Ça avance pour le projet de stockage de déchets radioactifs Cigéo. L’IRSN vient de publier la première partie de son rapport visant à en évaluer la sûreté. S’il s’agit là d’un signal encourageant pour l’Andra, la route est encore longue avant le stockage des premiers déchets, prévus à l’horizon 2035 – 2040.

L’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nationale) vient de dévoiler la première partie de son rapport concernant la demande d’autorisation de création de Cigéo, ce projet français de centre de stockage profond de déchets radioactifs. Cette première phase, d’une expertise organisée sur 30 mois, porte sur les données de bases nécessaires à l’éventualité de la sûreté de Cigéo. Appelé GP1, ce rapport de 169 pages indique notamment que l’Andra (Agence nationale pour la gestion des déchets radioactifs), porteur du projet Cigéo, a accumulé suffisamment de données pour permettre l’évaluation de sûreté du projet. Ces connaissances concernent un très grand nombre de données sur l’implantation future du site, incluant des caractérisations géologiques, hydrogéologiques et géotechniques.

Selon l’IRSN, l’Andra a également démontré une importante compréhension de la couche géologique dans laquelle seront stockés les déchets radioactifs. Néanmoins, deux points de vigilance ont été identifiés. Le premier concerne la composition des composants métalliques qui viendront chemiser les alvéoles de stockage. Le second concerne des incertitudes sur le risque de flexure (phénomène de plissement) de la couche géologique en question. Désormais, la deuxième phase de l’expertise de l’IRSN portera sur l’évaluation de sûreté du projet en phase d’exploitation (GP2), puis sur l’évaluation de sûreté en phase d’après fermeture (GP3).

Cigéo, une infrastructure permettant le stockage à long terme des déchets radioactifs

Le projet Cigéo répond à un besoin de stockage des déchets radioactifs du parc nucléaire français. Il est le fruit d’importantes recherches, lancées dès le début des années 90, sur l’intérêt du stockage des déchets radioactifs en couche géologique profonde. Implanté entre la Meuse et la Haute-Marine, le site devrait permettre le stockage des déchets MA-VL et HA à une profondeur de 500 mètres dans une couche géologique apparentée à de l’argile, réputée pour son caractère étanche. Il devrait être en service pendant une centaine d’années, puis assurer un confinement efficace des déchets après fermeture sans aucune intervention humaine. Au total, le site pourrait stocker près de 80 000 mètres cubes de déchets.

Si toutes les conditions sont réunies, les travaux d’expertise de l’IRSN pourraient aboutir sur un décret d’autorisation de création. Ce décret signerait alors le début de la construction initiale du site et ses premiers essais, pour une mise en service à l’horizon 2040.

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Engagé dans sa transition énergétique, le territoire américain de Porto Rico a acheté des panneaux solaires capables de résister à des ouragans. La technologie sélectionnée permettra également de bénéficier d’une rapidité d’installation ainsi que d’une utilisation optimisée de l’espace.

L’année dernière, nous vous avions présenté les panneaux solaires Maverick de l’entreprise australienne 5B. Ces modules fabriqués et précâblés en usine se déploient rapidement sur site, se dépliant tel un accordéon (un seul Maverick comprenant 90 modules). Récemment, le fabricant a annoncé une nouvelle collaboration avec AES Corporation, une multinationale de l’énergie basée aux États-Unis. Cette dernière prévoit de construire une centrale solaire de 69 MW à Jobos, dans l’ouest de Porto Rico. La ferme intégrera également un système de stockage par batterie de 100 MW pour une durée de 4 heures.

Grâce à sa facilité d’installation, cette technologie australienne devrait réduire le besoin en main-d’œuvre de 70 %. AES rapporte effectivement qu’une équipe de trois personnes seulement peut installer 1 MW en une semaine. Un autre avantage est l’optimisation de l’espace. Selon le fabricant, les panneaux Maverick peuvent presque doubler le rendement par surface comparé à une centrale traditionnelle équipée de panneaux à axe unique.

Des panneaux résistants aux conditions climatiques extrêmes

Porto Rico vise la neutralité carbone en 2050 en souhaitant un mix électrique composé de 100 % d’énergies renouvelables. Le territoire compte ainsi reposer en grande partie sur le solaire. Toutefois, le déploiement rapide de cette source d’énergie rencontre un obstacle majeur : les conditions climatiques extrêmes de la région. Il faut savoir que Porto Rico est un territoire américain sujet aux ouragans. C’est en partie en raison de ces défis climatiques que l’AES a porté son choix vers le système Maverick de l’entreprise 5B. Ces modules sont réputés pour leur robustesse, car selon le fabricant, ils seraient capables de résister à des vents allant jusqu’à 267 km/h.

D’ailleurs, l’île est toujours en train se remettre des dégâts causés par les catastrophes naturelles de ces dernières années, dont certaines ont été particulièrement dévastatrices. Après une panne d’électricité record de 328 jours dans certains endroits suite au passage de l’ouragan Maria en 2017, le gouvernement portoricain a décidé d’entamer donc une démarche vers une meilleure résilience électrique, en parallèle avec sa transition énergétique.

Des modules solaires plus résistants nécessaires

Avec la transition énergétique, le solaire occupera de plus en plus de place dans le mix mondial. Cela souligne le besoin de développer davantage des panneaux plus résilients, capable de résister aux aléas naturels. En Inde, rappelons qu’une vaste centrale solaire flottante prête à être mise en service a été dévastée par un orage. En France, l’année dernière, de nombreux panneaux solaires ont succombé sous l’impact de gros grêlons, un phénomène également observé au Texas en mars dernier. Compte tenu des investissements substantiels dans le solaire et des risques de dommages météorologiques auxquels les installations sont confrontées, de nouvelles normes de fabrication devraient peut-être être introduites.

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Les épisodes de chaleur sont de plus en plus réguliers et intenses ces dernières années et l’usage de la climatisation s’est répandu, tant dans les bâtiments à usage professionnel que dans le parc résidentiel. Mais quel est l’impact de la climatisation sur le réseau électrique français ? Ce dernier peut-il être déséquilibré en cas d’utilisation massive de la climatisation en été ?

Ces dernières années ont été marquées par de fréquents épisodes de canicule. Depuis 2018, chaque été ou presque est traversé par des phénomènes exceptionnels en matière de température. L’examen des bilans climatiques établis chaque année par Météo France le confirme :

• L’année 2018 a été la plus chaude depuis le début du XXe siècle et le pays a connu une canicule du 24 juillet au 8 août.
• L’année 2019 se positionne au troisième rang des années les plus chaudes en France depuis le début du XXe siècle avec notamment « deux vagues de chaleur d’une intensité exceptionnelle durant l’été ».
• L’été 2020 a été « exceptionnellement sec en juillet et dans le top 10 des étés les plus chauds ».
• Malgré des mois de juillet et août marqués par plusieurs refroidissements, le mois de juin s’est classé au 5ᵉ rang des mois de juin les plus chauds depuis 1900.
• L’été 2022 a été qualifié par Météo France comme « l’été de tous les extrêmes » avec trois vagues de chaleur remarquables par leur durée et leur intensité.
• L’été 2023 se classe au 4ᵉ rang des étés les plus chauds depuis 1900, ex aequo avec l’été 2018.

