Berges2009_Hauet.pdf

01/12/2009
Auteurs :
Publication Prix Bergès, REE
OAI : oai:www.see.asso.fr:1161:2846
DOI :

Résumé

Berges2009_Hauet.pdf

Auteurs

Transition énergétique : il est temps de redonner la priorité à l’électricité
Comment décarboner les transports lourds de marchandises ?
La RATP se met au vert
Autoconsommation : le débat ne fait que commencer
Un mix gazier 100 % renouvelable en 2050 : peut-on y croire ?
La fiscalité du carbone se renforce
Stratégie nationale bas carbone : les premiers indicateurs de résultats interpellent
Eoliennes flottantes : deux inaugurations importantes mais beaucoup d’incertitudes demeurent
Vers un cluster de l’hydrogène dans la région de Liverpool-Manchester
Les batteries Li-ion pour l’automobile : un marché en pleine évolution
Mobileye et le Road Experience Management (REMTM)
La cyber-sécurité dans les systèmes d'automatisme et de contrôle de procédé
Les applications industrielles et scientifiques des logiciels libres : aperçu général
Les applications industrielles des logiciels. libres
Les applications industrielles des logiciels libres (2ème partie)
L'identification par radiofréquence (RFID) Techniques et perspectives
La cyber-sécurité des automatismes et des systèmes de contrôle de procédé. Le standard ISA-99
Êtes-vous un « maker » ?
Entretien avec Bernard Salha
- TensorFlow, un simple outil de plus ou une révolution pour l’intelligence artificielle ?
Donald Trump annonce que les Etats-Unis se retirent de le l’accord de Paris
L’énergie et les données
Consommer de l’électricité serait-il devenu un péché ?
Un nouveau regard sur la conjecture de Riemann – Philippe Riot, Alain Le Méhauté
Faut-il donner aux autorités chargées du respect de la loi l’accès aux données chiffrées ?
Cybersécurité de l’Internet des objets : même les ampoules connectées pourraient être attaquées
L’Internet des objets - Deux technologies clés : les réseaux de communication et les protocoles (Partie 2)
ISA L’évolution des normes et des modèles
FIEEC - SEE - Présentation SEE et REE - mars 2014
Les radiocommunications à ondes millimétriques arrivent à maturité
L’Internet des objets - Deux technologies clés : les réseaux de communication et les protocoles (Partie 1)
Internet des objets : l’ARCEP et l’ANFR mettent à la consultation l’utilisation de nouvelles bandes de fréquence autour de 900 MHz
L’énergie positive
Controverses sur le chiffrement : Shannon aurait eu son mot à dire
La cyberattaque contre les réseaux électriques ukrainiens du 23 décembre 2015
Le démantèlement des installations nucléaires
L’Accord de Paris
Les data centers
L’hydrogène
Le piégeage et la récolte de l’énergie. L’energy harvesting
Régalez-vous, c’est autant que les Prussiens n’auront pas...
Le kWh mal traité Deuxième partie : le contenu en CO2 du kWh
Le kWh mal traité
Enova2014 - Le technorama de la REE
Les grands projets solaires du pourtour méditerranéen
Après Fukushima, le nucléaire en question ?
On sait désormais stocker les photons pendant une minute
Identification d’objet par imagerie fantôme utilisant le moment orbital angulaire
La découverte du boson de Higgs, si elle est avérée, confirmera le modèle standard
Multiplexage par moment angulaire orbital : mythe ou réalité ?
Supercalculateur quantique: le choix de la supraconductivité
Photovoltaïque : la course au rendement se poursuit
Production d’hydrogène par photolyse de l’eau assistée par résonance plasmon
Vers une meilleure compréhension du bruit de scintillation
Les nombres premiers en première ligne
La nouvelle révolution des moteurs électriques
Les cyber-attaques, un risque pour nos grandes infrastructures ?
Le stockage de l’électricité
Le véhicule électrique (2) : comment donner corps à la transition énergétique ?
L'automatisation des transports publics
Les technologies nouvelles de l’éclairage : leur impact sur l'environnement et la santé
Les énergies marines renouvelables
Le véhicule électrique : une grande cause nationale
Médaille Ampère 2012
Berges2009_Hauet.pdf
Prix Bergès 2009

Métriques

1259
275
1.81 Mo
 application/pdf
bitcache://c915de4042f602ec993f962cfd26eb6e6afbf06a

Licence

Creative Commons Aucune (Tous droits réservés)
<resource  xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance"
                xmlns="http://datacite.org/schema/kernel-4"
                xsi:schemaLocation="http://datacite.org/schema/kernel-4 http://schema.datacite.org/meta/kernel-4/metadata.xsd">
        <identifier identifierType="DOI">10.23723/1161/2846</identifier><creators><creator><creatorName>Jean-Pierre Hauet</creatorName></creator></creators><titles>
            <title>Berges2009_Hauet.pdf</title></titles>
        <publisher>SEE</publisher>
        <publicationYear>2009</publicationYear>
        <resourceType resourceTypeGeneral="Text">Text</resourceType><dates>
	    <date dateType="Created">Tue 1 Dec 2009</date>
	    <date dateType="Updated">Mon 25 Jul 2016</date>
            <date dateType="Submitted">Sat 18 Aug 2018</date>
	</dates>
        <alternateIdentifiers>
	    <alternateIdentifier alternateIdentifierType="bitstream">c915de4042f602ec993f962cfd26eb6e6afbf06a</alternateIdentifier>
	</alternateIdentifiers>
        <formats>
	    <format>application/pdf</format>
	</formats>
	<version>7766</version>
        <descriptions>
            <description descriptionType="Abstract"></description>
        </descriptions>
    </resource>
.

1 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < Le rôle joué par l’électricité dans le progrès économi- que et social n’est contesté par personne. Reine de l’Exposition Universelle de Paris de 1900, l’électricité a rendu possible au cours du siècle passé le développement économique des nations aujourd’hui industrialisées. Après la deuxième guerre mondiale, les centrales du Plan Monnet ont permis à la France de sortir de l’ornière de la pénurie. Pendant les Trente Glorieuses, de 1946 à 1976, la consom- mation d’électricité française a cru au taux moyen annuel de 7,5 %, légèrement supérieur au rythme du doublement en dix ans et proche de la croissance que connaît aujourd’hui l’électricité en Chine dont la consommation moyenne par habitant est à présent celle que nous connais- sions en 1960 (1 600 kWh/habitant et par an). De nos jours, dans les pays les moins avancés, l’accès à l’électricité reste un préalable indispensable à tout développement économi- que et à la satisfaction des besoins essentiels, sur les plans alimentaires et sanitaires notamment. En 1974, après le premier choc pétrolier, l’électricité a apporté à la France par le canal du programme nucléaire une réponse de grande ampleur à la recherche d’une plus grande sécurité et d’une plus grande stabilité dans nos approvisionnements. Économies d’énergie, diversifica- tion des approvisionnements, développement de l’énergie nucléaire étaient les trois grands piliers d’une politique énergétique dont les finalités étaient d’assurer la sécurité des approvisionnements et d’alléger le poids de nos importations de pétrole. Aujourd’hui, l’électricité revient sur le devant de la scène en tant qu’acteur principal du débat sur le change- ment climatique. L’électricité est-elle bonne pour le cli- mat ? Beaucoup s’inquiètent de la croissance rapide des émissions des centrales à charbon chinoises et indiennes, d’autres pensent que la solution réside dans les énergies éolienne ou photovoltaïque, d’autres, enfin, pensent que L’électricité sous-tend le développement économique et contribue au bien-être de l’être humain. Toutefois sa responsabilité dans les émissions actuelles de gaz à effet de serre est patente et risque fort d’aller en s’accentuant avec le retour du charbon et la mise en service d’un nombre impressionnant de nouvelles centrales, notamment en Chine. L’électricité est-elle une menace ou une planche de salut pour le climat ? L’article préconise une approche thermodynamique des problèmes climatiques et montre comment, par une optimisation globale du système électrique, il est possible d’envisager des scénarios qui soient compatibles avec les exigences du climat. Il met en garde contre l’excès d’optimisme sur certaines solutions (captage du car- bone notamment) et rappelle que l’énergie nucléaire reste, avec l’efficacité énergétique, la seule solution industriellement éprouvée de grande ampleur permettant de réduire les émissions. In fine, l’article souligne que la lutte contre le réchauffement clima- tique est une affaire de surcoût économique et s’interroge sur la capacité des mécanismes de marché à traiter convenablement un problème de long terme relevant de l’intérêt général. Electricity underpins economic development and contributes to the welfare of human beings. But its responsibility in current emis- sions of greenhouse gases is evident and is likely to go on increa- sing with the return of coal and the putting into service of an impressive number of new power plants, especially in China. Is electricity for the climate a threat or sheet anchor? The article calls for a thermodynamic approach of the climate pro- blems and how, thanks to a comprehensive optimization of the electrical system, it is possible to imagine scenarios that are com- patible with the climate constraints. It warns against excessive optimism on some solutions (notably carbon capture) and recalls that nuclear energy remains, with energy efficiency, the only industrially proven large scale solution to reduce emissions. Finally, the article stresses that the fight against global warming is a matter of incremental costs. It questions the capacity of market mechanisms to adequately address the climate issue which is a long-term one relating to general interest. L ’ E S S E N T I E L S Y N O P S I S Électricité et Climat Mots clés Énergie, Climat, Thermodynamique, Électricité, Gaz, Charbon, Nucléaire, Économies d’énergie, Énergies renouvelables, Émissions, CO2, Quotas ■ Jean-Pierre HAUET Président ISA-France Membre du Comité de Publication REE Membre Senior 2004 de la SEE Consultant KB Intelligence 2 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < l’avenir est dans l’énergie qu’on ne consomme pas, les « négawatts », selon le terme consacré depuis 2002 par l’association du même nom. Le présent article s’efforce d’apporter quelques élé- ments de réponse à ce débat difficile. 