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À partir d’avant-hierTechnique

La Roumanie mise sur le nucléaire pour tenir ses objectifs climatiques

14 juin 2021 à 11:52
roumanie mise nucleaire objectifs climatiques - L'Energeek

Ce vendredi 11 juin 2021, en Roumanie, plusieurs spécialistes du nucléaire ont expliqué pourquoi le pays avait choisi cette énergie, associée aux renouvelables, pour atteindre ses objectif climatiques. Le recours au nucléaire semble pour eux la seule voie possible pour décarbonner la production d’électricité en Roumanie, et fermer les centrales au gaz et au charbon. La Roumanie soutient d’ailleurs l’intégration du nucléaire dans la taxonomie verte.

La Roumanie va construire deux nouveaux réacteurs dans la centrale nucléaire de Cernavodă

La Roumanie a fait le choix du nucléaire pour assurer sa transition énergétique, et le pays espère que l’Union Européenne intégrera l’atome dans sa très attendue taxonomie verte – pour l’heure, la question demeure en suspens. Ce 11 juin 2021, le reporter d’Euronews Hans von der Brelie a publié le résultat d’une enquête, où il est parti à la rencontre de spécialistes de l’énergie nucléaire en Roumanie, pour comprendre les raisons des choix énergétiques des autorités roumaines.

Actuellement, les combustibles fossiles assurent environ 40% de la production électrique roumaine (dont 25% pour le charbon). Le pays dispose de deux centrales nucléaires, héritées de la période communiste, à Cernavodă, petite ville au bord du Danube. Fin octobre 2020, les premiers ministres roumains et français, Ludovic Orban et Jean Castex, ont signé une déclaration d’intention de coopération dans le domaine du nucléaire civil pour la construction des réacteurs 3 et 4 de Cernavodă et à la rénovation du réacteur 1. Cet accord acte la participation de la France, aux cotés des Etats-Unis et du Canada, à l’extension de cette centrale.

La Roumanie envisageait au départ d’agrandir Cernavodă via un partenariat avec la Chine et le Canada, un projet piloté par China General Nuclear Power (CGN). Mais ces discussions ont été rompues, et c’est bien un consortium dirigé par la société d’ingénierie américaine AECom, avec des partenaires canadiens, français et roumains (dont Orano) qui développera l’extension de la centrale nucléaire, pour un total de 8 milliards de dollars.

Pour atteindre les objectifs climatiques de la Roumanie, «  nous devons développer les énergies renouvelables et continuer le programme nucléaire »

Pour Teodor Chirica, président du conseil d’administration de Nuclearelectrica, à Bucarest, ce choix d’investissement s’imposait pour tenir les engagements de la Roumanie dans l’Accord de Paris : Pour atteindre ces objectifs, nous devons développer les énergies renouvelables et continuer le programme nucléaire : il est impossible de les remplir sans cela. Aujourd’hui, on parle de 18 à 20% de nucléaire dans notre mix énergétique ; 30 à 35% est une part atteignable d’ici à 2050 si on reste sur la progression que nous avons aujourd’hui”, expose-t-il.

Il espère par ailleurs que le nucléaire sera intégré à la taxonomie verte, tout en critiquant la posture des opposants à cette décision : “Les uns sont dans une posture politique, idéologique et les autres s’appuient sur la science. Si dans le pire des cas, la liste de référence de l’Union européenne, la taxonomie, n’intègre pas le nucléaire, cela ne veut pas dire que nous ne pourrons pas développer le nucléaire. Le problème, c’est que nous ne pourrons pas avoir accès à des financements abordables comme dans le cas des autres énergies et cela pourra pénaliser l’aspect économique du projet”, défend Teodor Chirica.

Le chef d’équipe de la centrale Cernavodă, Costin Antonie, avance des arguments similaires, en décrivant le mix idéal pour décarboner la production d’électricité en Roumanie : “Le premier élément, c’est l’énergie nucléaire qui est la base parce qu’elle est toujours disponible quand on en a besoin. Ensuite, il y a les renouvelables : on en a en Roumanie, il faudrait les maintenir et même investir plus là-dedans, mais elles ne sont pas disponibles tout le temps et ce manque de disponibilité est compensé par le nucléaire”.

Parallèlement au développement de son programme nucléaire, la Roumanie veut investir largement pour exploiter au mieux son potentiel dans l’éolien et le photovoltaïque. La Roumanie fait partie des nombreux pays de l’Est de l’Europe, membres de l’Union Européenne, et qui ont décidé d’investir dans le nucléaire pour tenir leurs objectifs climatiques, aux cotés de la Pologne, la République tchèque, la Slovaquie, la Hongrie et la Bulgarie.

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Le port d’Anvers va s’équiper de la plus grande station à hydrogène du monde

10 juin 2021 à 11:16
port anvers plus grande station hydrogene monde - L'Energeek

La société Cummins a annoncé, ce 9 juin 2021, qu’elle allait installer d’ici la fin de l’année 2021 une vaste station à hydrogène sur le port d’Anvers. Multimodale, elle permettrait de fournir de l’hydrogène produit sur place à des navires, voitures, camions, bus, mais aussi à des clients industriels. L’objectif de Cummins est d’assurer la production à partir d’électricité renouvelable, pour garantir une fourniture d’hydrogène vert.

Cummins va installer une station à hydrogène mulitmodale de 20,4 MW sur le port d’Anvers

Cummins est une entreprise spécialisée dans l’installation de station-service à hydrogène, le plus souvent produit sur place grâce à un électrolyseur. Le groupe a déjà équipé une soixantaine de ces stations-services dans le monde, et travaille à décarboner au maximum l’électricité nécessaire à leur fonctionnement, en s’alimentant avec des énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque, hydro-électricité), conformément à l’objectif du groupe d’atteindre la neutralité carbone en 2050.

Ce 9 juin 2021, Cummins a annoncé la construction sur le port d’Anvers, d’ici la fin de 2021, de la future plus grande station-service à hydrogène multimodale du monde. La station sera composée de 17 électrolyseurs PEM Cummins, d’une puissance nominale de 1,2 MW, pour un total de 20,4 MW. La station pourra produire plus de 8 tonnes d’hydrogène par jour. Cela correspond à la consommation de 950 kilomètre de 325 poids-lourds.

Ships, cars and H2 – oh my! Antwerp, Belgium, will be equipped with @Cummins electrolyzers to power the world’s first hydrogen refueling station supplying green hydrogen directly to ships, cars, trucks and industrial customers. Learn more: #GenerationH

— Cummins Inc. (@Cummins) June 7, 2021

La station sera conçue pour permettre un accès rapide et efficace aux véhicules, avec une distribution à 700 bars pour les voitures et 350 bars pour les bus et les camions. Le site disposera par ailleurs de deux quais pour remorques, pour permettre l’accès à des camions-citernes à hydrogène, afin de transporter la production excédentaire vers d’autres lieux, en particuliers des clients industriels.

Le port d’Anvers, locomotive du développement européen des piles à combustible

La station à hydrogène d’Anvers fournira donc aussi bien des transporteurs que des particuliers ou des industriels. Elle s’intègre dans la volonté du port d’Avers d’appuyer sa décarbonation sur l’hydrogène. Le port devrait par exemple mettre en service Hydrotug, le premier bateau remorqueur à pile à combustible du monde dans le courant de l’année 2021. Disposant d’une motorisation mixte, hydrogène-diesel, le bateau devrait utiliser 85% d’hydrogène dans un usage classique.

Le Port d’Anvers souhaite donner aux piles à combustible toutes les chances de réussite et s’engage activement comme locomotive de leur développement au niveau européen. L’écosystème de la plateforme portuaire anversoise constitue un terrain d’essai idéal à grande échelle. Nous donnons l’exemple et espérons ainsi inspirer d’autres ports à prendre la même voie”, avait déclaré la responsable du port, Annick De Ridder, en 2019, à l’annonce du projet.

Cummins veut s’appuyer sur la production d’électricité renouvelable locale, notamment les excédents de production éolienne ou photovoltaïque, pour alimenter cette future station en hydrogène vert.

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Sécheresse au Brésil : la production d’électricité en péril

8 juin 2021 à 17:44
Sécheresse au Brésil : la production d’électricité en péril

Le Brésil traverse actuellement une période de sécheresse exceptionnelle. A mesure que les ressources en eau diminuent, l’impact sur la production d’électricité se fait lourdement sentir. Si le risque de pénurie électrique est pour l’instant écarté, le gouvernement doit pourtant prendre des mesures d’urgence pour assurer un minimum de production hydroélectrique. Le moment est d’autant plus critique que la population et le redémarrage de l’activité industrielle pourraient en souffrir.

Sécheresse historique au Brésil

C’est la pire sécheresse que le Brésil a traversé depuis vingt ans. Depuis l’année dernière, le Brésil enregistre des précipitations particulièrement basses. Entre novembre et mars, la saison des pluies, il n’est pas tombé assez d’eau pour sécuriser les ressources du pays. A tel point que cette année, la situation hydraulique est critique, avec des fleuves à des niveaux historiquement bas. Le 10 mai dernier, le président brésilien, Jair Bolsonaro, a même estimé qu’il s’agissait de la pire crise d’eau de toute l’histoire du Brésil.

