Le combustible est chargé. La cuve est fermée. Les essais à froid quasiment terminés. La première divergence de l’EPR de Flamanville devrait se produire très bientôt.

Le 7 mai dernier, l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) donnait son autorisation pour la mise en service du premier EPR de France, à Flamanville. Pas moins de 17 ans après le démarrage du chantier, les opérations de chargement du combustible nucléaire étaient donc lancées du côté de la Normandie. Et le 28 mai 2024, le couvercle de la cuve contenant 241 assemblages d’uranium était finalement fermé.

Le démarrage de l’EPR de Flamanville s’est poursuivi par une batterie d’essais. Les fameux essais dits à froid notamment. À cette occasion, la résistance et l’étanchéité du circuit primaire principal du réacteur EPR ont été testées grâce à un fluide à température et pression ambiantes que les ingénieurs ont fait circuler dans le système. Les équipes préparent désormais la montée en température pour permettre aux essais dits à chaud de tester le circuit primaire principal et les circuits associés en conditions nominales de fonctionnement. D’autres essais se dérouleront encore avec le combustible et pendant toute la montée en puissance du réacteur. Et les quelque 150 chargés d’essais présents sur le site au plus fort de l’activité continueront aussi d’intégrer le retour d’expérience et les bonnes pratiques renvoyées par les trois autres EPR en service dans le monde.

Une première divergence dans les premiers jours de juillet 2024 pour l’EPR de Flamanville

Tenant compte de ce programme de démarrage, EDF prévoit une première divergence (le premier démarrage de la réaction nucléaire, qui devra être autorisée par l’ASN) pour la première quinzaine de ce mois de juillet 2024. Comprenez qu’une toute première réaction de fission nucléaire se produira alors au cœur du réacteur EPR de Flamanville. Il faudra ensuite attendre que le réacteur atteigne une puissance de 25 % pour le connecter au réseau. Cela devrait encore se produire cet été. Les 100 %, quant à eux, sont attendus pour la fin 2024. Le tout après plusieurs points d’arrêt qui devront, une fois de plus, être levés par l’ASN. Le cycle des essais de démarrage de l’EPR de Flamanville sera alors achevé.

Notez que le remplacement du couvercle de la cuve du réacteur demandé par l’ASN sera réalisé au premier arrêt de tranche, vers la fin de l’année 2025. En attendant, le nouveau couvercle est en cours d’achèvement dans les usines de Framatome.

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Elle était attendue pour 2025. La première production de plasma dans le réacteur de fusion nucléaire ITER situé à Cadarache dans le sud-est de la France, n’aura finalement pas lieu avant 2033. Des malfaçons sont à l’origine de ce nouveau retard.

Le projet ITER, pour International Thermonuclear Experimental Reactor (réacteur thermonucléaire expérimental en français), c’est sans doute l’un des projets scientifiques les plus ambitieux du XXI^e siècle. Son objectif : démontrer que l’humanité est capable de reproduire ce que font naturellement les étoiles, utiliser la fusion nucléaire pour produire de l’énergie. C’est, en quelque sorte, la promesse d’une énergie à la fois propre, sans déchets radioactifs gênants, ni émissions de CO_2, et infinie. Le projet a été lancé en 2001 avec un budget initial de 10 milliards d’euros et autour de pas moins de 35 pays. Les opérations devaient commencer en 2016. Mais dès 2008, le calendrier a été repoussé et le budget revu à la hausse.

Depuis le lancement du chantier, les retards sur ITER s’accumulent

Le chantier a bien démarré en 2010. La première production de plasma — ce gaz chauffé à 150 millions de degrés nécessaire au démarrage de la fusion nucléaire — était prévue pour 2025. Mais les difficultés se sont multipliées du côté de Saint-Paul-Lez-Durance (Bouches-du-Rhône). La crise sanitaire d’abord. La guerre en Ukraine ensuite. Et puis, des défauts de soudure sur des composants clés de l’installation. Un peu comme cela a été le cas pour l’EPR de Flamanville. Enfin, bon nombre de malfaçons. Résultat, de nouveaux retards et autant de débordements de budgets. L’organisation ITER a donc annoncé le 3 juillet une augmentation des coûts de 5 milliards d’euros.

Le coût total du projet est désormais estimé autour de 25 milliards d’euros, un montant variable à la hausse selon que l’on considère ou non les contributions en nature des différentes parties prenantes. Et pour le premier plasma, il n’est plus attendu avant 2033, soit 8 ans de retard. Le fonctionnement de manière stable et à pleine puissance du réacteur est, quant à lui, planifié pour 2036. Soit finalement avec un retard de seulement 3 ans sur la date précédemment avancée, notent les responsables.

Un objectif de fusion nucléaire pas si repoussé que ça

Malgré les retards à répétition, tous les pays membres partenaires — la Chine, la Corée du Sud, les États-Unis, l’Inde, le Japon, l’Union européenne et la Russie — se sont engagés dans la poursuite du projet. En fin d’année, un conseil devrait toutefois se réunir à nouveau pour décider d’une éventuelle rallonge budgétaire demandée par l’équipe d’ITER.

Dans ces conditions, pourrons-nous compter sur la fusion nucléaire pour réussir notre transition énergétique ? Pietro Barabaschi, le directeur général d’ITER lui-même, prévient aujourd’hui. « Nous faisons ce qu’il faut pour atteindre notre objectif avec plus d’attention aux risques et en minimisant les délais. À un moment, la fusion pourra jouer un rôle important, mais en attendant, il est crucial de trouver des sources d’énergie alternatives. Car ce nouveau retard ne va pas dans le bon sens. »

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En Australie, le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud vient de labelliser six « infrastructures cruciales » à leur développement économique. Parmi lesquelles, trois projets de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Un système de stockage d’électricité de très grande ampleur.

Avec la transition énergétique et l’électrification des usages, la question du stockage de l’électricité se pose partout dans le monde. Parmi les solutions à grande échelle envisagées, les stations de transfert d’énergie par pompage. Il s’agit de deux retenues d’eau, avec la possibilité de pomper de bas en haut lorsque les énergies renouvelables produisent abondamment, ou de turbiner de haut en bas pour produire de l’électricité à la demande du réseau.

En France, ces STEP offrent déjà une puissance de près de 5 gigawatts (GW) sur une durée de stockage de quelques heures. Soit une capacité de l’ordre d’une centaine de gigawattheures (GWh). Mais l’Europe pourrait gagner à développer de nouvelles de ces stations de transfert d’énergie par pompage pour éviter le recours aux énergies fossiles par vent calme et faible ensoleillement, par exemple.

Trois nouveaux projets de STEP en Australie

L’Australie, de son côté, avait déjà lancé un grand projet de STEP de 900 MW pour 12 heures de stockage du côté de Oven Mountain en 2020. Soit environ 10 GWh de capacité. Et elle vient de labelliser pas moins de trois nouveaux projets de STEP comme « infrastructure d’État cruciale » (critical state signifiant infrastructure, CSSI), pour des raisons sociales et environnementales. Mais peut-être avant tout pour leur importance pour l’économie, explique le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud. Seulement trois autres projets ont été labellisés : des projets de transport de l’électricité. Et même s’ils devront passer par une consultation publique, aucun d’entre eux ne pourra désormais être retoqué par la justice sans le consentement du ministre de la Planification.

Il y a, d’abord, le projet Stratford Renewable Energy Hub porté par Yancoal Australia. Il consiste en un parc solaire de 330 mégawatts (MW) adossé à une STEP d’une capacité de 330 MW sur un cycle de 12 heures. Soit un stockage de 3 600 mégawattheures (MWh). L’originalité du projet : profiter des vides laissés par les mines de charbon et des infrastructures associées au complexe de Stratford qui doit fermer ses portes cette année.

Des STEP pour soutenir l’éolien et le solaire

Les deux autres projets labellisés sont ceux de Muswellbrook et de Lake Lyell. Le premier, développé par AGL et Idemitsu Australia, développera 400 MW avec 8 heures de capacité pour 3,2 GWh d’énergie stockée. De quoi alimenter les lignes haute tension existantes à proximité pendant au moins une centaine d’années. Soit cinq fois plus longtemps que ce qui pourrait être attendu de la plupart des systèmes de stockage par batterie actuels.

La dernière STEP labellisée a une capacité de 335 MW et une durée de stockage de 8 heures également. Elle offrira donc quelque 2,6 GWh de stockage. Elle sera exploitée par EnergyAustralia et nécessitera la construction d’un réservoir en altitude, mais utilisera aussi l’eau d’un barrage déjà existant. L’ensemble de ces STEP devrait aider à soutenir le déploiement de quelque 12 GW de capacité de production renouvelable en cours d’évaluation en Nouvelle-Galles du Sud. Et les nombreux autres attendus dans les mois qui viennent.

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Les éoliennes offshore pourraient permettre de produire de l’hydrogène vert à un coût raisonnable. Mais plusieurs conditions sont à réunir au préalable.

Produire de l’hydrogène vert à moindre coût. C’est le rêve de tout le monde. Et l’initiative Hydrogen Shot, lancée par le Département américain de l’énergie (DOE), a justement cet objectif. Trouver des moyens de ramener la production d’hydrogène propre par électrolyse à environ un dollar par kilogramme. Soit peu ou prou le coût de production de l’hydrogène par vaporeformage de méthane, la technique la plus utilisée aujourd’hui pour produire de l’hydrogène, et cette dernière a pour inconvénient d’être fortement émettrice de dioxyde de carbone (CO₂).