1. Le développement de la production d’électricité pose aujourd’hui un problème majeur Le but de cet article n’est pas de discuter le bien-fondé des conclusions admises par la quasi-totalité des experts quant à l’origine très probablement anthropique de la dérive des températures observée depuis plus d’une cen- taine d’années. Nous reprenons à notre compte les conclusions des derniers rapports du GIEC1 auxquels le lecteur pourra se reporter en tant que de besoin. Nous considérons comme acquis que l’augmentation de la teneur de l’atmosphère en gaz à effet de serre, pour l’essentiel du CO2, entraînera avec une très forte probabi- lité, une hausse des températures de surface de l’ordre de 0,2°C par décennie sur les 20 ans à venir (en complément des 0,74°C déjà observés, en moyenne, sur la période 1906-2005), avec le risque de voir la dérive climatique prendre des proportions beaucoup plus importantes d’ici la fin du siècle si les émissions de gaz carbonique ne sont pas très sensiblement réduites. Or on sait que la tendance n’est pas aujourd’hui au ralentissement des émissions. On rappelle sur la figure 1 les prévisions de l’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) publiées dans le World Energy Outlook de 2007. Dans les trois scénarios, traités selon le World Energy Model mis au point par l’AIE avec divers organismes scientifiques, la stabilisation des émissions n’est atteinte dans aucun cas, sachant que cette seule stabilisation ne serait pas suffisante à enrayer la dérive climatique. Le scénario de référence, qui peut-être considéré comme un scénario tendanciel basé sur les politiques actuelles des gouvernements, conduit d’ici 2030 à une très forte augmentation des émissions de CO2 qui passe- raient de 26,6 Gt en 2005 à 41,9 Gt en 2030, avec un ris- que de dérive encore plus forte en cas de croissance éco- nomique durablement soutenue en Chine et en Inde (High Growth Scenario). Le scénario dit « Alternative Policy Scenario » suppose l’adoption des politiques additionnel- les que les gouvernements envisagent actuellement avec plus ou moins de volontarisme de par le monde. Ces poli- tiques restent insuffisantes pour atteindre l’objectif de réduction des émissions qui serait nécessaire à l’horizon 2030 pour stabiliser la dérive climatique aux environs de + 2,0 à 2,4° C (par rapport à l’équilibre préindustriel). Même si un certain plafonnement des émissions apparait à compter de 2015, le compte n’y est pas en 2030 et les émissions de CO2 y atteignent encore 33,9 Gt/an. Exprimé en termes de dérive climatique chacun de ces scénarios peut se traduire par les chiffres du tableau 1 dérivés des travaux du GIEC et de l’AIE. Ces chiffres devraient être accompagnés de leur four- chette d’incertitude qui, pour autant qu’on puisse l’esti- mer, demeure relativement large. Ils montrent cependant que le monde n’est pas loin de se trouver dans une impasse. Dès lors, la seule façon de s’en sortir est, selon certains, de changer radicalement de style de vie et d’en- trer dans une nouvelle civilisation, celle de la croissance Figure 1. Évolution des émissions de CO2 selon les scénarios de l’AIE. Source : AIE World Energy Outlook 2007. 1 GIEC (ou IPCC en anglais) : Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat - http://www.ipcc.ch/ 3 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < écologique où le bien-être des êtres humains serait fondé sur d’autres valeurs que celles de la consommation des biens matériels et laisserait davantage de place à celles du savoir, de l’éducation et de l’information. Le problème est que, hormis le cas de communautés restreintes, il n’existe aujourd’hui aucun modèle de réfé- rence d’une telle croissance et que, si croissance écologi- que il y a, elle reste à inventer et à faire accepter par les populations, notamment par les pays en développement qui estiment légitime de calquer leur développement sur celui des pays les plus développés et par les pays les moins avancés qui ne sortiront pas de la pauvreté par un PIB virtuel et angélisé. 2. Dans ce panorama plutôt sombre l’électricité doit-elle plaider coupable ? A priori oui, dans la mesure où la production d’élec- tricité est à l’origine d’une part fortement croissante des émissions de CO2 dans le monde. Sa part dans les émis- sions mondiales de CO2 est passée de 31 % en 1980 à 41 % en 2005, cependant que le volume des émissions passait de 5,54 à 10,9 Gt (figure 2). Dans le scénario de référence de l’AIE, la part des cen- trales de production d’électricité dans les émissions totales pourrait passer à 45 % en 2030, cependant qu’en valeur absolue elles croîtraient de 10,9 Gt à 18,7 Gt en 2030. Dans cette croissance extrêmement rapide et tout à fait contraire aux orientations préconisées par le GIEC, la Chine et l’Inde jouent évidemment un rôle primordial. La Chine, en particulier, a mis en service en 2006 quelques 100 000 MW de puissance électrique additionnelle dont 85 % environ au charbon soit en moyenne deux centrales à charbon par semaine : l’une de 1 000 MW, l’autre de 600 MW2 . À ce rythme, la Chine accroît en un an de 500 Mt ses émissions de CO2, soit plus que ce que l’Europe des 27 dans son ensemble se propose d’écono- miser d’ici 2020. Cette situation est d’autant plus préoc- cupante qu’elle engage l’avenir. Les centrales mises en Scénario Concentration de CO2 dans l’atmosphère en résultant (niveau de stabilisation en ppm) Concentration de CO2e dans l’atmosphère en résultant (niveau de stabilisation en ppm) Horizon de stabilisa- tion des émissions de CO2 Elévation probable de tempéra- ture (en °C) Reference Scenario 660 855 2060 4.9 Alternative Policy Scenario 450 550 2025 3.0 High Growth Scenario 790 1130 2090 6.1 Tableau 1. Incidence des différents scénarios de l’AIE sur l’évolution des émissions de CO2 et sur l’élévation des températures en résultant. Figure 2. Évolution des émissions des centrales électriques sur la période 1980-2005. Sources : EIA et AIE. 2 Source : Hervé Machenaud - EDF - Forum Mondial du Développement Durable 2007. 4 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < service aujourd’hui le seront pour au moins 30 ans et ce ne sont pas les progrès de rendement réalisés par les cen- trales supercritiques ou ultrasupercritiques au charbon qui apportent une réponse appropriée puisque, dans le meil- leur des cas, leur facteur d’émission demeure supérieur ou égal à 700 g de CO2/kWh. 3. Se méfier des statistiques L’électricité, et le charbon qui l’accompagne, se trouve d’autant plus mise sur la sellette que rien dans les statistiques ne plaide en sa faveur. Si l’on considère l’énergie finale, telle qu’elle est aujourd’hui comptabili- sée selon les conventions généralement admises, l’électri- cité ne pèse que pour 16,3 % de la consommation mon- diale (2005), 20 % dans les pays de l’OCDE (2005) et 20,9 % en France (2006). Nous sommes loin des 41 % des émissions dont elle est en moyenne responsable. Si l’on considère la production d’énergie primaire, en France en particulier, les statistiques montrent que la pro- duction d’électricité d’origine nucléaire est responsable de 86 % des pertes intervenant entre énergie primaire et consommation finale. La raison en est que l’on comptabilise l’électricité dans la consommation finale pour son équivalent thermi- que (1 MWh = 0,086 tep) alors que dans la consommation d’énergie primaire intervient un rendement de production pris forfaitairement égal à 0,33 pour les centrales nucléai- res (1 MWh = 0,2606 tep), à 0,1 pour les centrales géo- thermiques (1 MWh = 0,86 tep) et à 1,0 pour les autres formes d’énergies renouvelables (1 MWh = 0,086 tep). Ces dispositions, adoptées en France depuis 2001, consti- tuent un pis-aller pour essayer de concaténer l’électricité avec d’autres formes d’énergie qui ne sont pas pour la plupart directement assimilables à du travail. Mais elles ont des effets secondaires bizarres et diminuent la lisibi- lité des politiques. On observe, par exemple, entre 2004 et 2005 et entre 2005 et 2006, que les consommations d’énergie primaire et les consommations d’énergie finale ont évolué en France en sens opposé (tableau 2). Que faut-il en penser du point de vue de l’intérêt général ? Considérons à présent les consommations de produits pétroliers liées aux véhicules particuliers circulant en France, que nous estimons être en 2006 de l’ordre de 24 Mt (diesel et essence). Ces consommations génèrent des émissions de CO2 de l’ordre de 72 Mt/an. Admettons que d’un coup de baguette magique, tous ces véhicules, dont le rendement moyen moteur n’excède guère 25 %, soient transformés en véhicules électriques, dotés d’une chaîne de propulsion d’un rendement de 80 % et d’un ren- dement batteries de 80 % également3 . Admettons en pre- mière analyse que cette électricité soit à 100 % d’origine nucléaire. On peut alors dresser le tableau 3 comparant les deux situations au regard de différents critères. Ainsi, à service rendu égal, sans modification dans les comportements, la substitution intégrale de l’électricité aux produits pétroliers aurait-elle une incidence négative sur les consommations d’énergie primaire, forte sur les consommations « finales » d’énergie et très forte sur les émissions de CO2. Ce calcul d’ordre de grandeur n’a pour autre objectif que de souligner, s’il en était besoin, la fra- gilité du concept d’économie d’énergie et la nécessité, s’agissant tout particulièrement de l’électricité, de préci- ser les critères que l’on veut optimiser. La notion d’économie d’énergie est née de la pre- mière crise pétrolière avec la création de l’Agence du même nom. Depuis cette date, l’Administration française « mesure » les économies d’énergie réalisées et en publie chaque année le décompte. Pourtant, les économies d’énergie n’ont rien d’une grandeur mesurable. On ne peut ni en démontrer l’égalité, ni en faire la somme, dès lors que l’on traite d’énergies différentes.Acceptable pour les combustibles fossiles, la notion devient inappropriée lorsqu’il faut les agréger avec l’électricité.Au demeurant, le premier principe de la thermodynamique, ou principe de conservation de l’énergie, suffit pour s’interroger sur les limites du concept. 