119 InfOSE Janvier 2017

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MAI

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Janvier 2017 n° 119

Sommaire

Quel avenir pour les énergies marines ?...... p.11

L’ échéance des élections présidentielles se rapproche. Après avoir présenté les propositions de François Fil-lon pour le secteur de l’énergie dans le dernier numéro de l’Inf’OSE, nous vous proposons de découvrir celles de Manuel Valls et de Benoît Hamon actuellement en lice pour le deuxième tour des « Primaires Citoyennes ».Les énergies renouvelables reviennent au centre des préoccupations en ce début d’année. La croissance actuelle n’est pas vraiment à la hauteur des objectifs que la France s’est fixés à l’horizon 2020 et 2030. Néan-moins, de nouveaux projets pilotes émergent comme la route solaire en Normandie, des projets liés aux éner-gies marines ou encore au développement de solutions de stockage pour les énergies renouvelables notam-ment dans un contexte ilien. Tels sont les articles que nous vous proposons de retrouver dans ce numéro et qui permettent de rester optimistes quant à la perspective de développement des énergies renouvelables. Enfin, nous évoquerons l’avènement de la nouvelle ère de l’autoconsommation photovolta-ïque en France, en précisant le cadre actuel de cette pratique, ses limites et perspectives.

Bonne lecture.

EDITORIAL

NF’ SE

Les actualités... p.2

Routes solaires, une

innovation durable ?...... p.4

L’ avenir du PV passe par

l’autoconsommation ! ................. p.6

Stocker de l’électricité sous l’eau :

une startup canadienne rend ce défi

possible !................................................... p.9

Autoconsommation d’une maison

© hellopro

Primaires à gauche : quelle vision? ................. p.14

Just Another Newsletter Title

Actualités

INF’OSE Janvier 2017 n° 119 2

Actualités

La chine compte diminuer à l’horizon 2020 sa capacité de production annuelle de charbon de 800 millions

de tonnes. Ainsi, selon l’agence officielle « Chine Nouvelle », la production de charbon sera limitée à environ 3,9 milliards en 2020, avec une faible hausse par rapport à 2015 (3,75 milliards de tonnes). En 2016, l’objectif de réduction de 250 millions de tonnes de charbon, annoncé par le gouvernement chinois, a été atteint : le charbon ne représente depuis que 62,6% du mix énergétique chinois. Cette démarche vise à accroître l’efficacité et garantir les exigences en matière de sécurité de production du charbon, principalement dans les mines de petites capacités. Elle intervient dans un contexte d’une stabilisation de l’évolution de la consommation énergétique du pays aux alentours de 3%, impliquant une modulation de l’offre pour s’adapter à la demande. Elle constitue également une action en vue de répondre aux objectifs climatiques visant à diminuer de 60% les émissions des “principaux éléments polluants” de ses centrales à charbon dont souffre la majorité de la population, notamment à Pékin où le brouillard causé par la pollution recouvre entièrement la ville.

Pollution : la Chine veut mettre un gros coup de frein sur le charbon

En 2016, la contribution globale des énergies renouvelables dans le mix de production d’énergie

électrique français est de 46 GW (+5% par rapport à 2015), celle-ci est jugée insuffisante par rapport aux

Usine à Charbon à Datong en Chine ©Le Monde

Energies renouvelables : la France en retard sur ses objectifs

L’Etat français s’apprête à augmenter le capital d’AREVA après la validation de son plan de

restructuration par la Commission Européenne, d’un montant total de 4,5 milliards d’euros sur les 5 milliards d’€ autorisés. Les 500 millions d’€ restants seront

Aide de l’Etat pour la restructuration d’AREVA

objectifs prometteurs fixés par l’Etat, à savoir 71-78 GW en 2023, ce qui conduirait à 32% d’énergies renouvelables en 2030. En effet, la consommation d’énergie finale de source renouvelable a représenté 14,9% en 2015 alors que l’objectif affichée en 2020 est de 23%. Le parc photovoltaïque français, avec une puissance globale d’environ 7,017 GW à fin septembre 2016 avait déjà atteint son objectif initial pour 2020, la programmation pluriannuelle de l’énergie a donc revu à la hausse cet objectif en le portant à 10,2 GW en 2018 et entre 18,2 GW et 20,2 GW à l’horizon 2023. Si le photovoltaïque affiche des résultats très encourageants, d’autres filières ne seront cependant pas en mesure de satisfaire à terme leurs obligations. La filière éolienne, malgré une augmentation de la puissance totale installée de 7,8% en 2016 à 11 GW, reste en retard par rapport aux objectifs de 15 GW en 2018 et 21,8 à 26 GW en 2023. Concernant les énergies marines, plusieurs projets existants ont été interrompus : Projets de parcs éoliens en mer d’Areva, d’hydroliennes d’Engie et de géothermie d’EDF. Il en résulte que la puissance installée en 2016 (241 MW) ne représente que la moitié de l’objectif prescrit pour 2018 (500 MW).

Les négociations entre la France à l’Inde concernant la vente de six réacteurs à eau pressurisée (EPR)

de troisième génération fournis par EDF, ont repris selon un communiqué du premier ministre indien Narendra Modi, après un conflit sur le montant de la transaction ainsi que sur la prise de responsabilité partagée en cas d’incidents. En effet, au regard de la réglementation indienne la responsabilité incombe au fournisseur et non à l’exploitant, respectivement EDF et le NPCIL (Nuclear Power Corporation of India). Un accord faisant intervenir des assureurs pourrait être envisagé s’il n’y a aucune conciliation. Le chantier du projet « Jaitapur » devra débuter en 2019, et devra garantir 5% de la consommation électrique indienne. Elle sera la première centrale nucléaire à l’échelle mondiale avec 9 900 MW de production électrique, soit 20% du mix nucléaire français. Cependant, les protestations des activistes et ONG anti nucléaires s’accentuent vu le positionnement emblématique de la centrale, impliquant une destruction de l’environnement et l’expulsion de populations locales.

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Actualités


Relance des négociations sur la vente de six EPR à l’Inde

investis par d’autres bailleurs de fonds indépendants. Néanmoins, l’aide octroyée serait conditionnée par un recentrage des activités du groupe nucléaire français sur le cycle des combustibles, regroupé dans la nouvelle société NewCo, ainsi que par l’acquisition des réacteurs nucléaires par EDF. Ceci dit, la viabilité à long terme justifiée par le plan de restructuration d’AREVA rassure la Commission Européenne en évitant de nuire à la concurrence du marché libre. Un prêt à hauteur de 3,3 milliards d’euros pourra être engagé pour faire face aux différentes dépenses et dettes à court terme en attendant l’entrée en vigueur de la mesure corrective en 2019.

