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Future Prospects for LNG Demand in Ghana / Mike Fulwood &#38; Thierry Bros. Oxford Institute for Energy Studies, Jan. 2018, 15 p. (Energy insight ; 26) https://www.oxfordenergy.org/publications/future-prospects-lng-demand-ghana/With energy demand in Africa forecast to grow quickly in the coming decades, the prospects of LNG imports have been talked up by many commentators, with Ghana being thought of as one of the brightest prospects. Ghana first began developing its gas market by importing pipeline gas from Nigeria, along the West African Gas Pipeline, at the end of 2008, to replace the burning of expensive light crude oil in power plants.  However, the supply of gas from Nigeria has not lived up to expectations, with Nigerian suppliers failing to deliver the contractual amounts, the pipeline being occasionally breached and non-payment by Ghana becoming a problem in 2014.  At the same time, Ghana began to develop its own gas reserves, with the start-up of associated gas from the Tullow-operated Jubilee field in 2014, followed by the TEN field in 2016.  In 2018 the start-up of the Sankofa field will add significantly to the level of domestic production. However, even with optimistic projections on the growth in electricity generation, combined with an assumption that all power plants which can burn gas will do so, there appears to be no room in the market for LNG until after 2020 at the earliest.  Additionally, there have been a number of abortive attempts to develop Floating Storage Regasification Unit (FSRU) projects, with the lack of enforceable contracts, inability to put in place the necessary infrastructure and creditworthiness all being concerns. The IEA in WEO 2017 was relatively bullish on the prospects for gas demand growth in Africa, assisted in part by the deployment of FSRUs.  However, the experience of Ghana suggests that these prospects may be over-optimistic. If the LNG glut that so many are expecting does not materialise then Ghana, like Ivory Coast, may have missed the boat in terms of accessing cheap LNG via FSRU. African gas demand growth should be centred on using locally domestic resources. This will not help to foster FIDs for African LNG projects as they won’t get any regional customers and would therefore have to compete in the other regional markets (Asia, Europe and Latin America).Energy Transition in Europe / Colette Lewiner, Réalités industrielles, n° 1, février 2018, pp. 46-49 https://www.cairn.info/revue-realites-industrielles-2018-1-p-46.htmSuccessive European legislative packages, as well as subsidized renewables deployment, impacted on electricity markets, which became unstable with concerns about security of supply. These packages also failed to deliver what was their first objective – benefits for end-users – as the latter are paying for renewables subsidies through higher electricity prices.Reforms are needed and the article analyses the new European legislative package issued and suggests more actions to restore a sustained market.It analyses also the main technology progress that have enabled wind and solar energy spectacular costs reductions and the drivers for future costs decreases. Combined with competitive mass storage development and digitalization technologies, those lower cost renewables should get in the future a significant share of the electricity mix contributing to decarbonized energy consumption.Nuclear energy is a good dispatchable, carbon free complement and should not be shut down, except for safety reasons.Les Economistes et la fin des énergies fossiles (1865-1931) / Antoine Missemer. Editions Classiques Garnier, 2017 https://classiques-garnier.com/les-economistes-et-la-fin-des-energies-fossiles-1865-1931.htmlDes années 1860 aux années 1930, le regard des économistes sur la fin des énergies fossiles a évolué. En cause, des mutations technologiques mais aussi théoriques. L’enjeu est ici de démêler cet écheveau, pour comprendre les rapports qu’entretiennent les économistes, aujourd’hui encore, avec les sujets environnementaux. Mix de gaz 100 % renouvelable en 2050 ? Synthèse de l'étude. Paris : Ademe, janvier 2018, 283 p. http://www.ademe.fr/mix-gaz-100-renouvelable-2050L'ADEME contribue aux réflexions sur la stratégie volontariste de la France, notamment en explorant des trajectoires pour le futur énergétique français et publie régulièrement depuis 2013 des scénarios énergie-climat. La présente étude "Un mix de gaz 100 % renouvelable en 2050 ?", conduite par l'ADEME en collaboration avec GRDF et GRTgaz, s'inscrit dans la continuité des travaux publiés en 2016 - 2017, et concerne la seconde énergie la plus consommée en France, le gaz. L'ADEME y a exploré les conditions de la faisabilité technico-économique d'un système gazier en 2050 basé à 100 % sur du gaz renouvelable.Les travaux se sont appuyés sur le scénario énergétique ADEME 2035-2050 avec un niveau de demande finale en 2050 en gaz de réseau de l'ordre de 300 TWh contre 460 TWh aujourd'hui. Les résultats, fondés sur des analyses de sensibilités et divers scénarios de mix de production de gaz renouvelable, montrent qu'il existe un gisement potentiel théorique de gaz renouvelable pouvant répondre à une demande énergétique réduite en 2050 pour un coût global du gaz compris entre 116 et 153 ¤/MWh. Cela nécessitera des évolutions du système gazier et notamment de développer la complémentarité entre réseau gaz et réseau électrique. Ceci confirme que pour rendre notre système énergétique plus durable, il est nécessaire de renforcer les interactions entre les vecteurs énergétiques et d'optimiser leurs synergies et ce à différentes échelles de territoires.Précarité énergétique et fiscalité écologique, retour sur l’expérience avortée du chèque vert français / Antoine Missemer, Sophie Swaton, Natures, Sciences, Sociétés, vol. 25, n° 3, 2017, pp. 221-239. https://www.cairn.info/revue-natures-sciences-societes-2017-3-p-221.htmÀ la fin des années 2000, un mécanisme de chèque vert a été imaginé en France pour corriger les distorsions résultant de la mise en place d’une taxe carbone. Parmi ces distorsions figurait une aggravation de la précarité énergétique. En partant d’une définition multidimensionnelle de cette précarité, nous montrons que les dispositifs de type chèque vert conçus autour des années 2010 ne permettaient pas de lutter convenablement contre la précarité énergétique. En cause, un mauvais ciblage du dispositif, mais surtout une difficile identification des ménages les plus vulnérables. Ainsi, nous défendons l’idée que le principal problème à traiter est celui de la définition précise de la précarité énergétique, en particulier dans ses dimensions structurelles (logement, transport). Ce travail passe sans doute par une approche circonstanciée et locale, potentiellement peu compatible avec une fiscalité écologique à portée nationale.