2005/2004 2006/2005 Consommation d’énergie primaire + 0,2 % - 0,3 % Consommation d’énergie finale - 0,2 % + 0,6 % Tableau 2. Évolution des consommations d’énergie en France (corrigées de climat). Source : Observatoire de l’énergie. 3 Tous ces chiffres ne sont que des ordres de grandeur. Les écarts probables par rapport aux valeurs réelles sont sans incidence sur les conclusions. Énergie utile Énergie finale (conventionnelle) Énergie primaire (conventionnelle) Émissions de CO2 Situation de référence : VP à essence ou diesel 70 TWh 24 Mtep 279 TWh 25,4 Mtep 295 TWh 72 Mt Scénario tous véhicules électriques 70 TWh 9,4 Mtep 109 TWh 28,1 Mtep 327 TWH ~ 0 Variation 0 % - 61 % + 10 % - 100 % Tableau 3. Comparaison des consommations d’énergie et des émissions de CO2 des véhicules particuliers dans deux hypothèses. 97 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < 4. Il faut choisir ses priorités Le cas du véhicule électrique n’est qu’un exemple parmi beaucoup d’autres illustrant la nécessité, face au problème climatique, de bien définir ses objectifs. Dans les temps forts des crises pétrolières de 1974 et 1979, la dépendance à l’égard du pétrole était telle que la politique pouvait s’exprimer par des objectifs simples de réduction de la consommation d’énergie. Les pouvoirs publics avaient alors mis en place une politique de soutien aux « économies d’énergie » de 300 F puis de 400 F/tep éco- nomisée. Aujourd’hui trois notions s’imbriquent : • la recherche d’économies d’énergie ou, pour être correct, d’une plus grande efficacité énergétique ; • la réduction de la dépendance vis-à-vis des hydro- carbures ; • la réduction des émissions de CO2. Si la recherche d’une plus grande efficacité énergéti- que est toujours d’intérêt général, les trois objectifs sont souvent antinomiques et notamment sur des initiatives majeures : • le développement des pétroles non conventionnels et des techniques de transformation du charbon en liquides (coal to liquids) permet d’alléger la dépen- dance vis-à-vis du pétrole mais est dispendieux en énergie et générateur d’émissions additionnelles ; • la réinjection du CO2 en couches profondes permet- trait de réduire les émissions nettes de CO2 mais au prix d’une forte dégradation des rendements ; • le développement de l’énergie éolienne peut avoir un effet positif sur les émissions de CO2 (tout dépend de l’énergie primaire à laquelle elle se substitue) mais ne constitue pas un progrès dans l’efficacité énergétique ; • le développement du charbon, y compris celui du charbon souvent appelé abusivement « propre » (centrales supercritiques ou ultra-supercritiques), desserre la dépendance vis-à-vis des hydrocarbures mais n’apporte rien sur le plan de l’efficacité au niveau des usages finaux de l’énergie et a des effets très négatifs sur le plan des émissions, etc. Si la lutte contre le changement climatique doit désor- mais être considérée comme la priorité essentielle, les pouvoirs publics seraient bien inspirés de fixer un prix d’orientation pour le CO2, probablement progressif, cohé- rent avec les objectifs visés, et de juger chaque mesure préconisée par rapport à ce prix d’orientation. 30 €/t nous semblerait, dans un premier temps, une bonne mesure qui n’interdirait pas, pour les besoins de la recherche- développement, de soutenir des actions conduisant à un prix de revient de la tonne de CO2 évitée plus élevée. 5. Climat, électricité et thermodynamique Ce sentiment de confusion dans les chiffres et dans les priorités nous semble correspondre à une différence fonda- mentale de problématique entre la crise de l’énergie et le défi climatique qui reste mal perçue. En passant de l’une à l’autre, nous sommes passés d’un problème qui relevait essentiellement du premier principe de la thermodynami- que à un autre problème qui ressortissait du second. La crise de l’énergie c’est la peur de manquer, de voir les gisements s’épuiser et les prix monter en flèche. Certes les gisements vont en s’épuisant mais la forte tension sur les marchés est, pour l’instant, davantage due à une insuffisance d’investissements qu’à une pénurie physique de ressources. Aux prix actuels du pétrole, du gaz et du charbon (tableau 4), il existe de vastes ressour- ces qui peuvent être économiquement exploitées pour assurer l’équilibre des approvisionnements pendant des décennies. Les technologies de substitution (Gas to Liquids ou Coal to liquids) peuvent également contribuer à apporter des réponses dans les secteurs où le pétrole est réputé indispensable. Le problème du climat est tout autre et Henri Prévot l’a fort bien mis en évidence dans son excellent ouvrage publié en 2007 « Trop de pétrole 4 » : « Si tout le carbone contenu dans les énergies fossiles accessibles à un coût raisonnable était émis dans l’atmosphère, la hausse des températures serait catastrophique. […] Contrairement à l’idée reçue, l’énergie fossile est donc surabondante ». Le problème du climat est celui du désordre, celui engendré par l’activité humaine qui rejette brutalement dans l’atmosphère le carbone que le soleil a mis des cen- taines de millions d’années à séparer du gaz carbonique ambiant aux temps géologiques et, avec l’aide de la cha- leur tellurique, à le mettre en ordre dans les gisements de charbon et d’hydrocarbures. La question est de savoir si la transformation par des activités humaines d’inputs à faible entropie, tels que les Prix du Brent en €/bbl Prix moyen d’approvi- sionnement de l’Europe en gaz (en €/MBtu) Prix du charbon CIF ARA en €/t Prix du MWh à 1 an sur l’EEX (Leipzig) Fin février 2005 37,48 4,15 48,76 34,65 Fin avril 2008 72,86 7,78 92,68 66,35 Variation 94,4 % 87,0 % 90,1 % 91,5 % Tableau 4. Évolution du prix des énergies en Europe, de février 2005 à février 2008. 4 Éditions du Seuil - 2007 6 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < activités humaines d’inputs à faible entropie, tels que les gisements d’énergie fossile, en outputs à forte entropie (chaleur non réutilisable, déchets y compris le CO2) est compatible avec le relativement faible apport en énergie qui nous vient du soleil. En d’autres termes, si cette éner- gie qui vient du soleil est suffisante pour compenser, au niveau de la terre considérée comme un système, le dés- ordre créé par l’activité humaine. La réponse n’est pas très assurée en ce qui concerne le positionnement du point d’équilibre (car il existera néces- sairement tôt ou tard un régime stationnaire) et son accep- tabilité par les populations. C’est un grand sujet de controverses de savoir jusqu’à quel point il est possible de réduire les consommations d’énergie et les émissions de CO2 sans remettre en cause notre mode de vie. Certains ont donc beau jeu d’affirmer, mais sans le démontrer et en référant à des argumentations qui relèvent davantage du premier principe de la thermodynamique que du second, que l’équilibre ne peut être trouvé qu’au prix d’un changement de civilisation. C’est un grand mérite des travaux du GIEC que de proposer divers scénarios corres- pondant à divers points d’équilibre et d’ouvrir la voie à la discussion rationnelle de leur acceptabilité. Le défi posé n’est plus seulement d’améliorer l’effi- cacité énergétique des procédés existants par des mesures relevant du premier principe de la thermodynamique (amélioration de l’isolation des logements, par exemple) mais de passer à des économies beaucoup plus en profon- deur par des changements de procédé qui, compte tenu du second principe, doivent se focaliser sur l’énergie mini- male nécessaire. On sait chiffrer sur certains exemples, l’éclairage en particulier, la quantité d’énergie intrinsè- quement nécessaire pour réaliser une fonction donnée. Elle est en règle générale très faible au regard des consommations effectives et certains chercheurs5 soutien- nent qu’il serait possible d’améliorer en moyenne par un facteur 10 l’efficacité de nos procédés. Le problème est que les procédés pour passer à ce stade avancé d’effica- cité ne sont pas connus, ne sont pas encore industrielle- ment disponibles ou seraient beaucoup trop onéreux à mettre en œuvre6 . On sait que le curseur politique s’est arrêté en France sur le facteur 4. Quoi qu’il en soit, cette digression sur le second prin- cipe de la thermodynamique nous ramène tout droit à l’électricité. L’électricité est en effet une énergie secon- daire de température infinie qu’il est possible de dégrader sous des formes les plus variées ou de transformer direc- tement en travail. Lorsque l’électricité est disponible, la palette des choix s’ouvre de façon infiniment plus large. 