Sources :

• [1] http://www.sciencesetavenir.fr/nature-environnement/pollution/pollution-la-chine-veut-mettre-un-gros-coup-de-frein-sur-le-char-bon_109415

• [2] http://www.lemonde.fr/economie/article/2017/01/12/relance-des-negociations-sur-la-vente-de-six-epr-a-l-inde_5061493_3234.html • [3] http://www.lemonde.fr/economie/article/2016/11/30/opep-accord-a-l-arrache-sur-une-baisse-de-production-de-

petrole_5040959_3234.html • [4] http://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211677303140-areva-2017-sera-t-elle-enfin-lannee-du-sau-

vetage-2055986.php • [5] http://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/0211677097801-energies-renouvelables-la-france-en-retard-sur-

ses-objectifs-2056042.php

Adnane BAÏZ

Electricité : cette vague de froid qu’EDF redoute

Selon le gestionnaire de réseau RTE, la vague de froid ressentie à partir du mardi 17 janvier

pourrait mettre en péril le réseau électrique dû à la forte demande qui pourrait avoisiner le record de 102,1 GW constaté en 2012. Il faut savoir que les capacités de production installées (130 GW en 2015) ne sont pas totalement exploitables, la capacité de production étant réduite à cause de l’indisponibilité de plusieurs tranches nucléaires et de centrales thermiques, d’où la nécessité de trouver d’autres moyens pour combler le déficit. Ainsi, RTE compte retarder l’arrêt programmé de quelques réacteurs nucléaires et importer de l’électricité via le marché couplé européen, puis bénéficier de l’effacement de particuliers et de professionnels. Des campagnes seront aussi lancées pour inciter à la consommation modérée d’électricité en période pointe, ceci afin d’éviter la suspension de toute activité industrielle ou des délestages chez les consommateurs d’électricité.

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Routes solaires, une innovation durable ?

Articles

Just Another Newsletter TitleINF’OSE Janvier 2017 n° 119 4

Figure 1: Route solaire en Normandie© Christophe Petit Tesson / EPA

Le 22 décembre dernier, un tronçon de route solaire d’une longueur de 1km a été inauguré par la

ministre de l’Environnement, de l’Energie et de la Mer, Ségolène Royal, à Tourouvre-au-Perche en Normandie. Intégralement subventionné par l’Etat, le chantier aura duré 2 mois pour un montant de 5 millions d’euros.Cette infrastructure, fréquentée quotidiennement par 2000 véhicules [S&A2], constitue un banc d’essai grandeur nature pour la technologie dénommée Wattway, mise au point par Colas, filiale du groupe Bouygues.La chaussée, recouverte de 2800 m2 de dalles photovoltaïques pour une puissance de 340 kWc, a été raccordée au réseau électrique local. Avec une production estimée à 767 kWh par jour en moyenne, les cellules alimenteront les panneaux routiers, feux de circulation, mobilier urbain et éclairages alentour. Une étude de l’ADEME indique que 20 m2 de revêtement solaire, ensoleillé à raison de 1000 heures par an, permet de couvrir les besoins en électricité d’un foyer, hors usage chauffage.

Pour permettre aux dalles de supporter le passage de véhicules, les ingénieurs de Colas ont mis au point un enrobage spécifique en collaboration avec l’Institut National de l’Energie Solaire (INES). L’innovation ne porte pas sur le photovoltaïque ni sur la construction de route mais sur un liant et une colle, pour lesquels deux brevets ont été déposés. Les panneaux de silicium polycristallin sont encapsulés sur la route dans des cadres. Le dépôt d’une surcouche de résine, de polymères et de particules de verre conférerait une résistance à l’usure et une adhérence comparable aux enrobés traditionnels, tout en laissant passer les rayons lumineux. Cette approche permet de poser les dalles sur une chaussée existante, sans

travaux de génie civil. Mais dans ces conditions, les 18% de rendement des panneaux solaires classiques ne sont pas atteignables. Colas revendique un rendement de 15%. Le matériau composite de quelques millimètres d’épaisseur mis au point permet de s’adapter aux dilatations thermiques de la chaussée et aux charges des véhicules, d’après le constructeur. Toutefois, des inquiétudes portent sur la capacité du revêtement à garantir les mêmes conditions de sécurité routière. La question de l’évacuation de l’eau se pose, l’étanchéité totale de l’ensemble ne permettant pas d’absorber l’eau, au contraire des bitumes modernes.

Sur son site, Wattway met en avant sa nouvelle vision de la route. Il est indiqué que « cette innovation permet de produire de l’énergie électrique sans empiéter sur les surfaces agricoles et les paysages naturels. »Plusieurs analystes et ingénieurs solaires [Reporterre] soulignent que l’exploitation de l’importante surface au sol allouée aux routes, bien que pertinente, est prématurée. Le potentiel d’installation de photovoltaïque en toiture, solution technique plus simple, plus économique, et qui présente la même facilité de raccordement au réseau, est encore loin d’être épuisé.

Ainsi, si ce projet a été mis en avant comme un exemple de mise en œuvre de la transition énergétique locale, il suscite les critiques en raison d’un rendement énergétique incertain à moyen et long terme. A commencer par l’inclinaison horizontale des panneaux, non optimale, quand certaines installations photovoltaïques ont une inclinaison variable qui suit la course du soleil. A cela s’ajoutent les occultations passagères dues à la circulation

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Articles

des véhicules. Enfin, l’impact négatif de l’environnement routier sur le rendement des cellules, du fait du dépôt de particules liées à la circulation (gaz d’échappement, usure des pneumatiques) est aussi pointé du doigt, bien que Colas juge qu’aucun entretien particulier ne soit nécessaire [CdE]. A l’heure actuelle, il n’existe pas d’étude quantifiant dans quelle mesure les 15% de rendement annoncés peuvent être dégradés par ces facteurs. En outre, les spécialistes s’interrogent sur l’EROI (le taux de retour énergétique) de la technologie. Ce ratio, qui correspond à la durée de vie d’un système sur son temps de retour énergétique, est un indicateur significatif de la « durabilité » d’une technologie. Le grand solaire au sol affiche un EROI de 7.5 pour 1 [PVH], celui de Wattway, du fait de sa conception, pourrait être fortement dégradé. A ce jour, l’EROI de la route solaire n’a pas été calculé d’après l’INES. Le recyclage des dalles usagées semble également absent des discussions. Une analyse du cycle de vie de la route solaire serait pertinente pour évaluer si elle peut effectivement être qualifiée d’innovation durable.