Si le manque d’eau représente déjà un problème important pour les êtres humains et les cultures, il impacte aussi grandement la production électrique du Brésil. Le pays tire une part substantielle de son électricité grâce à ses nombreuses centrales hydroélectriques.

Au Brésil, une production électrique dépendante de l’eau

Le Brésil est le troisième pays à produire le plus d’électricité verte au monde. Et pour cause : le pays a tiré parti de ses importantes ressources hydrauliques pour développer la filière hydroélectrique. En 2019, le mix électrique brésilien reposait sur 82,2% d’électricité issue des énergies renouvelables, dont 63,5% issue de l’hydroélectricité. Si cet apport crucial de l’hydroélectricité permet un mix électrique bas carbone, il est malheureusement tributaire des aléas climatiques.

Cette année, le Brésil se trouve dans une situation préoccupante. Les 217 centrales hydroélectriques sont loin de fonctionner à plein régime. Les réserves d’eau sont seulement à 32% de leurs capacités. Cette baisse ralentit la production électrique, et le pays a désormais du mal à couvrir ses besoins électriques.

Des mesures exceptionnelles pour faire face à la crise électrique

Le Brésil fait-il face à un risque de pénurie électrique ? Pour l’instant, les autorités de montrent rassurantes. L’Opérateur National du Système Electrique brésilien écarte tout risque de pénurie électrique. Le ralentissement de l’activité industrielle, liée au covid, permet de temporiser sur les besoins électriques nationaux. Mais tant que la production hydroélectrique ne repartira pas à la hausse, l’industrie brésilienne ne pourra pas redémarrer.

Pour répondre au problème, le pays a déjà pris plusieurs mesures. Le pays, qui est déjà le troisième importateur mondial d’électricité, a décidé de renforcer ses importations d’électricité depuis l’Uruguay et l’Argentine. Début mai, le Comité de surveillance de l’électricité a également validé l’augmentation de la production d’électricité d’origine thermique. Toutefois, même à plein régime, les centrales thermiques fossiles du Brésil ne pourront pas combler la baisse de la production hydroélectrique.

En renfort de ces décisions, l’Agence Nationale des Eaux du Brésil a décrété, le 1e juin dernier, la situation critique de “pénurie des ressources hydriques”. Concrètement, cette déclaration permet de modifier temporairement les règles de captation de l’eau pour faire fonctionner les centrales hydroélectriques. Dans le pire des scénarios, si ces mesures ne sont pas suffisantes, l’ANA pourrait mettre en place des restrictions d’eau qui toucherait la consommation courante et l’irrigation des cultures. Et ce afin d’assurer un débit d’eau minimum pour la production d’électricité.

Quels enseignements pour la production d’électricité au Brésil ?

L’impact des périodes de sécheresse sur la production d’électricité n’est pas un problème nouveau au Brésil. Le pays a déjà traversé des crises ces dernières années. En 2001, il avait dû mettre en place des restrictions d’eau pour ménager sa production hydroélectrique. Une mesure qui n’avait pas suffit pour éviter une gigantesque panne sur le réseau électrique. Entre 2015 et 2018, le Brésil a encore traversé des périodes de sécheresse et sa production électrique a encaisse une baisse drastique. Le pays a alors dû porter ses importations électriques à 1 131 GWh. Un niveau historiquement haut.

Au-delà des épisodes de sécheresse, l’hydroélectricité a de plus en plus de mal à assurer la sécurité électrique du Brésil. En l’espace de dix ans, elle a même drastiquement baissé. Si en 2019 la filière hydroélectrique fournissait 63,5% de l’électricité du pays, en 2009 elle en fournissait 83,9%. Les aléas climatiques rendent cette ressource électrique dure à gérer pour le Brésil, dont le potentiel hydroélectrique représente pourtant une ressource énergétique cruciale. Et même si tout le potentiel hydroélectrique du Brésil n’est pas encore exploité, il semble que cette ressource ne soit finalement pas le meilleur pari pour l’avenir.

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Le Cameroun progresse dans l’électrification du Nord du pays

8 juin 2021 à 07:42
cameroun progresse electrification nord pays - L'Energeek

Ce 7 juin 2021, Electricity Development Corporation (EDC), une entreprise publique camerounaise opérant dans le domaine de l’électricité, a annoncé qu’elle achèverait l’électrification de 105 villages du Nord du Cameroun d’ici la fin de l’année 2021. A cette date, 8 700 nouveaux foyers devraient être raccordés au réseau électrique national.

D’ici fin 2021, 105 villages et 8 700 foyers du Nord du Cameroun seront raccordés au réseau électrique

Electricity Development Corporation (EDC) est une entreprise publique camerounaise créé en 2006 pour organiser la construction et l’exploitation du barrage hydraulique de Lom Pangar, dans l’Est du pays. La mise en service du barrage, qui doit réduire le déficit énergétique de cette région forestière, est prévue, progressivement, entre février et juin 2022.

Parallèlement à ce vaste projet, EDC pilote d’autres programmes publics liés à l’électrification du pays, comme le Programme Thermique d’Urgence (PTU), qui a permis la construction de quatre centrales thermiques au fioul au début des années 2010. Le gouvernement camerounais lui a également confié le “Projet de renforcement et d’extension des réseaux électriques de transport et de distribution” (Preretd).

Ce programme a notamment pour objectif d’électrifier des régions actuellement privées d’un accès à l’électricité, via de larges travaux d’infrastructure de transport et de distribution d’électricité. Ce 7 juin 2021, EDC a ainsi annoncé le raccordement au réseau électrique de 105 villages du Nord et de l’Extrême Nord du Cameroun pour la fin de l’année 2021.

Au total, les travaux comprennent, selon EDC, “la construction de 166 km de lignes électriques moyenne tension, 120 km de lignes mixtes et 146 km de lignes basse tension; la pose de 201 transformateurs dont 17 transformateurs triphasés et 184 transformateurs monophasés; le raccordement de 8700 ménages au réseau électrique avec pose de 8700 compteurs classiques à prépaiement ».

L’électrification, une enjeu majeur pour le Cameroun

D’après EDC, l’entreprise égyptienne Elsewedy Electric aurait déjà achevé les extension des réseaux moyenne et basse tension. Il reste à réaliser l’ensemble des travaux de raccordement des 8 700 foyers au réseau, qui ont été confié à la société tchadienne ZIZ Sarl.

En tout le budget de ce programme d’électrification est d’environ 7 milliards de Francs CFA (10,67 millions d’euros). Le Preretd prend place dans un programme de coopération du Cameroun avec la Banque africaine de développement (BAD) et l’Agence de coopération internationale du Japon (JICA).

La production d’électricité au Cameroun s’appuie essentiellement sur le potentiel hydro-électrique du pays, qui fournit environ 70% de la production électrique locale. Le pays compte accélérer l’électrification du pays via de nouveaux projets de barrages, conjointement au développement de centrales éoliennes et photovoltaïques.

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La Turquie découvre de nouvelles réserves de gaz naturel dans son gisement de la Mer Noire

7 juin 2021 à 07:21
turquie nouvelles reserves gaz naturel mer noire - L'Energeek

Ce vendredi 4 juin 2021, le président de la Turquie, Recep Tayyip Erdogan, a annoncé une nouvelle découverte 135 milliards de mètres cubes de gaz naturel dans le gisement de Sakarya, en Mer Noire. Le pays devrait continuer d’intensifier ses recherches d’hydro-carbure en mer, dans le but de limiter sa dépendance aux importations énergétiques.

135 milliards de mètres cubes de gaz naturel supplémentaires découverts en Mer Noire par la Turquie

Le président de la Turquie, Recep Tayyip Erdogan, dont la popularité a baissé ces derniers mois suite aux difficultés économiques du pays, sait jouer avec le suspens. Il a ainsi annoncé, mardi 1er juin 2021, qu’il allait annoncer le 4 juin une « grande nouvelle » pour le pays.

Cette nouvelle concernait le gisement de gaz naturel de Sakarya, en Mer Noire, où la Turquie avait identifié, fin 2020, des réserves de 405 milliards de mètres cubes dans un puits d’exploration : “Une nouvelle découverte de 135 milliards de mètres cubes a été faite dans le puits d’exploration Amasra-1”, a exposé M. Erdogan dans un discours à Zonguldak, au Nord de la Turquie, ce 4 juin 2021.

Le pays s’est lancé dans une vaste recherche de gisement de gaz naturel en mer, pour réduire sa facture énergétique et sa dépendance aux importations. Chaque année, la Turquie consomme en effet entre 45 et 50 milliards de mètres cube de gaz naturel, presque intégralement importé. Soit un coût estimé à 11 milliards d’euros annuels par l’autorité régulatrice des marchés énergétiques de Turquie (EPDK).

La Turquie veut réduire sa dépendance énergétique

En 2020, les importations turques de gaz naturel ont augmenté de 6,75% : les principaux fournisseurs de la Turquie sont la Russie (33% du total), l’Azerbaïdjan (24%) – qu’Ankara a soutenu dans sa guerre contre l’Arménie -, l’Algérie et l’Iran (11% chacun).