6. L’analyse de l’efficacité du système élec- trique doit se faire à chacun des niveaux Traditionnellement, l’évocation des questions électri- ques amène à une discussion sur les centrales et sur le mix énergétique. Mais c’est en fait l’ensemble de la chaîne qu’il faut optimiser en commençant par les consommations. 6.1. Les consommations d’énergie électrique L’exemple des lampes à basse consommation, donné par le GIEC dans son dernier rapport de 2007 (figure 3), montre qu’il est beaucoup plus efficace de remplacer les lampes à incandescence par des lampes fluorescentes à basse consommation que d’accroître le rendement des centrales de production, bien que les deux approches puissent bien entendu se cumuler. Si le secteur du résidentiel et du tertiaire est celui où l’amélioration de l’efficacité énergétique reste sans doute la plus facile, avec des mesures relevant aussi bien du pre- mier principe (isolation renforcée) que du second (géné- ralisation des pompes à chaleur), tous les secteurs sont concernés par l’optimisation de l’efficacité énergétique, grâce à des technologies existantes et à des technologies en développement mais qui seront disponibles dans un 5 F.Schmith-Bleek - MIPS and factor 10 for a sustainable and profitable Economy – (Wuppertal Institute 1997). 6 Notons aussi qu’il n’est pas toujours aisé de savoir si une mesure d’amélioration de l’efficacité relève du premier principe ou du second. À notre avis par exemple, une révision des principes d’urbanisme sous-tendant la conception des villes afin de mieux prendre en compte les principes du dévelop- pement durable relève du second principe. Mais la distinction n’est pas toujours facile. Secteurs Technologies actuellement disponibles Technologies disponibles avant 2030 Transports Transferts vers les transports en commun (trains, tram- ways) Seconde génération de véhicules hybrides avec batteries plus performantes Résidentiel et tertiaire Renforcement de l’isolation - Recours aux architectures solaires passives - Éclairage basse consommation - Appareillage électrique plus efficace - Généralisation des pompes à chaleur - Amélioration du conditionnement de l’air lorsque nécessaire Gestion intelligente des bâtiments commerciaux - Intégration de photovoltaï- que dans la conception architecturale Industrie Équipements plus efficaces (moteurs électriques notam- ment) - Amélioration du rendement des procédés. Procédés plus avancés Tableau 5. Quelques exemples de rationalisation de l’utilisation de l’énergie électrique selon le GIEC. 7 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < Figure 3. La réduction des consommations d’énergie fossile liées à l’éclairage peut se faire en améliorant le rendement des centrales et, de façon plus efficace, en utilisant des lampes à basse consommation. D’après le rapport 2007 du GIEC (WG3). avenir suffisamment proche (tableau 5). L’optimisation de l’utilisation de l’énergie électrique ne doit pas seulement s’envisager sous l’angle de la réduction des consommations. La substitution de l’éner- gie électrique à des énergies fossiles reste un champ d’in- vestigation essentiel dans tous les domaines. Dans le résidentiel et tertiaire, les pompes à chaleur à haute température sont désormais un moyen éprouvé de se libérer des combustibles fossiles. Dans les industries du ciment, de l’ammoniac, de l’acier, la capture et le primaire 8 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < stockage du carbone permettront de limiter fortement les émissions de CO2 mais au prix de consommations d’éner- gie électrique additionnelles. Dans le domaine des transports, le véhicule électrique semble enfin pouvoir réaliser, à partir de 2010, une percée industrielle sous la forme de véhicules hybrides rechargea- bles (Plug-in Hybrid Electric Vehicles). Ces véhicules (figure 4) bénéficieront des progrès réalisés sur les chaînes de traction des véhicules hybrides aujourd’hui commercia- lisés (conversion et motorisation) et aussi de ceux accom- plis sur les batteries. Il n’est pas encore acquis quelle filière de batterie l’emportera : nickel-métal hydride, lithium-ion, lithium-métal-polymère, mais le compte à rebours est engagé. Le développement du vélo à assistance électrique constitue une marche qui facilite l’industrialisation à grande échelle de modules de batteries et permet en consé- quence d’envisager l’abaissement de leur coût. Des projets industriels d’ampleur significative voient le jour : ceux de Renault-Nissan en Israël, de Bolloré- Pininfarina, de Chevrolet (Chevy Volt). Comme on le verra plus loin, de tels véhicules apporteront non seule- ment une réduction importante des émissions par rapport aux véhicules conventionnels mais contribueront égale- ment à l’équilibre du réseau. 6.2. Le transport et la distribution Intermédiaire incontournable entre production et consommation, le transport et la distribution sont souvent les oubliés des analyses des politiques énergétiques et cli- matiques. Pourtant ainsi que le souligne le rapport de l’AIE World Energy Outlook 2007, plus de la moitié des 11 600 milliards de US$ qui devront être investis d’ici 2030 dans le secteur de l’approvisionnement en électricité7 devront être consacrés au transport et à la distribution. Le transport et la distribution jouent un rôle non négli- geable dans le rendement du système électrique. Les per- tes du réseau de transport, dans les pays industrialisés, se situent entre 2,2 % et 3,0 %. Les pertes de distribution sont plus importantes : 6,6 % en Grande-Bretagne, 4,9 % en France et 4,0 % en Allemagne. Il existe de nombreuses façons de réduire ces pertes : • l’élévation du niveau de tension ; • l’élargissement du diamètre des câbles et l’améliora- tion des conducteurs ; • un maillage plus étroit du réseau ; • la réduction des pertes des transformateurs et des convertisseurs ; • la compensation de la circulation de l’énergie réactive sur le réseau par des FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems) ; • le développement de nouvelles technologies de stockage ; • la détection et la réduction des pertes de SF6 dans les appareillages ; etc. Figure 4. Exemple de véhicule hybride rechargeable. Source : EPRI 2007. 7 Dont 6 220 Mds d’US$ dans les pays en développement (Scénario de référence). 9 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < Il y a là des champs d’action considérables, souvent de haute technicité. Mais plus important encore, le transport et la distribu- tion sont au cœur de l’optimisation du système électrique pris dans son ensemble (voir plus loin). 6.3. La production d’énergie électrique Il va sans dire que l’évolution du parc de centrales élec- triques revêt un enjeu considérable face au défi climatique. Jusqu’à présent l’analyse pouvait se concentrer sur deux facteurs essentiels : le rendement énergétique des filières et leur facteur carbone d’une part, le mix de production d’au- tre part. Plus récemment est venue s’ajouter la problémati- que du captage et du stockage du carbone (CCS). 6.3.1. Le rendement des centrales La situation de référence (2005) peut être qualifiée de très diversifiée mais surtout, dans l’ensemble, de peu bril- lante. On sait que les rendements des centrales thermi- ques à combustibles fossiles varient fortement d’un pays à l’autre : de 38 % en Europe et 37 % aux USA, ils ne dépassent pas 30 % en Chine, 28 % en Inde et 27 % en Russie. Ceci, joint à des mix de production très variables, entraîne des facteurs carbone, exprimés en t de CO2 émis par MWh électrique produit, très variables (figure 5). La situation est préoccupante parce qu’elle n’a pratique- ment pas évolué au cours des dernières années et le facteur carbone mondial moyen qui était de 0,633 t de CO2 par MWh en 1990 arrive tout juste à la barre des 0,6 en 2005. L’Europe ne se distingue pas, à cet égard, du reste du monde et son facteur carbone reste bloqué depuis des années, pour les 23 plus grands groupes électriciens, à 0,372 (source : PWC) (figure 6). Il existe des voies de progrès importantes et relative- ment bien balisées. Le rendement des centrales à gaz à cycle combiné atteint à présent couramment 56 %, voire même 60 %, avec des températures d’attaque des premières aubes de turbine approchant 1 500 °C. Le rendement des nouvelles centrales à charbon est passé, comparé à une moyenne mondiale des centrales existantes de l’ordre de 30 à 33 %, aux environs de 42 % pour les centrales à cycle supercritique (Pvapeur > 245 bars, Tvapeur > 550 °C), 42 % pour les premières centrales à cycle combiné à gazéifi- cation intégrée et 45 % pour les centrales à cycle ultrasuper- critique (Pvapeur > 300 bars, Tvapeur > 585 °C). L’objectif de 55 % de rendement, voire plus, est envisageable dans les 15 ans qui viennent. Si toutes les centrales du monde avaient le même ren- dement que les centrales européennes, les émissions de CO2 se trouveraient réduites de 1,3 Gt. ALSTOM, quant à lui, estime que les émissions des centrales à charbon existantes pourraient être réduites de 10 % par rétrofit des turbines et des chaudières et optimisation du fonctionne- ment. Tout ceci est nécessaire mais reste très insuffisant Figure 5. Facteur carbone moyen dans le monde des centrales thermiques en 2005 - En t de CO2 émis par MWh produit. Source : AIE. 10 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < pour faire face à la dérive des émissions liées au dévelop- pement des centrales à charbon. Inconcevable il y a 15 ans, la construction de nouvelles centrales à charbon s’est banalisée jusqu’en Europe et a pris des proportions considérables en Chine ou en Inde. Or une centrale à charbon, eût-elle un rendement de 50 %, émettra pendant des années du CO2 au rythme de 690 g par kWh produit. D’autres mesures plus drastiques sont donc indispensa- bles et, sauf à rationner l’électricité, il faut soit parvenir à mettre en œuvre la capture et le stockage du CO2, soit modifier très fortement le mix énergétique. 