D’un point de vue économique, Wattway fait également débat. Le prototype mis en service en Normandie est à environ 15€/Wc quand les installations photovoltaïques de capacité équivalente se situent entre 1 et 2 euros le watt-crête. L’entreprise Colas précise qu’il y a un important potentiel de réduction des coûts et pronostique une commercialisation de sa technologie à 6€/Wc.

L’initiative normande n’est pas unique, d’autres sites pilotes ont été équipés d’un revêtement photovoltaïque. Par exemple, SolarRoad, une piste cyclable solaire longue de 70m, installée au Nord d’Amsterdam. La performance de ce système est au-delà des espérances des ingénieurs [SR] qui, en extrapolant les données des six premiers mois, ont obtenu une production de 70kWh/m2. A titre de comparaison, l’outil PVGIS [PVGIS] estime une production de 118kWh/m2 pour des panneaux fixes de 125Wc/m2 inclinés à 35° dans la région d’Amsterdam. Le retour sur expérience a également montré une détérioration rapide de l’adhérence du revêtement.

Dans un communiqué de presse, Ségolène Royal a annoncé un plan d’expérimentation de la route solaire en vue d’un programme de déploiement national sur quatre ans. Une section de la route nationale 164 en Bretagne devrait être équipée prochainement de la technologie Wattway [GOUV].On peut s’interroger sur la pertinence des investissements conséquents à venir pour le soutien de cette technologie qui, bien qu’innovante et française, doit faire ses preuves quant à son efficience, là où le photovoltaïque classique pourrait bénéficier du soutien de l’Etat pour se développer davantage en France.

Thibaud ROY

Sources :

• [LM] http://www.lemonde.fr/planete/article/2016/12/21/en-normandie-une-route-solaire-au-banc-d-essai_5052352_3244.html• [GOUV] http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/2016-12-22_-_Inaugo_Raccord-_reseau_electrique_Route_solaire.pdf• [Reporterre] https://reporterre.net/Route-solaire-Segolene-Royal-a-tout-faux• [CdE] http://www.connaissancedesenergies.org/wattway-pleins-phares-sur-la-future-route-solaire-170113• [CdE2] http://www.connaissancedesenergies.org/tribune-actualite-energies/la-route-solaire-un-magnifique-coup-de-pub-quel-cout• [S&A] http://www.sciencesetavenir.fr/nature-environnement/developpement-durable/la-route-solaire-rupture-technologique_17898• [S&A2] http://www.sciencesetavenir.fr/high-tech/transports/la-premiere-route-solaire-de-france-inauguree-dans-l-orne_109165• [PVH] « Solaire photovoltaïque : 25% de l’électricité mondiale bas carbone en 2050 ! », Fondation Nicolas Hulot pour la nature et l’homme,

2015• [PVGIS] http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/


Promotion 2015Articles

Retour sur le principe de l’autoconsommation

L’avenir du PV passe par l’autoconsommation !

Le dossier de l’autoconsommation avance en France. Lors du conseil des ministres du 12 octobre 2016, Ségolène Royal a présenté un projet de loi venant ratifier les ordonnances de juillet 2016 relatives à

l’autoconsommation d’électricité et à la production des énergies renouvelables (Assem-blée Nationale, 2016). Les politiques actuelles sont donc en faveur du développement de l’autoconsommation : l’autoconsommation photovoltaïque est plébiscitée aujourd’hui comme l’un des pil-iers du développement du photovoltaïque en France. Quels sont les défis technico-économiques à re-lever pour accompagner l’avènement de la nouvelle ère de l’autoconsommation de l’électricité solaire ?

L’avenir du PV passe par l’autoconsommation !

L’autoconsommation photovoltaïque consiste en «la possibilité donnée à tout type de consommateur/producteur d’électricité de connecter une installation photovoltaïque, dimensionnée selon ses besoins, soit uniquement à son installation électrique, soit dans un mode de partage entre son installation électrique

et le réseau local» (SER-SOLER, 2014), et ce, selon la fluctuation de la production et de la consommation.Pour un site donné, les profils type de consommation électrique et de production photovoltaïque ont l’allure suivante :

Figure 1: Profils type de consommation électrique et de production PVSource : (SER-SOLER, 2014)

Une grande partie de la production photovoltaïque a été consommée localement et instantanément par le site : il s’agit de l’autoconsommation. On définit le taux d’autoconsommation comme étant la part de la production totale qui a été consommée sur place. De manière similaire, on peut considérer qu’une partie de la consommation a été satisfaite par la production locale d’électricité. C’est le principe de l’autoproduction. Le taux d’autoproduction peut être exprimé comme étant la part de la consommation totale qui a été produite localement.Augmenter l’autoconsommation revient généralement à diminuer l’autoproduction, et vice versa. L’intérêt d’augmenter l’autoconsommation est d’utiliser au maximum l’énergie produite localement et de limiter les injections sur le réseau. Tandis que l’augmentation de l’autoproduction a pour principal objectif la réduction de

la facture finale.

Dimensionnement des installations PV en autoconsommationIci, la question la plus pertinente est la suivante : est-il plus optimal d’augmenter l’autoconsommation ou de favoriser l’autoproduction ? Si on considère que, pour un site donné, la puissance crête que l’on peut installer est comprise entre une valeur minimale qui assure une autoconsommation de 100% et une valeur maximale relative à la capacité maximale de la toiture (surface disponible), quelle puissance devrait-on installer ? Deux options s’avèrent possibles : la première est de dimensionner les installations de façon à atteindre des taux d’autoconsommation très élevés (ce qui évite la mise en place d’un contrat de raccordement au réseau) mais

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cette solution n’optimise pas l’utilisation des surfaces et ne permet pas de profiter des effets d’échelle dans la mesure où les installations plus petites coûtent généralement plus cher. L’autoproduction reste dans ce cas faible. La deuxième option consiste à dimensionner les installations de façon à optimiser la surface de toiture : ceci permet de maximiser l’autoproduction (et de baisser l’autoconsommation). Ceci dit, cette configuration présente un problème relatif à la gestion des pointes d’injection importantes sur le réseau les jours de faible activité (un dimanche très ensoleillé dans le cas d’un hypermarché équipé de panneaux PV, par exemple). On peut alors envisager d’associer une solution de stockage aux installations PV et étudier son impact sur la configuration du système. In fine, on ne peut pas établir de règle systématique de dimensionnement des systèmes PV. Chaque configuration doit être étudiée dans son cadre particulier.

