Hier soir, à 19 heures, un pic de plus de 100.500 mégawatts (MW) a été mesuré par le gestionnaire du Réseau de Transport d'Electricité RTE, soit presque 4.000 MW de plus que le précédent record établi le 15 décembre 2010, avec 96 710 MW.

Déjà lundi soir, le record de consommation avait failli être atteint avec 96 300 MW.

Par ailleurs, les craintes d'un black-out sur les départements du Var et des Alpes-Maritimes se sont révélées fausses.

En prévention, le RTE avait réduit la tension électrique de 5% dès lundi, tandis que de nombreuses villes, commerces, entreprises et particuliers avaient pris la précaution de ne pas utiliser "abusivement" leurs appareils électriques.

Le froid polaire devrait encore se prolonger durant plusieurs jours dans l'hexagone a toutefois prévenu le centre de prévision météorologique.

Total a annoncé mardi le lancement de la deuxième phase du développement du champ offshore d?Ofon au Nigeria (Ofon phase 2), dont la production est attendue en 2014.

Le champ d'Ofon est situé dans le bloc OML1 102, à 65 kilomètres au large des côtes du Nigeria, par 40 mètres de profondeur d'eau.

D'après le pétrolier français, le projet Ofon phase 2 valorisera les réserves non développées du champ afin de porter sa production de 30.000 à 90.000 barils équivalent pétrole par jour. Pour cela, la phase 2 prévoit la mise en place de quatre nouvelles plateformes : "deux plateformes de production, une de traitement et une d'habitation. Une partie importante du développement est consacrée à la récupération du gaz, qui sera comprimé puis acheminé à terre."

Ofon phase 2 représente également une étape majeure du plan de réduction du brûlage des gaz associés à la production de pétrole et des émissions de gaz à effet de serre.

« Avec le développement de la phase 2 du champ d?Ofon, Total accroît de manière durable la valorisation de ses ressources », a souligné Jacques Marraud des Grottes, directeur Afrique Exploration-Production de Total. « Il représente un élément de croissance supplémentaire qui accompagne notre stratégie principalement axée sur le développement de gisements en offshore profond comme Akpo et prochainement Usan en minimisant l?émission de gaz à effet de serre. »

Le permis OML 102 est détenu par Total Exploration-Production Nigeria Ltd (40%, opérateur) et NNPC (Nigerian National Petroleum Corporation - 60%).


1 OML : Oil Mining Lease

L?accroissement considérable de la production d?énergie électrique dans le monde au cours des 25 prochaines années (70% dans le scénario nominal retenu par l?Agence Internationale de l?Energie) montre l?intérêt de faire les bons choix pour limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Le rapport de la Cour des Comptes publié en janvier 2012 sur "Le coût de la filière électronucléaire" vient d?apporter des précisions très attendues sur ce sujet.

C?est pourquoi il est intéressant de comparer toutes les filières technologiques de production d?électricité, en partant de celles qui sont le plus utilisées actuellement et en couvrant bien entendu toutes les nouvelles énergies renouvelables.

L'IFRAP (Fondation pour la Recherche sur les Administrations et les Politiques Publiques) a réalisé une synthèse que nous nous proposons de relayer à nos lecteurs (en 2 partie).

Les centrales électriques à charbon : 40% de la production mondiale

Le charbon se trouve partout en grande quantité et est un moyen simple et économique pour satisfaire en toute sécurité les besoins en énergie électrique des pays en voie de développement. Selon l?AIE le rendement moyen mondial des centrales à charbon est de 30%. En Europe ce chiffre est de 38%. L?amélioration de l?efficacité énergétique des centrales existantes est donc un axe de progrès important, les centrales les plus récentes atteignant 45%. Si le rendement moyen des centrales à charbon était amélioré de 5 points les émissions de CO2 du secteur électricité baisseraient de 8%. Le deuxième axe de progrès serait d?abaisser le coût des procédés de capture et de stockage du CO2 (CSC), qui sont trop pénalisants pour pouvoir être déployés à grande échelle.

Les centrales électriques à turbine à gaz : 20% de la production mondiale

Les turbines à gaz en cycle simple sont peu coûteuses à construire et elles ont l?avantage de démarrer très rapidement ce qui permet de suivre les besoins de la consommation. Mais leur rendement ne dépasse pas 35%. Avec des centrales à deux cycles on obtient plus de 50%. Le gaz naturel est le plus propre des combustibles fossiles, mais pour limiter les émissions de gaz à effet de serre il faudra, là aussi, développer les procédés de CSC.

Les centrales nucléaires : 15% de la production mondiale

Les principaux pays producteurs sont par ordre décroissant les États Unis, la France, le Japon, l?Allemagne, la Russie et la Corée du Sud. La Chine et l?Inde ont un important programme d?investissement en cours. Il y a actuellement 442 réacteurs produisant de l?électricité dans 31 pays, dont une centaine aux Etats Unis. L?Europe produit le tiers de l?électricité nucléaire mondiale. Un gramme d?uranium 235 fournit la même quantité d?électricité que 2 tonnes de fuel ou 3 tonnes de charbon, sans émission de CO2. Les réserves de combustible sont d?un siècle au minimum avec les centrales d?aujourd?hui et elles deviennent millénaires avec les réacteurs surgénérateurs capables de recycler les déchets des centrales actuelles.