6.3.2. Le captage et le stockage du gaz carbonique Il n’est pas, depuis cinq ans, de sujet plus à la mode dans les colloques sur l’énergie que celui du captage et du stockage du carbone (CCS). Le sujet fait relativement consensus dans la mesure où il pourrait apporter une Figure 6. Évolution du facteur carbone des grands groupes électriciens européens. Source : PWC 2007. Figure 7. Principes du captage du CO2. Source : IFP. 11 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < réponse de grande ampleur à l’accroissement des émis- sions liées au charbon qui bénéficie, encore, de la réputa- tion d’énergie abondante, diversifiée et économique mais, hélas, polluante. On sait qu’il existe trois grandes familles de technologies envisageables pour le CCS (figure 7) : • la post-combustion, • l’oxycombustion, • la précombustion. La post-combustion nécessite le brassage des fumées par des produits, tels que le Methyl Ethanol Amine (MEA) ou l’ammoniaque réfrigéré (procédé ALSTOM), capables de dissoudre le CO2 et de le restituer ensuite par chauffage. L’oxycombustion nécessite la séparation de l’oxygène de l’azote de l’air. La précombustion implique la gazéification du charbon selon les réactions classiques de conversion et de shift. Le débat reste ouvert sur les mérites respectifs de ces trois filières. La précombustion est assez prisée aux USA. ALSTOM pour sa part porte son effort sur la post- combustion et l’oxycombustion, considérant que ce sont les seules technologies applicables au rétrofit des centra- les existantes. Beaucoup d’éléments constitutifs de ces filières relèvent de réactions connues mais l’intégration dans une chaîne éner- gétique complète, intégrant le transport et le stockage, reste à démontrer à l’échelle industrielle. On sait que le CCS fera chuter fortement le rendement des centrales8 mais on espère que cette dégradation des rendements pourra à terme être limi- tée à 10 ou 12 points (figure 8). On sait aussi que le CCS entraînera des investisse- ments accrus au niveau de la centrale et aux niveaux des installations de transport et de réinjection. On espère que l’investissement total (1 100 €/kW pour une centrale à charbon conventionnelle) pourrait être limité en CCS aux environs de 2 500 €/kW, ce qui, sur la base d’un taux d’actualisation de 6 %, impacterait, pour la seule partie investissement, de 12 € environ le prix du MWh. Mais la vérité reste inconnue à l’heure actuelle, en l’absence de référence de taille industrielle dans le monde axée sur la production de l’électricité. Les quatre références usuellement citées (tableau 6) concernent les aspects transport et réinjection appliqués aux besoins de l’industrie pétrolière. Les résultats en sont positifs quant à la réinjection mais n’apportent que des informations partielles sur l’application du CCS à la filière électrique prise dans son ensemble. Sur ce point, de nombreux pilotes, projets de pilotes ou projets industriels, existent de par le monde : USA, Chine, Australie et Europe où une quinzaine de projets peuvent être recensés. Les projets de Vattenfall à Swarze Pumpe ou de Total à Lacq (tous deux en oxycombustion), prévus pour démarrer en 2008, sont des projets de 30 MWth chacun. Celui de Mongstad (Norvège) couplé au gisement de SnØhvit ne démarrera qu’en 2010 en Figure 8. Évolution prévisionnelle du rendement des principales filières de production d’électricité à partir du charbon. 8 On retrouve ici une illustration des remarques faites au début de cet article : « la remise en ordre » du carbone nécessite un apport d’énergie externe. Encore ne s’agit-il que d’une remise en ordre partielle : celle du CO2 et non du C, aux dépens d’un prélèvement final d’O2 dans l’atmosphère. Nom du projet Localisation Date de démarrage Débit de réinjection en Mt de CO2/an Objectif Sleipner Mer du Nord 1996 1,0 Mt Récupération assistée du pétrole In Salah Algérie 2004 1,2 Mt Élimination d’un excès de CO2 dans le gaz naturel Weyburn - Midale USA-Canada 2000 1,5 Mt Idem SnØhvit Mer de Barents 2007 0,7 Mt Idem Tableau 6. Principales installations de réinjection de CO2 actuellement en fonctionnement dans le monde. 12 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < post-combustion (ammoniaque réfrigéré) pour une puis- sance de 40 MWth. Dans ces projets, l’industrie française est bien représentée au travers d’ALSTOM mais il ne s’agit que de réalisations pilotes, d’un ordre de grandeur inférieur à celui de réalisations industrielles. À cet égard, les errements du projet FutureGen aux USA sont préoccupants (voir encadré) et l’on comprend que beaucoup de grands industriels se refusent actuelle- ment à donner des indications sur le prix de revient final du CCS et sur son seuil de compétitivité. Royal Dutch Shell est sorti récemment du langage convenu issu du recyclage aveugle des données publiées sur le Web, en affirmant que les premiers projets de CCS, en l’absence d’aides substantielles, ne verraient pas le jour sauf à envisager un prix du CO2 de 100 €/t (plus de 4 fois le prix actuel). La proposition de la Commission européenne de ne pas faire rentrer les quantités de CO2 réinjectées dans le décompte des émissions assujetties à l’EU-ETS risque donc d’être insuffisante pour faire décoller la filière, surtout si l’on tient compte des incerti- tudes de toute nature qui entourent la faisabilité et l’ac- ceptabilité de la réinjection à grande échelle. Quoique hautement souhaitable, l’avènement du CCS comme solution au problème des émissions ne peut aujourd’hui en aucun cas être considéré comme acquis. De façon qualitative, nous considérons que son degré de maturité peut être comparé à celui du nucléaire de 4ème génération. C’est un gros chantier qu’il faut poursuivre9 et accélérer mais qui prendra du temps et qui de toute façon se traduira, in fine, par un renchérissement substan- tiel des prix de l’électricité. Le projet FutureGen est né aux USA en 2003. Il vise à démontrer sur une installation de taille industrielle (275 MWe) la faisabilité technique et économique de la filière à gazéification intégrée (précombustion) pour le captage et le stockage du CO2. Il devait être financé 80-20 entre Gouvernement Fédéral (DOE) et partenaires industriels au projet. En 2007, sa localisation à Mattoon dans l’Illinois a été décidée, avec réinjection dans l’aqui- fère salin du Mount Simon à 4 000 m de profondeur. Malheureusement, la dérive des coûts a amené le projet de 900 M US$ à 1 800 M US$ (1 200 M €) en janvier 2008 soit à 4 360 €/kW. Le DOE a décidé alors de recon- sidérer sa politique et de reventiler l’aide prévue sur diverses filières. L’avenir du projet est donc incertain. 6.3.3. Les énergies renouvelables Également inépuisable sujet de conférence depuis 35 ans, la situation des énergies renouvelables s’est décan- tée au cours des dernières années. L’éventail des solutions techniquement et économiquement possibles s’est resserré autour de quelques-unes d’entre elles : l’énergie hydrauli- que, l’énergie éolienne, l’utilisation directe ou la conversion de la biomasse, la conversion de l’énergie solaire en chaleur ou en électricité (photovoltaïque notamment). Dans un contexte où la préoccupation climatique est devenue priori- taire, et où les apports de l’énergie solaire sont déterminants dans la recherche d’un point d’équilibre, le recours aux énergies renouvelables est fondamental. Il existe des inconditionnels des énergies renouvela- bles de même qu’il en existe d’autres qui les tournent encore en dérision, arguant de leurs faiblesses et de leurs limitations. Il est vrai que l’un des facteurs les plus exas- pérants est la propension des professionnels ou des sup- porters de l’énergie éolienne à toujours s’exprimer en ter- mes de puissance installée ou délivrée à un moment donné : 40 % de la puissance nouvelle installée en Europe en 2007 aurait-été en énergie éolienne, 5 244 MW ont été installés en 2007 aux USA, 9 550 MW ont été délivrés sur le réseau espagnol le 16 janvier 2008, 33 000 MW sont attendus en 2020 en Grande-Bretagne, etc. Les effets d’annonce font florès alors que l’on sait que l’énergie éolienne est une énergie intermittente et que la puissance nominale n’est atteinte en moyenne que 1 800 heures/an en Allemagne, 2 000 heures en Espagne et 3 000 heures aux USA. Mais cette intermittence ne condamne pas l’énergie éolienne : il faut la gérer sur le plan de la conduite des réseaux et savoir jusqu’où on peut aller sur le plan économique. Il n’existe pas de réponse universelle et il faut tenir compte des données propres à chaque région. Ainsi, aux USA, les « Renewable Portfolio Standards » (RPS) qui fixent dans certains états la production d’énergie électri- que minimale d’origine renouvelable à respecter, sont très variables d’un état à l’autre, le Congrès américain s’étant opposé à la fin 2007 à une obligation fédérale (tableau 7). Sur le plan de la conduite des réseaux, on considère comme techniquement possible d’intégrer, sous condi- tions, entre 20 à 30 % d’énergies intermittentes. Dans le domaine du soutien économique, la limite du raisonnable a sans doute été atteinte dans beaucoup de pays, si l’on en juge par les profits à présent dégagés, grâce à des tarifs de rachat très avantageux, par certaines sociétés spécialisées dans les énergies nouvelles. Simultanément, en Allemagne, l’organisme professionnel BDEW (Bundesverband der Energie und Wasser Wirtschaft) a fait savoir qu’en contrepartie d’une contri- bution des énergies renouvelables de 86,4 TWh à l’appro- visionnement en électricité du pays (dont 39,5 TWh d’énergie éolienne pour 22 250 MW installés), le contri- 9 La demande d’autorisation, introduite en février 2008 par la société américaine Tenaska, portant sur une centrale de 600 MW au Texas fonctionnant en post-combustion aux amines, est un signe encourageant. 