Inf'ose janvier 2019

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Antoine Jourdain de Muizon
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Engenharia

La fin de l’année 2018 a su réserver son lot de cadeaux empoisonnés concernant le climat et a été l’occasion de rappeler l’urgence des mesures à entreprendre pour limiter au maximum les effets du changement climatique. Deux rapports illustrent cet appel à l’action. Le premier d’entre eux est le rapport du GIEC du 8 octobre qui incite à une action immédiate pour limiter le réchauffement climatique à 1,5°C, limite au-delà de laquelle les risques encourus seront bien plus importants. Vient ensuite le rapport du WWF sur la biodiversité datant du 30 octobre qui présente un résultat alarmant, 60% des populations d’animaux sauvages ont disparu sur Terre en moins de 50 ans, en lien avec l’expansion des activités humaines sur les lieux de vie sauvage. Ainsi, l’urgence qu’il y a agir pour la préservation de l’environnement commence à faire écho dans le monde politique et certaines mesures, telles que la taxe sur les carburants ont été mises en place. Mais cette dernière, du fait d’un manque de considération de ses implications sociales, a rencontré le succès qu’on lui connaît en donnant naissance au mouvement des Gilets Jaunes. Enfin, dernière ombre au tableau de cette fin d’année, l’élection de Jair Bolsonaro au Brésil qui vient renforcer l’influence des climato-sceptiques à l’échelle mondiale. C’est donc sur ces constats plutôt amers que l’année 2019 débute, ne laissant pas beaucoup de place à l’optimisme. Mais, c’est parfois dans ces moments qu’un sursaut se produit là où on ne l’attend pas. Ainsi le cri du cœur de la jeune suédoise Greta Thunberg lors de la COP 24 sera peut être entendu et permettra de faire de 2019 l’année « du changement, que ça vous plaise ou non ». Un premier pas dans cette direction a d’ailleurs pu être effectué lors de la COP 24 avec un accord de près de 200 pays sur les règles de mise en œuvre de l’accord de Paris. Au menu de ce numéro de l’Inf’OSE, nous vous proposons de faire le point sur le démantèlement des centrales nucléaires en France ainsi que sur les interconnexions électriques du futur. D’autres articles traitant de la réglementation thermique du bâtiment, de la situation énergétique de Taïwan et de l’impact de la gratuité des transports en commun accompagneront votre lecture. Nous vous souhaitons une bonne lecture et une année 2019 en apothé’OSE ! Lyes Ait Mekourta

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Antoine Jourdain de Muizon
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La fin de l’année 2018 a su réserver son lot de cadeaux empoisonnés concernant le climat et a été l’occasion de rappeler l’urgence des mesures à entreprendre pour limiter au maximum les effets du changement climatique. Deux rapports illustrent cet appel à l’action. Le premier d’entre eux est le rapport du GIEC du 8 octobre qui incite à une action immédiate pour limiter le réchauffement climatique à 1,5°C, limite au-delà de laquelle les risques encourus seront bien plus importants. Vient ensuite le rapport du WWF sur la biodiversité datant du 30 octobre qui présente un résultat alarmant, 60% des populations d’animaux sauvages ont disparu sur Terre en moins de 50 ans, en lien avec l’expansion des activités humaines sur les lieux de vie sauvage. Ainsi, l’urgence qu’il y a agir pour la préservation de l’environnement commence à faire écho dans le monde politique et certaines mesures, telles que la taxe sur les carburants ont été mises en place. Mais cette dernière, du fait d’un manque de considération de ses implications sociales, a rencontré le succès qu’on lui connaît en donnant naissance au mouvement des Gilets Jaunes. Enfin, dernière ombre au tableau de cette fin d’année, l’élection de Jair Bolsonaro au Brésil qui vient renforcer l’influence des climato-sceptiques à l’échelle mondiale. C’est donc sur ces constats plutôt amers que l’année 2019 débute, ne laissant pas beaucoup de place à l’optimisme. Mais, c’est parfois dans ces moments qu’un sursaut se produit là où on ne l’attend pas. Ainsi le cri du cœur de la jeune suédoise Greta Thunberg lors de la COP 24 sera peut être entendu et permettra de faire de 2019 l’année « du changement, que ça vous plaise ou non ». Un premier pas dans cette direction a d’ailleurs pu être effectué lors de la COP 24 avec un accord de près de 200 pays sur les règles de mise en œuvre de l’accord de Paris. Au menu de ce numéro de l’Inf’OSE, nous vous proposons de faire le point sur le démantèlement des centrales nucléaires en France ainsi que sur les interconnexions électriques du futur. D’autres articles traitant de la réglementation thermique du bâtiment, de la situation énergétique de Taïwan et de l’impact de la gratuité des transports en commun accompagneront votre lecture. Nous vous souhaitons une bonne lecture et une année 2019 en apothé’OSE ! Lyes Ait Mekourta

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

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