Plus de 800 000 climatiseurs vendus en 2020

Dans ce contexte, le recours à la climatisation se développe, pour préserver un confort de vie, que ce soit dans les lieux de travail (bureaux, magasins) ou à domicile. Selon l’agence de la transition écologique (ADEME) qui a publié une étude sur la climatisation en 2021, le taux d’équipement est passé de 14 à 25 % entre 2016 et 2020 pour les ménages. Sur l’année 2020, le nombre d’appareils de climatisation vendus a dépassé les 800 000 alors que ce chiffre était stable autour de 350 000/an jusqu’ici. Ce mouvement est porté par le développement des appareils réversibles, qui assurent le chauffage en hiver et le rafraîchissement des pièces en été. Le rafraîchissement intérieur peut également être assuré par des climatiseurs mobiles, plutôt utilisés dans les appartements de petite surface.

Mais alors, quelles sont les conséquences sur le réseau électrique, sachant que celui-ci doit en permanence être à l’équilibre en production et consommation ? Les pics de consommation qui sollicitent le réseau ont lieu principalement en hiver, pendant les périodes de grand froid. D’ailleurs, c’est pour cela que les pouvoirs publics ont multiplié les appels à la sobriété énergétique à l’approche de l’hiver 2022/2023, alors que le parc nucléaire français était à la peine, que les réserves hydrauliques étaient faibles et que la guerre en Ukraine fragilisait les importations de gaz au sein de l’Union européenne (UE).

Pour autant, l’impact de la climatisation sur le réseau électrique l’été n’est pas insignifiant. Dans son rapport précité, l’ADEME estime qu’en 2020, la consommation liée à la climatisation a atteint 4,9 TWh dans le secteur résidentiel et 10,6 TWh dans le secteur tertiaire.

Une pointe de consommation de +700 MW par degré supplémentaire en cas de canicule

Pour avoir une idée plus précise de l’impact de la climatisation sur le réseau en été, il faut se reporter aux analyses climatiques publiées par le gestionnaire de réseau RTE. Dans sa publication sur l’été 2018, RTE confirme que la climatisation et la ventilation ont un impact variable sur la consommation d’électricité. Le gestionnaire de réseaux estime alors que « lorsque la température augmente d’un degré en été, la consommation électrique augmente en moyenne de 500 MW à la pointe journalière ». Cela représente l’équivalent de la consommation instantanée de l’agglomération de Bordeaux. Pour comparer avec l’hiver, RTE précise que la consommation augmente jusqu’à + 2 400 MW par degré en moins lors d’une vague de froid en hiver. Le recours à la climatisation en été n’a donc pas un impact équivalent aux pics de consommation en hiver.

Dans sa publication sur l’été 2019, RTE précise néanmoins qu’en cas de canicule, soit plusieurs jours consécutifs avec une augmentation de 7 °C des températures par rapport aux normales de saison, la pointe de consommation estivale pourrait dépasser 60 000 MW, ce qui est très élevé pour cette période. Pour justifier son estimation, RTE rappelle qu’un pic de 57 000 MW a été enregistré le 4 juillet 2018 alors que les températures étaient supérieures de 3 °C par rapport aux températures de saison. Et les pics de consommation ne font qu’augmenter en été puisque dans une publication de juin 2021, RTE précise que le 25 juillet 2019 à 13 h, la consommation estivale a atteint son niveau historique de 59 100 MW. Le gestionnaire de réseaux réévalue alors l’impact de la climatisation sur la consommation en indiquant qu’elle peut atteindre jusqu’à + 700 MW par degré dans des conditions caniculaires. On est bien au-delà des 500 MW estimés en 2018, ce qui montre que le phénomène s’accélère. Encore une fois, cela n’a rien à voir avec les pics de consommation hivernaux qui ont atteint, par exemple, 85 000 MW au cours de l’hiver 2018/2019, selon RTE. Le record absolu s’élève à 102 098 MW, atteint durant le rigoureux hiver 2012.

La maintenance estivale des centrales nucléaires réduit les capacités de production

Le niveau et les pics de consommation sont donc incomparables en hiver et en été. Pour autant, cela ne veut pas dire que l’impact de la climatisation sur le réseau est anecdotique. En effet, les moyens de production ne sont pas identiques entre les saisons. Par exemple, notre parc nucléaire, qui assure la majorité de notre production électrique, fonctionne à plein régime l’hiver. En revanche, l’été, alors que la consommation est moindre, des arrêts de réacteurs sont systématiquement programmés pour effectuer les opérations de maintenance. Selon EDF, il est nécessaire d’arrêter un réacteur tous les 12 à 18 mois lorsqu’il fonctionne en continu. Plusieurs opérations peuvent nécessiter l’arrêt des réacteurs : le rechargement du combustible qui dure 35 jours environ, la visite partielle qui dure environ 60 jours et la visite décennale qui se déroule sur plusieurs mois. Il peut également y avoir des arrêts dus à des problèmes techniques, comme on l’a vu ces dernières années avec le phénomène de corrosion sous contrainte. Ce mois-ci, un réacteur de la centrale de Belleville-sur-Loire (Cher) sera arrêté pour recharger une partie de son combustible.

La climatisation n’est pas un danger pour le réseau électrique

Il n’est donc pas du tout anodin pour le réseau de voir les pics de consommation estivaux augmenter sous l’effet du recours grandissant à la climatisation. Néanmoins, si à l’avenir, le recours à la climatisation devient massif, cela ne présentera pas forcément un danger pour l’équilibre du réseau. Plusieurs raisons permettent d’être rassurant sur ce point. D’abord, les fabricants de climatisation progressent afin que leurs appareils soient plus économes en électricité. C’est le cas par exemple des climatiseurs réversibles fixes qui sont plus économes que les climatiseurs mobiles. Les fabricants sont encouragés dans leurs efforts. Ainsi, fin 2015, l’ADEME avait lancé un appel à projets sur la climatisation durable et le froid du futur afin « d’encourager le développement de “solutions froid” efficaces et durables ». Un autre appel à projets s’est déroulé en 2022 à propos de « l’innovation dans les systèmes énergétiques et traitement de l’air du bâtiment ».

L’information des usagers est également importante afin de réguler l’utilisation de la climatisation. L’ADEME se mobilise à ce sujet afin de communiquer sur les bonnes pratiques : ne pas s’équiper dans l’urgence et veiller au bon dimensionnement du produit, faire entretenir son matériel par un professionnel, mettre en pratique les bons gestes pour rafraîchir son logement afin de limiter le recours à la climatisation, etc. Enfin, la rénovation thermique des bâtiments devrait permettre de limiter l’utilisation de la climatisation. À ce sujet, de nombreuses aides financières mises en place par l’État existent pour inciter les propriétaires à entreprendre des travaux ayant pour but d’améliorer les qualités thermiques des bâtiments.

Pour conclure, la climatisation sollicite effectivement le réseau électrique en été, de façon non négligeable ces dernières années, en période de canicule. Toutefois, les progrès de la filière en matière d’efficacité des appareils et la rénovation des bâtiments permettent de contenir l’impact de la climatisation sur le réseau afin de préserver son équilibre.

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TerraPower : l’entreprise innovante de Bill Gates

Le réacteur Natrium, développé en partenariat avec GE Hitachi Nuclear Energy, est une réponse aux limitations de l’énergie nucléaire traditionnelle. Les réacteurs à sodium de TerraPower promettent une réduction significative des déchets nucléaires tout en augmentant l’efficacité énergétique. Capables de fonctionner avec des combustibles usagés, ils réduisent la nécessité de nouvelles extractions d’uranium et minimisent les risques associés aux déchets radioactifs. Pour Bill Gates, ce projet représente une transformation radicale du paysage énergétique américain.