Turkey discovers 135 bcm worth of natural gas reserves in Black Sea, taking it closer to reducing dependence on foreign energy. The country's natural gas imports increased 6.75% in 2020 compared to the previous year

For more: pic.twitter.com/fbZlSSfw3c

— TRT World (@trtworld) June 4, 2021

Le président Erdogan a fait de la réduction de la dépendance énergétique turque une priorité, quand bien même les coûts d’extraction en Mer Noire sont annoncés comme particulièrement élevés. Le président ambitionne que ce gaz naturel « 100% turc » puisse fournir les foyers du pays à partir de 2023, date de la prochaine élection présidentielle.

Cela étant, le pays semble vouloir normaliser ses relations avec ses voisins méditerranéens et, tout en continuant à chercher des gisements de gaz naturel dans ses eaux territoriales, a arrêté les forages dans les eaux grecques et chypriotes.

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Le Canada investit dans la modernisation de son réseau électrique et les EnR

4 juin 2021 à 11:43
canada investit modernisation reseau electrique enr - L'Energeek

Ce 2 juin 2021, le gouvernement fédéral du Canada a officialisé un vaste plan d’investissement de 964 millions de dollars canadiens (656 millions d’euros), afin de moderniser son réseau électrique et développer des projets d’énergies renouvelables, pour répondre aux défis climatiques en cours. Pilotage des réseaux électriques et stockage permettront notamment d’accueillir davantage d’électricité renouvelable sur les réseaux.

Au Canada, le gouvernement investit 964 millions de dollars pour les EnR et la modernisation du réseau électrique

Le Canada entend accélérer sa transition énergétique, et le gouvernement fédéral veut s’en donner les moyens. Ce 2 juin 2021, durant un forum virtuel organisé par l’Association Canadienne de l’Electricité, le ministre fédéral des Ressources naturelles, Seamus O’Regan Jr., a lancé un plan d’investissement de 964 millions de dollars canadiens (656 millions d’euros), pour soutenir des projets d’énergies renouvelables et de modernisation du réseau électrique.

Baptisé Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (ERITE), ce plan se donne pour objectif de réduire « de façon importante les émissions de gaz à effet de serre en favorisant le remplacement de l’électricité produite à partir de combustibles fossiles par des énergies de sources renouvelables qui peuvent fournir des services de réseau essentiels tout en appuyant la transition équitable du Canada vers une économie basée sur une électricité propre », selon le communiqué de présentation.

Dans le détail, ce programme offrira des financements directs à des projets de trois types. D’abord les énergies renouvelables « établies » : énergie photovoltaïque, énergie éolienne terrestre, petites centrales hydroélectriques… Ensuite les technologies émergentes : géothermie, énergie marémotrice, stockage d’énergie… Enfin la modernisation du réseau électrique : micro-réseaux, centrales électriques virtuelles, équipements et logiciels permettant la fourniture de services de réseau, solutions smart grids, pilotage à distance de la consommation ou de la production…

Renforcer « la capacité de notre réseau à exploiter l’énergie renouvelable » et améliorer « sa fiabilité et sa résilience »

En effet, les énergies renouvelables intermittentes peuvent poser des problèmes de stabilité au réseau électrique, en déséquilibrant le rapport entre la production et la consommation. Soit par des pics de production dans des périodes de consommation peu importante, soit par des pics de consommation auxquels la production ne peut répondre.

La modernisation du réseau électrique et les solutions de stockage peuvent permettre de répondre à ce défi, et assurer tout à la fois l’approvisionnement électrique et la stabilité du réseau électrique. Pour maintenir la tension constante, la production et la consommation doivent en effet être équivalentes à tout moment.

Cette modernisation est indispensable au verdissement d’un mix électrique canadien encore très largement carboné. « Notre nouveau programme Énergies renouvelables intelligentes et trajectoires d’électrification renforcera la capacité de notre réseau à exploiter l’énergie renouvelable et améliorera sa fiabilité et sa résilience. Les Canadiens auront donc accès à un approvisionnement en électricité plus propre et plus fiable. Voilà comment nous atteindrons la neutralité carbone d’ici 2050 », conclue ainsi Seamus O’Regan Jr.

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Nucléaire : Framatome acquiert Valinox pour faciliter la construction de ses nouveaux réacteurs

2 juin 2021 à 07:08
nucleaire framatome acquiert valinox reacteurs - L'Energeek

Ce 1er juin 2021, Vallourec, numéro 1 mondial des solutions tubulaires premium, a annoncé la cession de sa filiale Valinox, spécialisée dans les tubes pour îlot nucléaire, à Framatome. Cette acquisition permet à la filiale d’EDF de gagner en autonomie dans la construction de ses réacteurs nucléaires.

Framatome prend le contrôle de Valinox, son fournisseur de tubes pour îlot nucléaire

La France poursuit la concentration de sa filière de construction des réacteurs nucléaires, pour faire face aux défis énergétiques de ce siècle. Artisan historique des 58 réacteurs français, Framatome est ainsi devenue une filiale d’EDF en 2018, dans le cadre du plan de sauvetage d’Areva (devenu à cette date Orano).

Ce 1er juin 2021, Framatome renforce son contrôle dans la construction de ses futurs réacteurs, via l’acquisition de Valinox Nucléaire SAS, une filiale de Vallourec spécialisée dans la fabrication de tubes sans soudure pour l’industrie nucléaire. Cette annonce fait suite à l’obtention des approbations et autorisations réglementaires requises et à la consultation des instances représentatives du personnel.

Vallourec est un groupe industriel français spécialisé dans la construction de tubes d’acier sans soudure, numéro 1 mondial des solution tubulaires premium, destinées aux secteurs de l’énergie (pétrole, gaz, centrales électriques) et de l’industrie. Sa filiale Valinox Nucléaire, créée en 1974, et son site de production français de Montbard (Bourgogne, Côte d’Or), ne faisaient plus partie de ses priorités stratégiques, le groupe étant en pleine restructuration financière.

Framatome prépare la livraison de ses réacteurs de nouvelle génération

« L’intégration de Valinox à Framatome va lui offrir ainsi qu’à ses équipes les meilleures perspectives. Je connais la qualité, les compétences et l’engagement des salariés de Valinox et leur souhaite à tous les meilleurs succès », commente ainsi Edouard Guinotte, Président du Directoire de Vallourec.

Ce rachat va permettre à Framatome de développer des synergies industrielles avec Valinox. Les deux groupes ont l’habitude de travailler ensemble, les commandes de Framatome et EDF représentant déjà 60% du chiffre d’affaire de Valinox. « Il y a deux fabricants de tubes sans soudure pour les générateurs de vapeur des réacteurs nucléaires en Europe, l’un d’entre eux est français, cela fait sens de nous rapprocher », pointe Bernard Fontana, le PDG de Framatome.

Cette acquisition permet ainsi à Framatome de gagner en autonomie et de se renforcer sur ses compétences-clés. Le groupe prépare les livraisons de ses futurs réacteurs nucléaires de nouvelle génération, que ce soit à destination du marché français (le gouvernement décidera fin 2022 s’il valide ou non la construction de six nouveaux réacteurs) ou à l’exportation, notamment vers l’Europe centrale ou le Royaume-Uni.

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Renouvelables : la Suisse va-t-elle installer éoliennes et panneaux photovoltaïques dans les Alpes ?

1 juin 2021 à 07:14
suisse eoliennes panneaux photovoltaiques alpes - L'Energeek.jpg

En pleine réflexion sur l’évolution de son mix énergétique et sur sa dépendance à ses voisins durant le creux de production hydraulique en hiver, la Suisse envisage d’installer des éoliennes et des panneaux photovoltaïques dans les Alpes. C’est ce que suggère une étude publiée ce vendredi 28 mai 2021 par des chercheurs suisses.

Suisse : un mix électrique qui fait la part belle l’hydro-électricité, et rend le pays dépendant à ses voisins en hiver

Les Alpes suisse vont-elles se couvrir d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques ? C’est la solution pour laquelle militent des chercheurs de l’Ecole polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL), dans une étude publiée ce vendredi 28 mai 2021, en collaboration avec l’Institut Institut WSL pour l’étude de la neige et des avalanches.

Le mix électrique suisse repose en effet largement sur l’hydro-électricité, qui représente en 2020 58,1% de la production totale d’électricité du pays. Le nucléaire a fourni 32,9% de l’électricité suisse, le solde de 9% étant couvert majoritairement par les nouveaux renouvelables (éolien, photovoltaïque, biomasse) et, secondairement, par les centrales thermiques à combustible fossile.

La Suisse dispose donc d’un mix électrique très peu carboné, mais il est fortement dépendant de l’hydro-électricité, dont la production peut varier, non seulement d’une année sur l’autre, mais aussi au cours de l’année. La production est ainsi plus faible en hiver, période de plus forte consommation. La Suisse est donc contrainte d’importer de l’électricité en hiver, et / ou de faire tourner ses centrales thermiques à plein régime.

Vers une installation massive d’éoliennes et de panneaux solaires dans les Alpes ?

Pour répondre à cette problématique et atteindre la neutralité carbone via une électrification des usages, l’étude de l’EPFL envisage une large installation de nouveaux renouvelables dans les Alpes (75% d’éoliennes, 25% de panneaux photovoltaïques).

En effet, l’ensoleillement est souvent fort dans les Alpes en hiver, assurant une bonne efficacité énergétique à des panneaux photovoltaïques. Contre-intuitive, l’idée est validée par les chercheurs : “Notre étude confirme qu’il y a une vraie opportunité, y compris économique, à installer des panneaux solaires dans les Alpes”, pointe le professeur Michael Lehning, co-auteur de l’étude. Concernant l’éolien, c’est le Jura suisse que les chercheurs plébiscitent, 40% des éoliennes de leur modèle y étant installé.

