 mil- liard d’euros. A cet effet, le nombre de RdC est passé de 386 en 2011 à 536 en 2014 [1]. Leur potentiel de croissance est aujourd’hui estimé à 20 Mtep, soit un décuplement des capacités d’ici 2030. Bien qu’offrant une grande e f f i c a c i t é é n e rg é t i q u e, l a croissance des RdC est limitée sur plusieurs fronts par leur nature même. L’investissement requis est conséquent et les solutions de chauffage indi- viduel au gaz et électrique I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 15ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 16. concurrencent leur déploi- e m e n t . Q u e l s g i s e m e n t s exploitent les nouveaux RdC ? Q uels leviers per mettront d’accélérer leur croissance et inciter les investisseurs ? Le s R d C s o n t d e s i nv e s - t i s s e m e n t s t rè s c a p i t a l i s - tiques intégrés à un contexte local. Leur installation fait suite à une étude technico- économique au regard de la densité thermique (consom- mation de chaleur par mètre linéaire) qui renseignera sur la durée de retour sur inves- tissement. Cette forte contex- tualité couplée aux objectifs de la LTECV a plusieurs effets positifs : regain d’intérêt pour la filière ancienne de géother- mie, explosion de la filière b o i s - é n e r g i e c o m m e b i o - masse, montage de synergies de récupération de chaleur fatale industrielle, … Fo c u s : De s f i l i è r e s En RR prome t teuses La biomasse a de beaux jours devant elle. Avec un objectif de distribution de 1,2 Mtep sur les RdC en 2020 [2] et la multiplication des usages, la filière est en plein essor. A titre d’exemple, nous citer- ons l’inauguration, le 4 juillet, de la chaufferie biomasse de Saint-Denis équipée d’une chaudière de 26,6 MW qui porte à plus de 50% la part des énergies renouvelables du RdC [3]. Plus vertueuse que les énergies fossiles, cette res- source reste coûteuse à col- lecter et demandera une pro- fonde structuration afin de répondre à la concurrence des usages. Sur le même secteur, la géo- t h e r m i e d e v r a i t j o u e r u n rôle crucial puisque qu’un important gisement basse et moyenne température (entre 30 et 150°C) est présent en Ile- de-France et en Alsace, zones fortement consommatrices de chaleur en hiver. Malgré tout, les potentiels investisseurs font face à deux barrières à l’entrée : des coûts fixes dif- ficiles à assumer et le risque d’un forage sans succès. E n f i n , l a ré c u p é rat i o n d e chaleur fatale représente un réel levier pour améliorer la p e r f o r m a n c e é n e r g é t i q u e dans les RdC. L’ADEME estime à 51 TWh la chaleur industri- elle perdue à 100°C et plus [4]. Des synergies existent déjà : citons le réseau de chaleur de Dunkerque qui puise sa chaleur sur le site industriel d’Arcelor ou encore le contrat d ’a l i m e n t a t i o n d u r é s e a u de chaleur de Charleville - Mézières par la chaleur rési- duelle de la fonderie PSA. Les le viers à saisir Sia Partners a estimé à 10 mil- liards d’euros l’investissement re q u i s p o u r at te i n d re l e s objec tifs sur les RdC d’ici 2030. Il existe aujourd’hui des mécanismes de soutien comme le classement des RdC pour favoriser les plus «   ve r t s   » , c l i e n t s co m m e exploitants, de même que le doublement du Fonds Chaleur entre 2 0 1 5 et 20 1 7, mai s cela n’est pas suffisant pour autant. Une augmentation du Fonds Chaleur sera à prévoir, de même que le développe- ment de fonds de garantie pour inciter les investisseurs. Par ailleurs, le rehaussement du cr itère d ’obtention du Fonds Chaleur actuellement placé à 50 % pourrait per- mettre, dans une dynamique d’optimisation énergétique, de rester en phase avec les objectifs de la LTECV. Pa r a l l è l e m e n t a u x o b s t a - cles précédemment cités, les innovations technologiques sont un axe prometteur pour l’émergence de RdC plus