Les énergies renouvelables comme l’éolien et le solaire, bien que prometteuses, souffrent d’intermittence. Les réacteurs Natrium, avec leur capacité de régulation flexible de la production d’énergie, offrent une solution pour stabiliser le réseau et compléter ces sources intermittentes. Le projet de Kemmerer, d’une valeur de 4 milliards de dollars, bénéficie également d’un soutien gouvernemental de 1,5 milliard de dollars, soulignant son importance stratégique pour les États-Unis. Gates espère que ces réacteurs contribueront largement à une production énergétique décarbonée d’ici 2050, un objectif crucial pour la lutte contre le changement climatique.

Vers une révolution nucléaire

Malgré les avantages potentiels des réacteurs à sodium, plusieurs défis demeurent. La sûreté nucléaire, la gestion des déchets et l’acceptabilité sociale restent des préoccupations majeures. Cependant, TerraPower mise sur des innovations technologiques et des régulations strictes pour minimiser ces risques. Les systèmes de sécurité passifs et la conception résiliente des réacteurs Natrium sont destinés à convaincre le public et les régulateurs de leur fiabilité. Le contexte géopolitique et économique est également déterminant pour le succès de cette entreprise. Les réacteurs Natrium peuvent offrir une alternative aux dépendances énergétiques, notamment face aux fluctuations des marchés des combustibles fossiles.

En outre, cette initiative pourrait positionner les États-Unis comme un leader mondial dans le domaine des technologies énergétiques avancées. En somme, les réacteurs nucléaires de nouvelle génération incarnent la fusion entre innovation technologique et impératifs écologiques. Bill Gates, à travers TerraPower, vise à créer un modèle énergétique durable, capable de répondre aux besoins croissants tout en préservant l’environnement. Cette initiative s’inscrit dans une perspective globale de lutte contre le changement climatique, où chaque avancée technologique constitue une pierre angulaire pour un futur énergétique plus propre.

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Provoquant la grogne, attendue, des Ivoiriens, les hausses des prix de l’électricité décidées par le gouvernement d’Alassane Ouattara demeurent pourtant inférieures à celles pratiquées par les pays voisins.

C’est une décision qui, comme toute augmentation de prix, a du mal à passer auprès de la population locale. Depuis le 1^er janvier dernier, les tarifs de l’électricité ont augmenté de +10 % en Côte d’Ivoire : le prix moyen du kilowatt/heure (KWh) est donc passé, à cette date, de 79 à 87 francs CFA. Une hausse qui concerne l’ensemble des usagers du réseau électrique ivoirien, particuliers comme entreprises. Annoncé à la fin du mois de décembre 2023 par le ministre de l’Energie, ce « réajustement tarifaire » s’applique ainsi aux quelque 3,9 millions d’abonnés que compte le pays.

« Sur proposition de l’Autorité nationale de régulation du secteur de l’électricité (ANARE-CI) et après analyse de la Commission consultative sur les tarifs d’électricité, le gouvernement a décidé d’un ajustement du prix de l’électricité de 10% », avait au cours d’une conférence de presse annoncé le ministre Mamadou Sangafowa Coulibaly : « cet ajustement s’applique à l’ensemble des abonnés d’électricité, à compter du 1er janvier 2024 ».

Les conséquences du Covid et de la guerre en Ukraine

Dans quelles conditions cette hausse des tarifs est-elle intervenue et comment les autorités la justifient-elles ? Pour le gouvernement, il s’agissait, rien de moins, que de sauver un secteur électrique ivoirien en proie à de considérables difficultés financières. Sur la seule année 2023, les pertes d’exploitation ont ainsi atteint le montant, record, de 127 milliards de francs CFA (soit l’équivalent de 193 millions d’euros), contre un peu plus de 33 milliards de francs CFA l’année précédente et 57 milliards en 2021.

Lourdement déficitaire, la situation du secteur électrique de Côte d’Ivoire s’explique, pour partie, par des facteurs exogènes. La pandémie de Covid-19 et la guerre en Ukraine ont fortement affecté le marché énergétique mondial, entraînant une hausse substantielle des prix de l’énergie. Les achats de combustibles fossiles, qui pèsent pour plus de 75 % dans la production électrique ivoirienne, ont ainsi augmenté de plus de 16 % en 2022, pour atteindre 354 milliards de francs CFA (dont 309 milliards dédiés à l’achat de gaz naturel).

Des tarifs qui restent moins chers en Côte d’Ivoire que chez ses voisins

Autrement dit, la hausse des tarifs entrée en vigueur le 1^er janvier était une décision quasi-existentielle pour le secteur électrique ivoirien. En effet, même en appliquant une augmentation de +10 %, le différentiel entre le prix de production du kilowatt/heure (89 FCFA) et celui de vente (79 FCFA) reste en défaveur du secteur électrique ; il aurait fallu, pour combler cet écart, imposer une hausse de +27 %. Par ailleurs, et toujours en tenant compte de la hausse récemment annoncée, le prix de l’électricité demeure plus faible en Côte d’Ivoire qu’au sein des pays voisins.

Dans la sous-région, le prix moyen de l’électricité oscille ainsi entre 101 et 132 FCFA/KWh. Ce qui n’a pas empêché certains pays d’Afrique de l’Ouest d’augmenter, eux aussi, leurs propres tarifs au cours de la période récente. Les prix de l’électricité ont, par exemple, enregistré une hausse de +22 % au Sénégal, de +35 % au Cameroun et même de +35 à +66 % au Ghana. En d’autres termes, l’électricité reste relativement moins chère en Côte d’Ivoire qu’ailleurs en Afrique, et les tarifs y augmentent moins sévèrement que chez ses voisins, où les gouvernements font pourtant face aux mêmes problématiques (guerre en Ukraine, etc.).

Les bonnes performances du système électrique ivoirien

Même justifiée, la hausse n’en demeure pas moins difficile à avaler pour les Ivoiriens. Et ce d’autant plus qu’elle fait suite à une précédente augmentation des tarifs (+9,6%), entrée en vigueur le 1^er juillet 2023 mais qui n’affectait, cette fois, que 11 % des abonnés de Côte d’Ivoire, soit 412 000 clients. Une succession de mesures impopulaires assumée par le président ivoirien, Alassane Ouattara. Ce dernier a tenu à rassurer ses concitoyens, particuliers comme chefs d’entreprise, qui sont d’ores et déjà confrontés, comme dans la plupart des pays du monde, à l’augmentation généralisé du coût de la vie.

Si les associations ivoiriennes de consommateurs ont beau jeu de rappeler le chef d’État à ses engagements de campagne promettant une baisse des prix grâce à la libéralisation du marché de l’électricité, les autorités avancent, elles aussi, leurs propres arguments. Et le gouvernement de mettre en avant la bonne performance globale du système électrique ivoirien, le taux de couverture ayant bondi de 33 % en 2011 à 87 % de nos jours et les temps de coupure étant, en Côte d’Ivoire, parmi les plus bas constatés sur le continent.

Vers une baisse des prix grâce aux gisements de gaz naturel ?