Soutenir l’autoconsommation Dans un contexte où la parité réseau n’est pas encore atteinte (comme c’est le cas en France), l’autoconsommation ne permet pas à elle seule de couvrir les coûts d’une installation photovoltaïque. Dans ce cas, un mécanisme de soutien doit être mis en place pour assurer un complément de rémunération et permettre de rentabiliser les coûts de l’installation.

Le dispositif actuel de soutien à l’autoconsommation prévoit deux types de mécanisme selon la puissance des installations : pour les petites installations (puissance inférieure à 100kWc), des tarifs d’achats garantis de l’électricité produite permettent de rémunérer les coûts d’investissement. Actuellement, les tarifs d’achats varient entre 55 €/MWh et 240 €/MWh selon le type du tarif (Eco Info, 2017). Pour les installations de puissance supérieure à 100kWc, des appels d’offres sont émis pour permettre de fixer le prix d’achat.

L’autoconsommation est donc permise dans le cadre législatif actuel et le producteur peut se faire racheter soit la totalité de l’électricité produite, soit le surplus non consommé. Une incitation directe dédiée à l’autoconsommation pure doit voir le jour pour encourager ce secteur et limiter ainsi les pointes d’injection et de soutirage sur le réseau. Sur ce sujet, un consensus a émergé sur le fait qu’une phase expérimentale doit être mise en place pour tester différents mécanismes de soutien à l’autoconsommation pour différents profils de consommation (SER-SOLER, 2014).

Il y a un important débat autour du mécanisme à mettre en place pour assurer une meilleure incitation aux autoconsommateurs. Soutenir trop fortement l’autoconsommation en accordant des primes aux kWh produits et autoconsommés pourrait inciter à des comportements anti-maîtrise de l’énergie: pour augmenter la rémunération associée à l’autoconsommation, les autoproducteurs pourraient être tentés d’augmenter leur consommation lors des pics de production photovoltaïque. La rémunération de l’électricité autoconsommée serait dans ce cas perçue comme une incitation directe à la consommation et pourrait engendrer des surconsommations d’énergie.

Un premier pas en faveur de l’incitation à des projets PV en autoconsommation a vu le jour le 3 août 2016 à travers un appel d’offres « autoconsommation » lancé par le ministère de l’énergie pour une puissance totale installée de 40MW (Ministère de l’Environnement, de l’Energie et de la Mer, 2016). Portant sur des installations de 100 à 500kWc, cet appel d’offre est destiné à des consommateurs du secteur industriel et tertiaire pour lesquels l’autoconsommation est à privilégier. La liste des 72 projets lauréats de la première période de l’appel d’offres a été publiée en novembre 2016 (MEEM, 2016). Les projets retenus représentent une puissance totale installée 20.59 MW et sont répartis sur 12 régions françaises. Les lauréats peuvent ‘’consommer eux-mêmes l’électricité qu’ils produisent ou la valoriser auprès de tiers, et recevront de plus une prime’’ (MEEM, 2016). La valeur de la prime favorise l’autoconsommation de l’électricité produite et incite à une bonne intégration au réseau électrique de la nouvelle installation. Les porteurs de projets sont aussi incités à déployer des solutions de stockage et de dispositifs de pilotage intelligent de la demande (CRE, 2016). Pour la première période de l’appel d’offres, les producteurs bénéficieront d’une prime à un prix pondéré de 40,88 €/MWh avec un taux d’autoconsommation moyen de 97,4% (MEEM, 2016). Parmi les 72 projets, 28 se sont engagés à l’investissement participatif et verront leur prime majorée de 5 €/MWh. La deuxième période de candidature pour l’appel d’offres en question est actuellement ouverte pour une puissance identique de 20MW. Cette

Attention aux effets pervers !

Appel d’offres « autoconsommation » 2016 de Ségolène Royal


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seconde tranche se clôturera le 2 mars 2017.

Et le fameux TURPE ?Le Tarif d’Utilisation du Réseau Public d’Electricité (TURPE) est le mécanisme actuel qui permet de financer des réseaux de transport et de distribution. Il représente en moyenne la moitié de la facture du consommateur. La tarification actuelle, dite TURPE 4, comporte une part fixe, relative à la puissance souscrite, et une part variable qui reste proportionnelle à l’énergie soutirée du réseau. Cette part variable représente environ 80% du tarif total.Par définition, un autoconsommateur ne fait appel au réseau électrique que lorsque sa production locale ne permet pas de couvrir tout ses besoins énergétiques. Par conséquent, l’énergie totale soutirée du réseau ainsi que la part du TURPE associée à sa facture seront beaucoup moins importantes que celle d’un consommateur classique. Ainsi, le réseau électrique verra sa part de

rémunération baisser bien qu’il ait réservé toute la puissance souscrite par le client. A une échelle plus grande, le développement de l’autoconsommation et des bâtiments à énergie positive pourrait affecter sensiblement la rémunération des réseaux électriques. De nos jours, le réchauffement climatique et les enjeux énergétiques sont dans tous les esprits. Une trop grande consommation d’énergies fos-siles induit des gaz à effet de serre qui ont pour ef-fet une mutation climatique irréversible. De plus, les ressources naturelles s’épuisent au fur et à mesure. Il est maintenant primordial de réduire au maximum notre consommation énergétique.

Sami GHARDADDOU

Sources :

• Assemblée Nationale. (2016, Octobre 12). Projet de Loi. Consulté le Janvier 12, 2017, sur http://www.assemblee-nationale.fr/14/projets/pl4122.asp

• CRE. (2016). Cahier des charges de l’appel d’offres autoconsommation. • Eco Info. (2017, Janvier 1). Consulté le Janvier 4, 2017, sur Eco Info Energies Renouvelables: http://www.les-energies-renouvelables.eu/

conseils/photovoltaique/tarif-rachat-electricite-photovoltaique/• Ministère de l’Environnement, de l’Energie et de la Mer. (2016). Application de la loi transition énergétique : Ségolène Royal lance l’appel

d’offres « autoconsommation ». • SER-SOLER. (2014). Recommandations relatives à l’autoconsommation de l’énergie solaire photovoltaïque.

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Stocker de l’électricité sous l’eau : une startup canadienne rend ce défi possible !