13 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < buable allemand avait supporté en 2007 une surcharge de 4 100 M€ soit, pour ces TWh, 47,4 €/MWh10 ! Mais les progrès accomplis ont été considérables. Les plus grandes éoliennes ont à présent des rotors de diamè- tre de l’ordre de 125 m pour des puissances nominales de 5 MW et le prix de revient du MWh est tombé de 40 € en 1980 aux environs de 7 aujourd’hui. Il faut à présent mieux intégrer ces gigantesques éoliennes dans la conduite des réseaux pour éviter notamment les déclen- chements en série en cas de chute de tension sur le réseau. L’énergie solaire photovoltaïque peut connaître une évo- lution similaire si le saut technologique des couches minces, lui permettant de se libérer du silicium polycristallin, est accompli, ce qui semble être en bonne voie aujourd’hui. Quoi qu’il en soit, compte tenu des limitations diver- ses, y compris les contraintes environnementales, il serait hasardeux d’estimer que les énergies renouvelables puis- sent représenter dans les trois décennies qui viennent, y compris l’hydro-électricité, plus de 30 % de la production d’électricité mondiale. 6.3.4. La production d’électricité d’origine nucléaire L’électricité d’origine nucléaire reste aujourd’hui la seule solution industriellement démontrée permettant de réduire à grande échelle les émissions de CO2. Mais l’énergie nucléaire ne sort que très progressivement de sa disgrâce et reste la mal-aimée des prospectivistes. L’Agence Internationale de l’Énergie ne lui accorde pas plus de 9,3 % du mix électrique dans son scénario de réfé- rence en 2030 (contre 15,2 % en 2005) et 13,3 % dans le scénario alternatif. Si le scénario de référence peut être pris comme l’ex- pression factuelle des tendances actuelles, un scénario alternatif laissant se dégrader la part du nucléaire alors que la planète « brûle » traduit toutes les contradictions dans lesquelles baignent les politiques énergétiques mon- diales. On n’ose pas encore parler clairement de l’énergie nucléaire comme solution au problème climatique mais peu se préoccupent de voir plus de 10 000 MW au char- bon mis en service chaque mois dans le monde et com- promettre ainsi, de façon probablement irréversible, le futur de la planète. Le « charbon propre », malgré les limitations qui l’entourent, sert d’alibi alors qu’il ne s’agit que d’une hypothétique planche de salut. On met souvent en avant l’impossibilité de passer d’un quasi arrêt des programmes nucléaires à la constitution en peu d’années d’un parc additionnel de plusieurs centaines de centrales. Mais, si l’on considère que la Chine met en service 7 000 MW au charbon par mois, si l’on se rappelle que la France, nation d’à peine 60 millions d’habitants, engageait dans les grandes années du programme nucléaire français 6 000 MW par an, on ne peut pas considérer que la mise en service au niveau mondial de 60 000 MW nucléaires additionnels par an, à compter de 2017, serait déraisonnable ou hors de portée. Il en résulterait en 2030 un parc installé trois fois supérieur à celui d’aujourd’hui et une contribution du nucléaire à la satisfaction des besoins en électricité de l’ordre de 23 à 24 %. Il faut bien entendu continuer à préparer les opinions publiques et organiser les transferts de technologies à horizon de 10 ans vers les pays en développement pour que le nucléaire puisse être pris en charge avec les garan- 10 Communiqué de presse du BDEW du 22 janvier 2008. Etat Volume Année Arizona 15 % 2025 California 20 % 2010 Colorado 20 % 2020 Connecticut 23 % 2020 District of Columbia 11 % 2022 Delaware 10 % 2019 Florida 20 % Draft Hawaii 20 % 2020 Iowa 105 MW Illinois 25 % 2017 Massachusetts 4 % 2009 Maryland 10 % 2022 Maine 10 % 2017 Minnesota 25 % 2025 Missouri 11 % 2020 Montana 15 % 2015 New Hampshire 16 % 2025 New Jersey 23 % 2021 New Mexico 20 % 2020 Nevada 20 % 2015 New York 24 % 2013 Oregon 25 % 2025 Pennsylvania 18 % 2020 Rhode Island 15 % 2020 Texas 5,880 MW 2015 Vermont 10 % 2013 Virginia 12 % 2022 Washington 15 % 2020 Wisconsin 10 % 2015 Tableau 7. Renewable Portfolio Standards applicables aux USA en 2007. 14 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < ties suffisantes de professionnalisme et de respect des règles de sûreté. Sur le plan technique, les réacteurs à eau légère qui constituent l’essentiel du parc en service et les réacteurs de génération III de type EPR, ne sont pas pro- pres à produire des matières utilisables à des fins militai- res. Il faut cependant que les pays accédants renoncent à tout programme militaire. Cette logique a bien fonctionné dans le cas de l’Afrique du Sud, de la Suède, du Brésil. Mais certains pays ont refusé de ratifier le TNP (Traité de non-prolifération nucléaire) tandis que d’autres, l’ayant signé, ont tenté de dissimuler des programmes militaires. L’AIEA (Agence internationale de l’énergie atomique), en charge du contrôle du respect du TNP par les pays signataires, a montré son efficacité technique mais devrait voir ses moyens de contrôle largement renforcés. Il faut aussi établir des critères plus stricts pour la coopération dans le domaine des activités sensibles que sont l’enri- chissement et le retraitement. Des initiatives internationa- les se mettent en place pour garantir à un niveau multila- téral la fourniture du combustible. La France peut et doit être motrice dans ces initiatives. Enfin la R&D internationale sur les systèmes de Génération IV accroît encore les garanties vis-à-vis du risque de détournement des technologies tout en ouvrant de nouvelles perspectives d’application du nucléaire et d’utilisation optimale de la ressource en uranium11 . 7. La nécessité d’une approche intégrée Dès lors que l’on adopte une approche inspirée de la thermodynamique pour traiter des problèmes climatiques, la nécessité de considérer le système électrique dans sa globalité s’impose. Nombreux sont les exemples de synergies possibles entre les différents stades de la production, du transport et de la distribution et de l’utilisation de l’énergie électrique. On sait par exemple que : • Une interconnexion suffisante entre les réseaux et une gestion coordonnée entre eux permet de tirer le meilleur parti des complémentarités entre sources d’approvisionnement. En Europe, il a été estimé que 100 Mt d’émissions de CO2 pourraient ainsi être évitées. L’interconnexion entre le Danemark et la Norvège par le câble HVDC NorNed (700 MW – 580 Km) en est une illustration12 . • Les interconnexions permettent également de gérer le risque de congestion dû à l’afflux de puissance en provenance des énergies intermittentes (figure 9). • Elles permettent de mieux gérer les fluctuations de la demande dues au changement climatique qui vont devenir de plus en plus fréquentes, hivers rigoureux ou étés caniculaires, sans recourir à des moyens de pointe générateurs d’émissions importantes. • La gestion centralisée des réseaux permet d’intégrer les formes d’énergie décentralisées et intermittentes : générateurs éoliens, production combinée, valorisa- tion de la biomasse. • Plus généralement, le couplage entre les réseaux électri- ques et les réseaux de collecte et de transmission d’infor- mation devrait donner naissance à ce que l’EPRI (Electric Power Research Institute) appelle les « Intelligrids » qui permettent d’assurer une optimi- sation globale du couple production-utilisation, en jouant chaque fois que possible sur l’interruptibilité, le lissage ou le report de la demande, ainsi que sur les possibilités éventuelles de stockage. • Un exemple assez étonnant de cette complémenta- rité production-consommation (le « demand side management ») viendra de la gestion du parc de véhicules automobiles hybrides rechargeables qui pourra se développer à partir de 2010. Grâce à leurs 11 Ces dernières conclusions s’inspirent directement d’une analyse de Fanny Bazile, directeur de la Prospective à la Direction de l’Energie nucléaire au CEA. 12 Ce câble aurait dû entrer en service en août 2007. Cependant un défaut a été détecté à 160 km de la côte norvégienne le rendant indisponible jusqu’en avril 2008. Figure 9. Variations des flux d’énergie électrique en Europe selon différentes hypothèses : A : scénario de référence B : vents forts sur l’Europe du Nord C : vents forts sur l’Europe du Sud. Source : Ewis. 15 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < capacités de stockage embarquées sous formes de batteries, ces véhicules constitueront un stockage régulateur mobile extrêmement utile pour les réseaux, pour la gestion des énergies intermittentes notamment, à la condition que la recharge de ces batteries puisse être pilotée à distance comme le sont aujourd’hui les chauffe-eaux électriques en heures creuses par le signal tarifaire à 175 Hz. Une difficulté majeure est que ces synergies propres aux réseaux électriques s’accommodent mal de la dérégu- lation et du démembrement des structures voulus par les instances européennes, dans le but de renforcer la concur- rence et de faire baisser les prix. La politique européenne dans le domaine de l’énergie s’est orientée vers la dérégulation, la concurrence et la séparation des fonctions, à une époque où les problèmes de climat, qui relèvent comme nous l’avons exposé en introduction d’une approche différente de celle de l’ap- provisionnement énergétique, n’occupaient pas le devant de la scène. Aujourd’hui, la Commission tente de concilier appro- che de marché et lutte contre le réchauffement climatique par les mécanismes de quotas et de permis d’émission. Ce point sera discuté plus loin. 8. Que peut-on attendre de l’ensemble des mesures envisageables dans le secteur de l’électricité ? On a vu au début de cet article que le secteur de l’élec- tricité portait une lourde responsabilité dans la dérive cli- matique actuelle. On a vu également qu’il offrait des voies de progrès très importantes dans les domaines de la production, du transport et de l’utilisation de l’énergie. Quel peut-être le bilan d’ensemble résultant de la mise en œuvre de ces mesures ? On dispose pour l’apprécier de deux études récentes. 