Les centrales hydrauliques : 15% de la production mondiale

L?hydraulique est de loin, et pour encore longtemps, la première source d?énergie renouvelable. L?hydroélectricité fait l?objet d?investissements importants en particulier en Asie et en Amérique Latine.

Les éoliennes : 2% de la production mondiale

Parmi les énergies renouvelables cette technologie est considérée comme mature.

Cependant elle pose certains problèmes :

• l?énergie dépend de la puissance et de la régularité du vent et est donc fournie de manière intermittente : on compte en moyenne sur un fonctionnement à pleine puissance de 2400 heures par an, ce qui oblige à disposer d?autres sources de production en complément,

• les éoliennes génèrent des nuisances visuelles et sonores et des conflits d?utilisation de l?espace terrestre ou marin.

La puissance délivrée par une éolienne récente est de l?ordre de 2 MW. Les projets d?éoliennes offshore devraient mettre en ?uvre des turbines de 5 à 10 MW, le principal intérêt de ces installations étant de pouvoir obtenir un fonctionnement de 3 à 4000 heures par an à pleine puissance. Les éoliennes sont exploitées dans des parcs contenant de 10 à 50 équipements pour faciliter le raccordement au réseau et éviter le mitage du paysage. En France des zones de développement éolien ont été instaurées qui permettent de bénéficier de l?obligation d?achat par EDF de l?électricité produite.

• Le prix du MWh éolien terrestre est estimé dans les conditions décrites à 74 €. Il faut disposer en complément pour assurer une fourniture continue d?énergie, dans une solution sans nucléaire, de centrales à gaz qui vont fonctionner 6000 heures par an . Sur la base du gaz à 6,5$/MBtu le prix du MWh est de 65 €, ce qui donne un mix éolien/gaz à 67 €. Mais le prix du gaz sur le marché international est en train de baisser à 3,5$/MBtu ( sauf en France où nous avons des contrats d?approvisionnement à long terme ) ce qui donne un MWh à 50 € et par conséquence un mix gaz/éolien à 56 €.

• Le prix du MWh éolien offshore est estimé à 118 €. On a alors un mix gaz/ éolien à 83€ avec le gaz cher et 73€ avec le gaz pas cher. Les trois pays disposant de la plus importante puissance installée sont les Etats Unis avec 35 GW, suivis de la Chine et l?Allemagne avec 26 GW.

Le solaire photovoltaïque : en devenir mais à quel prix ?

La production d?énergie électrique à partir de l?énergie solaire est négligeable au niveau mondial (moins de 2 millièmes), mais le potentiel de développement est intéressant. En effet l?énergie solaire captée par la terre en une heure équivaut à la totalité de l?énergie consommée par l?homme en un an. Deux technologies sont disponibles :

• la plus répandue est le photovoltaïque non concentré. On obtient des rendements de 12 à 20%,

• le photovoltaïque à concentration utilise un miroir parabolique ou une lentille de Fresnel qui focalisent les rayons du soleil sur une petite cellule à haute performance capable d?absorber l?énergie solaire dans la totalité du spectre. On divise par 500 à 1000 la surface des capteurs photovoltaïques, ce qui baisse leur coût. Mais on doit en contrepartie orienter précisément les miroirs vers le soleil. Les rendements obtenus avec cette technologie sont de 25 à 35%.

Les principales limites au développement de l?électricité solaire photovoltaïque sont, d?une part, son prix qui est beaucoup plus élevé que celui de l?électricité produite avec les énergies fossiles et, d?autre part, la faible densité énergétique du rayonnement solaire qui conduit à déployer les panneaux solaires sur de vastes espaces.

Situation de la France : le parc nucléaire

Avec une puissance installée de 63 GW en 2011, le parc nucléaire français est le deuxième au monde. Il compte 58 réacteurs répartis sur 19 sites et assure 80% de la production électrique. La standardisation du parc français, dit de deuxième génération, s?est organisée en cinq paliers successifs :

Palier CP0 : 6 réacteurs, dont 2 à Fessenheim qui sont les plus anciens,
Palier CPY : 28 réacteurs,
Palier P4 : 8 réacteurs,
Palier P?4 : 12 réacteurs,
Palier N4 : 4 réacteurs.

Les paliers se distinguent par des augmentations de puissance de 900 MW pour les premiers, puis 1300 MW et 1450 MW pour le dernier et diverses évolutions technologiques au niveau de la réalisation de l?enceinte de confinement, du circuit primaire de génération de vapeur et de la chaîne de contrôle/commande numérique des réacteurs. Un réacteur de 1650 MW est en construction à Flamanville. C?est un réacteur de troisième génération, l?EPR, qui bénéficie d?un niveau de sécurité accru avec deux épaisseurs d?enceinte de confinement et une peau d?étanchéité ainsi que des redondances des circuits critiques. Ce réacteur devrait être mis en service en 2014.

Le parc nucléaire français a une moyenne d?âge de 24 ans, les premières centrales en fonctionnement atteignant leur trentième année de production. L?allongement de la durée de vie des centrales au-delà de 30 ans est un enjeu économique majeur. La réglementation française ne fixe pas de durée de vie maximale mais oblige EDF à faire valider tous les 10 ans une autorisation d?exploitation par l?ASN (Autorité de Sureté Nucléaire) après une visite approfondie des installations. Suite à l?accident de Fukushima, l?ASN a demandé à EDF de faire évoluer la sûreté des anciens réacteurs pour les rapprocher de celle des EPR, ce qui correspond à un investissement important mais justifié si la durée de vie des centrales actuelles était prolongée.