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Les énergies renouvelables possèdent de nombreux atouts, notamment la gratuité et l’abondance de la ressource utilisée, mais celle-ci demeure intermittente (la production des centrales solaires et des parcs éoliens peut rapidement varier en fonction des conditions météo). Les énergies renouvelables étant des acteurs incontournables de la transition énergétique et de la lutte contre le réchauffement climatique, leur utilisation à grande échelle entraîne le développement de différents moyens de stockage qui permettront d’utiliser le surplus d’énergie pendant les périodes où la production diminue. Actuellement, le seul moyen de stockage de grandes capacités du surplus d’énergie injecté dans le réseau est le pompage-turbinage. Cette technique repose sur un principe simple : accumuler de l’énergie sous forme d’énergie potentielle hydraulique entre un bassin en hauteur et un réservoir d’eau inférieur. L’eau du réservoir inférieur peut être ainsi pompée vers le bassin supérieur en période d’excès d’énergie et être ensuite turbinée vers le réservoir inférieur en période de demande d’énergie [2]. Les coûts d’exploitation du système de pompage-turbinage ne sont pas très élevés mais, en revanche, il faut trouver la géographie adéquate pour installer un bassin à une hauteur satisfaisante et disposant d’un réservoir d’alimentation en eau.Une alternative au pompage-turbinage est la technologie de stockage par air comprimé sous l’eau, Underwater

Compressed Air Energy Storage (UW-CAES) en anglais. Un premier dispositif issu de cette technologie a été mis en place à Toronto (Canada) dans le cadre d’un projet développé par la startup canadienne Hydrostor. La centrale pilote, installée sur les rives du lac Ontario en 2015, utilise de l’air comprimé comme fluide de travail. Un compresseur envoie l’air, via 2,5 km de tuyaux, à une station située à 55 mètres de profondeur, où la pression due à la charge de l’eau est cinq fois plus élevée que la pression atmosphérique (la pression augmente d’environ 1 atmosphère chaque 10 mètres de profondeur). La station dispose donc de 6 ballons de 100 m3 de capacité qui stockent l’air comprimé envoyé. Afin d’améliorer l’efficacité du système, la chaleur relâchée pendant l’étape de compression (l’air peut atteindre 650 °C) est récupérée et conservée dans des réservoirs d’eau [3].Lorsque l’énergie stockée doit être utilisée pour générer de l’électricité, le processus est tout simplement inversé. Dès lors, la pression hydrostatique du lac repousse l’air vers la centrale sur terre ce qui entraine son expansion et son refroidissement dans la mesure où l’air est soumis à la pression atmosphérique. Du fait du refroidissement, l’air entrant est d’abord réchauffé grâce à la chaleur stockée au début du processus. Par ailleurs, l’expansion de l’air fait démarrer une turbine couplée à un générateur qui va permettre la production d’électricité.

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Figure 1: Technologie de stockage par air comprimé sous l’eau Source : Hydrostor-AECOM 2016-10.pdf


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La technologie de stockage par air comprimé sous l’eau a été mise en œuvre à Toronto avec comme fonction princi-pale le soutien au réseau électrique en période de pointe. En effet, chaque année pendant 4 à 5 jours, Toronto Hydro n’a pas assez de capacité de transmission pour acheminer l’énergie requise aux consommateurs. Cette période critique correspond au moment où la demande dépasse 20% de sa valeur moyenne [6]. Ainsi, deux solutions pouvaient être envisagées : construire plusieurs centaines de kilomètres de lignes de transmission ou opter pour une solution de stock-age permettant de limiter l’apport électrique en période de pointe, solution qui a été finalement retenue dans ce cas.Mis en place en soutien d’un parc éolien, le disposi-tif d’une capacité de 400 kW et d’un coût de 6 mil-lions de dollars canadiens (4 millions d’euros en-viron) affiche, selon Hydrostor, un rendement du cycle compression-turbinage variant entre 60 et 70%.Les ballons sont d’ores et déjà en mesure de fournir assez d’énergie pour alimenter 330 maisons et l’installation éven-tuelle d’autres ballons permettrait de stocker bien plus d’énergie [4]. La solution est déjà commercialisée avec une capacité allant de 5 MW/30 MWh à 100 MW/1.000 MWh [3]. Le système ne produit aucune émission de gaz à ef-fet de serre et, dans sa version la plus simple, ne requiert l’utilisation d’aucun produit chimique. De plus, le disposi-tif disposerait d’une durée de vie de plus de 30 ans et les coûts seraient inférieurs de moitié à ceux des batteries au lithium. Enfin, le bruit produit par la station pilote à Toronto ne dépasse pas 67 décibels [3]. La solution est, par ailleurs, adaptable aux besoins du réseau. La quantité d’énergie stockable peut varier en fonction du volume des ballons comme de la profondeur à laquelle ils sont fixés. Le maté-riau utilisé pour les ballons sous-marins, connus technique-ment comme des accumulateurs, est le même que celui

utilisé pour soulever des navires coulés du fond de l’océan. Forte de ses atouts, la solution semble être particulièrement adaptée pour les zones insulaires, seuls territoires suscepti-bles d’adopter à court terme 100% d’énergie renouvelable, et « qui auront donc particulièrement besoin de la stocker” [3]. Dans cette optique, Hydrostor a signé un contrat avec le gestionnaire du réseau à Aruba (île des caraïbes), WEB Aruba, pour installer une centrale à proximité d’un parc éolien sur la côte sud-est de l’île [1]. « Aruba dispose d’un parc éolien et de centrales solaires mais a une surproduc-tion d’électricité pendant les nuits », dit VanWalleghem. «L’idée est de stocker cette énergie et de l’utiliser le jour suiv-ant pour les 6 ou 8 heures de pointe de consommation, plutôt que de démarrer les centrales à combustible diesel » [6]. Cependant, il existe des barrières au développement de cette solution, notamment son volume. En effet, il s’agit de ballons de 40 mètres de diamètre, soit d’une capacité de 36.000 m3 de stockage. Or, pour obtenir l’autorisation d’installer des ballons au fond de l’océan, il faudra être capable de prouver le maintien de l’intégralité de la structure au cours des 5 ou 10 années suivantes. En effet, on peut aisément imaginer le dan-ger que représenterait un décrochage acciden-tel d’un de ces ballons pesant près de 500 tonnes. Notons également qu’en mer, la profondeur idéale pour une telle installation est de 500 mètres. Toutefois, pour des projets à plus de 3 kilomètres de distance de la côte, le coût de la canalisation et la perte d’énergie in-duite engendreraient des surcoûts importants [6], à même de remettre en cause la pertinence de la solution.