La hausse des prix n’est, cependant, pas une fatalité. Riche en ressources naturelles, la Côte d’Ivoire dispose en son sous-sol d’importantes réserves de gaz. Conscient du mécontentement provoqué par l’inflation, le gouvernement presse la mise en production de plusieurs gisements, comme celui de Baleine, afin d’injecter ce gaz naturel dans les circuits domestiques de production d’électricité. Une lueur d’espoir, qui pourrait bien contribuer à faire baisser la pression – tant sur la demande intérieure, qui croît de 10 % chaque année, que sur le corps social.

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L’intégration croissante dans le réseau électrique de capacités de production d’électricité non-pilotables conduit à des risques importants de ne plus parvenir à assurer la stabilité de ce réseau. Et ce point difficile devient crucial dans les réseaux de petite taille, et isolés, comme ceux des îles, compromettant leur capacité à produire une proportion significative d’énergie renouvelable. Une start-up espagnole propose une technologie de stockage d’énergie dite « hybride » permettant d’assurer la qualité et la stabilité requises du réseau, en bénéficiant des avantages combinés de supercondensateurs et de batteries lithium-ion.

Les Îles Canaries sont ce petit archipel situé au large du Maroc, qui forme l’une des dix-sept communautés autonomes d’Espagne. Elles sont peuplées de 2,2 millions d’habitants, répartis sur une superficie de 7 400 km², soit l’ordre de grandeur de celle d’un département français. L’Espagne s’est fixé des objectifs volontaristes concernant la transition énergétique, et prévoit en particulier que la puissance installée en termes de stockage d’énergie passe de 8,3 GW en 2021 à 20 GW d’ici à 2030.

Les Canaries sont tenues à participer à l’atteinte de ces objectifs, en occupant néanmoins une place toute particulière. En effet, les réseaux électriques insulaires sont plus petits, et isolés, c’est-à-dire qu’ils ne sont pas, ou peu, interconnectés. Dans ces conditions, les contraintes portant sur le stockage d’électricité sont accrues pour assurer la stabilité du réseau, et notamment lorsqu’il s’agit d’accommoder une proportion importante de capacités de production non pilotables.

Les promesses d’un système hybrides pour assurer la stabilité du réseau

C’est dans ce contexte qu’a été développé le projet ViSync. Ce dernier met en œuvre une technologie dite de stockage hybride, basée d’une part sur des batteries lithium-ion et d’autre part sur des supercondensateurs. Cette synergie est d’un grand intérêt, car elle combine des technologies qui disposent de vitesses de réaction différentes pour fournir la puissance électrique nécessaire à l’équilibre du réseau. Cet équilibre, en effet, nécessite de mettre en place des moyens d’assurer des puissances très importantes sur des périodes très courtes (inférieures à la seconde, ou de quelques minutes), et des puissances moins importantes, mais sur des durées plus longues (jusqu’à quelques heures).

Les supercondensateurs sont capables de répondre aux besoins très rapidement, mais ils ne disposent pas d’une grande capacité de stockage d’énergie. Et c’est là qu’interviennent les batteries, pour des besoins plus importants en énergie, mais avec une plus faible réactivité. Cette architecture permet de ne pas avoir à surdimensionner en puissance le système de batteries, tout en préservant leur durée de vie.
Un autre atout du projet ViSync est d’être doté de systèmes de pilotage dit « grid-forming » (que l’on peut traduire par « formateur de réseau », ou par « autonome »). Ce type de système est capable d’assurer les bonnes caractéristiques du réseau (tension, fréquence), en l’absence d’alternateurs de centrales thermiques classiques, et de ne plus seulement être passif (« grid-following »).

L’optimisation d’ensemble du système permet en principe de couvrir les besoins de stabilisation du réseau électrique, et ce même lorsqu’il comporte une importante proportion de sources d’énergie non pilotables dans un réseau de petite taille non interconnecté. Et c’est pour démontrer cette technologie qu’a été conçu le projet dans les Îles Canaries.

Une collaboration large entre de nombreux partenaires

Le projet ViSync est en effet un projet pilote. Il profite du retour d’expérience de projets précédents à plus petite échelle, et qui visaient également à pouvoir fournir des puissances importantes avec une très grande réactivité. Par exemple, le projet RES+, en Espagne, ou encore le projet INERTIA+, au Royaume-Uni, pouvant fournir très rapidement 5 MW de puissance, et pouvant stocker 38,88 MJ (soit environ 10 kWh).

L’installation sera connectée au réseau de transport haute tension commun aux îles de Lanzarote et de Fuerteventura, à l’est de l’archipel, plus précisément au niveau de la sous-station de 66 kV de Mácher (Lanzarote). Le système sera doté d’une puissance-crête de 16 MW (18.8 MVA de puissance apparente maximale) et d’une capacité de stockage 3,45 MWh.

Le projet s’articule autour d’un partenariat regroupant un grand nombre de partenaires. En premier lieu, le concepteur du système : la société Hybrid Energy Storage Solution (HESStec), une start-up espagnole. Vient ensuite Elewit, la plate-forme technologique de l’opérateur réseau Redeia (Red Eléctrica de España), qui a investi dans HESStec notamment pour soutenir le projet ViSync. D’autres sociétés sont impliquées : CEN Solutions, S2 Grupo et CERE. Le projet est en outre subventionné par l’ERHA PERTE, un programme stratégique de l’État espagnol destiné à développer les technologies renouvelables, l’hydrogène vert, et le stockage d’énergie.

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À l’occasion d’une conférence de presse donnée le 12 juin 2024, le président de la République a annoncé la construction de huit réacteurs nucléaires, en complément des six actuellement projetés. Pourtant, le ministre de l’Économie s’était montré plus prudent en la matière seulement quelques jours plus tôt.

Après la décision de dissoudre l’Assemblée nationale en réaction à la percée de l’extrême-droite au scrutin européen, le président de la République a donné une conférence de presse au pavillon Cambon, à Paris, le 12 juin. Parmi les annonces faites à cette occasion, l’une concerne l’énergie et plus précisément le secteur du nucléaire. Emmanuel Macron a en effet affirmé vouloir construire 8 nouveaux réacteurs nucléaires EPR2, en plus des 6 déjà prévus. Pour rappel, l’avenir du nucléaire avait été dessiné en 2022, lors du discours de Belfort du président de la République. Ce dernier avait alors annoncé vouloir construire 6 nouveaux réacteurs EPR2, en étudiant la possibilité d’en fabriquer 8 supplémentaires par la suite. Cette déclaration avait provoqué l’opposition des antinucléaires qui reprochent à la filière le gouffre financier que représente ce genre de chantier, sans parler des retards de calendrier, à l’image des difficultés rencontrées sur le chantier de Flamanville.

Construction de 8 EPR2 après les 6 déjà actés

Toutefois, le projet de construction de 6 nouveaux EPR2 a été confirmé et les sites ont déjà été déterminés, au sein de centrales déjà existantes. Mais le chantier connaît un premier couac avec la rumeur d’une augmentation du budget qui passerait de 51,7 à 67,4 milliards, selon une information publiée il y a quelques mois par le journal Les Échos.

Récemment, lors d’une audition parlementaire, le ministre de l’Économie, Bruno Le Maire a confirmé que le coût du chantier était bien en cours de réévaluation, sans se risquer toutefois à donner un quelconque chiffre. À cette occasion, Bruno Le Maire s’est montré prudent quant à l’hypothèse de construire 8 nouveaux EPR2, après les 6 actuellement en chantier. Il a indiqué qu’EDF devait déjà montrer sa capacité à construire les 6 premiers réacteurs, « dans de bonnes conditions, dans le respect des délais et du budget ».