C’est dans le cadre de l’Hydrogen Shot que des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) ont étudié les opportunités que pourrait offrir l’éolien offshore en matière de production d’hydrogène vert.

L’éolien offshore, la moins variable des sources renouvelables intermittentes

Pour comprendre la difficulté à produire de l’hydrogène vert à un prix acceptable, rappelons que les électrolyseurs sont des technologies réputées sensibles à leurs conditions de fonctionnement. Des variations dans l’intensité électrique de leur alimentation — comme celles que génère une connexion à une source de type solaire ou éolienne — peuvent ainsi nuire à leur efficacité et à leur durabilité. Une revue de 130 publications scientifiques vient encore de le montrer. Et en attendant que des progrès soient faits dans la compréhension globale des impacts de l’intermittence sur le fonctionnement et les performances des électrolyseurs, les regards semblent vouloir se tourner vers celle qui s’avère la moins variable de sa catégorie, l’énergie éolienne offshore.

La start-up nantaise Lhyfe s’est ainsi lancée dans la conception d’une plateforme pilote de production d’hydrogène offshore. Après plusieurs mois d’expérimentation, Sealhyfe et son électrolyseur de 1 mégawatt ont démontré la faisabilité d’une telle production. Y compris en conditions environnementales sévères. Prochaine étape, commercialiser dès 2026 jusqu’à 4 tonnes par jour d’un hydrogène vert produit en mer et exporté par pipeline.

De l’hydrogène produit à terre à partir d’une électricité produite en mer

D’accord. Mais à quel prix ? C’est la question à laquelle les chercheurs du NREL ont tenté de répondre. Selon eux, utiliser de l’électricité produite en mer par des éoliennes pourrait être un moyen économique d’obtenir de l’hydrogène vert. À certaines conditions, toutefois. Et celles envisagées par Lhyfe n’en font pour l’heure pas partie. En cause, une faisabilité technique qu’ils jugent encore peu établie. « Pour exploiter pleinement l’électricité produite par les parcs éoliens offshore pour la production d’hydrogène vert en mer, d’importants électrolyseurs sont nécessaires, ainsi que des équipements auxiliaires pour le traitement de l’eau — sa désalinisation, notamment —, le stockage de l’hydrogène et son transport. Le défi est de taille », précisent les chercheurs du NREL dans un communiqué.

Leurs travaux mettent tout de même en évidence un scénario qui pourrait mener, d’ici 2030, à la production d’un hydrogène vert à moins de 2 dollars le kilo – de quoi le rendre compétitif au moins pour certaines applications. Pour y arriver, il faudrait envisager de produire cet hydrogène à terre, à partir d’une eau douce. Avec un électrolyseur alimenté par des câbles haute tension reliés à des éoliennes offshore.

Plusieurs conditions pour produire de l’hydrogène avec des éoliennes offshores

Parmi les sites modélisés, celui de la baie de New York apparait comme le plus prometteur. Les chercheurs imaginent un parc éolien non flottant — grâce aux faibles profondeurs des eaux — de 1 gigawatt (GW) qui pourrait alimenter efficacement un électrolyseur grâce à des vents plutôt forts et constants. Le fait que la baie se trouve proche de potentiels consommateurs aiderait aussi à la faire profiter de coûts actualisés de l’hydrogène (LCOH) — qui comprennent l’intégralité du système éolien, du transport électrique et du système à hydrogène — les plus bas. Mais pour relever le défi, il faudra tout de même aussi compter de préférence sur des moyens de stockage géologique de l’hydrogène — des cavernes souterraines, par exemple, qui aident à faire baisser le LCOH de 20 à 30 % — et sur des incitations politiques aussi bien sur le déploiement de l’éolien offshore que sur la production d’hydrogène vert.

Les chercheurs notent enfin que dans les cas où les profondeurs nécessitent le recours à de l’éolien offshore flottant — comme au large de la Californie, par exemple —, il faudra encore attendre quelques années supplémentaires avant d’espérer produire de l’hydrogène vert à un coût compétitif. En raison des coûts plus élevés de ces éoliennes encore innovantes.

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Depuis une quinzaine d’années, la France s’intéresse à l’hydrogène naturel comme source d’énergie — ou de matière première. Mais aujourd’hui, elle risque de perdre son leadership au profit de pays plus à l’aise avec l’exploitation des richesses de leur sous-sol. Pour l’éviter, l’Académie des technologies a quelques recommandations.

Il y a quelques mois, la Française de l’Énergie (FDE) annonçait la découverte d’un potentiel gisement d’hydrogène naturel dans le bassin minier de la Lorraine. Une demande de permis exclusif de recherche a été déposée pour en savoir plus. Six autres permis ont été demandés ailleurs dans le pays. Et l’un d’entre eux a même déjà été attribué. « À ce stade, il reste difficile de savoir quel est le réel potentiel pour l’exploitation de l’hydrogène naturel en France. Pour répondre à cette question, nous allons devoir forer », annonce Isabelle Moretti, chercheur en sciences de la terre et membre de l’Académie des technologies, à l’occasion d’un point presse visant à émettre quelques recommandations pour permettre à la France de maintenir son leadership en matière d’hydrogène naturel.

La ruée vers l’hydrogène naturel

« Les estimations pour l’ensemble du monde, elles, évoluent presque au quotidien. Certains ont commencé à quantifier les roches capables de générer de l’hydrogène ainsi que le flux que nous pourrions en attendre. Une étude de l’US Geological Survey estime ainsi les réserves souterraines à 5 milliards de tonnes. Et la part accessible à elle seule suffirait à répondre à la demande en hydrogène pour des centaines d’années », précise Isabelle Moretti. « Du point de vue économique, cet hydrogène s’annonce aussi moins cher que tous les autres. Les experts évoquent des chiffres qui tournent autour d’un dollar le kilo. C’est moins cher que l’hydrogène produit à partir de gaz fossile. Et largement moins cher que n’importe quel autre hydrogène vert. » Dans un monde qui cherche désespérément des solutions de décarbonation, on comprend pourquoi on assiste depuis quelques mois à une véritable ruée vers l’hydrogène naturel.

Accélérer la caractérisation de la ressource et l’exploration de l’hydrogène naturel

« La France a été pionnière en la matière, mais elle est en train de perdre son leadership au profit de pays plus enclins à exploiter les richesses de leur sous-sol », prévient l’experte de l’Académie des technologies. Elle pense notamment aux États-Unis. Et à l’Australie qui a actualisé sa loi en 2021 et commencé à forer des puits dès 2023. « En France, dès que l’hydrogène est apparu dans le Code minier, en 2022, des demandes de permis exclusif de recherche ont été déposées. Mais alors que d’autres pays, aussi démocratiques et soucieux de préserver leur environnement que nous, savent avancer très rapidement, il faut au moins 18 mois pour qu’une demande aboutisse en France. Ensuite, chaque opération menée sur le périmètre est soumise à autorisation préfectorale. Tout ça prend encore énormément de temps. Et ceux qui trouveront effectivement de l’hydrogène à exploiter devront demander une concession pour pouvoir produire la ressource. Ça peut prendre jusqu’à trois ans. Dans le contexte actuel, c’est beaucoup trop long. Il y a assurément des choses à améliorer en France de ce point de vue. »

Si notre pays veut rester dans la course à l’hydrogène naturel, il devra aussi, selon l’Académie des technologies, trouver des soutiens financiers plus efficaces. « La plupart des compagnies qui explorent sont de petites compagnies. Elles ont besoin de financements et ne peuvent pas se permettre de passer des mois sur chaque levée de fonds », estime Isabelle Moretti. « Aux États-Unis, par exemple, l’argent, tout aussi bien public que privé, est plus accessible qu’en France. Les start-up se lancent avec des dizaines de millions de dollars en poche. Chez nous, les jeunes pousses font parfois leurs premiers pas avec seulement 100 000 euros. »

L’hydrogène naturel, un hydrogène décarboné

Un coup de pouce appréciable pourrait venir d’un appel à manifestation d’intérêt dans le cadre de France 2030. Mais aussi, d’une labellisation de l’hydrogène naturel comme hydrogène décarboné par la Commission européenne. « C’est essentiel à la fois pour ouvrir l’accès à des subventions potentielles et pour faciliter la commercialisation en cas de découverte. Car cela validerait le fait que l’impact environnemental de cet hydrogène est limité. Malheureusement pour l’heure, il n’y a pas d’unanimité à ce sujet au sein de la Commission. Nous travaillons pour que cela change. »

En attendant, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) vient de demander à l’Ifpen de coordonner un état des lieux qui permettrait d’établir une feuille de route. Elle devrait être finalisée en fin d’année 2024. « Nous avançons dans la bonne direction. Mais beaucoup trop lentement quand on voit ce qui se passe ailleurs. Trop lentement aussi au goût des acteurs de la filière qui travaillent sur la question depuis 5 ou 6 ans déjà. Trop lentement, même, aux yeux de certains acteurs locaux, semble-t-il. Avec la crise du Covid d’abord et la guerre en Ukraine ensuite, les points de vue ont évolué. Nous avons compris que nous ne pouvions pas toujours dépendre des autres. Compris que nous avions besoin de réindustrialiser. Dans le sud-ouest, où nous travaillons beaucoup, des maires nous demandent de venir faire des mesures pour attirer des industriels. Les citoyens se montrent curieux et positifs. La volonté est là. Nous disposons des techniques et du savoir-faire. Ne reste plus qu’à mettre en place les moyens d’accélérer d’abord la caractérisation de la ressource puis l’exploration de l’hydrogène naturel en France. »

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Depuis le XIX^e siècle, depuis nos réseaux électriques jusqu’à nos maisons, le courant alternatif a imposé sa domination. Mais avec la transition énergétique, les règles changent. Et le courant continu pourrait y voir l’opportunité de tirer enfin son épingle du jeu.