[ Auteur : Gérard Bouy ]

[ Src : iFRAP ]

L?accroissement considérable de la production d?énergie électrique dans le monde au cours des 25 prochaines années (70% dans le scénario nominal retenu par l?Agence Internationale de l?Energie) montre l?intérêt de faire les bons choix pour limiter les émissions de gaz à effet de serre.

Le rapport de la Cour des Comptes publié en janvier 2012 sur "Le coût de la filière électronucléaire" vient d?apporter des précisions très attendues sur ce sujet.

C?est pourquoi il est intéressant de comparer toutes les filières technologiques de production d?électricité, en partant de celles qui sont le plus utilisées actuellement et en couvrant bien entendu toutes les nouvelles énergies renouvelables.

L'IFRAP (Fondation pour la Recherche sur les Administrations et les Politiques Publiques) a réalisé une synthèse que nous nous proposons de relayer à nos lecteurs (en 2 partie).

Le recyclage du combustible nucléaire et les centrales de quatrième génération

Le combustible MOX (Mixed OXyde fuel) est un mélange d?oxyde d?uranium et d?oxyde de plutonium u tilisé dans certaines centrales nucléaires pour limiter la consommation d?uranium naturel en recyclant les combustibles usés qui contiennent 97% de matière recyclable. Ceci présente trois avantages principaux :

la limitation des quantités de plutonium produit par les centrales. En effet un réacteur qui fonctionne avec 30% de combustible MOX consomme autant de plutonium qu?il en produit, ce qui contribue à l?effort de stabilisation des stocks de matière nucléaire, la réduction par 10 de la toxicité à long terme des déchets et par 5 de leur volume, des économies importantes d?uranium enrichi et donc d?uranium naturel. Ce combustible est utilisé depuis 35 ans dans les réacteurs à eau légère qui constituent l?essentiel du parc nucléaire mondial et notamment 36 réacteurs en Europe, dont 20 en France.

Les recherches internationales en cours visent à développer des réacteurs nucléaires de quatrième génération qui constituent une rupture en termes de rendement, de longévité et de sûreté. Ils seraient mis en service vers 2040. Ces réacteurs à neutrons rapides exploitent la fertilité de l?uranium 238 naturel qui, irradié par des neutrons rapides, est converti en plutonium 239 fissile. Avec la même quantité d?uranium, on peut produire 50 à 100 fois plus d?électricité que dans les centrales actuelles. La ressource d?uranium deviendrait alors millénaire.

Ces systèmes à neutrons rapides permettent en effet le bouclage complet de l?aval du cycle du combustible par un multi-recyclage du plutonium, ce qui préserve les ressources en uranium. Dans les réacteurs actuels à eau pressurisée, le recyclage du plutonium est limité à un cycle sous forme du combustible MOX. L?un des grands enjeux des réacteurs de quatrième génération à neutrons rapides est de faciliter la gestion des déchets radioactifs en réduisant le volume et la radio-toxicité intrinsèque à long terme des déchets ultimes, qui retrouveraient le niveau de radioactivité de l?uranium naturel au bout de 300 ans.

La France, forte de l?expérience acquise dans la conception de réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium au travers des programmes Rapsodie, Phénix et Super Phénix a lancé le démonstrateur Astrid, placé sous la responsabilité du CEA, dont la mise en service est prévue en 2020.

Les coûts de production de l?énergie électrique

La Direction de l?Énergie au Ministère de l?Industrie entreprend tous les 3 à 5 ans l?étude des coûts de référence de la production électrique, qui est une évaluation du coût complet du mégawatt-heure (MWh) électrique issu des différents moyens de production. S?agissant d?informations commercialement sensibles pour les moyens de production centralisés (centrales à charbon, à gaz et nucléaires), les résultats sont publiés en valeur relative, la base 100 étant retenue pour une centrale nucléaire de type EPR mise en service en 2020. Les principales hypothèses sont un taux de rentabilité de 8% pour le capital investi, un prix de charbon à 60 Euros/tonne, de gaz à 6,5 $/MBtu et d?uranium à 52 $/lb. Les résultats sont présentés sans appliquer de pénalités sur les émissions de CO2.

Les moyens de production comparés sont une centrale EPR de 1650 MW, une centrale à charbon pulvérisé et traitement des fumées de 900 MW et une centrale à gaz de 450 MW fonctionnant en base, c?est-à-dire 8760 heures par an. Les résultats relatifs sont 100 pour le nucléaire, 110 pour le charbon et 125 pour le gaz, mais alors que pour le nucléaire la répartition entre l?amortissement de l?investissement et le combustible est de 75/25, elle est de 25/75 pour le charbon et le gaz.