L’annonce du président de la République du 12 juin 2024 de s’engager dans la construction de ces 8 prochains EPR2, prend donc son ministre de l’Économie à contre-pied. Mais entre les deux discours, les élections européennes ont eu lieu avec la victoire écrasante du Rassemblement National (RN). Or, le parti d’extrême droite est un farouche partisan du nucléaire. C’est donc peut-être pour satisfaire les électeurs du RN que le président de la République a voulu rappeler son attachement à l’atome et en affirmant vouloir construire un total de 14 réacteurs nucléaires. Cette annonce est toutefois peut-être un peu trop audacieuse alors même que l’étude sur la construction des 8 EPR2 supplémentaires n’a pas débuté.

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En 2024, les chèques énergie sont plus que jamais essentiels pour aider les foyers à couvrir leurs dépenses énergétiques. Cependant, certains bénéficiaires attendent encore de recevoir cette aide cruciale. Voici comment vous pouvez récupérer votre chèque énergie non reçu grâce à un nouveau portail de réclamation qui ouvrira en juillet 2024.

Pourquoi les chèques énergie sont-ils importants ?

Les chèques énergie sont envoyés automatiquement aux ménages éligibles pour les aider à réduire leurs dépenses en gaz, électricité ou pour des rénovations énergétiques. En période de flambée des prix de l’énergie, cette aide permet aux familles de mieux gérer leur budget.

La mise en place du portail de réclamation

À partir de juillet 2024, un portail dédié sera accessible pour entamer les démarches de réclamation. Vous aurez jusqu’à décembre 2024 pour soumettre votre demande. Les documents nécessaires pour cette procédure incluent :

• Votre numéro fiscal.
• Une pièce d’identité valide.
• Une facture d’énergie récente.

Ces éléments permettront de vérifier votre éligibilité et de confirmer votre identité ainsi que votre consommation énergétique.

Conseils pour une réclamation efficace

Pour éviter tout retard, il est conseillé de préparer tous les documents requis à l’avance. Assurez-vous que les informations sur vos documents sont correctes et conservez une copie de vos factures d’énergie. Accédez rapidement au portail dès son lancement pour éviter les embouteillages de dernière minute.

Les avantages du portail en ligne

L’introduction d’un portail en ligne est une aubaine pour ceux qui n’ont pas reçu leur chèque énergie. Cette facilité d’accès permet à un plus grand nombre de bénéficiaires de soumettre leurs demandes facilement et efficacement, minimisant les déplacements et les complications potentielles.

Ne procrastinez pas !

La période de réclamation s’étend de juillet à décembre 2024, offrant ainsi assez de temps pour préparer et soumettre vos réclamations. Toutefois, il est conseillé d’agir rapidement pour éviter les embouteillages de dernière minute et les possibles oublis dans la hâte.

Si vous n’avez pas encore reçu votre chèque énergie de 2024, ne désespérez pas. Avec les bons préparatifs et une action rapide, vous pourrez récupérer ce soutien financier crucial pour gérer vos dépenses énergétiques. Assurez-vous d’avoir tous les documents nécessaires et soyez prêt à accéder au portail dès son ouverture en juillet.

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Souscrire à un contrat de gaz ou d’électricité avec des mensualités attractives peut sembler une bonne affaire. Cependant, une pratique courante de certains fournisseurs consiste à sous-évaluer la consommation annuelle pour proposer des offres séduisantes, entraînant des factures de régularisation exorbitantes.

Une sous-évaluation délibérée

Pour attirer les clients, certains fournisseurs, tels que Eni, Ohm Énergie et Engie, sous-évaluent délibérément la consommation annuelle des ménages. Cette estimation incorrecte permet de proposer des mensualités très basses. Cependant, lorsque la facture de régularisation annuelle arrive, les clients se retrouvent avec des montants à payer qui peuvent dépasser 1 000 €.

Des clients vulnérables particulièrement touchés

Le Médiateur de l’énergie rapporte que cette pratique affecte souvent les clients les plus vulnérables, disposant de faibles revenus. Par exemple, un contrat souscrit avec Eni pour une maison de 90 m² chauffée à l’électricité a conduit à une facture de régularisation de 1 500 €, alors que les mensualités initiales étaient fixées à 58 € par mois, bien en dessous de ce qui aurait été nécessaire.

Comment éviter les pièges

Pour éviter de telles surprises, il est recommandé de vérifier soi-même les estimations de consommation. Caroline Keller, cheffe du service information et communication du Médiateur de l’énergie, suggère de multiplier le prix au kWh indiqué dans l’offre par la consommation annuelle estimée et d’ajouter le prix de l’abonnement. Diviser ce total par 12 permet de vérifier si les mensualités proposées sont réalistes.

Opter pour la facturation réelle

Une autre solution consiste à opter pour la facturation basée sur la consommation réelle, particulièrement simple pour les utilisateurs de compteurs communicants comme Linky ou Gaspar. Cette méthode permet de payer exactement ce qui est consommé, sans mauvaise surprise en fin d’année.

Face à ces pratiques de sous-évaluation des consommations par certains fournisseurs d’énergie, il est essentiel pour les consommateurs de rester vigilants et de vérifier les offres avec attention. Opter pour la facturation réelle peut être une solution efficace pour éviter les factures de régularisation inattendues et parfois très élevées.

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En avant-garde de la technologie verte, la Chine a inauguré une station hydrogène entièrement automatisée dédiée aux trains. Située à Ordos, dans la région autonome de Mongolie-Intérieure, cette station représente une avancée majeure dans le domaine des transports durables.

Une technologie de pointe

Cette station innovante, conçue par CHN Energy, utilise un système d’identification visuelle automatique capable de reconnaître et de ravitailler différents modèles de trains sans intervention humaine. Le ravitaillement d’une locomotive à hydrogène s’effectue en seulement 30 minutes, avec un débit maximal de 7,2 kg d’hydrogène par minute.

Sécurité et fiabilité assurées

Fonctionnant même à des températures extrêmement basses (jusqu’à -25 °C), la station est équipée de systèmes d’autodiagnostic et d’alarme qui surveillent en temps réel les équipements et réagissent immédiatement en cas de dysfonctionnement. Ces mesures garantissent une sécurité optimale pour l’ensemble des opérations.

Un projet ambitieux pour l’avenir

Le lancement de cette station marque une étape clé dans le développement de l’hydrogène en Chine. En parallèle, CHN Energy collabore avec CRRC Zhuzhou pour développer une locomotive de manœuvre à hydrogène. Lors des essais menés en avril 2024, cette locomotive a tracté 105 wagons sur une distance de 2 km, consommant 40 kg d’hydrogène.

Avec l’inauguration de cette station hydrogène automatisée, la Chine démontre son engagement à promouvoir des solutions de transport durables et à réduire son empreinte carbone. Ce projet pionnier illustre la capacité du pays à intégrer des technologies avancées pour un avenir plus vert et plus propre.