À l’école, nous avons tous appris que le courant électrique est le résultat de la circulation d’électrons dans un corps conducteur. Nous avons aussi appris que selon la façon dont ces électrons circulent dans un circuit — en continu dans une même direction ou alternativement dans l’une ou l’autre à intervalles réguliers (50 fois par seconde en Europe) —, le courant électrique peut-être continu — DC pour « direct current » —, ou alternatif — AC pour « alternating current ». Voilà pour les bases de la physique.

En y ajoutant un peu d’histoire, on comprend comment l’un des deux, le courant alternatif s’est assez naturellement imposé dans les usages dès le XIX^e siècle. Parce qu’il correspondait bien aux technologies et aux moteurs disponibles à ce moment-là. Avec l’idée de produire à partir de gros équipements pour alimenter de grosses machines et irriguer les territoires. À l’aide d’un simple transformateur, il était possible de faire varier la tension de ce courant alternatif et de le transporter ainsi sur de longues distances avec des pertes faibles et en s’appuyant sur des câbles très classiques. Toute une industrie s’est construite autour de ça. Résultat, plus de 100 ans plus tard, les technologies de distribution du courant alternatif sont efficaces, maîtrisées et peu coûteuses. Et c’est le courant alternatif qui alimente nos maisons. Alors, pourquoi envisager aujourd’hui de l’abandonner ?

Courant alternatif versus courant continu

En réalité, le courant continu a recommencé à faire parler de lui dès l’arrivée de l’électronique. Les transistors inventés dans les années 1960 fonctionnaient en courant continu. « Mais l’idée de développer le courant continu s’est vraiment installée avec la transition énergétique », nous explique Yannick Neyret, le président de la Fondation Current/OS, un groupement d’entreprises qui cherche à construire un écosystème de fabricants DC. « Parce qu’elle implique des sources d’électricité de plus en plus nombreuses et de plus en plus proches des lieux de consommation. Et parce que les panneaux photovoltaïques produisent naturellement un courant continu. À la sortie des batteries de nos voitures électriques, c’est aussi du DC. »

« Dans nos maisons et plus généralement, dans les bâtiments, de plus en plus de produits — plus encore ceux qui se veulent énergétiquement efficaces, les produits labélisés A+ — consomment du courant continu. Nos ordinateurs et nos smartphones, nos ampoules et nos écrans LED, nos appareils ménagers. Le courant alternatif qui arrive à la prise murale doit donc être transformé en un courant continu grâce à un bloc d’alimentation qui transforme l’AC en DC. Si un courant continu arrivait directement à la prise, cette étape pourrait être simplifiée. De quoi gagner un peu en efficacité », poursuit Yannick Neyret. Mais est-ce suffisant à convaincre l’industrie de se réinventer ? « Pas sûr. »

La transition énergétique fait reculer le courant alternatif

Pour le président de la Fondation Current/OS, le véritable atout du DC est ailleurs. « La transition nous amène à électrifier nos usages. Alors, dans un monde où la croissance de la consommation devient plus rapide que la vitesse à laquelle les pouvoirs publics sont capables d’investir dans les réseaux, le courant continu peut tirer son épingle du jeu. Il peut offrir de l’autonomie à un bâtiment au moment où le réseau ne sera pas nécessairement en mesure de lui fournir toute la puissance dont il a besoin. »

Si la question ne se pose pas encore en France, elle émerge au Royaume-Uni et agite déjà les Pays-Bas, par exemple. « Là-bas, des projets immobiliers ou industriels sont désormais régulièrement repoussés, parfois de plusieurs années, faute d’une alimentation électrique suffisante par les réseaux. » Mais comment le passage au courant continu peut-être améliorer la situation ?

Le courant continu pour des bâtiments plus autonomes

« Dans les laboratoires, nous avons déjà montré qu’en reliant des sources DC — des panneaux photovoltaïques, des batteries — à des charges DC — des voitures, des pompes à chaleur, des LED, etc. —, on gagne en efficacité. Les premiers pilotes, quant à eux, laissent penser que le courant continu permet de mieux maîtriser les appels d’énergie sur le réseau public et/ou de mieux s’adapter à la disponibilité d’énergie sur le réseau. En d’autres mots, avec le courant continu, il est possible de rendre un bâtiment plus frugal et plus opportuniste d’une façon assez naturelle », nous explique Yannick Neyret.

Il poursuit en nous racontant l’histoire du Circl Pavilion, à Amsterdam. Il a été construit il y a quelques années déjà. À la demande d’ABN Amro Bank. « Dans une démarche purement marketing. Avec l’idée de pouvoir accueillir les clients de la banque dans un bâtiment qui repousse les limites de la durabilité et de la circularité. » Schneider Electric en a profité pour y développer un réseau 350 volts DC. Et avec des pompes à chaleur couplées à un stockage thermique, la société a permis au bâtiment de diviser ses appels de puissance « presque par 3 ». « C’est l’idée des chauffe-eaux que nous avons tous chez nous. Ils fonctionnent la nuit pour éviter d’appeler de la puissance le jour. Mais le système reste assez rustique. Le courant continu permet d’aller plus loin. Les pompes à chaleur du Circl Pavilion peuvent accélérer quand il y a beaucoup de soleil et donc, de production photovoltaïque, et ralentir quand il y en a moins. Grâce au système de stockage thermique, nous pouvons ensuite moduler l’appel de puissance du bâtiment de façon à la fois naturelle et fine. Et sans impact sur le confort des occupants. »

Courant alternatif et courant continu, main dans la main

Ainsi, abandonner le courant alternatif pourrait aider à tirer le meilleur parti des investissements de milliards d’euros sur les réseaux. En se servant des bâtiments pour gagner en flexibilité. Ou en comptant sur des bâtiments alimentés en DC par une électricité photovoltaïque en courant continu qu’ils produiraient eux-mêmes.

Abandonner le courant alternatif ? « Pas du tout. » L’histoire que raconte Monica Meda, responsable produit monde chez ABB, explique pourquoi. Elle rappelle en effet que AC et DC sont comme les deux frères ennemis de la famille Volt. Ils n’avaient de cesse de se disputer. Mais un jour, c’est le blackout sur Electropolis. Il apparait alors qu’en travaillant ensemble, AC et DC peuvent apporter à la fois de l’efficacité, de la fiabilité et de la résilience au réseau et aux consommateurs. L’un n’est finalement pas en tous points meilleur que l’autre. Le défi, c’est de réussir à tirer le meilleur de chacune de ces technologies. Avec la contrainte que si AC a eu une centaine d’années pour s’installer, les développements nécessaires à DC devront, dans le cadre de la transition énergétique, être faits en seulement une fraction de ce temps.

Reste en effet, comme cela a déjà été fait pour le courant alternatif, à définir des normes — y compris de sécurité — et des règles d’usages, à mettre des appareils DC sur le marché, à former des installateurs. Bref, à « faire évoluer la filière ». « Comme toute rupture, celle-ci sera progressive », annonce Yannick Neyret. « Au début, il pourra se trouver des bornes de charge DC alimentée directement par des panneaux photovoltaïques sur le parking d’un immeuble qui, lui, restera alimenté en AC par le réseau. Aux États-Unis, certaines maisons jouissent déjà d’installations qui permettent aux panneaux solaires de renvoyer en priorité le courant continu produit vers des batteries ou un chargeur de véhicule électrique — cela permettrait de gagner 10 % d’efficacité — avant de le convertir pour alimenter le logement en courant alternatif. Dans une pièce, il pourra, dans un premier temps, exister des prises USB murales alimentées elles aussi en DC pendant que la maison resterait fournie en AC. On devrait même pouvoir imaginer de l’électroménager qui accepte aussi bien le DC que l’AC. Les pilotes que nous mettons en place permettent de montrer l’étendue des bénéfices du courant continu. Mais il est clair que son adoption se fera en commençant par les applications pour lesquelles il se révèle le plus avantageux. »

Fin 2023, plus de 40 partenaires convaincus avaient rejoint la Fondation Current/OS pour ouvrir la voie au développement du courant continu.

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Le solaire a un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique. Pour cela, il faudra tout de même que le secteur réussisse à mettre en œuvre le recyclage des panneaux photovoltaïques. C’est en bonne voie, estiment aujourd’hui des experts de l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

Plus de 1 térawatt (TW). C’est la capacité solaire qui a été installée dans le monde en 2022. Et le déploiement du photovoltaïque ne cesse de s’accélérer. Alors même si les technologies se perfectionnent et que la durée de vie des panneaux solaires est estimée à 25 à 30 ans, une question se pose de plus en plus. Que deviendront tous les panneaux solaires photovoltaïques défectueux, endommagés, usés ? Bref, tous ceux qui arriveront en fin de vie dans les mois ou les années à venir.

L’option décharge n’est bien sûr pas satisfaisante. Elle supposerait que nous acceptions de polluer un peu plus notre environnement. Et de gaspiller des ressources toujours plus précieuses. Ce n’est pas l’esprit de la transition énergétique en marche. Non. L’idée est belle et bien de réussir à produire de l’électricité décarbonée de la manière la plus propre possible. Alors mettre en place des solutions de recyclage semble incontournable.