per- formants. Deux axes nous semblent par ticulièrement I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 16 ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 17. intéressants : 1/ Un impor tant travail de recherche est porté au dével- oppement des solutions de stockage de chaleur. Plusieurs technologies sont largement éprouvées (citons les rés- er voirs en eau chaude, ou l’accumulateur de vapeur), m a i s c e r t a i n e s t e c h n o l o - gies de stockage thermochi- mique, c’est-à-dire exploitant la réversibilité d’une réaction pour stocker de la chaleur, seront capables de coupler d’impor tantes capacités de stockage à une densité éner- gétique très forte. Le stock- age est un élément clé de la performance énergétique des RdC. Il permet notam- ment de lisser les pointes de production, contribuant ainsi à repor ter l’investissement d’une augmentation de puis- sance, ou encore valoriser une source d’énergie discontinue dans le cas de récupération de chaleur fatale par exemple. De plus, le stockage peut mettre en lien les RdC avec la produc- tion électrique en se position- nant sur une unité de cogé- nération, valorisant ainsi la chaleur stockée lorsque le prix de l’électricité est le plus profitable. 2/ L’émergence des RdC intel- ligents : ce concept désigne l’intégration des nouvelles technologies aux RdC. Ces réseaux optimisent leur fonc- t i o n n e m e n t e n c o n t i n u à par tir de capteurs et sys - tèmes de régulation com- municants disposés sur le réseau. Généralement couplés à des solutions de stockage de chaleur, ces RdC dispo - sent d’une visibilité et d’une manœuvrabilité de leur instal- lation leur permettant d’agir au mieux en continu. A partir de ces technologies, il est possible d’envisager au même titre que le Smart gr id élec tr ique, un Smar t g r i d t h e r m i q u e c o o r d o n - nant au mieux les différen- tes EnRR présentes dans son environnement. C’est le cas du projet « Descartes Grid », initié par Dalkia en octobre 2 0 1 3 . S e s o b j e c t i f s s o n t l’accroissement des écono- mies d’énergie, l’optimisation de la correspondance produc- tion-demande et l’intégration d ’é n e r g i e s r e n o u v e l a b l e s Réseau de chaleur décentralisé à points multiples © Sia Partners, Energy Lab I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 17ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 18. l o c a l e s f o n c t i o n n a n t e n cogénération. Une session d’appels à projets de géothermie, biomasse et RdC en Ile -de -France a été lancée et prendra fin le 15 décembre 2017. Les résul- tats nous éclaireront sur la dynamique de la filière réseau de chaleur. Raphaël CLUET Sources : [1] Sia Partners, « Réseaux de chaleur », 2017. [2] H. L. Du, « Les réseaux de chaleur dans le Grenelle de l’environnement », 2010. [3] P. Désavie, «Le deuxième réseau de chaleur francilien passe au vert », Usine Nouvelle, 2017. [4] ADEME, « La chaleur fatale industrielle », 2015. [5] Cerema, « Développement des réseaux de chaleur et de froid en france », 2017. [6] Cerema Ouest, « Etude des territoires à énergie positive pour la croissance verte mobilisés sur la thématique “réseaux de chaleur” », 2017. [7] Wavestone, « Hot Grids : l’opération séduction des réseaux de chaleur intelligents », 2014. Les briques solaires : entre architecture et production d’énergie Après les panneaux photo- voltaïques posés à même les toits, une nouvelle tech- nologie, intégrant les bâti- ments et basée sur l’énergie solaire, vient d’être dévelop- pée par une équipe d’experts de l’Université d’Exeter : la brique solaire. Ce bloc de verre incorpore un système optique qui fait converger les rayons du soleil vers des cel- lules photovoltaïques afin de produire de l’électricité tout en laissant passer la lumière. Partant du constat que les bâti- ments consomment plus de 40% de l’électricité