L’étude suppose l’installation d’unités de stockage en complément des centrales éoliennes et photovoltaïques alpines, et elle prend en compte la topographie de la Suisse, ses microclimats, la production hydraulique et les échanges d’énergie avec les pays limitrophes. Elle s’appuie sur le réseau électrique tel qu’il devrait être en 2025. Ce modèle permettrait de réduire de 80% la dépendance électriques de la Suisse à ses voisins et aux centrales thermiques en hiver.

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La lutte contre le réchauffement climatique doit inclure tous les pays

31 mai 2021 à 12:09
lutte contre rechauffement climatique tous pays - L'Energeek.jpg

Lors du sommet virtuel sur le climat « Partenariat pour la croissance verte et les objectifs mondiaux 2030 », qui se tient ces 30-31 mai 2021 en Corée du Sud, les dirigeants des pays industrialisés ont appelé à agir davantage et à intégrer plus de pays dans la lutte contre le réchauffement climatique, notamment en Asie et en Afrique.

Le sommet « Partenariat pour la croissance verte et les objectifs mondiaux 2030 » s’est ouvert en Corée du Sud

Le sommet virtuel « Partenariat pour la croissance verte et les objectifs mondiaux 2030 » (ou P4G) s’est ouvert ce 30 mai 2021 pour deux jours de débats entre plusieurs dirigeants mondiaux, notamment des pays industrialisés.

We must accelerate market-based solutions to deliver #climateaction at speed and scale. The #P4GSummit on May 30-31 will explore how #PioneeringGreenPartnerships can drive change in developing countries. Learn about P4G’s solutions for a #netzero future:

— P4G (@P4Gpartnerships) May 18, 2021

Il est organisé par la Corée du Sud, dont le président Moon Jae-in a annoncé, fin 2020, que le pays s’engageait à atteindre la neutralité carbone en 2050. Récemment, l’exécutif coréen a déclaré son intention de réduire fortement réduire le financement par la Corée du Sud des projets internationaux d’extraction ou d’exploitation de charbon.

“La Corée du Sud jouera un rôle responsable pour faire le pont entre les pays en développement et les pays avancés”, a déclaré Moon Jae-in en ouverture du sommet. Les dirigeants participants défendent en effet l’idée qu’il faut inclure davantage de pays dans la lutte contre le changement climatique. Le sommet se concentre notamment sur les partenariats public-privé, en particulier dans les pays en développement.

Débloquer des financements pour intégrer plus de pays dans la lutte contre le changement climatique

Investir dans les énergies renouvelables peut justement être un moyen de stimuler le développement humain. “Lutter de front contre le changement climatique aidera à protéger les personnes les plus vulnérables de la prochaine crise tout en soutenant une reprise riche en emplois après la pandémie”, a ainsi défendu le secrétaire général de l’ONU, Antonio Guterres.

Le président français Emmanuel Macron a notamment déclaré qu’il ne fallait pas « enfermer les pays africains » dans les énergies fossiles, et les aider à avancer vers la neutralité carbone avec le reste du monde. Il a également appelé à trouver des moyens d’attirer des investissements à grande échelle dans les énergies renouvelables.

Dans le même temps, plusieurs dirigeants ont réclamé une accélération de l’action climatique, à échelle mondiale. “Nous avons besoin de gouvernements qui ne feront pas seulement des promesses sur le climat et la nature, mais joignent le geste à la parole”, a notamment pointé le premier ministre britannique Boris Johnson.  La chancelière allemande Angela Merkel, de son coté, a appelé les pays à éliminer progressivement leur dépendance aux combustibles fossiles.

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Etats-Unis : la côte Est parie sur les énergies renouvelables

28 mai 2021 à 14:06
Etats-Unis : la côte Est parie sur les énergies renouvelables

La Californie est toujours citée en exemple comme un état pionnier dans le développement des énergies renouvelables. Mais les états de la côte Est n’ont pas dit leur dernier mot. Les projets d’énergies renouvelables se multiplient sur la côte Est. Plusieurs états se mobilisent et investissent pour verdir leur mix électrique. L’impulsion de la nouvelle administration fédérale se fait sentir depuis l’investiture de Joe Biden. Et même les partenaires privés investissent dans les énergies propres.

L’état de New-York se tourne vers l’énergie solaire

Le 22 avril dernier, le gouverneur de l’état de New-York, Andrew Cuomo, avait convié la presse pour présenter une ambitieuse feuille de route. L’état de New-York compte déployer pas moins de vingt nouveaux projets d’énergies renouvelables d’ici la fin d’année 2021. Les nouvelles infrastructures permettront à l’état d’augmenter rapidement la part d’énergies vertes dans son mix électrique. Ces projets énergétiques sont le fruit d’un partenariat entre les pouvoirs publics et les investisseurs privés. L’état de New-York a signé des accords avec Goldman Sachs Renewable Power Group et CS Energy, deux entreprises spécialisées dans l’énergie solaire. Au total, les deux compagnies vont participer à hauteur de 1,5 milliard de dollars dans le financement des nouveaux projets.

Jusqu’à présent, l’énergie solaire n’était pas une priorité pour l’état de New-York. L’état avait préféré orienter ses investissements vers d’autres sources d’électricité bas-carbone. En 2020, son mix électrique s’est réparti comme suit : 44% de gaz naturel, 31% de nucléaire, 19% d’hydroélectricité, 3% d’éolien, 1% de charbon et 1% d’énergie solaire.
Mais le gouverneur Cuomo souhaite diversifier les sources d’approvisionnement. Et le solaire est pour lui un levier prioritaire. Il compte d’ailleurs inaugurer une trentaine de nouvelles centrales solaires d’ici 2030. Le projet le plus ambitieux est la centrale solaire flottante de Long Island. Elle doit entrer en fonction fin 2022 et elle sera la plus grande du pays, capable d’alimenter 50 000 foyers en électricité.

La côte Est des Etats-Unis : un énorme potentiel pour l’éolien offshore

Si l’état de New-York met le cap sur l’énergie solaire, d’autres états de la côte Est s’orientent désormais vers l’éolien offshore. Le front de mer Atlantique présente un fort potentiel pour développer des parcs d’éoliennes offshore. Et les projets se multiplient depuis quelques mois. Cet élan est fortement soutenu par la Maison Blanche. L’administration fédérale vient de donner son accord, début mai, pour le projet Vineyard Wind.

Ce futur parc éolien en mer sera déployé au large du Massachusetts, dans l’île de Martha’s Vineyard. Le projet Vineyard Wind va installer 84 éoliennes offshore, pour une puissance cumulée de 800 MW. Dès 2023, il fournira de l’électricité verte à 400 000 foyers de la côte. Il s’agira du second parc éolien offshore des Etats-Unis. Le premier est également déployé sur la côte Est, au large de l’état de Rhode Island.

Eolien offshore : match à distance entre la côte Est et la côte Ouest

La Maison Blanche a décidé de faire de l’éolien offshore une priorité dans le secteur des énergies renouvelables. Pour les dix prochaines années, l’état fédéral investira chaque année 12 milliards de dollars pour soutenir des projets d’éolien en mer. Ce budget est à partager entre la côte Ouest et la côte Est. Et cette dernière compte bien capter l’essentiel des financements pour assurer la réalisation de ses prochains projets d’envergure.

En plus du futur parc Vineyard Wind, la côte Est est actuellement le théâtre de plusieurs projets importants pour développer de l’éolien en mer. L’état de Virginie s’est associé à Dominion Energy pour mettre en service un parc à l’horizon 2026. La Caroline du Nord, le Delaware, le New-Jersey et le Maryland développent également des projets d’éolien offshore. A l’heure actuelle, les projets de la côte Est sont bien plus avancés que ceux évoqués sur la côte Ouest. Mais cette avance pourrait ne pas durer. La Maison Blanche vient d’identifier deux zones au nord de la Californie pour accueillir des parcs éoliens offshore.

Energies renouvelables sur la côte Est : un réseau électrique à repenser

Les Etats-Unis répartissent leur transport électrique sur trois grands réseaux nationaux. La côte Est dépend de l’interconnexion de la côte Est, qui couvre en fait une région très vaste. Ce réseau électrique alimente presque 50% du territoire américain. Il remonte jusqu’au territoire canadien pour assurer une partie de son approvisionnement. Et surtout, c’est le réseau électrique qui dessert le plus de points de livraison, à cause de la forte densité de population sur la côte Est des Etats-Unis.

La côte Est ne doit pas seulement déployer de nouvelles sources d’énergies vertes. Elle doit aussi faire face au défi de réaménager son réseau électrique. Un chantier titanesque qui implique la mise en place d’unités de stockage pour gérer les énergies intermittentes.