Plus d’entreprises de recyclage pour le photovoltaïque

En la matière, ces dernières années, beaucoup d’initiatives se sont déclarées. Et un rapport que les experts du programme de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur les systèmes photovoltaïques viennent de publier le confirme. Depuis leur dernière étude du marché en 2017, des progrès notables ont été réalisés dans le nombre d’entreprises développant des solutions de recyclage de modules photovoltaïques. Le nombre de brevets et d’études publiées a également fortement augmenté. Notamment dans la région de l’Asie, particulièrement active en la matière.

L’IAE présente les méthodes de recyclage mécanique comme les plus répandues et les mieux maîtrisées. Parce que les installations de broyage, de concassage, de séparation et de tri existantes peuvent facilement être adaptées aux recyclages des panneaux solaires. Même si le résultat demeure peu satisfaisant. Les matériaux récupérés sont rarement suffisamment purs pour pouvoir resservir l’industrie photovoltaïque.

Quels débouchés pour les panneaux solaires recyclés ?

Les experts évoquent aussi des techniques de recyclage plus avancées — souvent en phase de développement ou de projets pilotes — dans lesquelles les étapes de désassemblage mécanique sont associées à des traitements thermiques ou chimiques. De quoi extraire les semi-conducteurs et les métaux. Pour exemple, la fragmentation électrodynamique qui compte sur des décharges pulsées à haute tension pour séparer plus efficacement les éléments à recycler. Car il va sans dire qu’améliorer la qualité des matériaux récupérés ouvre des possibilités pour leur recyclage qui pourraient aider à en compenser le coût et faire progresser la circularité du secteur solaire photovoltaïque.

En Chine, aux États-Unis, en Europe ou au Japon notamment, de premiers recycleurs de modules photovoltaïques ont lancé leur activité. Ils semblent encore vouloir rester discrets sur leurs chiffres. Six d’entre eux — en Allemagne (Reiling Glas Recycling, LuxChemtech et Flaxres), en France (ROSI et Envie 2E Aquitaine), en Italie (Tialpi), au Japon (NPC) et aux États-Unis (First Solar) — seulement ont accepté de fournir des données aux experts de l’AIE dans le cadre de leur enquête. Tous développent des technologies innovantes pour améliorer la valeur économique du recyclage. Ils évoquent des capacités comprises entre 1 000 et 50 000 tonnes par an et des quantités réellement recyclées allant de moins de 10 à plus de 40 000 tonnes.

Du recyclage à la matière première

Parmi eux, la start-up française ROSI — pour « Retour du Silicium » — qui a démarré ses activités en 2023. Elle a mis au point un procédé destiné à récupérer et à réutiliser le silicium – ainsi que l’argent, l’aluminium, le cuivre et le verre – extrêmement pur nécessaire à la fabrication de modules solaires. Non seulement le silicium présent dans les modules en fin de vie. Mais aussi celui qui est perdu sous forme de microparticules au stade de la production. Les experts estiment que, sur 2019 seulement, la ressource s’élevait de ce côté à pas moins de 200 000 tonnes de silicium !

ROSI procède par traitements thermiques et chimiques. Sur n’importe quel type de panneau à base de silicium. Une excellente nouvelle lorsque l’on se rappelle que purifier du silicium est un processus gourmand en énergie. Pour chaque kilogramme de qualité photovoltaïque produit, ce ne sont pas moins de 50 kilogrammes de CO₂ qui sont émis. D’ici 2050, la start-up espère valoriser 300 000 tonnes de silicium. Et elle ne se positionne déjà plus comme un recycleur de panneaux solaires photovoltaïques, mais bel et bien comme un fournisseur de matière première.

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Le silicium règne toujours en maître sur le monde de l’énergie solaire. Mais les cellules photovoltaïques organiques pourraient enfin réussir une percée. Des chercheurs, en effet, viennent de comprendre comment doper leur rendement.

La technologie photovoltaïque organique a fait son apparition il y a plusieurs décennies maintenant. Elle compte sur des matériaux à base de carbone pour absorber la lumière du soleil et la transformer en électricité. Elle permet de fabriquer plus facilement et à moindres frais, des cellules solaires plus fines, plus légères, plus flexibles, plus résistantes et même translucides. Elle peine pourtant à s’imposer sur le marché. Notamment parce que son efficacité reste faible. Alors que les cellules photovoltaïques à base de silicium affichent un taux de conversion d’environ 25 %, celui des cellules solaires organiques — aussi appelées polymères — a longtemps été inférieur à 10 %.

Le fonctionnement complexe des cellules photovoltaïques organiques

Puis sont arrivés des semi-conducteurs organiques que les scientifiques qualifient d’accepteurs non fullerènes (NFA). Ils ont permis de faire grimper l’efficacité des cellules photovoltaïques organiques pour se rapprocher peu à peu de la barre des 20 %. Comment ? Les scientifiques l’ignoraient.

Aujourd’hui, dans la revue Advance Materials, une équipe de l’université du Kansas (États-Unis) présente enfin une explication. Les physiciens ont en effet découvert un mécanisme microscopique qui permet de comprendre pourquoi les NFA surpassent ainsi les performances des autres semi-conducteurs organiques.

Pour comprendre, rappelons le principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque. Lorsque le rayonnement solaire frappe une telle cellule, les électrons des semi-conducteurs qui la constituent vont se trouver excités et se mettre en mouvement vers les électrodes. C’est ce qui génère l’électricité. Mais dans un semi-conducteur organique, les choses ne sont pas aussi simples. Parce que l’électron excité reste généralement lié à son homologue positif que les scientifiques appellent « trou ». Ainsi, trop souvent, pour qui veut générer de l’électricité, l’ensemble produit une quasi-particule neutre, un « exciton ». Pour séparer l’électron de son trou, un autre matériau intervient. Un matériau dit « accepteur d’électrons ». Un matériau qui attire tellement l’électron que ce dernier finit par abandonner son trou. Le tout de joue à l’échelle du nanomètre, soit du milliardième de mètre.

La physique quantique à la rescousse

Maintenant que les choses sont posées, revenons à nos physiciens de l’université du Kansas. Ils sont parvenus à suivre l’énergie des électrons excités dans leur cellule photovoltaïque organique avec une résolution temporelle inférieure à la picoseconde, soit à un millionième d’un millionième de seconde. Et ce faisant, ils ont observé qu’au lieu de très classiquement — comme une tasse de café refroidie lorsqu’elle reste sur la table — perdre de l’énergie dans leur environnement, certains électrons excités dans l’accepteur non fullerène peuvent en gagner.

Pour expliquer le phénomène, les chercheurs invoquent un comportement quantique des électrons. Ils semblent alors exister sur plusieurs molécules simultanément. Et lorsque ces molécules sont organiques et disposées dans une structure nanométrique spécifique, l’entropie totale du système augmente — c’est ce qu’exige la deuxième loi de la thermodynamique — non pas, comme dans le cas classique, quand un objet chaud transfère de la chaleur à son environnement froid, mais quand les excitons neutres récupèrent de la chaleur de leur environnement. Ils se dissocient alors en charges positives et négatives qui peuvent produire un courant électrique.

Si vous vous demandez pourquoi tant d’effort pour comprendre le phénomène alors qu’il suffisait de l’exploiter, les chercheurs vous expliqueront que maintenant qu’ils savent ce qui se passe au cœur des NFA, ils vont pouvoir concevoir de nouvelles nanostructures qui permettront de tirer le meilleur parti du flux d’énergie et améliorer ainsi un peu plus les performances des cellules photovoltaïques organiques. Accessoirement — ou pas —, la découverte pourrait aussi être exploitée pour la production de carburants organiques grâce à des photocatalyseurs plus efficaces à convertir le dioxyde de carbone (CO₂) grâce à la lumière du soleil.

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Décarboner le transport maritime. Transporter l’hydrogène vert. Les promesses de l’ammoniac sont nombreuses. Mais attention aux effets collatéraux de la généralisation de son usage.

Quand il brûle, l’ammoniac n’émet pas de dioxyde de carbone (CO₂). Et pour cause, il ne contient pas de carbone. Seulement de l’hydrogène et de l’azote (NH₃). Sa production est maîtrisée. Il est plus facile à stocker et à transporter que l’hydrogène. Quant à sa densité énergétique, elle est de l’ordre de dix fois supérieure à celle d’une batterie lithium-ion. Autant de caractéristiques qui l’ont propulsé au rang des favoris d’une industrie du transport maritime en quête de solutions propres pour alimenter ses navires sur de longues distances tout à y préservant suffisamment de place pour le fret.

Ces derniers mois, plusieurs initiatives visant à développer des pétroliers ou des porte-conteneurs alimentés à l’ammoniac ont été lancées. Les moteurs doivent être adaptés. Les réservoirs résistants à la corrosion doivent aussi être environ trois fois plus grands que ceux d’un bateau utilisant du fioul. Malgré ces contraintes, la Norvège vient par exemple de valider un soutien financier de l’ordre 100 millions d’euros à six projets de navires à ammoniac.