Alejandro YOUSEF DA SILVA

Sources :

• [1] http://www.economist.com/news/science-and-technology/21709527-pumped-storage-gets-makeover-depths-imagination• [2] http://www.apere.org/doc/1304-le_pompage_turbinage.pdf• [3] http://www.latribune.fr/entreprises-finance/industrie/energie-environnement/les-pionniers-du-green-4-8-hydrostor-stocke-l-

energie-sous-la-mer-591060.html• [4] http://lenergeek.com/2015/11/25/des-ballons-sous-marins-pressurises-pour-stocker-lenergie-renouvelable/• [5] http://www.hydrostor.ca/resources/Hydrostor-AECOM%202016-10.pdf• [6] http://www.renewableenergyworld.com/articles/2014/09/underwater-compressed-air-storage-fantasy-or-reality.html• [7] http://spectrum.ieee.org/energy/renewables/hydrostor-wants-to-stash-energy-in-underwater-bags• [8] https://techcrunch.com/2011/07/09/hydrostor-power-storage-under-water/


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Quel avenir pour les énergies marines ?Articles

Le LCOE (Levelized Cost Of Energy), calculé comme étant le ratio actualisé des coûts de fabrication, d’opération et de maintenance par la production électrique sur l’ensemble de la période d’exploitation, constitue un indicateur de la rentabilité d’une filière. Côté éolien offshore, les avancées d’ores et déjà réalisées laissent espérer une diminution importante du LCOE dans les années à venir. On observe toutefois une différence significative au sein même des technologies d’éoliennes offshore posées et flottantes : aujourd’hui, le LCOE de l’éolien flottant est ainsi estimé à 15, 01 c€/ kWh, tandis que celui de l’éolien offshore posé traditionnel s’établit à 13,67 c€/kWh, ce qui représente finalement une différence de 13,3 € par MWh [2]. Il semble ainsi que l’augmentation significative du facteur de charge que l’on observe pour l’éolien flottant (qui s’établit à près de 40 % contre 34 % pour le posé) ne permette néanmoins pas de rattraper les coûts d’investissements supplémentaires par rapport au posé traditionnel. Il est à noter que ces données résultent d’un modèle établi empiriquement par une équipe de chercheurs du département d’économie d’énergie de l’université de Stuttgart à partir de valeurs récoltées sur les projets d’éolien flottant qui ont déjà vu le jour : les données récoltées ont notamment permis de montrer les variations importantes en termes de LCOE que l’on pouvait recenser sur les différents démonstrateurs déjà en place, tant la technologie s’avère encore non mature.

Le tarif de rachat, qui à l’origine avait été fixé à 130 € le mégawattheure pour l’éolien offshore, ne semble donc pas aujourd’hui suffire pour garantir aux investisseurs un retour sur investissement. On peut donc espérer au cours des années à venir une différenciation des tarifs de rachat entre l’éolien offshore et l’éolien posé avec un ajustement à la hausse pour le flottant : cela permettrait de relancer

la filière du flottant en garantissant aux investisseurs un retour sur investissement. C’est par exemple ce qui été fait dans le cadre des tarifs d’achats annoncés pour les premiers appels d’offre concernant l’éolien flottant : le tarif de rachat pour les parcs d’implantation de Saint-Brieuc et de Saint-Nazaire pourrait ainsi augmenter jusqu’à 200 €/ MWh [3]. Une deuxième possibilité consisterait tout simplement à réajuster à la hausse le tarif de rachat global de l’éolien offshore, procédé qui présenterait cependant l’inconvénient de continuer à favoriser l’éolien posé.Côté puissances installées, c’est le Royaume-Uni qui possède le parc offshore le plus important du monde avec en 2015 une puissance cumulée égale à 5,1 GW. Viennent ensuite l’Allemagne et le Danemark dont les parcs éoliens offshores présentent des puissances respectives de 3,3 et 1,3 GW. Aux dires de l’Agence Internationale de l’Energie, la filière de l’éolien offshore posé devrait voir son LCOE diminuer de 41 % d’ici 2050, ce qui permettrait à la filière de maintenir l’avance qu’on lui connaît aujourd’hui.

L’éolien offshore : quelle rentabilité pour les an-nées à venir ?

Figure 1: parc éolien offshore situé en mer de Sheringham Shoal (éoliennes Siemens)

© NHD-INFO

Dans le cadre des objectifs de transition énergétique annoncés par l’Union Européenne, nombreuses sont aujourd’hui les directives visant à promouvoir les projets d’implantation de sources d’énergies renouvelables. Parmi ces dernières, la filière des énergies marines est en plein essor et présente d’importants potentiels de développement. C’est notamment le cas pour la France qui, avec près de 11 millions de km² sous juridiction, possède le deuxième plus grand espace maritime du monde [1]. Qu’en est-il cependant de la compétitivité des différentes filières d’énergie marine ? Peut-on espérer, au même titre que pour la production photovoltaïque, une envolée des progrès technologiques nous permettant d’atteindre la parité réseau d’ici quelques années ?


Evénement OSEPromotion 2015Promotion 2015Articles

Les hydroliennes représentent également une filière importante et en plein essor du secteur des énergies marines renouvelables. La France possède un potentiel important pour le développement de cette filière, avec trois sites déjà identifiés qui permettraient leur implantation : le raz de Barfleur et le raz Blanchard respectivement au Nord-Ouest et Nord-Est du Cotentin, ainsi que le passage du Fromveur près de l’île bretonne d’Ouessant. Les zones retenues doivent présenter des courants marins atteignant des vitesses d’au moins 2,5 nœuds afin que les hydroliennes puissent se mettre en mouvement, la pleine puissance étant obtenue pour des courants de l’ordre de 4 nœuds. En 2015 a ainsi été reliée au réseau électrique d’Ouessant, l’hydrolienne « Sabella 10 », d’un diamètre de 10 m et d’une puissance nominale de 1 MW tandis qu’en 2008 a été initié par EDF un projet constitué de quatre démonstrateurs d’hydroliennes au large des îles de Bréhat et de Ploubazlanec dans les côtes d’Armor. La technologie de ces hydroliennes a été conçue par la société irlandaise Open Hydro, rachetée depuis par le constructeur français DCNS. Niveau rentabilité, les hydroliennes sont cependant nettement moins compétitives que les éoliennes installées en mer avec des LCOE compris entre 215 et 335€ par MWh[4]. Les industriels espèrent cependant réduire les coûts à 150 €/MWh à l’horizon 2020 en misant sur une diminution des dépenses liées à l’installation et à la maintenance.