L’autre prochain défi sera aussi de déployer un modèle bas carbone qui réponde aux contraintes des grandes villes de la côte Est, telles que New-York. Dans ces agglomérations hyper énergivores, les autorités locales veulent privilégier les projets de production d’énergie locale. L’état de New-York a ainsi facilité la réglementation pour l’installation de panneaux solaires chez les particuliers et les commerçants. L’initiative semble porter ses fruits. Le 26 mai, la compagnie Starbucks a annoncé qu’elle allait investir 97 millions de dollars pour développer 23 projets solaires dans l’état ces prochaines années. Les panneaux solaires équiperont 24 000 locaux : des cafés Starbucks, mais aussi des petites entreprises, des associations, des écoles et même des églises.

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L’énergie en Afrique, grande oubliée du plan Net Zéro 2050 de l’AIE

27 mai 2021 à 16:16
L’énergie en Afrique, grande oubliée du plan Net Zéro 2050 de l'AIE

L’AIE vient de publier la feuille de route de son plan Net Zéro 2050 mais la question de l’énergie en Afrique est la grande absente des recommandations de l’Agence. La feuille de route doit servir à accompagner les décideurs politiques pour atteindre la neutralité carbone. Gel des investissements dans les énergies fossiles, développement des énergies vertes, déconsommation énergétique… Autant de sujets pertinents pour les pays développés. Mais ils sont loin de répondre aux problèmes africains. Alors que l’Afrique se bat pout le simple accès à l’énergie, le plan défendu par l’AIE semble bien loin de la réalité du continent.

Energie en Afrique : l’AIE oublie le défi de l’électrification

“La transition énergétique mondiale doit être inclusive, équitable et juste. Malheureusement, la feuille de route établie par l’AIE ne répond à aucune de ces exigences.” Le ton est donné. Jeudi 27 mai, la Chambre de l’Energie Africaine n’a pas manqué de réagir au plan Net Zéro présenté par l’AIE dans un communiqué on ne peut plus critique. En cause ? Le groupement des professionnels du secteur africain de l’énergie constatent un plan inadapté aux pays en développement. Pire : certaines recommandations de l’AIE pour l’énergie de 2050 vont à l’encontre des intérêts de l’Afrique. Elles oublient un peu vite les contraintes de la région.

Le plan de l’AIE repose en partie sur le fait que, d’ici 2030, la majeure partie de la population mondiale aura accès à des alternatives propres pour leur consommation énergétique. Mais en Afrique, l’heure n’est pas au choix : la priorité, c’est l’électrification. Le continent doit en premier lieu lutter contre la pauvreté énergétique. Encore 592 millions d’habitants n’ont pas accès à l’électricité sur le continent. Même l’Afrique du Sud, pays le plus développé du continent, est confronté à une situation électrique inextricable avec un réseau vieillissant et instable. Dans ce pays comme sur le reste du continent, il semble improbable que la situation évolue drastiquement dans les dix prochaines années.

Les nations africaines se sentent d’autant plus oubliées du projet de transition énergétique global qu’elles comptent parmi les pays les moins pollueurs au monde. Pour l’année 2020, le continent africain a émis sept fois moins de CO2 que la Chine à elle seule. Elles craignent également qu’un cadre énergétique de plus en plus contraignant ne freine encore leur développement industriel et économique.

Qui pour investir dans les énergies renouvelables en Afrique ?

A l’heure actuelle, le continent africain fait preuve d’un dynamisme inégal en matière de développement énergétique. A l’instar des disparités constatées au sein de l’Europe, tous les pays africains n’ont pas les mêmes priorités en matière de transition énergétique. Toutefois, les gouvernements sont largement mobilisés en faveur du développement de l’autonomie énergétique du continent. Et plusieurs pays investissent dans le domaine des énergies vertes. C’est notamment le cas du Maroc, qui développe sa production d’énergie solaire depuis plusieurs années maintenant.

D’après la feuille de route de l’AIE, la transition énergétique a avant tout besoin de plus d’investissements pour atteindre la neutralité carbone. L’AIE recommande de multiplier par cinq les investissements mondiaux pour développer les énergies vertes. Le budget total passerait donc de 1 000 milliards de dollars à 5 000. Mais là encore, les pays africains sont sceptiques quant à la capacité de financement de leur continent.

L’Afrique a du mal à capter les financements internationaux pour soutenir des projets liés aux énergies renouvelables. Les partenaires commerciaux qui s’intéressent à l’énergie en Afrique sont principalement présents pour les ressources fossiles : pétrole et gaz. Or, ces ressources fossiles sont aussi le principal levier de financement pour les états africains. Des leviers que le plan de l’AIE, qui prône un gel des investissements dans les énergies carbone, ne prend pas en compte. Comme le souligne la Chambre de l’Energie Africaine : “L’industrie pétrolière est la principale source de revenus de nombreuses nations africaines. Sans la poursuite de la production pétrolière […] leurs économies souffriront.”

L’ombre de la Chine plane sur le pétrole africain

L’avenir de l’économie fossile inquiète d’ailleurs particulièrement les pays africains. Le continent, dont les réserves fossiles sont importantes, attise l’intérêt de la Chine, dont les besoins énergétiques croissent chaque année. Cet intérêt se manifeste par la multiplication des investissements chinois dans des projets pétroliers sur plusieurs territoires africains : Angola, Guinée équatoriale, Nigéria, République Démocratique du Congo et Soudan. Dès 2008, un rapport du CAIRN constatait une relation de forte dépendance en train de s’installer entre la Chine et l’Afrique. “L’une des caractéristiques principales de la relation Chine-Afrique est la place prépondérante du commerce de matières premières africaines pour alimenter l’expansion économique chinoise.” Mais cette attention chinoise n’est pas nécessairement confortable pour les pays africains.

De fait, depuis dix ans, les investissements chinois dans le pétrole africain sont à la hausse. La Chine investit désormais dans une vingtaine de pays africains pour développer ses importations de pétrole. La Chambre de l’Energie Africaine constate que, dans les années à venir, “les gouvernements africains n’auront guère d’autre choix que de s’associer à la Chine”. Le rapport de la CEA va plus loin : “Dans ce scénario, la Chine deviendra l’entité la plus influente dans l’industrie pétrolière et gazière africaine. Et donner à la Chine un tel monopole est un jeu dangereux.”

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Agence internationale de l’énergie : une feuille de route à l’ombre du nucléaire et des renouvelables

27 mai 2021 à 10:56
agence internationale énergie nucléaire renouvelable - Energeek

Dans sa feuille de route rendue publique le 18 mai dernier, l’Agence internationale de l’énergie (IAE) s’est pleinement engagée en faveur de la décarbonation de l’énergie. Pour répondre aux ambitieux objectifs de limitation du réchauffement climatique, l’IAE prône une diminution drastique de la consommation en énergies fossiles et un recours bien plus prononcé aux énergies renouvelables et au nucléaire. Quelques mois avant la COP26, qui se tiendra à Glasgow entre le 1er et le 12 novembre, le plan stratégique de l’Agence internationale de l’énergie rappelle à chacun que le monde est encore très loin d’avoir pleinement mobilisé ses forces contre le réchauffement climatique.

La neutralité carbone, nouveau paradigme

Rien de nouveau dans les conclusions de l’IAE. La lutte contre le changement climatique est fondamentalement liée à la baisse drastique de nos émissions de gaz à effet de serre et, par extension, au moindre recours de nos sociétés aux sources fossiles d’énergie (pétrole, gaz, charbon). Insuffisant, cependant, pour atteindre la neutralité carbone, un équilibre harmonieux entre émissions de gaz à effet de serre d’origine humaine et leur retrait de l’atmosphère par des solutions artificielles ou non.

Pour y arriver, les experts appellent à développer massivement les puits naturels de carbone, comme les forêts, tout en investissant dans les solutions technologiques de captage de CO2. En parallèle, l’IAE appelle les gouvernements et les acteurs privés à renoncer à toutes les formes d’investissements financiers dans les énergies fossiles afin de couper court à leur croissance et, petit à petit, les rendre minoritaires par rapport aux sources d’énergies faiblement carbonées. Bref, plus un dollar ne doit être dépensé dans un puit pétrolier ou un champ gazier.

Deux actions qui, à terme, et dans les scénarios les plus volontaristes, devraient permettre d’atteindre la si désirée — et lointaine — neutralité carbone. « Nous avons réalisé ce rapport pour montrer aux décideurs que le secteur de l’énergie doit réaliser une transformation totale d’ici à 2050. Car, jusqu’ici, beaucoup d’entre eux l’ont mal compris » explique Fatih Birol, le directeur exécutif de l’IAE.

Plus de renouvelables, plus de nucléaire, moins de fossiles

Dans cette approche, les énergies renouvelables et le nucléaire sont au cœur du bouleversement énergétique qui devrait s’opérer. En effet, dans les trois scénarios présentés par l’IAE, le format « neutralité carbone » considère que la terre sera peuplée de deux milliards d’êtres humains supplémentaires, qu’une réduction de 8 % de la demande d’énergie aura lieu et, inversement, qu’un doublement de la demande en électricité sera constaté. L’efficacité énergétique et l’électrification des usages demeurent, selon l’IAE, au cœur de la transformation systémique de nos besoins en énergie.

Le mix énergétique est, de son côté, globalement simple. Et en accord avec le consensus scientifique. La part des énergies renouvelables connaît une hausse vertigineuse et est multipliée par huit pour atteindre 90 % de la production globale en 2050, contre 29 % aujourd’hui.