L’ammoniac pour le transport maritime… au sens large

Mais l’ammoniac n’est pas seulement envisagé comme le carburant du futur transport maritime. Certains le voient aussi comme un moyen efficace de transporter de l’hydrogène sur de longues distances. L’idée serait de produire un hydrogène vert par électrolyse de l’eau dans un pays riche en soleil, par exemple. Comme la Namibie. Et, pour l’importer jusqu’en Europe par bateau — l’Allemagne compte beaucoup là-dessus —, il pourrait être converti en ammoniac. Ce dernier, en effet, se liquéfie à seulement -33 °C alors qu’il faut porter l’hydrogène à -253 °C pour qu’il devienne liquide. Sa densité énergétique est aussi meilleure. Un camion-citerne d’ammoniac liquide peut transporter 2,5 fois plus d’énergie que le même camion d’hydrogène.

De l’hydrogène et plus encore

À l’arrivée, l’ammoniac est reconverti en hydrogène (H₂). Et en azote (N₂). Mais seul l’hydrogène est alors valorisable de manière rentable. Des chercheurs de la University Alliance Ruhr (Allemagne) ont voulu optimiser les choses. Ils viennent de mettre au point un procédé qui combine la réaction inverse de Haber-Bosch — celle classiquement utilisée pour l’opération — avec une seconde électrolyse de l’eau. Ils obtiennent ainsi à partir de l’ammoniac, non seulement de l’hydrogène — deux fois plus —, mais aussi du nitrite (NO₂^—) qui peut être employé pour la production d’engrais. Le secret, des électrodes à diffusion gazeuse et des catalyseurs multimétalliques. La démonstration est faite au laboratoire. Les chercheurs reconnaissent toutefois être encore loin d’une mise en œuvre à l’échelle industrielle.

L’ammoniac, une menace pour notre santé

L’avenir de l’ammoniac semble donc brillant. Mais des chercheurs du Massachusetts Institute of Technology (MIT, États-Unis), eux, avertissent. L’utilisation de l’ammoniac comme carburant maritime pourrait détériorer la qualité de l’air et entraîner des « conséquences dévastatrices sur la santé publique, à moins qu’il ne soit adopté parallèlement à de nouvelles réglementations renforcées sur les émissions ». Parce que si brûler de l’ammoniac n’émet pas de CO₂, sa combustion, faute d’être précisément contrôlée, peut produire du protoxyde d’azote (N₂O). La mauvaise nouvelle, c’est que c’est également un gaz à effet de serre. Et la très mauvaise nouvelle, c’est que c’est un gaz à effet de serre persistant et 300 fois plus puissant que le CO₂ ! Alors même si pour l’heure, des études montrent que l’effet global de l’azote émis par les activités humaines est plutôt rafraichissant — de -0,34 watts par mètre carré alors que le réchauffement climatique sur la dernière décennie était de 2,7 watts par mètre carré —, la prudence devrait être de mise pour l’avenir.

Les chercheurs du MIT rappellent surtout que de l’ammoniac non brûlé peut s’échapper des moteurs. Et que la combustion de l’ammoniac émet également des oxydes d’azote, les fameux NOx, qui finissent en fines particules dans notre atmosphère. Lorsqu’elles sont inhalées, elles peuvent provoquer de graves problèmes de santé. L’impact est estimé à plus 680 000 décès prématurés chaque année si la flotte mondiale devait passer à l’ammoniac. Des réglementations plus strictes et des moteurs plus efficaces pourraient cependant rétablir le bénéfice. « Toutes les solutions climatiques ne sont pas égales. Il y a presque toujours un prix à payer. Nous devons adopter une approche plus holistique et considérer tous les coûts et les avantages des différentes options plutôt que simplement leur potentiel de décarbonation », soulignent les chercheurs.

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Pour pallier l’intermittence du solaire et de l’éolien, la France aura besoin de multiplier les solutions de stockage. Un nouveau projet de stockage par batterie, relativement modeste, est en cours dans le port de Nantes.

Jusqu’en 1986, la centrale de Cheviré produisait de l’électricité à partir de charbon, de gaz et de pétrole. Mais sur ce site du port de Nantes Saint-Nazaire, c’est une toute autre technologie qui est sur le point d’être lancée : un système de stockage d’électricité par batterie (BESS). Et pas n’importe lequel. Cette batterie sera la première batterie à grande échelle d’une autonomie de deux heures en France.

Stocker deux heures d’électricité à pleine puissance

Derrière le projet, le spécialiste du stockage britannique Harmony Energy. Depuis 2016, la société a déjà développé plus de 500 mégawatts (MW) de batteries dans son pays d’origine. Plus de 300 MW sont en construction, et près de 450 autres mégawatts sont dans les tuyeaux. Du côté de Nantes, c’est une batterie de 100 MW de puissance pour 200 MWh (mégawattheures) de stockage qui devrait être mise en service d’ici l’hiver 2025. De quoi fournir deux heures de stockage à l’équivalent de 170 000 foyers. Plus que la population nantaise. Le tout comptant notamment sur le célèbre Mégapack de Tesla et sa grande capacité de stockage — de l’ordre de 4 MWh pour chaque unité.

L’objectif est multiple. D’abord, contribuer à l’intégration sur le réseau français de toujours plus de productions renouvelables intermittentes, solaires et éoliennes. Ensuite, de faire baisser les factures en ouvrant des possibilités de profiter de l’augmentation des heures à prix négatifs. Enfin, de fournir des services d’équilibrage essentiels au réseau électrique français. Une meilleure gestion des pics de production et de consommation et des fluctuations de l’offre et de la demande.

Le stockage de l’électricité se développe en France

Notez pour comparaison qu’en 2023, la puissance installée des batteries en France était de l’ordre de 800 MW. Et qu’en parallèle de celui développé à Nantes par Harmony Energy, un projet de système de stockage par batterie d’une capacité de 200 MWh est aussi en cours de construction en Nouvelle-Calédonie. Un projet de 9 milliards d’euros qui sera adossé à de grandes fermes photovoltaïques destinées notamment à alimenter l’industrie locale de la métallurgie.

Dans la famille du stockage d’énergie, aucune batterie ne parvient toutefois à rivaliser avec les stations de pompage-turbinage (STEP) installées en France. À titre de comparaison, la seule STEP de Montézic (Aveyron) est capable de stocker environ 39 000 MWh et délivrer une puissance de 920 MW. Cela représente une capacité de stockage 195 fois supérieure et une puissance 9,2 fois plus élevée que la future batterie de Cheviré.

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Le changement d’affectation des terres et la dégradation de l’environnement sont parmi les principales causes de la perte de la biodiversité dans le monde. Et l’exploitation minière cumule les deux.

Il y a quelques jours, des chercheurs de l’université de l’Essex (Royaume-Uni) révélaient les chiffres alarmants de la pollution générée dans nos océans par l’exploitation des combustibles fossiles. Des niveaux d’hydrocarbures jusqu’à plus de 10 000 % plus élevés dans un rayon de 500 mètres autour de plateformes pétrolières ou gazières qu’ailleurs. Et des concentrations en métaux lourds environ 455 % plus élevées. Le tout avec pour conséquence, une diminution à la fois du nombre et de la diversité des espèces présentes dans les environs.

Près de 8 % des vertébrés menacés par des mines

Aujourd’hui, une autre étude, menée par des chercheurs de l’université de Cambridge (Royaume-Uni) cette fois, et peut-être la plus complète à ce sujet jusqu’ici, vient enfoncer le clou. Plus de 4 500 espèces dans le monde — soit environ 8 % des vertébrés recensés par l’Union internationale pour la conservation de la nature (UICN) — seraient menacées. Pas seulement par les forages pétroliers et gaziers. Plus généralement, en fait, par l’exploitation minière.

D’ailleurs, contrairement à ce que l’on pourrait imaginer, les chercheurs estiment que le plus grand risque pour la biodiversité vient de l’extraction de matériaux essentiels à notre transition énergétique. Le lithium ou le cobalt, par exemple, que l’on trouve dans nos panneaux solaires, nos éoliennes et nos voitures électriques. Parce que ces matières premières, en particulier, se trouvent souvent dans des zones sensibles de la biodiversité mondiale. Et parce que, selon l’Agence internationale de l’énergie, en 2023, la demande de lithium a augmenté de 30 %. Celle de nickel, de cobalt, de graphite ou d’autres terres rares a grimpé de 8 à 15 %. Les énergies propres sont désormais le principal moteur d’une croissance de la demande mondiale.

Les poissons particulièrement en danger

Les chercheurs soulignent que parmi les espèces de vertébrés étudiées, ce sont les poissons qui se trouvent être les plus menacés par nos activités minières. Viennent ensuite les reptiles, les amphibiens, les oiseaux et enfin, les mammifères. Avec un niveau de menace lié à la fois au lieu de vie et au mode de vie. Ainsi, les espèces qui affectionnent les habitats d’eau douce et les espèces à aire de répartition restreinte sont les plus en danger. Les chercheurs pointent aussi les tropiques comme un épicentre mondial du risque d’extinction d’espèces induit par l’extraction minière.

À noter aussi que la menace ne semble pas se limiter à l’emplacement des mines. La biodiversité est parfois touchée à des distances assez grandes. Parce qu’une forêt est détruite pour construire des voies d’accès — parfois jusqu’à 70 km du site minier dans la région de l’Amazonie — ou parce que les cours d’eau sont pollués par l’exploitation d’une mine. Pourtant, les chercheurs l’assurent, « il serait facile de réduire cette pollution de l’eau douce, par exemple, afin que nous puissions continuer à obtenir les matériaux dont nous avons besoin pour la transition vers une énergie propre, mais d’une manière qui ne cause pas autant de dommages à la biodiversité ».