Il existe également d’autres technologies d’énergies marines renouvelables comme l’énergie thermique des mers, l’énergie houlomotrice, ou encore l’énergie osmotique, qui ont déjà donné lieu à un grand nombre de démonstrateurs, installés en mer mais dont on a encore peu de retours.

En résumé, si l’on se base sur le critère du LCOE, c’est bien l’éolien offshore qui, parmi les différentes filières d’énergies marines, semble la plus compétitive. Cependant, en comparaison avec d’autres sources d’énergies renouvelables comme l’éolien terrestre ou le solaire photovoltaïque, les énergies marines restent nettement plus onéreuses. La diminution très nette du LCOE de l’éolien terrestre au cours des dernières années a ainsi permis aux investisseurs de garantir leur retour sur investissement avec des tarifs de rachat pourtant relativement bas, c’est-à-dire de 82 €/ MWh pendant les dix premières années, puis entre 28 et 82 €/ MWh pendant les dix années suivantes en fonction des sites d’implantation. On peut de fait penser que l’éolien terrestre restera au cours des décennies à venir nettement plus rentable que l’éolien en mer, quand bien même d’importants progrès technologiques seraient réalisés. Dans de telles conditions, doit-on poursuivre le développement des filières d’énergies marines dont la rentabilité laisse encore à désirer ? La réponse est évidement oui, et ce pour au moins deux raisons. La première est que le potentiel d’éolien terrestre arrivera un jour à saturation : en 2015, la production éolienne sur le territoire français s’est élevée à 21,1 TWh [5] tandis que le gisement éolien terrestre total a été estimé à 66 TWh [6]. Cela signifie que plus d’un tiers du potentiel éolien terrestre est déjà exploité : le développement des filières marines est donc ici totalement justifié afin d’avoir à disposition, dans les années à venir, une technologie alternative mature. Un autre argument incitant au développement des énergies marines est le fait que celles-ci permettent de produire une énergie verte, tout en évitant au maximum les contraintes visuelles et sonores propres aux éoliennes terrestres.

L’éolien offshore : quelle rentabilité pour les an-nées à venir ?

Figure 2: l’hydrolienne Open Hydro installée au large de Bréhat

© meretmarine.com



Il convient toutefois de rappeler que le critère du LCOE, fréquemment utilisé pour comparer la rentabilité des projets dans le secteur de l’énergie, présente en ré-alité certaines limites : rappelons en premier lieu qu’il dépend fortement du taux d’actualisation, très volatile sur les marchés de l’énergie. Par ailleurs, le LCOE est un indicateur qui ne permet de rendre compte ni de la ca-pacité à répondre à la demande ni de la capacité à être prévisible, autant d’enjeux pourtant fondamentaux pour les gestionnaires des mécanismes d’équilibre

offre/demande du réseau électrique. Il semble impor-tant, en effet, que ces aspects soient pris en compte, d’autant plus que les différentes filières d’énergies marines présentent de fortes disparités quant à leur variabilité : la production hydrolienne, entièrement corrélée avec les courants marins, s’avère ainsi par-faitement prévisible, ce qui n’est pas le cas pour la pro-duction éolienne qui dépend exclusivement du vent.

Figure 3: l’acceptabilité des projets d’éoliennes terrestres dépend fortement de leur éloignement par rapport aux habitations

© Actu environnement

Sources :

• [1] La France aura bientôt le plus grand domaine maritime au monde, octobre 2015. Disponible sur :http://www.lejdd.fr/Interna-tional/Augmentation-du-domaine-maritime-de-la-France-754971. Consulté le 18/01/2017

• [2] Raphael Ebenhocha, Denis Mathaa, Sheetal Marathea, Paloma Cortes Muñozc, Climent Molins, • Comparative Levelized Cost of Energy Analysis, 12th Deep Sea Offshore Wind R&D Conference, Stuttgart University, EERA Deep-

Wind’ 2015.• [3]Connaissance des énergies, Parc éolien français, février 2017. Disponible sur : http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-

pedagogique/parc-eolien-francais. Consulté le : 15/01/2017• [4] TIDALYS, L’énergie hydrolienne la moins chère du monde, avril 2015. Disponible sur : http://www.lafinancepourtous.com/html/

IMG/pdf/IEFP2015-Blosseville-TIDALYS.pdf. Consulté le : 19/01/2017• [5] Disponible sur : http://www.connaissancedesenergies.org/leolien-en-france-en-europe-et-dans-le-monde-quel-developpement-

en-2015-160215. Consulté le : 19/01/2017• [6] Direction des études économiques et de l’évaluation environnementale. Disponible sur : http://temis.documentation.developpe-

ment-durable.gouv.fr/documents/Temis/0048/Temis-0048534/14924.pdf. Consulté le : 19/01/2017

Jean BERTIN



Dimanche 22 janvier, à l’issue du premier tour des « Primaires citoyennes » organisées par les acteurs de la Belle Alliance Populaire, Benoît Hamon et Manuel Valls se sont qualifiés pour le second round. Au-de-là des différences entre leurs programmes économique et social respectifs, et dans la continuité de l’analyse du programme de François Fillon (cf. Inf’OSE décembre), nous nous sommes intéressés aux mesures én-ergie/climat de leurs projets (sans prendre en compte certaines mesures environnementales plus larges).Benoît Hamon affiche fortement son intérêt pour ces enjeux, lui qui dit qu’il ne sera plus ja-mais « socialiste sans être écologiste ». De son côté, Manuel Valls s’exprime moins sur ce su-jet, mais a intégré un axe « répondre à l’urgence climatique » dans son programme.

Primaires à gauche : quelle vision énergie/climat des deux finalistes ?

Quel mix énergétique pour la France ?

Les deux candidats partagent l’objectif défini dans la Loi TECV (transition énergétique pour la croissance verte) d’août 2015, qui vise à réduire la part du nu-cléaire dans la production électrique de 75% à 50% en 2025. Néanmoins, leur vision de l’avenir du parc nucléaire français diffère fortement. M. Valls avait, en 2012, déclaré sur Europe 1 qu’il fallait « évidem-ment renouveler nos centrales nucléaires, même si on réduit un peu [la] part [du nucléaire], (…) c’est une filière d’avenir ». Dans son programme pour les Prési-dentielles 2017, il propose de consolider un « secteur nucléaire sécurisé », en choisissant, sur la base d’un « calcul économique clair », de fermer ou de prolon-ger la durée de vie des centrales. B. Hamon propose lui, en s’appuyant sur les propositions de l’Association négaWatt, une sortie progressive du nucléaire et la fermeture des centrales à risque et en fin de vie.