Pour une durée annuelle d?appel inférieure à 5000 heures par an les centrales à gaz sont plus compétitives que les centrales à charbon et les centrales nucléaires. Leur coût de référence est alors de 150, ce qui est l?hypothèse à retenir lorsque la centrale à gaz est utilisée conjointement à des moyens de production électrique utilisant de l?énergie renouvelable comme les éoliennes. Mais les surcapacités de production de gaz que l?on constate actuellement ont fait baisser le prix du gaz par un facteur deux aux Etats-Unis par rapport aux hypothèses retenues dans l?étude de la Direction de l?Energie, ce qui rend la filière gaz particulièrement compétitive aujourd?hui. Dans l?hypothèse d?une taxe de 20 Euros/tonne de CO2, les coûts du MWh seraient grevés de 15 Euros pour le charbon et 7 Euros pour le gaz, tandis que le nucléaire ne supporterait aucun surcoût.

La production hydroélectrique sort du cadre de l?étude de la Direction de l?Energie car chaque barrage est spécifique. Néanmoins pour la petite hydroélectricité, sur la base d?un fonctionnement de 3500 à 4000 heures par an, l?étude donne une fourchette de 60 à 120 Euros par MWh pour des petites puissances comprises entre 50 KW et 7,5 MW.

Concernant la production éolienne, pour une mise en service en 2012 d?une éolienne terrestre de 3 MW fonctionnant 2400 heures par an à pleine puissance, on a un coût de 74 Euros par MWh. Pour une éolienne en mer de 4 MW fonctionnant 3000 heures on obtient 118 Euros par MWh.

Enfin la production solaire photovoltaïque, pour une mise en service en 2012 d?une installation de 3 KW pour une maison individuelle dans un environnement où l?énergie solaire incidente correspond au nord de la France, a un prix de revient de 680 Euros par MWh. Pour une centrale solaire à concentration de 10 MW située dans un environnement du sud de la méditerranée on est à 230 Euros le MWh.

Quelle politique d?investissement en centrales électriques pour la France ?

Le parc nucléaire français est homogène et bien que les centrales aient été conçues pour une durée de vie de 30 ans EDF envisage de les faire fonctionner pendant 40 à 60 ans en faisant évoluer la sûreté des anciens réacteurs pour les rapprocher de celle d?un EPR. Compte tenu de la structure des coûts de production de l?électricité nucléaire où l?amortissement de l?investissement initial est prépondérant, la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires devrait permettre de produire de l?électricité de manière très compétitive.

Ceci permettrait d?attendre d?avoir les premiers retours d?exploitation de la centrale EPR de Flamanville avant de décider d?un lancement de tranches industrielles significatives d?un nouveau programme nucléaire. D?autant que par conception, du fait de son très haut niveau de sécurité, l?EPR devrait rester coûteux par rapport à ses concurrents directs qui sont l?AP 1000 américano-japonais (estimation de 55 dollars le MWh) et l?APR 1400 Sud Coréen (estimation de 42 dollars le MWh), ces comparaisons restant à vérifier lorsque plusieurs centrales seront en fonctionnement.

En parallèle les études des réacteurs surgénérateurs de quatrième génération doivent impérativement être poursuivies et il serait important de partager ces travaux de recherche avec des partenaires étrangers américains et japonais, comme il a été prévu dans les déclarations d?intention signées en 2010.

En dehors du nucléaire, il est souhaitable de modérer l?essor des équipements individuels photovoltaïques qui se fait au mépris de toute rentabilité grâce à des subventions payées par la collectivité à travers une péréquation des prix de l?électricité qui a ses limites. L?éolien terrestre et offshore est une solution pour développer les énergies renouvelables, mais elle est coûteuse et ceci d?autant plus que son caractère intermittent oblige à mettre en réserve une capacité équivalente en centrales à gaz ou en centrales nucléaires. D?un strict point de vue économique, les centrales à gaz offrent pour la période à venir un très grand intérêt à cause de leur coût de production très compétitif tant que le gaz est bon marché. C?est la voie retenue par l?Allemagne, qui n?a pas investi dans les centrales nucléaires de troisième génération. Mais l?association gaz/éolien fournira à l?Allemagne une électricité plus chère que celle du parc nucléaire français actuel, dont on aura prolongé la durée de vie.

Concernant le coût du MWh nucléaire qui vient de faire l?objet du rapport de la cour des comptes, on a selon différents modes de calcul les résultats suivants (extraits du rapport) :

• 33€ du MWh de cout comptable sans reconstitution du capital nécessaire à la préparation de l?avenir,

• 38€ du MWh avec investissement de 3,7 G€ par an nécessaire au prolongement à 40 ans de la durée de vie des centrales actuelles et quelques EPR en remplacement des plus vieilles centrales en fin de vie.

Les coûts ci-dessus incluent les dépenses futures de démantèlement sur la base de 21G€ pour la totalité du parc et de gestion et stockage des déchets pour 30 G€.

La comparaison brutale des coûts de l?énergie nucléaire à celle d?un mix gaz/éolien est éloquente. Le nucléaire en outre n?émet pas de CO2.

Le choc pétrolier de 1973 avait poussé le gouvernement français à lancer un vaste programme de construction de centrales nucléaires pour garantir notre indépendance énergétique. Cette décision politique devrait continuer à nous rapporter des dividendes jusqu?en 2040, pour peu que l?on sache expliquer aux Français leur intérêt bien compris, dans un contexte où les risques ont toujours été correctement maîtrisés.