Exploiter les mines de manière plus durable

Cette étude se concentre sur les vertébrés, mais les chercheurs estiment que d’autres espèces pourraient être menacées par l’exploitation minière. Y compris des espèces de plantes. « Il ne fait aucun doute que nous allons continuer à exploiter des mines », notent les chercheurs. « Mais sachant que la faune est plus sensible à l’exploitation minière dans certaines régions du monde que dans d’autres, notre rapport peut éclairer les choix quant aux endroits où il faut prioriser l’approvisionnement de nos minéraux pour causer le moins de dommages à la biodiversité. Les politiques futures devraient également se concentrer sur la création d’économies plus circulaires, en augmentant le recyclage et la réutilisation des matériaux, plutôt que de simplement extraire toujours davantage. »

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Aujourd’hui, au moins 80 % de la biomasse est détenue par les agriculteurs. Pourtant, la filière méthanisation peine à se développer. Le problème : l’inadéquation entre les lieux de production potentiels de biogaz et les lieux de consommation. Mais la liquéfaction du biogaz pourrait constituer une solution.

« L’idée, c’est celle de la tournée du laitier. Nous voulons ramasser du biogaz comme on va ramasser du lait », explique Bruno Adhémar, président de SUBLIME Energie, en préambule d’une conférence de presse donnée dernièrement. « Mais le gaz, ça prend de la place. Et quand on le liquéfie, ça en prend moins. » Ainsi se résume l’idée.

D’abord, le rappel qu’aujourd’hui, le gaz produit par méthanisation sur les exploitations agricoles est essentiellement injecté dans les réseaux. Premier obstacle à la démocratisation de la technologie. Car lorsqu’une exploitation se trouve un peu isolée, les raccordements coûtent cher. « Une solution consiste à rapprocher la biomasse des réseaux de gaz, une biomasse qui viendra alors alimenter des méthaniseurs territoriaux. Mais cela suppose des transports de matière », précise Bruno Adhémar. Avec les inconvénients qui vont avec en matière d’émissions de gaz à effet de serre (GES), de nuisances ou même de réduction du pouvoir méthanogène de la biomasse.

Une technologie unique au monde pour liquéfier le biogaz

L’autre solution, c’est donc celle que SUBLIME Energie travaille à développer. « Donner l’opportunité à des exploitations agricoles de gagner en valeur grâce à la production de biogaz par méthanisation même si elles disposent de peu de biomasse ou qu’elles sont éloignées des réseaux. » Le tout grâce à une technologie unique au monde de liquéfaction du biogaz.

« Le procédé fait appel à des technologies connues et validées dans le domaine des gaz industriels qui sait bien liquéfier et transporter ensuite des gaz sous une forme liquide », explique Jean-Yves Thonnelier, expert en cryogénie et ancien chercheur chez Air Liquide. « La nouveauté, ici, c’est l’ordre des opérations. Parce que nous cherchons à faire simple à la ferme. » Pour revenir à l’image de début, l’idée, c’est de collecter du lait cru. « Nous venons liquéfier un produit qui contient encore du CO₂. C’est là que se situe réellement l’innovation. » « Le biogaz est tout de même vidé d’impuretés de type composés organiques volatiles (COV) qui pourraient s’avérer corrosifs. Puis, il est séché pour éviter les dépôts de glace au moment où nous allons procéder à la descente en température. Le biogaz est enfin comprimé jusqu’à une pression optimale pour son transport, tant d’un point de vue économique que réglementaire », détaille Inès Ben El Mekki.

Plus qu’une liquéfaction, une dissolution de biogaz

Ce n’est qu’ensuite que le biogaz est liquéfié. Ou plus exactement, dissout dans un solvant liquide appelé agent de portage. Un agent de portage ? « Une molécule très courante sur les marchés qui a des affinités notamment avec le CO₂ », précise la directrice technique de SUBLIME Energie. « Ce mélange liquide peut être transporté vers un hub, où la production d’une dizaine de méthaniseurs sera mutualisée, permettant de réduire ainsi les coûts de l’épuration cryogénique réalisée sur place. Il est alors séparé pour obtenir du bioGNL et du bioCO₂. Et enfin, de les commercialiser », poursuit Inès Ben El Mekki. « L’agent de portage peut alors être recyclé pour relancer de nouveaux cycles d’épuration et de liquéfaction. »

Un pilote du nom de « alpha » a prouvé le concept en 2020. Une demande de brevet a été déposée en 2021. Un démonstrateur a permis de valider la technique fin 2022. Reste à tester l’ensemble de la chaîne de liquéfaction du biogaz. Ce sera fait dès 2025 avec le concours d’une exploitation agricole en Bretagne. Et SUBLIME Energie espère commercialiser une première série dès 2026.

Liquéfier le biogaz pour l’environnement et bien plus

Grâce à son procédé innovant, un projet de SUBLIME Energie permet la production chaque année, à partir de la biomasse produite sur 10 exploitations de taille moyenne, de 3 000 tonnes de bioGNL et de 5 000 tonnes de bioCO₂. De quoi alimenter environ 100 camions avec un potentiel de réduction des émissions de CO₂ de 85 % en comparaison au diesel. Et ce serait sans compter l’évitement des émissions de méthane à la ferme et la substitution des engrais chimiques par le digestat co-produit. Le bioCO₂, lui, pourra par exemple remplacer le CO₂ fossile utilisé dans l’industrie agroalimentaire, par exemple, ou pourra être utile à produire des carburants de synthèse. « Sachant que des milliers de fermes pourraient répondre à notre cahier des charges, le gain pour l’environnement serait énorme », conclut Bruno Adhémar. Le gain pour l’environnement, mais aussi pour les agriculteurs, l’emploi local et la souveraineté énergétique des territoires.

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Parmi les défauts esthétiques des panneaux photovoltaïques : leur forme, mais surtout leur couleur foncée qui les rend incompatibles avec la plupart des sites historiques. Mais certains fabricants proposent aujourd’hui des solutions innovantes pour rendre le solaire parfaitement invisible. Comme cette toiture solaire installée au cœur de Pompéi en Italie.

Poser des panneaux solaires sur sa toiture n’est pas systématiquement autorisé. Pour une maison située dans le périmètre de protection d’un bâtiment inscrit au titre des Monuments historiques, par exemple. Parce que les architectes des Bâtiments de France, qui délivrent les autorisations de modification de l’apparence d’un site, peuvent en refuser l’installation. Principalement pour leur couleur sombre, qui dénaturerait l’harmonie du paysage.

Des panneaux solaires en terre cuite pour Pompéi

Certains ont peut-être trouvé la parade. Comme l’entreprise italienne Ahlux Italia qui conçoit et commercialise des panneaux solaires « invisibles ». Plus exactement, des panneaux photovoltaïques dont l’apparence imite au mieux celle des matériaux traditionnels. La direction du parc archéologique de Pompéi (Italie) a fait le choix de poser ce type de panneaux qui ressemblent à s’y méprendre aux tuiles en terre cuite utilisées par les Romains sur la Maison de Cerere, sur un thermopolium et sur la Maison des Vettii. Objectif : produire l’électricité dont le site archéologique classé au patrimoine mondial de l’Unesco a besoin pour éclairer ses 3,5 millions de touristiques annuels. Une manière de réduire sa facture énergétique tout en protégeant le paysage.

Pour Gabriel Zuchtriegel, le directeur du site de Pompéi, l’initiative n’est pas seulement symbolique. « À travers les millions de touristes qui nous visitent chaque année, nous voulons envoyer un message au monde : le patrimoine culturel peut être géré différemment et de manière plus durable. » D’autres sites s’intéressent déjà à la technologie. En Italie, mais aussi les villes d’Évora au Portugal ou encore de Split en Croatie.

Des panneaux solaires plus chers et moins efficaces

En France, la société ariégeoise Quatiris fabrique, elle aussi, des panneaux solaires invisibles couleur rouge tuile. Des panneaux qui peuvent ainsi prendre place sur la toiture d’une maison située, par exemple, au cœur d’un centre-ville historique. Le secret : un filtre qui réfléchit les couleurs de manière sélective. De quoi obtenir des tuiles pas seulement rouges, mais au besoin aussi vertes, bleues ou même blanches.

Deux inconvénients, tout de même, à ces panneaux solaires invisibles. Vous vous en doutez, ils sont plus chers que les panneaux photovoltaïques classiques. Deux à trois fois plus. Ce n’est pas rien. D’autant qu’ils sont aussi moins efficaces. Parce que le noir est la couleur qui absorbe le mieux la lumière. Ainsi, sur le site de Pompéi, on évoque une surface de 9 m² pour l’installation d’un kilowatt-crête (kWc), soit un ratio de 111 Wc/m², là où les grands panneaux photovoltaïques traditionnels dépassent les 220 Wc/m². Et du côté de Quatiris, on reconnaît volontiers une productivité diminuée de 10 % pour des panneaux solaires rouge tuile et même de 45 % pour des panneaux solaires blancs. Même remarque concernant le prix de l’installation, qui atteindrait 6 000 euros pour seulement 1 kWc, soit près de trois fois plus cher qu’une centrale solaire classique de même puissance.

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Comment déployer toujours plus de panneaux solaires quand l’espace manque ? En couvrant nos autoroutes de toitures photovoltaïques, par exemple. D’autant que l’idée ne serait pas seulement bonne pour réduire nos émissions de CO₂.