Ce n’est désormais plus une surprise, mais le nucléaire joue aussi un rôle central et voit ses capacités doubler, pour atteindre 10 % de la production globale. Dans ce scénario, les énergies fossiles connaissent une chute libre. La consommation de charbon baisse de 90 % et celle de pétrole de 75 %. Un processus qui ne peut cependant advenir qu’avec une électrification massive des modes de transport, notamment de la voiture et, dans une moindre mesure, de l’aérien et du transport maritime.

La recette, désormais bien connue, embrasse les différents scénarios envisagés par le GIEC, qui accorde cependant une place plus importante au nucléaire dans son approche de la lutte contre le réchauffement climatique. Pour l’IAE, la fin des fossiles représente un véritable changement de paradigme. « L’IAE tourne le dos à l’industrie des hydrocarbures qu’elle a longtemps soutenue. C’est un message très fort » affirme Marc-Antoine Eyl-Mazzega, chercheur à l’Institut français des relations internationales (IFRI), au journal Le Monde.

Coercition, incitation

Un panel de mesures coercitives est aussi réclamé par l’IAE, notamment l’interdiction des chaudières au fioul, la fin de la vente des voitures thermiques en 2035 ou, de manière plus incitative, le recours croissant aux véhicules électriques — supposés représenter 60 % des ventes en 2030 — et une rénovation thermique massive de l’habitat. Le coût de ces ensembles d’opérations ? 5 000 milliards par an d’ici à 2030, contre 2 000 milliards aujourd’hui. Mais, plusieurs études démontrent aujourd’hui, qu’en termes de lutte contre le réchauffement climatique, les coûts de l’action restent globalement inférieurs à ceux de l’inaction et du laisser-faire.

Mission impossible ? Non, selon Fatih Birol, qui jure que « la voie pour atteindre l’objectif est étroite, mais (qu)’il est toujours possible d’y parvenir ». Aux dirigeants politiques, désormais, de prendre leurs responsabilités.

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Malgré une décision de la justice européenne, la Pologne refuse de fermer une mine de charbon

26 mai 2021 à 07:12
malgre decision justice europeenne pologne mine charbon - L'Energeek

Le vendredi 21 mai 2021, la Cour de Justice de l’Union Européenne avait ordonné la fermeture immédiate de la mine de charbon à ciel ouvert de Turow, au sud-ouest de la Pologne, notamment en raison de son impact sanitaire sur la République Tchèque voisine. Ce lundi 24 mai 2021, le premier ministre polonais a annoncé que la mine resterait ouverte.

La Cour de Justice de l’Union Européenne ordonne l’arrêt immédiat de la mine de charbon de Turow…

Certes, la Pologne a récemment programmé la fin de son exploitation du charbon pour 2049, mais les mines de charbon y restent un sujet extrêmement sensible – le combustible fossile y couvre notamment 80% des besoins en électricité du pays.

Même dans le cas d’une urgence sanitaire avec l’un de ses voisins, la Pologne n’entend donc pas reculer sur ce sujet. Ce vendredi 21 mai 2021, la Cour de Justice de l’Union Européenne avait en effet demandé l’arrêt immédiat de la mine à ciel ouvert de Turow, au Sud-Ouest de la Pologne, à proximité des frontières allemandes et tchèques.

Cette décision répond à une demande d’arrêt d’urgence formulée par la République Tchèque, suite à l’impact sanitaire de cette mine sur les populations frontalières, notamment en terme de qualité de l’air et de l’eau. La Cour de Justice avait accédé à la demande tchèque, arguant que la poursuite des activités d’extraction était “susceptible d’avoir des effets négatifs sur le niveau des eaux souterraines en territoire tchèque”, et pouvait “menacer l’approvisionnement en eau potable” des populations concernées.

La Cour avait donc invoqué le « principe de précaution » pour justifier cette demande d’arrêt, d’autant que, pour les juges, la Pologne n’avait pas établi « que la cessation des activités dans la mine entraînerait une menace réelle pour sa sécurité énergétique”.

mais la Pologne refuse d’appliquer cette décision, et va laisser la mine de charbon ouverte

Mais, ce lundi 24 mai 2021, le gouvernement polonais a indiqué qu’il n’appliquerait pas cette décision de justice. “Nous ne prévoyons pas la fermeture de la mine et nous n’allons pas l’accepter, car cela pourrait mettre en danger l’approvisionnement en énergie de la Pologne”, a notamment déclaré le premier ministre polonais Mateusz Morawiecki.

Il a également indiqué que la Pologne allait instaurer un dialogue avec la République Tchèque sur le sujet, puis “présenter de nouveaux arguments” à la Cour de Justice de l’UE, pour le jugement de l’affaire sur le fond qui doit intervenir plus tard. Ce n’est pas la première fois que le gouvernement polonais décide, de manière unilatérale, de braver une décision émanant de l’Union Européenne.

Le groupe énergétique polonais PGE compte extraire du lignite (un charbon de mauvaise qualité) de la mine de Turow jusqu’en 2044, et envisage même d’étendre la taille de la mine de 25 à 30 kilomètres carrés. D’après Varsovie, la mine de Turow couvre 7% des besoins en électricité du pays.

Symboliquement, les pays du G7 ont décidé, ce 21 mai 2021, le même jour que la décision de la Cour de Justice de l’UE, de mettre fin en 2021 aux aides publiques pour les centrales à charbon. “Le G7 convient que tout nouvel investissement dans la production d’électricité à partir du charbon dans le monde doit cesser maintenant, car il n’est pas compatible avec l’objectif de limiter le réchauffement climatique à 1,5°C d’ici la fin du siècle », a indiqué la ministre allemande de l’Environnement Svenja Schulze dans un communiqué.

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Le gouvernement valide le principe d’un parc éolien flottant au large de Belle-Île

25 mai 2021 à 07:48
gouvernement valide parc eolien flottant belle-ile - L'Energeek

Ce vendredi 21 mai 2021, le gouvernement a donné son feu vert au projet de parc éolien flottant situé au sud de l’île de Groix et à l’ouest de Belle-Île, en Bretagne. La procédure d’appel d’offre en cours peut donc se poursuivre. La France veut miser sur la technologie de l’éolien flottant pour atteindre ses objectifs d’installation d’éolien off-shore.

Feu vert du gouvernement pour le parc éolien flottant de Belle-Île-Groix

La décision ne faisait certes que peu de doute, mais, ce vendredi 21 mai, le gouvernement a officiellement validé le projet d’implantation d’un parc éolien flottant de 250 MW, au sud de la Bretagne, à l’ouest de Belle-Île. «La procédure de mise en concurrence lancée en 2021 pour l’attribution d’un projet éolien en mer flottant d’une puissance d’environ 250 mégawatts, au large du sud de la Bretagne, est poursuivie», précise ainsi une décision au Journal officiel de Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique.

Plus tôt dans le mois, le 4 mai 2021, l’exécutif avait lancé l’appel d’offre de ce projet, qui devrait devenir le premier parc éolien en mer flottant de France. Cette technologie permet d’installer des éoliennes au-delà d’une profondeur de 50 mètres, donc plus loin de côtes que l’éolien off-shore posé. Cela permet aux éoliennes flottantes de capter un vent plus fort et plus régulier que les éoliennes posée au fond de la mer et situées à proximité du littoral. Un parc d’éolien flottant dispose donc d’un meilleur rendement, tout en limitant sa nuisance visuelle.

Le document ministériel précise aussi la zone choisie pour cette implantation, il s’agit de celle proposée par le comité régional des pêches, au sud de l’île de Groix et à l’ouest de Belle-Île : «La superficie de cette zone de 130 km2 sera progressivement réduite au cours de la procédure de mise en concurrence», précise le gouvernement.

La France veut s’appuyer sur l’éolien flottant pour tenir ses objectifs climatiques

«À présent, l’enjeu sera une nouvelle fois de concrétiser les ambitions de la France, afin de renforcer le leadership mondial de notre pays sur l’éolien flottant et de développer une véritable filière vertueuse et riche de retombées socio-économiques pour les territoires», avait déclaré Nicolas Wolff, président de France énergie éolienne, à l’annonce de l’appel d’offre.

Du coté de cette filière française de l’éolien flottant, l’actualité récente a été également riche. Ainsi, ce 17 mai 2021, Sofresid, filiale du groupe italien Saipem (engagé dans la construction du parc éolien en mer posé du Calvados), est entrée en négociations exclusives avec Naval Group pour le rachat des activités de sa filiale Naval Energies dans l’éolien flottant, situées à Brest. Une décision saluée par Didier Le Gac, député local ayant annoncé la nouvelle, car Sofresid est également déjà implanté à Brest, ce qui garantit un maintient de l’activité industrielle dans la ville.

Sofresid est entré en négociations exclusives pour la reprise des activités éolien flottant de Naval Energies

En février dernier Naval Group avait annoncé l’arrêt de sa filiale Naval Energies, lancée en 2008 et cherchait depuis un repreneur.
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— Bretagne-Economique (@BEconomique) May 17, 2021

La décision ministérielle de ce 21 mai fait d’ailleurs état d’un second appel d’offre dans la ligne de mire, preuve de l’engagement gouvernemental dans l’éolien flottant : «Une seconde procédure de mise en concurrence a vocation à être lancée ultérieurement pour un second projet éolien en mer flottant d’une puissance maximum d’environ 500 mégawatts», détaille le texte. Dans la dernière PPE, la France s’est donné l’objectif d’installer 500 MW d’éolien en mer par an à partir de 2025, et l’éolien flottant doit participer de cette ambition.