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Les panneaux photovoltaïques se dégradent inévitablement avec le temps, conduisant à une baisse progressive de leur production électrique. Cela conduit les fabricants à proposer des garanties de production de leur panneau, et c’est un point important pour choisir la marque et le modèle de ses panneaux. Mais qu’en est-il de la performance en pratique, dans la durée, et notamment au-delà des durées de garantie ? Une association, qui a installé la première centrale solaire française reliée au réseau en 1992, nous permet de répondre à cette question.

À l’origine, une association, qui portait alors le nom de Phébus. Fondée en 1991, elle a initialement une unique vocation : construire la première centrale photovoltaïque raccordée au réseau électrique en France. Cette installation sera construite à Lhuis, dans le département de l’Ain, et elle sera inaugurée le 14 juin 1992. Elle porte le nom de « centrale Phébus 1 », et est financée par une souscription publique, ce qui n’est autre qu’une approche précoce du financement participatif moderne.

La centrale est de petite taille : 10 panneaux pour une puissance d’à peine 1 kilowatt-crête (kWc). Elle sera construite sur le toit de la maison d’un membre de l’association, également militant antinucléaire – le surgénérateur Superphénix, à Creys-Malville, n’est en effet pas loin. Au cours des années qui suivent, la centrale produit environ 650 kWh/an, et elle continue à produire encore aujourd’hui. En 2000, l’association Phébus change de nom pour Hespul pour éviter un contentieux commercial sur la marque. Puis, après 20 ans de fonctionnement, les panneaux sont démontés pour tester leur puissance après un tel vieillissement. La centrale est ensuite réassemblée. Puis, en 2024, soit, après plus de 30 ans de fonctionnement, la même procédure est mise en œuvre. Quels en sont les résultats ?

Une mesure certifiée dans le respect des normes internationales

Le test des panneaux a été financé par le mécénat de l’organisme de certification Certisolis et par la société Isowatt. C’est la société Isowatt qui a démonté et remonté les panneaux, et qui a réalisé le test. Il s’agit d’un test dit de « flashage », défini par les normes internationales en vigueur. Pour ce faire, les panneaux photovoltaïques sont placés dans une chambre obscure, dont la température est contrôlée, et ils sont soumis à un flash lumineux de 1 000 W/m². Leur puissance est alors mesurée. La comparaison avec les valeurs mesurées lors de leur fabrication permet d’évaluer la diminution de leur puissance.

Les résultats des mesures ont été communiqués par Hespul début juin, et ils sont encourageants. Après 20 ans de fonctionnement, les panneaux avaient conservé 91,7 % de leur puissance initiale. Plus tard, après 32 ans de fonctionnement, les panneaux pouvaient produire encore 79,6 % de leur puissance initiale. Cela correspond à une diminution de 0,4 %/an les 20 premières années, puis de 1,1 %/an pour les 10 années suivantes, pour une moyenne globale de 0,6 %/an environ.

Ces résultats sont cohérents avec ceux d’études scientifiques sur le sujet. Citons notamment l’étude issue des données de la centrale TISO en Suisse (la plus vieille d’Europe), comprenant des panneaux provenant de trois fabricants différents. Sur la base de panneaux âgés de 40 ans, et en fonctionnement depuis 35 ans, les chercheurs constatent une baisse de performance des modules de l’ordre de 0,2  à 0,7 % par an. Ces résultats sont conformes aux garanties proposées par les fabricants. Cela permet à l’association Hespul de conclure : « Ces tests achèvent ainsi de démontrer la fiabilité du photovoltaïque, qui est une technologie fiable et mature ayant la capacité de devenir une des sources majeures d’énergie en France et dans le monde. »

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L’unique restaurant solaire d’Europe construit « en dur » ouvrira ses portes à Marseille le 18 juin 2024. Nous avons découvert ce bâtiment atypique quelques jours avant sa mise en service.

Depuis près de dix ans, « Le Présage » propose des plats à l’énergie solaire. La petite guinguette solaire située dans les quartiers nord de Marseille a troqué le conteneur maritime qu’elle utilisait comme cuisine pour un restaurant en dur, entièrement adapté à son concept. Il est équipé de deux grandes paraboles qui concentrent les rayons solaires vers un fourneau et un four qui doit encore être installé. Grâce à cette installation unique, le restaurant devrait atteindre une autonomie en énergie thermique d’environ 80 %.

Lorsqu’il pleut ou que la puissance solaire est insuffisante, un appoint électrique est utilisé, sur la même console conçue par Athanor. La toiture du restaurant est également équipée de panneaux solaires hybrides (électricité + eau chaude), le chauffage est assuré par une chaudière à pellets et la climatisation par un système de refroidissement adiabatique. L’ouverture au public est prévue le 18 juin 2024.

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Les bonnes nouvelles s’enchaînent enfin du côté de Flamanville, et la mise en service commerciale approche à grands pas. Le mois dernier, EDF a notamment pu procéder au chargement du combustible dans le réacteur. Pour l’occasion, l’électricien avait sorti les caméras, de quoi nous donner un aperçu des antres de la centrale, et de la complexité du fonctionnement d’un réacteur nucléaire. 

C’était une étape cruciale du démarrage de l’EPR de Flamanville : au mois de mai, les équipes d’EDF ont procédé au chargement initial du réacteur de Flamanville, symbolisant ainsi la mise en exploitation officielle du 57ᵉ réacteur du parc nucléaire français. Pour immortaliser l’instant, EDF a laissé quelques caméras tourner, nous permettant de nous faire une idée de la précision requise pour réaliser une telle opération.

On peut notamment y voir le déplacement des assemblages jusqu’au cœur du réacteur. Un pont-perche permet de les saisir un par un dans la piscine d’entreposage du combustible, puis de les contrôler. Ensuite, ils sont transportés jusqu’au bâtiment réacteur grâce au dispositif de transfert. Pour finir, ils sont positionnés dans le cœur du réacteur, à l’intérieur de la cuve. Chaque assemblage, du fait d’un taux d’enrichissement spécifique, doit être positionné à un endroit précis. Au total, il aura fallu plusieurs jours aux équipes d’EDF pour installer les 241 assemblages de combustible dans la cuve du réacteur.

De nombreuses étapes à franchir avant la mise en service commerciale

Si le chargement du combustible constitue un jalon important de la mise en service du réacteur, il reste encore de nombreuses étapes avant que celui-ci n’injecte de l’électricité sur le réseau. Désormais, les équipes d’EDF peuvent se concentrer sur une phase d’essais pré-critiques sans réaction en chaîne, avant que la cuve ne soit refermée. De nouveaux essais auront alors lieu avec une montée en pression et en température du réacteur afin de tester l’ensemble des dispositifs de sécurité.

Ensuite aura lieu la première divergence, c’est-à-dire la première réaction nucléaire au sein du réacteur. L’unité de production devrait être connectée au réseau à partir de cet été, lorsque le réacteur aura atteint une puissance de 25 %. Enfin, il poursuivra sa montée en puissance par paliers pour atteindre les 100 % avant la fin de l’année. À la fin de l’année 2025, le réacteur devrait connaître sa première opération de maintenance. À cette occasion, le couvercle de la cuve, dont les caractéristiques de l’acier ne correspondent pas aux exigences de l’ASN, devrait être remplacé.

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La demande mondiale de pétrole se stabilise, tandis que la production atteint des sommets. Cette situation pourrait entraîner une baisse significative des prix du pétrole dans les années à venir.