produite dans le monde, cette innova- tion, nommé Solar Squared (« carré solaire » en anglais), permettrait d’intégrer la pro- duction d’électricité dès la conception architec turale. De quoi donner un sérieux coup de pouce aux bâtiments à énergie positive ! Les blocs de verre, de 19cm de côté et 8cm de profondeur, sont conçus pour s’assembler les uns aux autres afin de former un réseau et ainsi injecter l’électricité produite sur le réseau du bâtiment. L’é n e rgi e p ro d u i te p o u r ra ensuite être utilisée, stockée ou encore recharger une flotte de véhicule électrique. L’é q u i p e d e c h e r c h e u r s d’Exeter a créé une start-up, Build Solar, afin de produire et commercialiser le produit d’ici 2018. L’entreprise promet d e s te c h n o l o g i e s s o l a i re s intégrées, abordables et effi- caces. Mais au-delà de l’aspect esthétique des briques et de leur faible impac t sur la lumière naturelle, Build Solar revendique une mei- lleure isolation thermique q u e l e s b r i q u e s d e ve r re traditionnelles. Selon la start-up, les briques solaires transparentes lais- seraient passer la lumière naturelle tout en gardant la possibilité de les teindre pour éviter que la pièce ne sur- chauffe. On peut donc voir en cette innovation un moyen d’améliorer sensiblement la qualité de vie des usagers. Néanmoins, plusieurs incon- nues demeurent. En effet, I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 18 ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 19. Build Solar n’a toujours pas communiqué sur le rendement de ses briques solaires ni sur leur tarif. Par ailleurs, les cel- lules photovoltaïques présen- tes à l’intérieur des blocs de verre pourraient surchauffer du fait d’une concentration trop importante des rayons lumineux. La star t-up cherche main- t e n a n t à e n c o u r a g e r l e s i n v e s t i s s e m e n t s a f i n d’améliorer le design de la brique solaire et de réaliser des tests sur des sites pilotes. Haris DJOUBRI Brique solaire © Build Solar Sources : [1] Build Solar, https://www.buildsolar.co.uk/ [2] Xavier Boivinet, « Une brique solaire qui concentre la lumière pour produire de l’énergie », Industrie Technologies, 17/10/2017, https://www.industrie-techno.com/une-brique-solaire-qui-concentre-la-lumiere-pour-produire-de-l-energie.51382 [3] University of Exeter, « Buildings to generate their own power with innovative glass blocks », 15/08/2017, http://www.exeter. ac.uk/news/research/title_602131_en.html [4] Leia Também, « Bloco de vidro que gera energia promete revolucionar a construção civil », Gazeta do Povo, 05/09/2017, traduit par Guilherme Carvalho, https://www.archdaily.com/879957/solar-squared-a-glass-block-that-generates-electricity I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 19ÉNERGIES RENOUVELABLES
  • 20. Hyperloop : la nouvelle révolution dans le monde du transport et de l’énergie Traverser la France plus rapidement que n’importe quelle ville moyenne en trans- port en commun, est-ce un rêve ? C’est en tout cas ce que propose l’Hyperloop, un train à très (très) grande vitesse, imaginé par Elon Musk qui pourrait relier Paris à Marseille en seulement 30 minutes. Cela ouvre de nombreuses oppor- tunités, notamment la possi- bilité de travailler dans la cap- itale et vivre dans le sud de la France. Le modèle de l’H yperloop présente une rupture tech- nologique dans le domaine des transports comme l’indique un des cadres de l’entreprise Hyperloop One : « l’Hyperloop aura la vitesse d’un avion, le confort d’une voiture, la s i m p l i c i té d ’ u n a s ce n s e u r e t l e d é b i t d ’ u n s ys tè m e de métro  ». Il s’agit d’une capsule qui se déplace à très grandes vitesses (de l’ordre de 1000 km/h) dans un tube à faible pression. L’Hyperloop se veut être un moyen de trans- port à très faible émissions de CO2 grâce à l’installation de panneaux photovoltaïques qui l’alimenteront en élec- tricité. Une telle technologie révolutionnerait le concept de mobilité tel qu’il est défini dans nos sociétés et pourrait b o u l e ve r s e r l ’o rg a n i s at i o n même des territoires. Mais ne nous y trompons pas : si le projet a des airs de science- fiction, de véritables démon- strateurs commencent à voir Plateforme de construction de l’hyperloop © Hyperloop One I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 20 MOBILITÉ