[ Auteur : Gérard Bouy ]

[ Src : iFRAP ]

Au bureau, les Français produisent chaque année 900 000 tonnes de déchets de papiers, dont plus de la moitié n'est toujours pas collectée ni recyclée, alors que dans le même temps, seul 5 % du papier ramette acheté est fabriqué à partir de papier recyclé.

Ce taux est bien trop faible au regard des enjeux importants que constitue le recyclage des papiers pour l'économie, l'emploi et l'environnement. Le papier de bureau usagé permet en effet d'alimenter différentes unités de production papetière (papier graphique, hygiène, emballage).[BRK1] Sa collecte et son tri nécessitent en moyenne un emploi pour 1000 tonnes, forcément non délocalisable. Enfin, sur le plan des impacts environnementaux, la production de papier recyclé consomme, à quantité égale, trois fois moins d'énergie et d'eau que celle de papier non recyclé.

Afin d'améliorer la collecte et le recyclage des papiers de bureau, le ministère de l'Écologie et les principaux acteurs de la collecte et du recyclage du papier de bureau ont signé lundi une convention d'engagement volontaire.

« Le développement de la collecte et le recyclage du papier de bureau est une opportunité économique en plus d'être une nécessité environnementale. En dopant la collecte des papiers de bureau usagés, cette convention va permettre de structurer une véritable filière française de recyclage, avec le développement des industries de récupération et des créations d'emplois sur le territoire national », a déclaré Nathalie Kosciusko-morizet.

Les professionnels de la collecte et du recyclage de papier bureau se sont engagés à :

? Collecter 200 000 tonnes de papiers de bureau supplémentaires d'ici 2015. Cela passe par la captation d'un gisement jusqu'ici peu exploité : celui des petites entreprises et administrations, ainsi que par le renforcement du tri à la source : actions de sensibilisation et d'accompagnement auprès des entreprises tertiaires et des collectivités, formation des personnels en charge de la collecte,?

? Développer une filière française de recyclage et de valorisation structurée et performante en privilégiant notamment un approvisionnement de proximité des usines localisées en France et en renforçant la coordination entre tous les acteurs territoriaux concernés.

? Mettre en valeur les produits « grand public » obtenus à partir du recyclage effectué en France pour encourager l'achat de produits recyclés. L'Etat s'engage notamment à augmenter la part du papier recyclé au sein de la commande publique.

Un Comité de suivi de cette convention d'engagement sera mis en place d'ici 3 mois et animé conjointement par le ministère du Développement durable et l'Agence de l'Environnement et de la Maitrise de l'Énergie (ADEME).[BRK2]

Selon le Syndicat des industries thermiques, aérauliques et frigorifiques, le marché du solaire thermique en France métropolitaine pour l'année 2011 a enregistré une baisse de 2% en surface installée par rapport à 2010 et la progression du solaire en collectif (+30%) compense en grande partie le recul en résidentiel individuel.

Pour la première fois, plus de 100 000 m² de capteurs (soit 0,7 MWth) ont été installés sur le segment du solaire thermique collectif. Le marché du chauffe-eau solaire individuel et du système solaire combiné poursuit la même tendance depuis 2009, avec une baisse des surfaces installées pour ces deux applications, respectivement de 15 % et 24%.

Avec 250 000 m² d?installations réalisées en 2011 en métropole, nous n?atteindrons définitivement pas l?objectif d?un marché annuel d?un million de m² installés en 2012, contenu dans la Programmation Pluriannuelle d?Investissement dans la chaleur renouvelable.

Les chiffres du solaire thermique 2011 (ENERPLAN**)

D'après les statistiques fournies les adhérents , le marché du solaire thermique métropolitain est évalué en décroissance pour 2011 de 2 % par rapport à 2010. Ainsi, moins de 31 800 CESI - Chauffe-Eau Solaires Individuels (contre 33 800 en 2010) et moins de 1 800 SSC ? Systèmes Solaires Combinés (contre 2 300 en 2010) ont été installés. Les installations d'eau chaude solaire collectives enregistrent quant à elles, une croissance de 30 %. En 2010, ce sont 103 800 m² qui ont été installés dans les bâtiments collectifs (contre 79 300 m² en 2010).

Le marché solaire thermique 2010 de France métropolitaine s?élèverait à presque 251 000 m² (256 000 m² en 2010), soit 179,2 MWth installés.

** Association professionnelle de l'énergie solaire

Depuis la catastrophe de Fukushima les politiques énergétiques sont revisitées dans de très nombreux pays, en particulier dans ceux qui ont recours à l?énergie nucléaire.

Le débat énergétique est complexe car il doit articuler plusieurs niveaux de réflexion : un niveau international marqué par l?équation énergie/climat, par l?économie et la géopolitique des ressources énergétiques ; un niveau européen puisque nous avons pris l?engagement de construire un marché commun de l?énergie, électricité et gaz naturel ; un niveau national où certaines priorités stratégiques peuvent être affichées, par les gouvernements et les populations ; un niveau local où des expérimentations énergétiques se font de plus en plus fréquemment. Ainsi les choix énergétiques ne peuvent plus se faire aujourd?hui dans une seule perspective nationale et étatique.

La question énergétique internationale est fondamentalement marquée par l?équation énergie/climat.