8.1. Le scénario de stabilisation 450 de l’AIE L’AIE, dans son World Energy Outlook 2007, a com- plété les scénarios élaborés par son modèle d’analyse tra- ditionnel par un scénario particulier dit « 450 Stabilisa- tion Case » visant à contenir la dérive climatique dans les limites considérées comme acceptables de 2,0 à 2,4 °C. Plusieurs cheminements sont possibles pour cela. L’AIE a retenu un point de passage en 2030 correspondant à des émissions totales de CO2 de 23 Gt, inférieures de 19 Gt à celles du scénario de référence et de 11 Gt du scénario alternatif. Le tableau 1 se trouve ainsi complété conformément au tableau 8. Un ensemble de mesures très volontaristes sont néces- saires pour atteindre ce scénario de stabilisation mais c’est de l’énergie électrique que pourrait venir en 2030 l’essentiel du progrès requis. Le tableau 9 détaille quelle serait l’évolution du mix électrique dans chacun des trois principaux scénarios. On voit que, pour des consommations électriques pra- tiquement identiques à celles du scénario de référence, la pénétration accrue de l’électricité dans certains secteurs compensant l’amélioration des rendements dans d’autres, l’électricité peut générer 68 % des réductions d’émission nécessaires pour contenir la dérive climatique. 8.2. Le scénario PRISM de l’EPRI L’EPRI a publié en août 2007 « The Full Portfolio », une étude sur les possibilités de réduire les émissions du secteur électrique aux USA en partant du scénario de référence de l’EIA (Energy Information Administration - DOE USA). Cette étude envisage tous les moyens de nature à réduire les émissions du système électrique (de la production à l’utilisation) en ne retenant que celles issues des technologies qui seront raisonnablement disponibles en 2030. La combinaison des contributions de chacune de ces technologies à l’obtention de l’objectif visé est à l’ori- gine de l’appellation Prism retenue pour cette analyse. Les résultats en sont donnés sous forme graphique dans les figures 10 et 11. S’ils diffèrent sur certains points de ceux de l’AIE, ils démontrent comme ces derniers, la possibilité de réduire très fortement les émissions du sec- teur de l’électricité d’ici 2030 si l’effort d’investissement est fait à temps. Scenario Concentration de CO2 dans l’atmosphère en résultant (niveau de stabilisation en ppm) Concentration de CO2e dans l’atmosphère en résultant (niveau de stabilisation en ppm) Horizon de stabilisation des émissions de CO2 Élévation probable de température (en °C) Reference Scenario 660 855 2060 4,9 Alternative Policy Scenario 450 550 2025 3,0 High Growth Scenario 790 1130 2090 6,1 450 Stabilisation Case 360 450 2012 2,0 à 2,4 Tableau 8. Scénarios de l’AIE complétés par le « 450 Stabilisation Case ». Source : World Energy Outlook 2007. 16 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < La question se trouve alors posée de savoir comment amener les opérateurs du secteur de l’électricité à consen- tir à cet effort d’investissement. 9. Investissements, prix de l’électricité et prix du carbone La lutte contre le réchauffement climatique est possi- 2005 2030 450 Stabilisation Case Reference scenario Alternative Policy scenario TWh % TWh % TWh % TWh % Hydro 2 922 16.1 % 6 608 21.8 % 4 842 13.7 % 5 403 17.3 % Biomasse 231 1.3% 2 056 6.8 % 840 2.4 % 1 166 3.7 % Éolien 111 0.6 % 2 464 8.1 % 1 287 3.6 % 1 800 5.8 % Autres renouvelables 56 0.3 % 653 2.2 % 346 1.0 % 566 1.8 % Sous-total renouvelables 3 320 18.2 % 11 781 38.8 % 7 315 20.7 % 8 935 28.6 % Charbon 7 334 40.3 % 4 600 15.2 % 15 796 44.6 % 10 716 34.3 % Charbon avec CCS - - 1 750 5.8 % - - - - Fuel 1 186 6.5 % 290 1.0 % 929 2.6 % 844 2.7 % Gaz 3 585 19.7 % 3 800 12.5 % 8 068 22.8 % 6 602 21.1 % Gaz avec CCS - - 1 570 5.2% - - - - Nucléaire 2 771 15.2 % 6 560 21.6 % 3 275 9.3 % 4 144 13.3 % Total Production 18 196 100.0 % 30 351 100.0 % 35 383 100.0 % 31 241 100.0 % Émissions de CO2 du secteur électrique 10.9 Gt 6.3 Gt 18.8Gt 13.7Gt Émissions totales de CO2 20.7 Gt 23.0 Gt 41.9 Mt 33.9 Gt Tableau 9. Évolution du mix électrique à horizon 2030 selon les scénarios de l’AIE. Figure 10. Évolution des émissions du secteur électrique aux USA selon le scénario de référence de l’EIA et selon le scénario de l’étude PRISM de l’EPRI. Source : EPRI. 17 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < ble mais elle a un coût. Dans le secteur de l’électricité, c’est un effort additionnel qui s’ajoute en Europe aux investissements minimaux devenus indispensables après deux décennies de sous-investissement et, dans les pays en développement, à ceux nécessaires pour faire face aux besoins de la croissance. L’AIE les évalue sommairement, au niveau mondial, à 7 500 milliards US$ d’ici 2030 dans son scénario de stabilisation contre 5 500 milliards US$ dans le scénario alternatif. À cet effort d’investissement, s’ajouteront, dans le cas du captage et du stockage du carbone notamment, des sur- coûts d’exploitation substantiels liés à la détérioration des rendements. En moyenne, nous estimons qu’un renchéris- sement de l’électricité de l’ordre de 15 €/MWh résultera de la prise en compte de la contrainte climatique13 , ce qui cor- respond, en retenant la loi d’équivalence souvent observée sur les marchés, à un prix du CO2 de l’ordre de 30 €/t. On sait cependant que le décollage de certaines technologies nouvelles comme le CCS nécessitera très probablement une incitation financière initiale plus importante. Comment faire admettre une telle hausse par les consommateurs au moment où l’Europe est en panne de croissance et où les pays émergeants ne souhaitent pas être freinés dans la leur ? Comment faire en sorte que les opérateurs du secteur énergétique, préoccupés par leur rentabilité à court terme, consentent à des investissements qui relèvent plus de l’intérêt général que de leur intérêt propre ? Certes, le marché commence à envoyer des signaux qui alertent les entreprises d’électricité : les centrales à charbon rencontrent en Allemagne, en Grèce, en Grande-Bretagne, aux USA, etc. une hostilité croissante de la part des popu- lations et des élus. Certains actionnaires (comme dans le cas de TXU au Texas) s’inquiètent de la possible dégrada- tion de la valeur des actifs d’un opérateur dès lors qu’il serait trop dépendant de techniques fortement émissives. Aux USA, où tout se plaide, le risque de contentieux dili- gentés par des associations de consommateurs ou par des nations insulaires menacées de disparition du fait de la montée du niveau de la mer, est pris très au sérieux. Mais ces signaux restent trop faibles pour déclencher le mouvement d’investissement qui serait nécessaire. Irréversiblement engagée dans une politique d’ouver- ture des marchés, l’Europe se trouve aujourd’hui confron- tée à un dilemme face au problème du climat qui n’était pas celui auquel sa politique d’ouverture des marchés entendait initialement répondre. On ne peut sortir du lais- ser-faire climatique qu’aux dépens des prix mais tel n’était pas l’objectif initialement visé ! L’Europe, assez courageusement, s’est fortement enga- gée dans le système des quotas d’émission de l’EU-ETS qui s’inscrit, depuis le 1er janvier 2008, dans le cadre du protocole de Kyoto. Elle va se trouver confortée dans sa démarche par des initiatives différentes mais comparables dans l’Est américain (RGGI), dans l’Ouest (WCI), dans les états du Centre (MGGA), en Australie, en Nouvelle- Zélande, au Canada, peut-être au Japon et en Corée, et sans doute même, finalement, au niveau fédéral américain. La grande question est de savoir si ces mécanismes de marché délivreront les résultats qu’on attend d’eux en termes de réduction des émissions. Après avoir connu des vicissitudes profondes dans sa Figure 11. Évolution du mix de production d’énergie électrique aux USA selon le scénario de référence et selon le scénario PRISM. Source : EPRI. 13 Une telle indication n’a de valeur que d’ordre de grandeur. Il est évident que les prix respectifs des énergies influent directement sur les facteurs de mérite des centrales et donc sur les émissions totales. 