La France a pour ambition de déployer 240 mégawatts de capacité solaire le long des autoroutes du pays. Comprenez, au-dessus d’aires de stationnement ou d’échangeurs. C’est non négligeable. L’équivalent de plus de 7,5 % de la capacité des panneaux photovoltaïques connectés au réseau français en 2023. L’idée est la suivante : exploiter au maximum, des surfaces déjà artificialisées. Mais imaginez que ce soit l’ensemble des autoroutes de France qui se voient recouvertes de moyens de production solaire ?

Des toitures solaires sur toutes les autoroutes du monde

C’est le travail que des chercheurs de l’Académie chinoise des sciences ont fait. À l’échelle de la planète, même. Et leurs calculs aboutissent à un chiffre un peu fou. Si toutes les autoroutes du monde étaient équipées de toits photovoltaïques, la production pourrait atteindre 17 580 terrawattheures (TWh), soit 17,58 pétawattheures (PWh) d’électricité par an. C’est plus de 4 fois la production totale des États-Unis et même 60 % de la consommation mondiale de 2023. Étendre le projet aux routes principales permettrait même de générer 13,57 PWh supplémentaires !

Dans la réalité, l’idée de couvrir nos autoroutes de toitures solaires n’est pas encore très répandue. Quelques programmes pilotes ont tout juste été lancés. L’Institut autrichien de technologie (AIT) et le Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE (Allemagne), par exemple, misent beaucoup dessus. Et des modèles existent déjà pour la couverture de pistes cyclables. Mais rien à l’échelle imaginée par les chercheurs chinois. Des toits photovoltaïques qui couvriraient les plus de 3,2 millions de kilomètres d’autoroutes qui serpentent la planète.

Des dizaines de milliards de panneaux solaires pour produire au plus près des consommateurs

Dans le détail, les chercheurs calculent qu’il faudrait mobiliser pour cela, pas moins de 52,3 milliards de panneaux solaires en polysilicium d’une puissance maximale de 250 watts, placés à une inclinaison de 10 degrés vers les voies extérieures de l’autoroute. Pour ce qui est du coût et du potentiel de production en local, il varierait bien sûr en fonction des régions. Mais l’avantage certain serait que la production serait proche des centres de consommation. Car les autoroutes sont construites en lien étroit avec les zones les plus peuplées.

Les chercheurs estiment ainsi que couvrir nos autoroutes de panneaux solaires ferait baisser nos émissions de dioxyde de carbone (CO₂) de 9,66 gigatonnes par an. L’équivalent des deux tiers des émissions des États-Unis en 2022. Ou encore près de 28 % des émissions mondiales de carbone. Mais ce n’est pas réellement une surprise. C’est même l’objectif de l’opération : limiter le recours aux énergies fossiles.

Des avantages, mais aussi des défis à relever

En revanche, ce que les chercheurs révèlent aujourd’hui également, c’est que l’installation de toitures solaires sur les autoroutes pourrait réduire aussi le nombre de décès dus aux accidents de la route. De manière non négligeable. Il est question de presque 11 % de morts en moins dans le monde. Surtout dans les régions qui connaissent de fortes précipitations. Car les panneaux photovoltaïques auraient pour effet collatéral intéressant de protéger la route et donc, les conducteurs, aussi bien de la pluie que de la neige.

Pourtant, même si les avantages semblent nombreux, nous ne verrons sans doute pas tout de suite les toitures solaires fleurir au-dessus de nos autoroutes. L’installation de tels panneaux photovoltaïques reste très coûteuse. Jusqu’à quatre fois plus que pour des panneaux posés au sol. Et c’est sans parler du coût de la maintenance. Ou des difficultés logistiques posées par le nettoyage de ces dizaines de milliards de panneaux solaires. C’est pourquoi les chercheurs préconisent pour l’heure de lancer des programmes dans les régions les plus adaptées. Comme les longs tronçons d’autoroute plats du sud-ouest des États-Unis.

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En 2023, la France avait retrouvé sa place en tête des pays exportateurs d’électricité en Europe. Le premier semestre 2024 s’avère encore meilleur en la matière. Un nouveau record est-il en vue ?

En 2022, pour la première fois depuis plusieurs décennies, la France était redevenue importatrice nette d’électricité. La consommation dans notre pays, pourtant, était en recul. D’environ 1,7 % par rapport à l’année précédente. Mais la production était en berne. À son plus bas niveau depuis 1992. Avec des installations nucléaires et hydrauliques, notamment, au ralenti. Les premières, en raison d’opérations de maintenance inopinées, les secondes du fait d’une importante sécheresse. Au total, quelque 16,5 térawattheures (TWh) avaient été importés pour plus de 7 milliards d’euros.

Dès 2023, la France était redevenue exportatrice nette. Avec 50,1 TWh fournis à nos voisins européens — dans la moyenne de la décennie précédente. Grâce à une consommation encore en baisse et à une production en nette augmentation. Un record d’exportation d’électricité avait même été battu — avant d’être à nouveau battu en janvier 2024. Résultat, un bénéfice de 4 milliards d’euros.

Un premier semestre 2024 qui confirme la place de la France sur le marché de l’électricité

Et en ce premier semestre 2024, la France fait encore mieux. Sur les six premiers mois de l’année, notre pays a exporté 42 TWh nets. Dans son bilan électrique de mi-année, RTE nous apprend que la France a été exportatrice nette tous les jours de ce début 2024. Et le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité annonce déjà que le record d’exportation de 2002 — il était de 77 TWh — sera battu cette année. Le résultat d’une consommation qui continue de baisser. Et d’une production qui n’avait pas été aussi forte depuis 2019. Parce que les conditions météorologiques ont été particulièrement favorables à l’hydraulique et que la production nucléaire continue de remonter après l’épisode de la corrosion sous contrainte.

Ces chiffres permettent de réinstaller confortablement notre pays en tête des exportateurs nets d’électricité en Europe. Arrivent assez loin derrière nous, dans l’ordre et selon les chiffres de Montel Analytics, la Suède (15,3 TWh), les Pays-Bas puis la Norvège. Et c’est au Royaume-Uni que la France a principalement fourni de l’électricité (11 TWh), mais aussi à l’Italie, à l’Allemagne et à la Suisse. L’Italie, qui d’ailleurs, conserve sa place de premier importateur net d’électricité (25,4 TWh) en Europe.

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L’hydrogène est un des vecteurs énergétiques plébiscités pour réduire nos émissions de dioxyde de carbone (CO2). Mais comment le produire sans polluer ? Grâce à un électrolyseur, qui nécessite de l’eau et de l’électricité. On vous explique son fonctionnement en détail.

Dans le monde, ce ne sont pas moins de 70 millions de tonnes d’hydrogène (H₂) pur, auxquelles on peut ajouter quelque 45 millions de tonnes d’un hydrogène mélangé à du monoxyde de carbone (CO), qui sont consommées chaque année. Essentiellement aujourd’hui par l’industrie. Un hydrogène dont la plus grande part est encore produite à partir de combustibles fossiles.

De l’hydrogène bas-carbone pour la transition énergétique

Mais pour réaliser notre transition énergétique, demain, nous aurons besoin de produire de l’hydrogène bas-carbone. Comprenez, un hydrogène dont la production émet moins de 3 kilogrammes d’équivalent CO₂ par kilogramme de H₂ produit. Il pourra alors servir à décarboner non seulement l’industrie, mais aussi le secteur du transport lourd, où l’hydrogène pourrait remplacer les carburants classiques, celui de la construction, où l’hydrogène pourrait fournir de la chaleur et de l’électricité bas-carbone, et celui de l’énergie, où l’hydrogène pourrait jouer un rôle dans le stockage et le lissage de la production d’électricité solaire ou éolienne.

Pour produire de l’hydrogène bas-carbone, deux solutions : ajouter un dispositif de capture du CO₂ à la production classique à partir de combustibles fossiles ou compter sur l’électrolyse de l’eau, si tant est que l’électricité utilisée soit d’origine non fossile, soit renouvelable ou nucléaire.

Au cœur de l’électrolyseur, une cellule qui produit de l’hydrogène

La voie privilégiée aujourd’hui pour produire l’hydrogène bas-carbone dont notre monde de demain aura besoin (selon les projections, la consommation devrait être multipliée par dix d’ici 2050), c’est l’électrolyse de l’eau. Le principe est connu depuis plus de 200 ans. L’idée : utiliser un courant électrique continu pour casser des molécules d’eau et produire de l’hydrogène et de l’oxygène. Plus précisément, pour dissocier des molécules d’eau (H₂O) et récupérer du dihydrogène (H₂) et du dioxygène (O₂). Les chimistes parlent de réaction d’oxydoréduction forcée.

Les réactions se produisent au cœur de ce que les ingénieurs appellent une cellule d’électrolyseur. Chacune est composée :

• de deux électrodes où ont lieu les réactions électrochimiques — l’oxydation du côté de l’anode et la réduction du côté de la cathode — grâce à des catalyseurs dont la nature dépend des conditions de fonctionnement ;
• d’un électrolyte — en général ;
• et d’un séparateur qui permet le passage des ions nécessaires à l’équilibre des charges et, en même temps, évite le passage des électrons et des gaz.

Des cellules individuelles peuvent être empilées pour former une pile — un stack, en anglais. Des plaques bipolaires qui servent à collecter le courant sont alors utilisées pour séparer les cellules. Il existe trois technologies principales d’électrolyseurs, définies essentiellement par la nature du séparateur.