Afin de limiter les effets dramatiques que pourrait avoir un réchauffement excessif de la planète, il est indispensable d?accélérer l?émergence de systèmes énergétiques moins intenses en carbone. Dans cette perspective inéluctable de toute politique énergétique responsable, les auteurs examinent les principales qualités que devraient avoir les filières énergétiques à développer : une énergie sûre, une énergie à son vrai prix, une énergie respectueuse de l?environnement. Autant d?orientations qui doivent s?inscrire dans un cadre européen apte à faire jouer les complémentarités dans une perspective de compétitivité, de responsabilité environnementale et de sécurité des approvisionnements à court, moyen et long terme. C?est dans ce cadre également que se déploieront toutes les opportunités nouvelles pour les entreprises, en France et à l?étranger, puisque l?énergie nouvelle peut être source de croissance.

Depuis dix ans les politiques énergétiques ont été placées sous les projecteurs, avant de se voir, tout récemment, mettre « en examen » : parce que le prix du pétrole s?est envolé, parce que la menace du réchauffement climatique s?amplifie et, dernier coup de boutoir, parce que la catastrophe de Fukushima a ébranlé ce qui restait de certitudes.

Nous savons maintenant qu?une révolution sera nécessaire, dans les décennies qui viennent, pour faire naître des systèmes énergétiques sobres en carbone. Mais rebattre les cartes énergétiques sera une entreprise ardue, car il faudra trouver des réponses audacieuses à des contraintes mondiales (l?équation climatique, les tensions géopolitiques sur les ressources énergétiques), européennes (la construction d?un marché commun de l?énergie), nationales (la sécurité des approvisionnements et des dispositifs industriels) et même locales (l?ancrage dans le territoire d?innovations énergétiques).

La France ne sera pas exonérée de cet impitoyable cahier des charges et, rompant avec notre tradition politique, il faudra demain admettre que nous ne vivons plus sur un îlot de paix énergétique, protégés des fracas du monde.

Toutefois, notre ouvrage se veut porteur d?un autre message : la révolution énergétique qui s?annonce créera un vaste champ d?opportunités pour les entreprises françaises, au coeur d?une Europe qui concentre les plus formidables savoir-faire dans ce domaine.

L?objectif de notre travail est de fournir des clés pour la compréhension des grands bouleversements à venir afin, en particulier, que le citoyen-consommateur appréhende lucidement les choix qui se présentent à lui. Lever une partie du voile sur la future révolution énergétique est un exercice nécessaire, mais dont l?exigence est à la mesure des enjeux : la complexité et l?incertitude en sont les traits dominants.

Complexité car la sphère énergétique met en présence des filières multiples (fossiles, nucléaire, renouvelables), à la fois complémentaires et concurrentes, qui verront leurs trajectoires accélérées ou perturbées par de nombreuses innovations. Complexité également dans la nécessaire transformation de nos villes (et de nos vies?), au-delà des considérations purement liées à la production d?énergie, puisque nos modes de transport et notre habitat seront des noeuds de tensions dans ces grands changements.

Incertitude car l?indétermination est de règle dans toute révolution technologique et industrielle. Le monde énergétique restera géopolitique et, comme hier, des conflits seront à craindre.

Un accord mondial sur le climat, après les déceptions de Copenhague en 2009 et de Cancún en 2010, sera difficile à mettre en place. De nouveaux marchés et de nouveaux acteurs industriels apparaîtront, proposant des solutions plus intelligentes pour la production, le transport, la consommation (ou l?économie) d?énergie, modifiant ainsi les perspectives. Le consommateur, enfin, sera un protagoniste essentiel de la révolution énergétique, en adoptant (ou non) les innovations qui lui seront proposées tout comme il a participé activement, ces vingt dernières années, au développement d?Internet?

Notre ouvrage s?inspire des travaux de recherche et des débats conduits dans le cadre du Centre de Géopolitique de l?Énergie et des Matières Premières (CGEMP) de l?université Paris-Dauphine. Nous remercions pour ces échanges fructueux nos collègues chercheurs, ainsi que les industriels de l?énergie, les responsables politiques, administratifs, associatifs, français et étrangers, qui y ont pris part.


PRÉAMBULE. L?énergie de retour à l?agenda politique

CHAPITRE I. Réconcilier énergie et climat

UN VIRUS DANS LE SYSTÈME ÉNERGÉTIQUE : LE RÉCHAUFFEMENT CLIMATIQUE
L?indispensable réduction des émissions?
? et la fatale adaptation aux effet

TOUR D?HORIZON DE L?ÉCONOMIE ET DE LA GÉOPOLITIQUE DES ÉNERGIES
Le pétrole : en attendant le « peakoil »
Le gaz naturel : au coeur de la transition énergétique
Le charbon : une menace à capturer et séquestrer
Le nucléaire : ni renaissance, ni extinction
Les énergies renouvelables : adapter les systèmes à l?intermittence

ESQUISSE D?UN CAHIER DES CHARGES DE LA POLITIQUE ÉNERGÉTIQUE

Préambule : les systèmes énergétiques doivent satisfaire les besoins humains? sous contraintes de soutenabilité à long terme
Les contraintes : définir un cap? en pleine incertitude
Les objectifs : allier sobriété et sécurité

CHAPITRE II. Garantir l?énergie la plus sûre, avec lucidité

PANORAMA DES RISQUES ÉNERGÉTIQUES
ADMETTRE QUE LA SÛRETÉ A UN COÛT
QUELLE GOUVERNANCE DE LA SÛRETÉ ?
LA PERCEPTION DU RISQUE ET LE PARADOXE DE L?INFORMATION