Mais comment remplacer l’électricité produite aujourd’hui par l’atome ? Les deux candidats s’accordent sur la nécessité de développer les énergies renouvelables. Pour M. Valls, il faut faire de la France « un leader européen dans ce domaine ». Ce n’est aujourd’hui pas le cas, puisque les EnR (hydroélec-tricité comprise) représentent moins de 20% du mix électrique français. B. Hamon est lui plus précis quant à l’objectif et indique qu’il souhaite porter la part des EnR à 50% en 2025, notamment en favorisant la créa-tion d’unités de production locales sous un statut de SCIC (sociétés coopératives d’intérêt collectif, dans lesquelles les citoyens, les entreprises et les collectivi-tés locales peuvent investir), et en apportant une aide aux habitants pour s’équiper en unités de production domestique. Cette mutation serait accompagnée par EDF, dont l’Etat est l’actionnaire principal, qui serait repositionnée comme « pilier de la transition énergé-

tique » et « poussée à renforcer ses recherches sur la production et le stockage d’énergies renouvelables ».

Concernant les autres énergies, B. Hamon se po-sitionne pour le maintien de l’interdiction des gaz de schiste, et propose, par ailleurs, la fin des sub-ventions aux énergies fossiles (essentiellement utilisées, en France, dans le secteur du transport).

M. Valls comme B. Hamon comptent continuer la poli-tique de soutien au véhicule électrique. Le premier propose de rééquilibrer le système de bonus/malus existant, tandis que le second met l’accent sur le dé-ploiement des bornes de recharge et le renforcement de la R&D sur les batteries. M. Valls propose, par ailleurs d’inciter les AOT (autorités organisatrices de trans-ports, tel que le STIF en Ile-de-France) à généraliser les transports en commun « propres ». Chacun a sa vi-sion concernant la réduction des véhicules diesel dans le parc automobile français : pour M. Valls, la conver-gence de la fiscalité entre essence et diesel devrait per-mettre d’atteindre cet objectif, tandis que B. Hamon propose aussi la fin de l’avantage fiscal accordé au diesel, mais table sur une sortie totale à l’horizon 2025.

L’ancien premier ministre propose de concentrer en priorité les efforts de l’Etat, en termes d’incitation, vers l’accompagnement de l’innovation dans les domaines susceptibles de répondre aux défis climatiques (tech-nologies bas carbone, économie circulaire, etc.). Cela pose la question d’une éventuelle réorientation de mesures tel que le CICE, pour prendre en compte ce

Quelle est justement la vision de la mobilité des deux candidats ?

La fiscalité ne s’arrêtera pas au secteur des transports

Janvier 2017 n° 119 14

Sources :

• « Une république forte, une France juste », programme de Manuel Valls, consultable en ligne sur http://manuelvalls.fr/projet-manuel-valls-france-2017

• Programme de Benoît Hamon, consultable sur https://www.benoithamon2017.fr/le-projet/ • Intervention de Manuel Valls sur Europe 1, Août 2012, consultable en ligne sur • http://actu.orange.fr/france/videos/valls-le-nucleaire-evidemment-filiere-d-avenir-VID0000000QqRJ.html


Article


Apolline FAURE

nouvel objectif. Un comité des acteurs sociaux et des acteurs économiques serait mis en place pour accom-pagner ces transitions professionnelles. Pour répondre à la concurrence mondiale et aux potentielles fuites car-bone, M. Valls propose également de taxer les importa-tions qui ne respecteraient pas les règles environnemen-tales du pays. B. Hamon souhaite lui aussi instaurer une taxe carbone aux frontières, et la compléter d’une TVA incitative sur les produits à faible empreinte carbone. Il propose aussi la mise en place d’une fiscalité favorable pour guider l’épargne vers les investissements verts.

responsable de près de 50% des consommations én-ergétiques françaises, la conservation, la modification ou la suppression des dispositifs incitatifs actuels ne sont pas directement évoquées par les deux candidats. M. Valls fixe un objectif d’un million de logements, bu-reaux et bâtiments publics rénovés thermiquement par an. B. Hamon souhaite le lancement d’un grand plan de rénovation énergétique des logements, struc-turé en 3 pans : la réhabilitation thermique des loge-ments sociaux, le renforcement des aides au secteur privé (conditionnées au recours à des PME labellisées, afin de soutenir les artisans – comme c’est actuel-lement le cas avec le label RGE), et la mise en œuvre d’un bouclier énergie pour lutter contre la précarité énergétique (qui touche 12 millions de français selon l’Observatoire National de la Précarité Energétique).

M. Valls propose de créer, à l’échelle européenne, une communauté de l’énergie, dont le but serait de montrer le chemin de la transition énergétique aux différents pays de l’UE, mais aussi d’assurer la solidarité (sécurité d’approvisionnement) et la re-sponsabilité (prise de conscience de l’impact des décisions nationales sur les voisins). B. Hamon pro-pose lui un plan européen d’investissement pour la transition écologique de 1000 Mds €, à desti-nation des zones les plus défavorisées de l’UE.

A l’échelle nationale, M. Valls propose de fusionner les Ministères de l’Ecologie, de l’Energie (ce qui est déjà le cas) et de l’Industrie, pour mieux coordon-ner ces enjeux. Plus globalement, il souhaite organ-iser « une grande conférence » à l’automne 2017.

Rien ne dit que l’un de ces deux candidats sera le futur Président français, ni même que le gag-nant de cette Primaire se hissera au second tour de l’élection en mai, mais la place grandissante de ces questions dans les programmes présidenti-els témoigne d’une vraie prise de conscience, des politiciens comme des citoyens qui s’intéressent de plus en plus aux questions environnementales.

Dans le secteur du bâtiment,

Enfin, les deux candidats misent sur une nou-velle gouvernance pour mieux traiter les ques-tions énergie/climat.

Rédacteurs en ChefsApolline FAURE - Thibaud ROY - Gildas SIGGINI

MaquettisteMichael CHAN

JournalistesTous les élèves du MS OSE

Rédaction : Contacts :

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Téléphone04 97 15 70 73

Mastère Spécialisé OSECentre de Mathématiques Appliquées

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La promo 2016 partira en voyage d’ étude en Cali-fornie en mars prochain!

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119 InfOSE Janvier 2017

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