Pétrole : une stagnation de la consommation

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prévoit une stabilisation de la demande mondiale de pétrole d’ici à la fin de la décennie. Cette situation résulte de plusieurs facteurs : l’essor des énergies renouvelables, l’amélioration de l’efficacité énergétique et l’augmentation des ventes de voitures électriques. Selon l’AIE, la demande mondiale devrait se stabiliser à environ 106 millions de barils par jour d’ici à 2030, contre un peu plus de 102 millions en 2023. Soit une augmentation de 4 %. Les économies émergentes d’Asie, notamment la Chine et l’Inde, continueront de tirer la demande, tandis que les économies avancées enregistreront une baisse de leur consommation.

Parallèlement, la production mondiale de pétrole est en hausse. Les États-Unis, non membres de l’OPEP+, augmentent leur production, entraînant un excédent majeur sur les marchés. La capacité totale d’approvisionnement devrait atteindre près de 114 millions de barils par jour d’ici à 2030. Cela dépasse de 8 millions de barils par jour la demande mondiale estimée. Cet excédent pourrait conduire à un environnement de prix plus bas, poussant les compagnies pétrolières à réviser leurs stratégies.

Les voitures électriques réduisent la dépendance

L’essor des voitures électriques et l’amélioration du rendement énergétique des véhicules conventionnels jouent un rôle important dans cette transformation. La diminution de l’utilisation du pétrole pour la production d’électricité, particulièrement au Moyen-Orient, contribue également à cette tendance. Ces évolutions technologiques et structurelles réduisent progressivement la dépendance au pétrole.

Les analystes anticipent que cette situation d’excédent majeur pourrait maintenir les prix du pétrole à des niveaux bas sur le long terme. La demande de pétrole brut et de carburant continue de montrer des signes positifs, mais la prudence reste de mise face aux fluctuations économiques globales. Cependant, les tensions géopolitiques et les décisions des grands producteurs comme l’OPEP+ influenceront également les prix futurs.

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Dans la Vienne, un projet de vente de 630 hectares de terres agricoles à des investisseurs riches suscite l’inquiétude. La ferme, la plus grande du village d’Adriers, a été mise en vente pour 4,3 millions d’euros, un montant presque double du prix attendu par les locaux. Ce projet ne se limite pas à l’agriculture : les nouveaux propriétaires prévoient d’installer des panneaux solaires et des éoliennes sur une partie du terrain, une démarche qui soulève de nombreuses questions sur les dérives de l’agrivoltaïsme.

Un projet controversé

Le maire d’Adriers, Thierry Rolle Milaguet, et la Confédération paysanne sont préoccupés par cette vente. Bien que la ferme ait été mal entretenue par le précédent propriétaire, Pascal Giraud, les plans des nouveaux investisseurs, Jean-Luc Bourrelier et Clément Mabire, visent à transformer cette exploitation en une combinaison d’agriculture et de production d’énergie renouvelable.

Jean-Luc Bourrelier, fondateur de Bricorama, et Clément Mabire, consultant en énergies renouvelables, envisagent d’installer deux jeunes agriculteurs sur les terres et de couvrir jusqu’à 40 % des pâturages de panneaux photovoltaïques. Mabire, convaincu de l’avenir des énergies renouvelables, souhaite démontrer que l’agrivoltaïsme peut coexister avec une agriculture productive et respectueuse de l’environnement.

Les préoccupations des locaux

La conversion des terres agricoles en zones de production énergétique inquiète la Confédération paysanne. Selon Nicolas Fortin, porte-parole de l’organisation, un rapport de l’Inrae a montré une baisse significative du rendement agricole lorsque les terres sont utilisées pour la production énergétique. Cette transformation pourrait détourner l’agriculture de sa vocation première, compromettant ainsi la sécurité alimentaire.

Le prix élevé de la terre pose également problème. À près de 4 500 euros l’hectare, ce montant est bien supérieur aux prix habituels dans la région, rendant difficile l’installation de nouveaux agriculteurs. Mathilde, gérante du dernier commerce de la commune, souligne que pour les jeunes agriculteurs, il est impossible de mettre autant d’argent pour acheter des terres.

Une décision imminente

La Safer Nouvelle Aquitaine, organisme chargé de réguler les ventes de terres agricoles, doit rendre son jugement final le 14 juin. Si la vente n’est pas conclue d’ici le 25 juin, la ferme pourrait être saisie par les créanciers, compliquant encore plus la situation.

Les élus locaux, les syndicalistes de la Confédération paysanne et les militants de l’association Les Prés survoltés tentent de monter un Groupement foncier agricole pour contrer cette offre, mais manquent de temps et de fonds. La Safer a estimé qu’elle aurait besoin de 600 000 euros pour bloquer la vente et trouver un projet de reprise viable, une somme qui n’a pas pu être rassemblée à temps.

Conclusion

La vente de cette immense ferme pour un projet d’agrivoltaïsme reflète les défis et les tensions autour de la transformation des terres agricoles en sites de production énergétique. Alors que les énergies renouvelables sont cruciales pour lutter contre le changement climatique, il est essentiel de trouver un équilibre qui respecte les besoins agricoles et les communautés locales.

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Saleen Automotive a récemment annoncé un partenariat stratégique avec Solution F pour le développement d’une supercar révolutionnaire équipée d’un moteur V6 bi-turbo à hydrogène. Ce partenariat, officialisé lors des célèbres 24 Heures du Mans, marque une étape importante dans l’évolution des véhicules performants et écologiques.

Un moteur bi-carburation innovant

Le moteur V6 biturbo, conçu par Solution F, se distingue par sa capacité à fonctionner non seulement à l’hydrogène, mais aussi avec des carburants de synthèse. Cette innovation technologique vise à offrir des performances exceptionnelles tout en répondant aux exigences écologiques. Un premier démonstrateur, équipé du moteur V8 hydrogène déjà utilisé dans la Foenix H2, sera mis à l’épreuve aux États-Unis dès la fin de l’année.

L’avenir des transports selon Saleen

Steve Saleen, président de Saleen Automotive, a exprimé sa conviction que l’avenir des transports reposera sur de multiples solutions énergétiques. Selon lui, les moteurs à hydrogène et les carburants synthétiques joueront un rôle central en matière d’écologie, tout en offrant des performances ultimes et une facilité de ravitaillement comparable aux moteurs traditionnels. Ce partenariat avec Solution F illustre cet engagement vers un futur plus durable.

Une tendance globale

Saleen n’est pas le seul constructeur à explorer les moteurs à combustion hydrogène. La marque franco-marocaine NamX a également opté pour cette technologie pour son futur SUV NamX HUS. Ce choix souligne une tendance croissante parmi les constructeurs à chercher des alternatives plus écologiques aux moteurs à combustion internes traditionnels.

Conclusion

Le développement de la supercar à moteur V6 bi-turbo à hydrogène par Saleen Automotive et Solution F est une avancée majeure dans le secteur des véhicules de haute performance écologiques. En combinant innovation technologique et engagement écologique, ce partenariat promet de redéfinir les standards de l’industrie automobile. Avec des tests prévus dès la fin de l’année, cette supercar pourrait bien devenir une référence pour les véhicules du futur.

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En Suisse, la flotte de poids lourds à pile à combustible de Hyundai vient de franchir une étape remarquable en parcourant 10 millions de kilomètres. Ce record a été atteint par le Hyundai XCient Fuel Cell, le premier camion hydrogène du constructeur sud-coréen, en seulement trois ans et huit mois après la mise en service des premiers exemplaires en octobre 2020.