  • 21. le jour dans plusieurs endroits du monde. D’un point de vue technique, les dispositifs utilisés dans la conception de l’Hyperloop ne constituent pas une révo- lution, mais la combinaison de ces différentes technolo- gies fait de l’Hyperloop une véritable innovation dans le monde des transports. Afin d’atteindre une telle vitesse, un système de propulsion élec tromagnétique permet d ’a p p l i q u e r u n e fo rce d e poussée considérable sur la capsule qui avance dans un tube de 3,3 m de diamètre [1]. La capsule se déplace dans un environnement à faible pres- sion (100 Pa) où l’air présent en amont est aspiré, com- primé puis rejeté à l’arrière afin de créer une force de poussée qui s’ajoute aux pro- pulseurs magnétiques. Enfin, pour réduire les frottements au maximum et maintenir la vitesse constante, un coussin d’air se forme en dessous du wagon et le maintient en état de lévitation. Un système de refroidissement est égale - ment prévu afin d’évacuer la grande quantité de chaleur produite par les compresseurs et les systèmes de climatisa- tion (HVAC) [2]. L’ H y p e r l o o p s e ve u t ê t re u n m o y e n d e t r a n s p o r t écologique qui s’inscrit dans l a t r a n s i t i o n é n e r g é t i q u e mondiale. La consommation électrique de l’Hyperloop est toutefois difficile à calculer car la demande varie entre les phases de fonctionnement, de propulsion et de freinage. Ce l l e - c i e s t e s t i m é e d a n s le rappor t de SpaceX [1] à 100MW environ (en sommant les consommations des différ- entes installations : compres- seurs, station, moteur linéaire de propulsion etc.). Afin d’assurer une empre - inte écologique neutre voire « positive », des panneaux photovoltaïques seront placés sur la toiture de la structure et un système de stockage Conception interne de l’Hyperloop © Space X Représentation énergétique de l’Hyperloop I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 21MOBILITÉ
  • 22. d a n s d e s b at te r i e s L i - I o n a s s u re ra l a co nt i n u i té d e l’approvisionnement. Un appel d’offre et un con- cours ont été lancé par Elon Musk afin d’inciter des start up et des groupes de recher- che à tester les premiers modèles d’Hyperloop. Depuis 2014, plusieurs entreprises se sont lancées dans ce défi dont «  Hyperloop One  » et «   H y p e r l o o p t r a n s p o r t a - tion technology  ». Leur but est de construire un modèle technologique, économique e t ro b u s te q u i va l i d e l e s études de faisabilité de cette technologie. Les premiers accords ont déjà été signés entre ces entre - p r i s e s e t d e s p a r te n a i re s dans différents pays. C’est le cas notamment à Dubai où une ligne d’Hyperloop sera construite entre D ubai et Abudhabi pour un trajet de 12 minutes au lieu d’une heure (cette ligne sera vraisem - b l a b l e m e n t o u v e r t e e n 2020 [3]). Le 19 octobre 2017, un accord visant à construire une liaison entre Montpellier et Toulouse a également été signé. Le temps de trajet serait ramené à 25 minutes [4]. L e p r o j e t H y p e r l o o p s e concrétise donc rapidement et commence à prendre place dans le marché des transports. Il intéresse de plus en plus les pays en développement comme l’Inde, qui cherche à déployer des infrastructures d e t ra n s p o r t p l u s p e r fo r- mantes permettant la décen- tralisation des activités des mégalopoles. S