Inf'OSE novembre 2017

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

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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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

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

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

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

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

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

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

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.
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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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