CHAPITRE III. Promouvoir l?énergie la moins chère, à son vrai prix

LES COÛTS DE L?ÉNERGIE ET LEUR ÉVOLUTION ANTICIPÉE

Les coûts : de la production à la mise à disposition
Le pétrole : prix directeur de la sphère énergétique
Le gaz naturel : entre contrats de très long terme et prix spot
Le charbon : un prix inférieur à ses coûts cachés?
L?électricité : derrière le prix, l?ordre de « mérite » des centrales
Les prix énergétiques : entre rentes, profits et fiscalité
Des coûts mécaniquement orientés à la hausse

DES PRIX « POLITIQUES » : JUSTIFICATIONS ET LIMITES

L?État protecteur et la tentation du « blocage » des prix
Des prix qui doivent aussi contribuer au service public de l?énergie

ANIMER LES PRIX VIA UNE FISCALITÉ EUROPÉENNE VERTUEUSE
FAIRE DU PRIX UN AIGUILLON DE LA SOBRIÉTÉ ÉNERGÉTIQUE

CHAPITRE IV. Inventer des systèmes énergétiques sobres et renouvelables

REJOINDRE LA « NOUVELLE FRONTIÈRE » ÉNERGÉTIQUE
UNE FORMIDABLE AVENTURE? PARSEMÉE D?OBSTACLES
VISION PANORAMIQUE SUR LES GRANDS CHANTIERS DE L?AVENIR ÉNERGÉTIQUE

Quelle trajectoire mondiale pour atteindre la « nouvelle frontière » ?
Les Européens : prêts à investir 300 milliards d?euros par ans pendant quatre décennies ?

DANS LA BOÎTE À OUTILS DE L?ÉNERGIE BAS CARBONE

Insérer des sources d?énergie renouvelables?
? dans des systèmes énergétiques décentralisés et communicants
Et par-delà les énergies renouvelables ?

SAVOIR GARDER LE CAP DANS LES TURBULENCES ÉCONOMIQUES

CHAPITRE V. Une Europe de l?énergie? en devenir

L?EUROPE ÉNERGÉTIQUE : UNE MOSAÏQUE

LES GRANDS CHANTIERS COMMUNS

Finaliser le marché intérieur de l?énergie
Mieux et moins consommer : plus d?efficacité énergétique
Conforter l?engagement européen pour un monde durable
Faire reculer la pauvreté énergétique, un enjeu de solidarité majeur

LE RÔLE STRUCTURANT DES RÉSEAUX ET DES ÉCHANGES INTRA-EUROPÉENS
ENCOURAGER LES INITIATIVES DES VILLES ET DES TERRITOIRES

CHAPITRE VI. Promouvoir les nouveaux héros de la révolution énergétique

UNE REDISTRIBUTION DES RÔLES À L?AVANT-SCÈNE ÉNERGÉTIQUE
LA LIBERTÉ NOUVELLE DE L?INNOVATEUR ÉNERGÉTIQUE
LE CONSOMMATEUR ENFIN CONVIÉ À VISITER LE POSTE DE PILOTAGE
COUP D?OEIL SUR LA CALIFORNIE, DE LA SILICON À LA SOLAR VALLEY

CONCLUSION. Mettre les citoyens face à leurs responsabilités

L?EUROPE A UNE VISION (SINON UNE POLITIQUE)
EFFICACITÉ, DIVERSITÉ ET FLEXIBILITÉ
INFORMATION, TRANSPARENCE ET PROCESSUS DÉMOCRATIQUES
CENTRALISATION VERSUS DÉCENTRALISATION PARTICIPATIVE
LA FRANCE INVITÉE À DÉBATTRE DE SON AVENIR ÉNERGÉTIQUE

Enviva LP, l'un des principaux fabricants de combustible de biomasse aux Etats-Unis et en Europe a annoncé lundi avoir signé un contrat sur plusieurs années de fourniture de 240.000 tonnes de granulés de bois par an, au géant de l'énergie allemand E.ON.

Ainsi, Enviva fournira à partir de début 2013 des granulés de bois fabriqués dans ses usines implantées dans le sud-est des Etats-Unis.

« La demande en ressources renouvelables et propres telles que nos granules de bois produites de manière durable continue d'augmenter, les fournisseurs d'énergie investissant dans des combustibles capables de remplacer les combustibles fossiles traditionnels » a déclaré John Keppler, le Président-directeur général d'Enviva. « Notre partenariat avec E.ON renforce les avantages environnementaux et économiques réalisables à partir de ressources en biomasse pour la production d'énergie. »

« Des accords importants avec des sociétés telles qu'Enviva, axées sur la fourniture croissante de biomasse et partageant notre position sur l'importance d'encourager les énergies durables sont essentiels pour nous afin d'investir dans la production de biomasse » a déclaré Jan Groeneveld, Directeur de l'approvisionnement en biomasse chez E.ON. « La biomasse est l'une des énergies renouvelable les moins chères et représente un facteur primordial pour que l'électricité reste à un prix abordable tout en aidant à protéger le climat. »

Le continent nord américain possède à son actif quelques unes des plus grandes réserves de bois de la planète.