u r l e p l a n é c o n o m i q u e , l’Hyperloop est toutefois sujet à plusieurs critiques dont le manque de certitudes sur les coûts réels du projet. Le coût total de l ’H yperloop pour le trajet San Francisco -Los Angeles a, en effet, été évalué à 6 milliards de dollars dans le document de référence SpaceX [3] contre environ 60 milliards pour la ligne de train à grande vitesse en dével- oppement en Californie. Le prix du billet annoncé (20$), est également relativement bas comparé aux tarifs actuels de plus de 50$. L e c o û t d e c o n s t r u c t i o n du projet français a cepen- dant été estimé à 11 millions d’euros par km. Une somme qui reste comparable au prix du TGV en France (compris entre 15 et 30 millions d’euros le km [5]). La construction de l’Hyperloop s’annonce donc moins chère que celle du TGV malgré l’usage de technolo- gies non conventionnelles. Mais c’est probablement le support de l’infrastructure qui fait le plus débat. En effet, afin d’assurer une meilleure venti- lation et laisser de la surface exploitable au sol, les rails seront possiblement instal- lés sur des pylônes. D’après Elon Musk, cette caractéri- stique permettrait de faire baisser le coût du projet en économisant une partie des loyers des terrains. Cette idée est vivement critiquée par le bloggeur et mathématicien Alon Levy dans les colonnes de The Economist pour qui les coûts estimés sont com- plétement irréalistes : « une structure tout-élevée relève plus du bug technique que d’un vrai dimensionnement ; La terre de Central Valley est bon marché ; les pylônes sont chers ». En outre, la sécurité des pas- sagers ainsi que l’acceptabilité sociale pourraient également être un des défis majeurs pour le projet. Un simple incident pourrait s’avérer fatal compte tenu des grandes vitesses. Pour cela, l ’intégralité du réseau de l’Hyperloop doit être équipée d’un système de I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 22 MOBILITÉ
  • 23. surveillance et d’une mainte- nance similaire à celle prati- quée sur les TGV. Des capteurs de pressions seront installés à intervalle régulier le long du tube afin de détecter toute anomalie. En cas de problème, les capsules seront équipées de dispositifs de freinage d’urgence. En ce qui concerne le confort des passagers, les rangées sont prévues pour accueil- lir deux personnes en posi- tion assise ou semi-allon - gée. Une capsule accueillera 28 passagers maximum. Les places seront relativement étroites, similaires à celles que l’on peut trouver dans un TGV. La fréquence rapide des capsules, à raison d’une t o u t e l e s d e u x m i n u t e s , devrait permettre une circu- lation fluide entre deux sta- tions. Les entreprises sont assez optimistes par rapport à l’acceptation du public, consi- dérant l’intégration de l’avion d a n s n o s s o c i é té s m a l gré des risques d’incidents non négligeables. C’est finalement les considéra- tions politiques et concurren- tielles qui pourraient avoir raison du projet. Des projets H y p e r l o o p p o u r r o n t ê t r e refusés car ils entreront en concurrence avec des projets ferroviaires à grande vitesse déjà planifiés et financés par les états. Cette innovation représente donc un véritable enjeu sur le plan environnemental, socié- tal et politique, il allie en ce sens la rapidité d’un avion et ses commodités ainsi que l’accessibilité d’un train, ce qui en fait un moyen de trans- por t innovant et pratique. Mais celui-ci devra faire face à des défis avant tout tech- nologiques et concurrentiels pour trouver sa place sur le marché du transport. Chaimaa ELMKADMI Sources : [1] Elon Musk, « Hyperloop alpha », 08/11/2017, http://www.spacex.com/sites/spacex/files/hyperloop_alpha.pdf [2] Sébastien Julian, « Hyperloop, train du futur : objectif 1000 à l’heure », L’express Expansion, 