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Flamanville : le chantier de l’EPR entre dans sa phase finale

24 mai 2021 à 09:31
flamanville chantier epr phase finale - L'Energeek

Ce vendredi 21 mai 2021, la Commission Locale d’Information (CLI) de Flamanville a fait le point sur l’avancée du chantier de l’EPR. EDF attend notamment le feu vert de l’ASN pour lancer la vaste opération de reprise des soudure sur le circuit secondaire. L’objectif de l’énergéticien est toujours une mise en service pour fin 2022. Un date cruciale pour l’avenir du nucléaire en France.

Un taux de conformité de 95% pour les essais à chaud de l’EPR de Flamanville

Le chantier de l’EPR de Flamanville se poursuit, avec une activité intense sur site. Ce vendredi 21 mai 2021, la Commission Locale d’Information de Flamanville (Manche) s’est réunie pour faire le point sur l’avancée des travaux.

Les équipe d’EDF se sont montrées plutôt optimistes : « Nous poursuivons les travaux de finition. 92 % du calfeutrement est réalisé, 90 % des peintures industrielles aussi, et 70 % des systèmes pilotés par les équipes d’exploitation. Nous terminons aussi la configuration des armoires électriques et la mise à jour du contrôle commande », a fait valoir David Le Hir, directeur de l’achèvement et des essais pour EDF.

Sur un millier d’essais de sûreté « à chaud » (qui ont suivi une phase d’essais « à froid », en 2018), le taux de conformité a atteint 95%. Les 5% restant, qui concernent des alarmes mal réglées en salle de commande, un temps d’ouverture de certains robinets trop long ou des vibrations d’équipements plus fortes que ce qui était attendu, feront l’objet de nouveaux essais dans les mois qui viennent.

« L’important pour nous est de vérifier la représentativité des essais. Nous devons nous assurer que l’installation telle qu’elle est construite est conforme à la démonstration de sûreté. Un premier bilan, remis en juin dernier, est en cours d’instruction », précise aussi Adrien Manchon, chef de l’antenne de l’Autorité de sûreté nucléaire de Caen.

Reprises des soudures du circuit secondaire, la mise en service toujours prévue pour fin 2022

Mais le grand défi qui attend les équipes d’EDF dans les semaines à venir est celui des soudures du circuit secondaire, qu’EDF doit reprendre, sur demande de l’Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN). C’est ce soucis qui avait notamment empêché l’EPR d’être mis en service en 2018, comme c’était prévu en 2017.

Une centaine de soudures doivent encore être réalisées, dont 80 d’ici septembre 2021, ce que Yannick Rousselet, de Greenpeace, estime « extrêmement ambitieux ». « En fait, nous sommes prêts à passer à une phase industrielle, en déployant 500 soudeur. Nous attendons maintenant une non-objection de la part de l’ASN », précise David Le Hir.

La mise en service de l’EPR de Flamanville, prévue pour 2012 au début du projet, est toujours planifiée pour fin 2022, début 2023. Une date cruciale pour l’avenir énergétique de la France, car c’est à ce moment que le gouvernement devrait prendre la décision de construire ou non de nouveaux réacteurs nucléaires.

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Gazoduc Nord Stream 2 : revirement des Etats-Unis

21 mai 2021 à 15:27
Gazoduc Nord Stream 2 : revirement des Etats-Unis

Washington vient d’annoncer son intention de lever son opposition au gazoduc Nord Stream 2. Le projet russe, soutenu par l’Allemagne, faisait l’objet de sanctions américaines depuis décembre 2019. Désormais relancé, il devrait finalement entrer en exploitation avant la fin de l’année 2021. Une bonne nouvelle qui s’accompagne d’un constat inquiétant sur la dépendance énergétique que l’Europe entretient avec la Russie.

L’horizon se dégage enfin pour le futur gazoduc russo-européen. Le projet Nord Stream 2 doit relier la Russie à l’Allemagne via la mer Baltique pour approvisionner l’Europe en gaz. Mais depuis son lancement, le projet a rencontré de nombreuses oppositions. Les Etats-Unis de Donald Trump n’avaient pas manqué de faire entendre leur mécontentement. Le renforcement du partenariat stratégique entre l’Europe et la Russie n’était pas vu d’un bon œil. A un niveau plus discret, le projet n’a jamais beaucoup enthousiasmé Paris. La France craint une dépendance trop forte de l’Union Européenne envers la Russie pour répondre à ses besoins en gaz.

Au plus fort de la crise, en décembre 2019, les Etats-Unis avaient décidé de sanctions financières contre les entreprises parties prenantes du projet Nord Stream 2. Et pendant la campagne présidentielle, Joe Biden comme Donald Trump étaient bien décidé à maintenir la pression pour contrer le projet. La résolution va finalement rester lettre morte.

Les Etats-Unis changent d’avis sur Nord Stream 2

En début de semaine, plusieurs pays, dont les Etats-Unis et la Russie, avaient rendez-vous pour le Conseil de l’Arctique. L’occasion pour les chefs de la diplomatie américaine et russe de s’entretenir sur le projet Nord Stream 2. Et contre toute attente, cette rencontre a débouché sur un revirement des Etats-Unis. Washington a décidé de lever les sanctions économiques sur le chantier du gazoduc. Un revirement d’autant plus surprenant que le Congrès américain avait récemment voté en faveur d’un renforcement de ces sanctions.

Mais Joe Biden en a décidé autrement. Le président démocrate est soucieux de reconstruire une relation stable avec l’Europe, et plus particulièrement avec l’Allemagne. Or l’Allemagne est un des principaux artisans du projet de gazoduc, qui doit déboucher sur son territoire. Si les Etats-Unis lèvent les sanctions, la Maison Blanche a déjà fait savoir qu’elle conservait une opposition de principe au projet. Washington voit d’un mauvais œil le développement de toutes relations entre la Russie et l’Europe. Et la question de l’approvisionnement énergétique de l’Union Européenne est particulièrement sensible.

Quel impact pour la construction du gazoduc ?

Malgré les sanctions américaines, le chantier du gazoduc n’a jamais été stoppé. En revanche, il a accumulé un retard significatif. En décembre 2019, Berlin estimait que le gazoduc serait achevé en retard, courant 2020. Un an plus tard, il n’est toujours pas fini mais le plus gros du chantier est achevé. Sur le projet de tracé initial, il ne reste que 10% du gazoduc à construire. Les derniers raccordements seront déployés dans les prochains mois, dans les eaux danoises et allemandes, avec la partie sous-marine du futur gazoduc.

D’après les premières déclarations russes, le gazoduc Nord Stream 2 pourrait entrer en fonction dès la rentrée 2021. Il permettra alors d’alimenter l’Europe avec 55 milliards de m3 de gaz par an. Cela représente environ 11% de la consommation européenne sur un an. Malgré cette bonne nouvelle, la facture risque d’être importante pour les acteurs du projet. Initialement prévu pour un budget de 9,5 milliards d’euros, le gazoduc a dépassé ce montant à cause des retards accumulés.

Le gaz russe se répand en Europe

En 2018, 40,4% des importations de gaz naturel de l’Union Européenne provenaient de Russie. 11% du gaz importé était transporté via le gazoduc Nord Stream 1. Et puisque l’UE importait aussi 29,8% de son pétrole depuis la Russie, la question d’une dépendance peut effectivement sembler légitime. La Russie est le pays qui exporte le plus d’énergie vers l’Europe. Et ses ambitions sont importantes.

La Russie va confortablement augmenter ses exportations gazières en Europe grâce à Nord Stream 2. Gazprom, l’entreprise russe qui extrait le pétrole et l’exporte en Europe, gère les deux gazoducs Nord Stream. Et elle s’est déjà lancée dans un troisième projet de gazoduc, cette fois orienté vers le sud de l’Europe et les Balkans. Le projet de gazoduc Turkish Stream fait transiter le gaz russe par la Turquie pour atteindre l’Autriche et desservir plusieurs pays de la zone. Il est entré en exploitation en janvier dernier, et devrait permettre d’acheminer 31,5 milliards de m3 de gaz russe.

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Le pétrole du Golfe de Guinée, et en particulier du Nigeria, peine à trouver preneur

21 mai 2021 à 12:16
petrole golfe guinee nigeria peine - L'Energeek

Ce 21 mai 2021, plusieurs sources commerciales font état de la difficulté pour le Nigeria à vendre ses chargements de pétrole brut depuis le début du mois de mai. La situation sanitaire de l’Inde, un des plus acheteurs du pétrole nigérian, explique en partie cette situation, qui concerne d’ailleurs aussi les autres producteurs du Golfe de Guinée, Angola et République Démocratique du Congo.

Fragilisé par la situation de l’Inde, le Nigeria n’arrive pas à vendre tous ses chargements de pétrole brut

L’agence Ecofin a compilé, ce 21 mai 2021, des informations provenant de plusieurs sources commerciales, qui indiquent toutes que le Nigeria éprouve de très grandes difficultés à trouver preneur pour ses chargements de pétrole brut, depuis le début du mois de mai.