18 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < première phase de fonctionnement (2005-2007), se tradui- sant finalement par un effondrement total des prix des quo- tas, le prix du carbone, en Europe, s’est stabilisé depuis 1 an aux environs de 20 à 25 €/t de CO2 (15 à 18 € pour les crédits Kyoto CERs issus du mécanisme de développe- ment propre) (figure 12). Ces prix, trop faibles sur le moyen terme pour déclencher l’effort d’investissement à la hauteur nécessaire, ont été suffisants pour que le prix du CO2 devienne l’une des composantes importantes des mécanismes subtiles de formation des prix des énergies et de détermination du comportement des acteurs. On observe par exemple (figure 13) que le prix du car- bone reflète assez bien en Europe, sur des périodes assez longues, le différentiel de prix, le « spread » conduisant Figure 12. Évolution du prix du CO2 en Europe depuis le début de l’année 2007. Données : Point Charbon. Figure 13. Comparaison entre le prix du CO2 en Europe et la valeur de « switch » gaz-charbon en Europe. Comparaison entre le cours du CO2 (2ème période) et la valeur de switch horizon “next summer” 2 19 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < les exploitants de centrale, en Allemagne et en Grande- Bretagne essentiellement, à basculer du charbon vers le gaz, dès que les prix du CO2 sont suffisamment dissuasifs pour continuer à fonctionner au charbon. Toutefois le prix du carbone est une espèce menacée d’emballement ou de disparition. Conformément au principe d’équilibre de la tarifica- tion au coût marginal, le prix du CO2 s’est retrouvé dans le prix de l’électricité livrée au consommateur, alors que celui-ci attendait de l’ouverture des marchés une baisse de sa facture énergétique. Des hausses de 10 à 15 €/MWh ont été observées en Allemagne sur la bourse de l’EEX (Leipzig). Les producteurs d’électricité ont été accusés de dégager des super-profits, en Allemagne, en Grande- Bretagne, en Espagne et en Finlande. Les états ont alors considéré que, si le consommateur devait payer davantage au titre du climat, les sociétés d’élec- tricité ne devaient pas pour autant en faire leurs « choux gras » et que c’était à l’État de récupérer par le biais de la fiscalité, tout ou partie de la rente ainsi dégagée. En janvier 2008, la Commission européenne a pro- posé que tous les quotas destinés aux producteurs d’élec- tricité cessent de leur être alloués de façon gratuite et fas- sent l’objet d’enchères payantes dont le produit irait à des actions d’amélioration de l’efficacité énergétique. Rien n’est encore décidé car on imagine les discussions qui peuvent s’ensuivre sur les processus de réallocation. On observera simplement qu’un mécanisme de mise aux enchères des quotas suivi d’une redistribution du produit des ventes s’apparente à l’instauration d’une taxe carbone et redonne aux pouvoirs publics une puissance d’inter- vention considérable. Mais dans le même temps, le prix du charbon s’est mis à augmenter de façon très rapide, crevant en février 2008 la barre des 100 €/t rendue à Amsterdam. Tout se passe comme si les opérateurs charbonniers, réalisant qu’il y avait de la place pour un prix du CO2 entre les prix qu’ils pratiquent et ceux du gaz, avaient « décidé » que ce « spread » devait combler à leur profit, la concurrence dans le monde du charbon – surtout depuis que la Chine est devenue importatrice nette – étant bien moindre qu’on ne le dit trop souvent. À défaut de revenir à des politiques publiques qui ne sont plus dans l’air du temps, la résolution des problèmes climatiques par une approche de marché est difficile. L’établissement d’un prix du CO2 au niveau mondial nous parait extrêmement souhaitable mais il faut que plusieurs conditions soient réunies pour que, dans le domaine de l’électricité, il produise les effets espérés : • Qu’il n’y ait pas trop de disparités entre les prix des différents marchés qui vont coexister dans le monde et que des mécanismes de compensation aux frontiè- res soient instaurés lorsque nécessaire pour mainte- nir l’équité dans les échanges. • Qu’une ou plusieurs banques centrales aient la charge, en toute indépendance, de réguler le marché du carbone pour éviter aussi bien l’emballement à la hausse que l’effondrement à la baisse (effet « assi- gnats »). • Qu’il soit admis que l’instauration d’un prix du CO2 se traduira par une hausse des prix de l’électricité, hausse indispensable pour permettre aux technolo- gies non génératrices d’émissions de se développer avec l’ampleur nécessaire. Ceci implique un gros effort d’explication de la part du pouvoir politique, probablement un étalement dans le temps, mais la direction doit être prise et suivie. • Que soit instaurée une sorte d’obligation de réinves- tissement de la part des opérateurs du secteur électri- que. Il s’agit d’éviter une sur-rémunération du capi- tal par le CO2 et de veiller à ce que tous les opéra- teurs procèdent aux investissements nécessaires, y compris, comme cela se fait davantage dans certains états américains, dans le développement d’actions impliquant à la fois les opérateurs et les utilisateurs. La France est familière du régime des concessions. Sans remettre en cause le mouvement de libéralisa- tion, il faudrait pouvoir l’encadrer suffisamment de façon que les préoccupations climatiques, qui sont des préoccupations de long terme, trouvent suffi- samment leur place dans la stratégie des entreprises. 10. Conclusions L’énergie électrique est indispensable au développe- ment des activités économiques et au bien-être des hom- mes. Mais l’humanité est aujourd’hui confrontée à un problème dramatique, celui du réchauffement climatique. Ce problème ne se confond pas à celui de l’épuisement des ressources énergétiques qui relève d’une autre problé- matique. Au risque d’être contesté par les hommes de l’art, nous avons essayé de montrer que les problèmes d’approvisionnement énergétique relevaient davantage du premier principe de la thermodynamique alors que ceux du climat ressortent du second qui demeure la loi physi- que la plus fondamentale. Cette approche thermodynami- que explique pourquoi l’électricité joue un rôle aussi pré- éminent dans la lutte contre le réchauffement climatique. Elle est actuellement à l’origine d’une fraction crois- sante des émissions, avec notamment la mise en service à un rythme souvent méconnu de nouvelles centrales à charbon en Chine et en Inde (1 600 MW par semaine en Chine en 2007). Les prévisions à horizon 2030 sont extrê- mement préoccupantes en l’absence d’un changement radical dans le rythme d’évolution des consommations et dans les modes de production. 20 REE N° 6/7 Juin/Juillet 2008 > L’ article invité > Électricité et Climat < Mais l’électricité, de par sa nature, se prête mieux que toute autre énergie à des optimisations portant sur l’inté- gralité du cycle allant de la production à la consommation. Des travaux réalisés par l’AIE et l’EPRI, il ressort que l’amélioration des rendements énergétiques, le développe- ment de nouvelles techniques comme les véhicules hybri- des rechargeables, le recours accru aux énergies renouvela- bles, le triplement de la capacité nucléaire installée d’ici 2030, le développement du captage et de la séquestration du charbon (en se gardant cependant de considérer cette technologie comme acquise), l’optimisation de la gestion des systèmes électriques par des réseaux de transport et de distribution appropriés, etc. sont de nature à permettre de contenir la dérive climatique dans des limites acceptables. Le défi climatique pourrait donc être relevé sans qu’il soit nécessaire d’imaginer d’hypothétiques changements dras- tiques dans nos modes de vie, allant au-delà d’une utilisa- tion ménagère voire parcimonieuse des ressources. La difficulté principale est que cette forme non trau- matisante de croissance écologique a un coût et qu’elle peut se traduire par une augmentation moyenne des prix de l’électricité que nous avons sommairement évaluée à 15 € par MWh. Une telle augmentation pose en soi un problème au moment où la croissance économique peine à redémarrer dans certains pays, alors que le prix du pétrole s’emballe et que les pays émergents sont pressés de rattraper le niveau de développement des pays les plus avancés. Une autre difficulté, en admettant qu’une telle augmen- tation soit possible, est d’orienter le supplément de ressour- ces qui en résulterait au profit des investissements indis- pensables à l’évolution du système électrique. Le système totalement libéral atteint ici ses limites et si l’institution d’un marché du carbone nous semble devoir être pérenni- sée et généralisée, il faut l’encadrer par des mesures réga- liennes, de telle sorte que les mécanismes de marché ne soient pas détournés au profit d’intérêts particuliers, mais puissent effectivement contribuer à l’édification d’une politique de long terme de lutte contre la dérive climatique. L ’ a u t e u r Jean-Pierre Hauet est ancien élève de l’École Polytechnique et Ingénieur du corps des mines. Il a occupé différentes positions dans l’Administration, en particulier celle de rapporteur général de la Commission de l’Énergie du Plan. Il a dirigé le centre de recher- ches de Marcoussis d’Alcatel avant d’être directeur Produits et Techniques de Cégélec et d’être nommé ChiefTechnology Officer d’ALSTOM. Depuis 2003, il est consultant, Associate Partner de KB Intelligence, spécialisé dans les questions d’énergie, d’auto- matismes industriels et de développement durable. Il préside l’ISA-France, section française de l’ISA (Instrumentation, Systems & Automation Society) et est membre du comité de publication de la REE.