06/03/2017, https://lexpan- sion.lexpress.fr/high-tech/hyperloop-train-du-futur-objectif-1000-a-l-heure_1884917.html [3] Gaetan Lebrin, « Avec Hyperloop, Dubai – Abudhabi en 12 minutes », 17/11/2016, Le Figaro, http://www.lefigaro.fr/ societes/2016/11/10/20005-20161110ARTFIG00089-avec-hyperloop-dubai-abu-dhabi-en-12-minutes.php [4] Mathieu Chartier, « Hyperloop à Toulouse : les travaux démarreront en février 2018 », Les numériques, 07/11/2017, https:// www.lesnumeriques.com/mobilite/hyperloop-a-toulouse-travaux-demarreront-en-fevrier-n68027.html [5] Jacqué Philippe, « L’Hyperloop, le train futuriste ultra-rapide », Le Monde économie, 23/10/2015, http://www.lemonde.fr/ economie/article/2015/10/23/hyperloop-le-futur-tube-des -transports_4795531_3234.html [6] N.B., « The Hyperloop: don’t get too hyper», The Economist, 19/08/2013, http://www.economist.com/blogs/gulliver/2013/08/ hyperloop I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 23MOBILITÉ
  • 24. Le marché pétrolier à l’horizon 2022 L’agence internationale de l’énergie (AIE) a publié cette année son rapport « OIL 2017 Analysis and Forecast to 2022  » projetant l’offre et la demande du marché mondial du pétrole à l’horizon 2022. Les rappor ts sur le marché du pétrole de l’AIE incluent d’une part, les rapports men- suels relatifs au marché du pétrole permettant une pro- jection court terme (1-2 ans), et d’autre par t, le rappor t « World Energy Outlook » qui établit des projections éner- gétiques long terme (d’ici 2050). Néanmoins, les projec- tions à moyen terme attirent particulièrement l’attention des exper ts du monde de l’énergie. En effet, ces rap- por ts prennent en compte la tendance moyen terme de l’économie mondiale et du cycle de vie des investisse- m e n t s p é t r o l i e r s , n o t a m - m e n t l e s f u t u r s p r o j e t s d’approvisionnement durant les cinq prochaines années. Nous allons vous présenter quelques points clefs de ce nouveau rappor t qui, con- trairement au rapport 2016, prend en compte la décision des pays membres de l’OPEP et de onze autres pays pro- ducteurs, de réduire la pro- duction de 1,8 barils par jour (bpd) pour rééquilibrer l’offre et la demande (entrée en vigueur le 1er janvier 2017). C o n c e r n a n t l a d e m a n d e , la projection moyen terme prévoit une augmentation annuelle moyenne de 1,2 mb/d entre 2017 et 2022. Pour les pays de l’OCDE, les tendances long terme des normes de l’efficacité énergétique, les efforts d’économies d’énergie dans le transport et les change- ments démographiques, font q u e l a d e m a n d e v a c o n - naitre une baisse annuelle de 0,2 mb/d. Néanmoins, la demande dans les pays non OCDE augmentera de 1,4 mb/d chaque année d’ici 2022. Les deux pays émergents, l’Inde et la Chine, totalisent 46 % de l’augmentation de la demande mondiale en 2022. En effet, après 20 ans d’industrialisation r a p i d e , l a d e m a n d e c h i - noise a augmenté de 5,5 % en 2011, contre 4,8 % en 2016 avec une augmentation Croissance annuelle de la demande pétrolière mondiale © Center for Strategic and International Studies I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 24 ENERGIES FOSSILES
  • 25. annuelle prévue de 2,8 % pour la période 2017-2022. Quant à l’Inde, le transport routier participe à la croissance de la demande, et plus particulière- ment s’agissant de l’essence après la suppression des sub- ventions consenties au diesel. Le rapport prévoit une aug- mentation de la consomma- tion par habitant de 1,3 bpd à 1,5 bpd. La figure présentée à la page précédente montre la croissance annuelle de la demande pétrolière mondi- ale entre 2014 et 2022. La demande dépend aussi du futur des véhicules électriques et des normes d’efficacité des véhicules, le rapport estime ainsi la baisse de consomma- tion des carburants sur les marchés à 0,2 mb/d. Co n c e r n a n t l ’o f f re s u r l e marché du pétrole, le