Performances du Hyundai XCient Fuel Cell

Le Hyundai XCient Fuel Cell se distingue par son autonomie maximale de plus de 400 km avec un plein. Cette performance est rendue possible grâce à deux systèmes de pile à combustible de 90 kW chacun, soit un total de 180 kW, et un moteur électrique de 350 kW. Les réservoirs de 350 bars, qui alimentent le camion en hydrogène vert produit de manière renouvelable, sont logés derrière la cabine. Actuellement, 48 exemplaires de ce poids lourd à hydrogène sont en service en Suisse, témoignant de l’engagement du pays en faveur des énergies renouvelables.

Un déploiement international

Le succès du XCient Fuel Cell ne se limite pas à la Suisse. Ce camion à pile à combustible a été déployé dans 10 pays à travers le monde, incluant les États-Unis, l’Allemagne, la France, les Pays-Bas, la Nouvelle-Zélande, la Corée, Israël, l’Arabie saoudite et les Émirats arabes unis. En France, il est notamment utilisé par Jacky Perrenot pour desservir les magasins du groupe Lidl, démontrant ainsi la polyvalence et la fiabilité de cette technologie dans divers environnements et marchés.

L’avenir de la mobilité hydrogène

L’accomplissement des 10 millions de kilomètres par la flotte de Hyundai en Suisse marque une étape importante dans l’adoption de la technologie hydrogène pour les poids lourds. Alors que de plus en plus de pays et d’entreprises cherchent à réduire leur empreinte carbone, le succès du Hyundai XCient Fuel Cell pourrait servir de modèle pour l’avenir de la mobilité durable. La combinaison de performances robustes et d’une alimentation en hydrogène vert positionne ce camion comme une solution viable et écologique pour le transport de marchandises à grande échelle.

L’atteinte des 10 millions de kilomètres par les camions hydrogène de Hyundai en Suisse est un témoignage impressionnant de la fiabilité et de l’efficacité de cette technologie. En s’étendant à travers le monde, le Hyundai XCient Fuel Cell démontre que l’hydrogène pourrait bien être une clé de la transition énergétique dans le secteur du transport. Avec de tels records, l’avenir de la mobilité hydrogène semble prometteur, offrant une alternative durable aux carburants fossiles traditionnels.

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Les bouleversements politiques en cours pourraient avoir des conséquences sur certaines énergies. En cas d’arrivée au pouvoir du Rassemblement national, l’avenir est sombre pour l’éolien et le solaire. Le parti d’extrême droite reste opposé à ces derniers.

Des énergies en sursis après les élections législatives ?

Les spécialistes du climat sont inquiets pour le futur de certaines énergies. Le Rassemblement national (RN), en cas de victoire aux prochaines élections législatives, pourrait freiner le développement de l’éolien et du solaire. C’est en tout cas l’inquiétude de nombreux scientifiques et des associations de défense de l’environnement. En effet, lors de la campagne de 2022, Marine Le Pen souhaitait un moratoire sur l’éolien. Mais aussi, elle envisage de limiter les panneaux solaires.

De fait, ces mesures vont à l’encontre des objectifs de la transition énergétique pour les défenseurs de l’environnement. Ainsi, la France pourrait connaître un arrêt du développement de certaines énergies renouvelables. L’éolien et le solaire sont cruciaux pour la transition énergétique. En 2022, ces deux sources représentaient 13 % de la production électrique française. Stopper leur développement mettrait en péril l’objectif de 40 % de renouvelables d’ici 2030.

Un retour en arrière pour la France

Freiner l’éolien et le solaire pourrait aussi avoir des conséquences économiques. Le secteur des énergies renouvelables est en plein essor et représente de nombreux emplois. En effet, il employait près de 100 000 personnes en France en 2020. En clair, réduire les investissements dans ce secteur risquerait de perdre des emplois. Mais surtout, d’affaiblir la compétitivité internationale de la France dans ce domaine.

Par ailleurs, le RN mise sur le nucléaire avec la promesse de construire de nouveaux réacteurs. Cependant, les délais et coûts de construction paraissent irréalistes pour les industriels et les experts de l’environnement. En 2022, Marine Le Pen souhaitait construire 10 nouveaux réacteurs d’ici 2030.

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Depuis le début du conflit en Ukraine il y a deux ans, les émissions de CO2 générées par cette guerre ont atteint des niveaux alarmants. Selon un rapport de l’Initiative sur la comptabilisation des gaz à effet de serre dans les guerres (Iggaw), la guerre a émis 175 millions de tonnes de CO2, équivalentes aux émissions annuelles d’un pays industrialisé comme les Pays-Bas.

Impact des activités militaires

Un tiers des émissions provient directement des activités militaires. La fabrication d’explosifs et de munitions, ainsi que l’utilisation de carburant par les troupes russes, ont contribué de manière significative à cette pollution. En seule, l’utilisation de carburant par les troupes russes a généré 35 millions de tonnes de CO2. Ces chiffres témoignent de l’énorme impact environnemental des opérations militaires en cours.

Reconstruction des infrastructures

Un autre tiers des émissions est attribué aux besoins futurs de reconstruction. Les quantités massives d’acier et de béton nécessaires pour rebâtir les écoles, maisons, ponts, usines, barrages et stations d’épuration de l’eau détruits ou endommagés par le conflit vont entraîner une importante production de CO2. Ce processus de reconstruction sera un défi environnemental majeur pour l’Ukraine.

Autres sources de pollution

Le dernier tiers des émissions de CO2 est généré par une combinaison de facteurs. Les incendies provoqués par les combats, le détournement des avions commerciaux, les frappes sur les infrastructures énergétiques, et le déplacement de près de 7 millions d’Ukrainiens et de Russes ont tous contribué à cette pollution massive. La destruction des forêts et le bouleversement du trafic aérien sont d’autres éléments aggravants.

Coût des dommages climatiques

Selon le rapport, les dommages climatiques causés par la guerre en Ukraine représentent un coût de 32 milliards de dollars (30 milliards d’euros) pour les vingt-quatre premiers mois du conflit. Une résolution de l’ONU, votée en novembre 2022, stipule que la Russie devra payer pour ces réparations climatiques. Toutefois, même si les avoirs russes gelés pourraient être utilisés pour financer ces réparations, cela ne suffira pas à résoudre les dégâts écologiques profonds causés par la guerre.

Conséquences humanitaires

Le Comité International de la Croix-Rouge (CICR) souligne que la pollution causée par la guerre est contraire au droit humanitaire. Frédéric Joli, porte-parole du CICR, rappelle que les pratiques de guerre telles que l’utilisation de défoliants pour rendre les terres improductives ou la pollution des eaux sont interdites. Ces actions ont des conséquences durables sur l’environnement et la santé des populations locales.

La guerre en Ukraine a mis en lumière l’énorme impact environnemental des conflits armés. Les 175 millions de tonnes de CO2 émises en deux ans sont un rappel brutal des effets globaux de la guerre sur le climat. Alors que les efforts internationaux se concentrent sur la réduction des émissions de gaz à effet de serre, les conflits armés comme celui en Ukraine représentent un défi supplémentaire dans la lutte contre le changement climatique. Les réparations climatiques et les efforts de reconstruction seront essentiels pour atténuer ces impacts, mais la priorité doit également être donnée à la prévention de tels conflits à l’avenir pour protéger notre planète.

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