Le brut nigérian est fragilisé par la coïncidence de deux facteurs : d’abord les exportations massives, par les Etats-Unis, de leur brut léger West Texas Intermediate (WTI), partout dans le monde, et en particulier vers les marchés privilégiés du Nigeria ; ensuite la situation sanitaire de l’Inde, un des plus gros acheteurs du brut nigérian, terriblement frappée par la pandémie de Covid-19, qui a mis le pays à l’arrêt, diminuant très fortement sa consommation intérieure de pétrole.

« Le problème de l’absence de demande pour le pétrole nigérian coïncide avec le fait que les États-Unis ont exporté beaucoup de pétrole brut léger qui est en concurrence avec le pétrole nigérian. Malgré les accords que le Nigéria a conclus avec l’Inde, les raffineries indiennes n’achètent tout simplement pas pour le moment à cause des effets négatifs de la Covid-19 », détaille l’une des sources.

La crise des exportations de brut frappe tout le Golfe de Guinée

Le Nigeria, qui dépend très fortement de ses exportations d’hydrocarbures (pétrole et gaz naturel couvrent 50% des recettes du gouvernement fédéral et représentent 90% des recettes d’exportation), tente de trouver d’autres acheteurs, notamment en Asie (Indonésie, Taïwan, Thaïlande) et en Europe.

Cette situation problématique dure depuis plusieurs semaines, et concerne les trois pays producteurs de pétrole du Golfe de Guinée, Nigeria donc, mais aussi Angola et République Démocratique du Congo.

Déjà en avril 2021, alors que la situation de l’Inde n’était pas aussi problématique, le Nigeria subissait la concurrence du brut léger américain sur ses marchés de prédilections, et l’Angola la reprise des exportations de pétrole iranien vers la Chine, traditionnellement le plus gros acheteur de pétrole angolais. Les pays souffrent également d’une augmentation des coûts d’acheminement du pétrole africain vers l’Asie. Les prix de vente de leurs barils de brut ont donc fortement baissé, mais sans permettre d’écouler toute la production.

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Centrale thermique du Larivot : la Guyane verdit son électricité

20 mai 2021 à 15:16
Larivot électricité Guyane

La mise en service de la centrale électrique du Larivot, qui répond à la nécessité de sécuriser l’approvisionnement électrique de la Guyane, département français où la demande énergétique devrait croître à une cadence d’environ 3 % par an dans les prochaines années, devrait aboutir d’ici 2024.

La Guyane accélère sa transition énergétique en accueillant la biomasse liquide, alors que le chantier de la centrale électrique a débuté sur le site du Larivot (Commune de Matoury, sur l’île de Cayenne). Avec, à l’arrivée, une contribution importante à l’effort de transition énergétique tricolore, puisque le projet permettra de réduire considérablement les émissions de gaz à effet de serre (GES) du territoire, par rapport à l’installation existante au fioul de Dégrad-des-Cannes (Commune de Rémire-Montjoly, sur l’île de Cayenne également) qu’elle doit remplacer, mais également les émissions d’oxydes d’azote (- 64 %) et d’oxydes de soufre (- 99,6 %), faisait savoir le ministère de la Transition écologique, l’an dernier, en donnant son feu vert aux travaux.

Fin 2020, EDF PEI (pour « Production Electrique Insulaire »), une filiale détenue à 100 % par l’énergéticien français, obtenait toutes les autorisations réglementaires requises pour la construction de la centrale du Larivot – permis de construire et autorisation environnementale. Dont la localisation, sur la presqu’île de Cayenne – principale zone de consommation électrique du territoire -, a été choisie, selon le rapport d’enquête publique, notamment en raison de la présence importante de lignes HTB (réseau de répartition haute tension) à proximité, limitant ainsi les travaux de raccordement du projet.

Consultation publique

Le public, les « parties prenantes locales » – propriétaires, communes, services de l’État ont  été consultés à plusieurs reprises, dans le cadre du projet, notamment lors d’une grande concertation publique sous l’égide de la Commission Nationale du Débat Public (CNDP) organisée, en 2018, sur la presqu’île de Cayenne. Durant cette concertation, il a été question, entre autres, du tracé de l’oléoduc reliant le site du Grand Port de la Guyane (Dégrad-des-Cannes) au site de production du Larivot. D’autres questions techniques, comme la limitation du défrichement et du trafic routier, ont été abordées en phase d’enquête publique, afin de « faire évoluer le projet de manière importante », selon le rapport.

D’ici 2023, un plan d’approvisionnement du territoire en bioliquides durables – muni d’un volet lié à la production locale – est attendu. Et ces biocombustibles, exige-t-on boulevard Saint-Germain, « ne devront pas provenir de matières premières présentant un risque élevé d’induire des changements dans l’affectation des sols », excluant dès lors le recours aux décriées huiles de palme et de soja. Un ensemble de choix qui, selon Barbara Pompili, devrait « réduire drastiquement l’impact environnemental de cette nouvelle centrale ».  

Le remplacement de la centrale électrique de Dégrad-des-Cannes est une exigence de longue date, initiée dès la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) adoptée en 2007, par les pouvoirs publics nationaux et la Collectivité Territoriale de Guyane. La nouvelle centrale du Larivot (120 mégawatts), ainsi que l’installation de panneaux photovoltaïques (4 MW), font partie intégrante de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de la Guyane – adoptée en 2017 -, et pourra alimenter en électricité les quelques 414 kilomètres du réseau local, couvrant plus de 85 % de la population.

 

 

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Selon Engie, la Belgique se dirige tout droit vers une sortie du nucléaire…

19 mai 2021 à 14:13
selon engie belgique sortie nucleaire - L'Energeek

La nouvelle directrice générale d’Engie, Catherine MacGregor, a fait le point, ce 18 mai 2021, sur les activités et l’avenir du groupe. Recul des hydrocarbures et développement des renouvelables sont à l’honneur. Sur le délicat sujet du nucléaire belge, elle a affirmé que plus le temps passait sans décision de l’exécutif, plus la probabilité d’un arrêt des 7 réacteurs pilotés par Engie en Belgique en 2025 s’accroit…

Pour Engie, le nucléaire en Belgique ne devrait pas être prolongé au-delà de 2025

Catherine McGregor a été nommée à l’automne 2020 directrice générale d’Engie, en remplacement d’Isabelle Kocher, pour accompagner la mutation du géant du gaz naturel vers les renouvelables, et elle a pris ses fonctions le 1er janvier 2021. Ce 18 mai 2021, elle a fait le point sur la situation du groupe, ses projets et son avenir.

Elle s’est notamment exprimé sur l’épineuse question de l’avenir du nucléaire en Belgique. C’est en effet Engie qui exploite les deux centrales belges en activité, à Doel et à Tihange, pour un total de sept réacteurs en activité. Catherine McGregor a d’abord confirmé le calendrier de fermeture de deux de ces sept réacteurs, Doel 3 en octobre 2022, Tihange 2 en février 2023.

Elle a ensuite confirmé que les chances que la Belgique poursuive son programme nucléaire s’amenuisaient de jour en jour. Le gouvernement fédéral belge a annoncé qu’il se prononcerait en novembre 2021 sur la prolongation de Doel 4 et Tihange 3 au-delà de 2025. Or, Engie a déclaré à de nombreuses reprises que, pour que les centrales soient prêtes à produire de l’électricité pour l’hiver 2025-2026, la décision devait être prise au plus tard en novembre 2020, afin d’avoir le temps d’effectuer les travaux nécessaires.

Dès lors, Engie part du principe que, en l’absence de décision, la prolongation n’aura pas lieu. A la question de savoir comment Engie réagirait si le gouvernement décidait finalement de prolonger la durée de vie des centrales à la fin de l’automne 2021, Catherine McGregor répond : “Notre décision n’a pas changé. En février, nous avions dit que notre scénario de travail était qu’il n’y aurait pas de prolongation. Nous sommes maintenant en mai. Plus le temps avance, plus la probabilité d’une prolongation du nucléaire baisse”.

Un objectif de zéro émission carbone en 2045, une sortie du charbon entre 2025 et 2027

La directrice générale d’Engie a également présenté les grandes orientations du groupe, notamment sa transition accélérée vers les renouvelables. Engie a d’ailleurs confirmé, ce même 18 mai, dans un communiqué, qu’il s’engageait sur un objectif “net zéro carbone” à l’horizon 2045 sur tous les scopes, c’est-à-dire en prenant aussi en compte les effets indirects de son activité.

Le groupe compte par ailleurs se séparer à terme de Bright, sa filiale dédiée aux activités de service : sont concernées les activités d’installations électriques, chauffage, ventilation et climatisation ainsi que les services liés à l’information et la communication. L’ensemble est valorisé entre 12 et 13 milliards d’euros, pour 74 000 salariés, dont 28 000 en France.

Plus globalement, sur la période 2021-2023, Engie vise entre 9 et 10 milliards de cessions, et entre 15 et 16 milliards d’investissement de croissance, dont 45% vers les renouvelables. Le groupe a par ailleurs précisé les modalités de sa sortie du charbon, programmée pour 2025 en Europe et 2027 dans le monde. Engie s’appuiera sur cet ordre de sortie : fermeture, conversion et cession. Cette dernière solution “n’est envisagée que dans les cas où les autres options ne sont pas possibles” (par exemple quand la fermeture d’une centrale au charbon risquerait de provoquer un black-out dans un pays ou une région).

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