Les unités d'Enviva ont une capacité de production annuelle de plus de 750 000 tonnes. Aussi, la société envisage t-elle de construire d'autres usines de fabrication dans la région médio-atlantique, représentant une capacité supplémentaire d'un million de tonnes.

L'objectif d'Enviva est de devenir le fournisseur privilégié de granulés de bois produits de manière durable et autre biomasse pour servir la production d'électricité et les clients industriels cherchant à diminuer leur dépendance vis-à-vis des combustibles fossiles et à réduire leur empreinte carbone.

Air Liquide a annoncé lundi la signature d'un important contrat à long terme avec Evraz Highveld Steel and Vanadium, deuxième plus grand producteur d'acier en Afrique du Sud.

Ainsi, Air Liquide investira dans une nouvelle unité de séparation des gaz de l'air (ASU), d'une capacité de 770 tonnes d'oxygène par jour qui sera mise en service fin 2013.

L'utilisation de l'oxygène dans les aciéries améliore leur productivité et leur performance énergétique, tout en réduisant les émissions dans l'atmosphère. Cette nouvelle ASU produira également de l'oxygène, de l'azote et de l'argon liquides pour répondre à la demande croissante du secteur industriel marchand d'Afrique du Sud.

Le montant total de l'investissement s'élève à environ 40 millions d'euros.

Cette opération s'inscrit dans la continuité des investissements précédents en Afrique du Sud dans une nouvelle ASU située dans le KwaZulu-Natal et dans la plus grande unité de production d'argon d'Afrique, deux sites mis en service en 2011.

« Ce contrat constitue une nouvelle étape en Afrique du Sud pour le Groupe, qui renforce de façon significative sa position sur ce marché en croissance. Air Liquide est l'industriel qui enregistre la plus forte progression dans le sud de l'Afrique et ce contrat permettra également au Groupe d'accroître sa présence en Afrique subsaharienne. Les Économies en développement sont l'un des relais de croissance d'Air Liquide » a déclaré Pierre Dufour, Directeur Général Délégué du groupe Air Liquide, supervisant la zone Afrique et Moyen-Orient.

E.ON France et Hydrocop Concessions ont annoncé lundi la signature d'un partenariat pour concourir ensemble aux appels d'offres de concessions hydroélectriques annoncés par l'Etat en avril 2010.

Ce partenariat entend ainsi "allier les compétences du troisième producteur d'électricité français au savoir faire de 8 entreprises locales de distribution", tout en faisant "bénéficier aux consommateurs français, des particuliers jusqu?aux industriels, d'une électricité d?origine hydraulique", et enfin "répondre aux enjeux territoriaux en proposant une approche sur mesure, au bénéfice des vallées et des populations."

E.ON prépare en effet une réponse sur mesure aux futurs appels d'offres pour des concessions hydroélectriques en s'ouvrant à divers types d'associations avec des partenaires reconnus dans leurs domaines d'activités et motivés par les enjeux locaux ou nationaux des renouvellements comme d'Hydrocop Concessions. Ce dernier est présent dans plusieurs régions du territoire dont le sud-ouest, région à fort intérêt dans le cadre de ces appels d?offres.

L'énergéticien allemand a fait savoir dans un communiqué qu'une équipe d'experts français et internationaux de l'hydroélectricité veillera à répondre aux exigences de l'Etat français, à savoir, choisir pour chaque renouvellement de concession, la meilleure offre sur le plan énergétique, environnemental et économique.

N°1 de l'hydroélectricité en Allemagne, E.ON opère également en Espagne, en Italie et en Suède un parc de 212 centrales hydroélectriques représentant une puissance cumulée hydroélectrique de plus de 6000 MW utilisant toutes les technologies disponibles du fil de l'eau aux hautes chutes.

Troisième producteur d'électricité en France avec plus de 3200 MW, le Groupe E.ON, à travers sa filiale française SNET**.., contribue depuis plusieurs décennies à l?équilibre du système électrique français en tant qu'expert en production de semi base et de pointe. Troisième fournisseur d?électricité en France, E.ON délivre à ses clients industriels des offres sur mesure qui représentent pour 2011 un volume de 13 TWh soit 2,7% de la consommation française.

Hydrocop Concessions est composée de 8 entreprises locales de distribution (ELD) : Soregies, Sicap, Ene?O, ESL, Sicae du Carmausin, Terralis power (composée de Sicae Ely, Sicae La Ferté-Alais, Sicae de l?Aisne). Ces entreprises locales de distribution ont décidé de mutualiser leur savoir-faire pour répondre à des appels d'offres de concessions hydroélectriques.

« E.ON a à son actif une compétence, une solidité et un ancrage historique en France qui lui permettront de présenter, avec Hydrocop Concessions, des offres conciliant l?intérêt général, le progrès économique, la proximité des territoires et la préservation de l?environnement » a déclaré Luc Poyer, Président du Directoire d'E.ON France.

De son côté Marc Loisel, Président d'Hydrocop Concessions a indiqué que « la plupart des ELD membres d'Hydrocop Concessions sont présentes sur le territoire depuis plus de 100 ans. Leur attachement aux collectivités locales, leur expertise de la gestion de concessions de distribution ainsi que la qualité de service qu'elles apportent à près de 250.000 clients français en font un partenaire naturel et complémentaire pour E.ON. »

** Société nationale et d'énergie thermique