point le plus important de l’analyse de l’offre des pays non OPEP est le rythme de croissance de la production de pétrole léger de réservoirs étanches (Light Tight Oil, abrégé LTO) aux États-Unis. En effet, une forte implication dans les activi- tés de forage et d’extraction permet une croissance à l’issue de l’année 2017 d’environ 500 kb/d par rapport à l’an dernier. À moyen terme, la production de LTO sera sen- sible aux prix du marché du pétrole. La figure ci-dessous montre la sensibilité de la production LTO des Etats- Unis suivant trois scénarios du prix du pétrole. Même pour un marché où les prix n’excèdent pas 60 $/bb la production continuera d’augmenter et atteindra pour un scénario de base une croissance de 1,4  mb/d à l’horizon 2022. Enfin, pour un prix de pétrole à 80 $/bbl la production aug- mentera de 3 mb/d. Après une chute de produc- tion de 0,8 mb/d en 2016, les pays non OPEP ont connu un retour à la croissance en 2017. En dehors des Etats- Unis, les pays qui sont sus- ceptibles d’augmenter leur production à l’horizon 2020 sont le Brésil, le Canada et le Kazakhstan avec une augmen- tation de 2,2 mb/d. Au total les pays non OPEP vont con- naitre une augmentation de l’offre de 3,3 mb/d majori- tairement conduite par les pays d’Amérique. Pour les pays membres de l ’OP EP, l ’au gm ent ati o n d e la croissance de la capacité de production est estimée à 1,95 mb/d, les pays du Moyen- Orient contribuant à cette croissance avec 1,79 mb/d par an à l’horizon 2020, l’Irak produisant à lui seul 1/3 de la croissance totale [1]. Sensibilité de la production LTO aux prix du pétrole (USA) © Center for Strategic and International Studies I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 25ENERGIES FOSSILES
  • 26. La figure ci- dessous illus- tre la production actuelle et les capacités de production à l’horizon 2022 des pays de l’OPEP. Un autre point clef du rapport met l’accent sur le fait que l’Asie ne peut pas satisfaire la croissance de sa demande (21 mb/d en 2016 contre 25 mb/d en 2022 [1]) en s’appuyant uniquement sur le marché traditionnel du Moyen-Orient, ce qui néces- site l’ouverture de nouvelles routes commerciales. Finalement, même si l’offre paraît aujourd’hui satisfai- sante, le rapport insiste sur la nécessité d’augmenter la capacité de production via un renfort des investissements dans l’amont pétrolier afin de réduire le risque d’une forte hausse des prix du pétrole à l’horizon 2022. Yacine ALIMOU Production actuelle et capacités de production à l’horizon 2022 des pays de l’OPEP © Center for Strategic and International Studies Sources : [1] International Energy Agency, « OIL 2017 Analysis and forecast to 2022 », 2017, https://www.iea.org/Textbase/npsum/ oil2017MRSsum.pdf [2] IEA Oil Market Report 2017 presented by Keisuke Sadamori, Director of Energy Markets and Security at the International Energy Agency, https://www.youtube.com/watch?v=hdEDUN4c4a0t=823s. I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 26 ENERGIES FOSSILES
  • 27. I N F ’ O S E | N o v e m b r e 2 0 1 7 27ÉVÈNEMENT OSE Devenez partenaire de l’événement OSE 2018 L’Hydrogène, vecteur énergétique du futur ? Jeudi 27 Septembre 2018 à Sophia Antipolis (06) Le programme de ce colloque s’articulera autour des applications de l’hydrogène les plus prometteuses. Seront détaillées entre autres les caractéristiques de production, stockage et transport, ainsi que l’évaluation des performances économique et environnementale de ces applications. Cette manifestation d’envergure ne peut se faire sans la participation d’entreprises comme la vôtre. Celle-ci pourra prendre la forme d’un soutien financier ou d’interventions lors du colloque, pour promouvoir vos activités en lien avec l’hydrogène et partager vos savoirs. Pour plus d’informations, contactez : evenement@mastere-ose.fr Photographie de la promotion 2017