L’électrolyse alcaline, la technologie la plus mature

L’électrolyse alcaline est la technologie la plus ancienne et la plus mature. C’est aujourd’hui la plus utilisée dans l’industrie. Elle compte pour environ 90 % de la capacité installée dans le monde.

Dans un électrolyseur alcalin, les électrodes sont faites de matériaux bon marché comme le cobalt, le nickel, le zinc ou le fer. Elles sont immergées dans une solution — l’électrolyte — de potasse ou de soude — soit KOH ou NaOH. Un diaphragme sépare l’oxygène produit à l’anode et l’hydrogène produit à la cathode tout en permettant aux ions hydroxyde (OH^— ) de traverser la membrane séparatrice et d’équilibrer les charges des réactions électrochimiques.

Ces électrolyseurs fonctionnent à des températures comprises entre 60 et 80 °C et à une pression de 3 à 30 bars. Il faut entre 4,4 et 6 kilowattheures pour produire 1 normo mètre cube (Nm³) — soit l’équivalent d’un mètre cube de gaz dans les conditions normales de températures et de pression — d’hydrogène avec un rendement électrique de 60 à 80 % à l’échelle de la pile.

L’électrolyse alcaline sous pression est un procédé plus récent qui fonctionne sous une pression d’environ 30 bars. Cette méthode permet d’obtenir un hydrogène déjà sous pression, et donc d’économiser les coûts énergétiques liés à la compression de l’hydrogène en fin de procédé. Elle permet aussi de répondre plus rapidement aux variations de charge et la densité de courant est plus élevée. De quoi autoriser des électrolyseurs plus compacts pour une même puissance nominale.

De manière générale, les électrolyseurs alcalins demandent moins d’investissements — que les autres technologies —, mais ils utilisent, en grandes quantités, un électrolyte corrosif. Ils sont aussi sensibles à la perméation des gaz. Comprenez que l’hydrogène et l’oxygène produits peuvent s’y mélanger.

L’électrolyse à membrane échangeuse de protons a le vent en poupe

L’électrolyse à membrane échangeuse de protons (PEM), quant à elle, est un peu moins mature, mais en pleine expansion. En 2023, elle est devenue la principale technologie visée par les nouveaux projets d’électrolyseurs.

Dans la cellule d’un PEM, ce sont des protons qui traversent le séparateur constitué d’une fine membrane polymère — souvent à base d’acide perfluorosulfonique (PFSA). Ici, pas d’électrolyte. Les électrodes — en métaux nobles comme le platine ou l’iridium, environnement acide oblige — reposent directement sur la membrane séparatrice. De quoi réduire les espaces entre elles et atteindre des densités de courant élevées.

La température de fonctionnement d’un électrolyseur à membrane échangeuse de protons est comprise entre 50 et 80 °C. Le tout peut fonctionner à une pression de 1 à 30 bars. Mais aujourd’hui, la plupart des systèmes sont pressurisés pour gagner en efficacité et obtenir, en sortie, un hydrogène déjà sous pression.

Le véritable atout de la technologie PEM, c’est qu’elle permet d’atteindre des densités de puissance et de courant élevées. Ainsi ces électrolyseurs sont-ils plus compacts et permettent-ils une production à grande échelle tout en limitant les coûts.

Toutefois, les électrolyseurs à membrane échangeuse de protons font appel à des catalyseurs coûteux et à des membranes sensibles aux impuretés.

Les promesses des électrolyseurs à haute température

L’électrolyse à haute température, appelée aussi électrolyse à oxyde solide (SOEC), est la plus récente des technologies d’électrolyseur. Comme son nom l’indique, elle se joue à des températures situées entre 600 et 900 °C. L’anode de ce type d’électrolyseurs est composée d’une pérovskite en manganite de lanthane dopé au strontium (LSM) ou en cobalt-ferrite de lanthane dopé au strontium (LSCF). Sa cathode est constituée d’un composite de nickel et d’YSZ. Son électrolyte est solide. Il est fait de zircone stabilisée à l’oxyde d’yttrium (YSZ) capable de conduire les conducteurs ioniques que sont, dans ce cas, les ions oxydes O^2— .

L’avantage de cette technologie est qu’une partie de l’énergie est apportée sous forme de chaleur, ce qui permet de réduire les coûts en électricité. Il faut ainsi entre 3,3 et 3,9 kWh électriques pour produire un Nm3 d’hydrogène avec un rendement allant jusqu’à 96 % à l’échelle de la pile. Cependant, il ne faut pas oublier que l’énergie thermique nécessaire à la vaporisation de l’eau et au maintien de la haute température n’est pas prise en compte.

L’autre atout de cette technologie, c’est qu’elle peut être utilisée pour co-électrolyser l’eau et le CO₂ pour produire du gaz de synthèse. En revanche, le fonctionnement à haute température doit être soigneusement géré pour éviter une dégradation trop rapide des rendements.

Des équipements auxiliaires pour assurer le bon fonctionnement de l’électrolyseur

Pour assurer le fonctionnement optimal des électrolyseurs, les cellules doivent être soutenues par une série d’équipements auxiliaires. Un purificateur d’eau, par exemple. Parce que les électrolyseurs à basse température, notamment, nécessitent une eau d’une grande pureté qui doit être désionisée. Les électrolyseurs à haute température demandent en plus que l’eau soit vaporisée. Des échangeurs thermiques permettent, quant à eux, de contrôler la température de fonctionnement des électrolyseurs. Des purificateurs de l’hydrogène — et de l’oxygène, lorsqu’il est exploité — produit sont aussi nécessaires. Car l’hydrogène est mélangé à une grande quantité d’eau, par exemple, dans le cas de l’électrolyseur alcalin. Les gaz peuvent aussi être amenés à traverser les membranes pour se mélanger l’un à l’autre. Les experts parlent de crossover. Avec les risques d’explosion que cela entraîne. L’ajout au circuit d’un désembueur et d’un système catalytique est donc indispensable à obtenir un hydrogène de haute pureté. Le tout nécessite aussi l’intervention d’un ou plusieurs convertisseurs et redresseurs AC/DC ou DC/DC

Concevoir un électrolyseur

Quelle que soit la technologie choisie, le dimensionnement d’un électrolyseur suit cinq étapes principales. Il faut avant tout définir les spécifications de l’hydrogène à produire. Cela permet ensuite de déterminer la surface nécessaire que doit avoir l’électrolyseur pour produire la quantité d’hydrogène voulue. Une surface qui dépend de la technologie choisie. Notez qu’elle est systématiquement surdimensionnée pour tenir compte du vieillissement et de la perte de performance le long de la durée de vie de l’électrolyseur, qui est généralement de 20 ans. Cette surface est utilisée pour définir le nombre de cellules nécessaires. Et enfin, le nombre de piles nécessaires pour empiler ces cellules. Ces deux derniers paramètres sont le plus souvent imposés par les fabricants.

Pour prévenir les dégradations et assurer à l’électrolyseur une durée de vie optimale, les conditions opératoires doivent être ajustées. La qualité de l’eau, d’abord, est essentielle. Car la durabilité des catalyseurs dépend fortement de sa pureté. Les traces de métaux, par exemple, et en particulier les ions fer, doivent être soigneusement éliminées à l’aide d’un déioniseur. Parce que le fer et l’oxygène génèrent des radicaux libres qui peuvent rapidement dégrader les matériaux et les membranes.

La gestion de la température apparaît également comme un paramètre clé pour l’électrolyseur en termes de performance et de dégradation. Il faut trouver le bon compromis entre ces deux aspects. Les technologies à basse température, par exemple, ne fonctionnent qu’avec de l’eau liquide. Il ne faut pas que cette dernière se vaporise. Et il faut donc veiller à ne pas dépasser les 80 ou 90 °C.

Les électrolyseurs et les énergies renouvelables

Le dernier point d’attention se situe au niveau de l’alimentation électrique des électrolyseurs. C’est parfait lorsque le courant arrive de manière régulière. Mais lorsque l’alimentation est assurée par une source solaire ou éolienne intermittente, les choses peuvent se compliquer. L’approvisionnement en eau, d’abord, doit être adapté aux variations électriques. Sans quoi celles-ci peuvent faire varier les températures du système et mener à sa dégradation.

Le crossover des gaz peut aussi engendrer, au-delà de la perte d’efficacité, des risques d’explosion lorsque surviennent des variations de courant. Une baisse de puissance peut faire baisser le débit d’oxygène alors que le débit d’hydrogène est maintenu. La concentration en H₂ peut alors grimper à des niveaux dangereux. Les électrolyseurs alcalins, par exemple, ne peuvent pas se permettre de fonctionner en dessous d’environ 25 % de leur puissance nominale.

Tous ces paramètres intégrés, les experts de l’IFP Énergies nouvelles (IFPEN) estiment que pour produire par électrolyse tout l’hydrogène dont nous aurons besoin à l’horizon 2050, nous aurions besoin de 3 900 gigawatts (GW) de puissance installée d’énergie renouvelable. Alors que la puissance installée à ce jour ne dépasse pas les 300 GW ! Pour produire 660 millions de tonnes d’hydrogène par an, le parc éolien mondial devrait être 55 fois plus grand qu’aujourd’hui ou la surface de panneaux photovoltaïques installée dix fois plus grande que la surface de la France.

Pour accélérer la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau, il faudra donc également changer l’échelle des électrolyseurs — de 10 à 100 MW —, améliorer les rendements, notamment, et travailler à limiter la dégradation des matériaux. À ce jour, environ 350 projets de construction ont été identifiés dans le monde, représentant une capacité installée supplémentaire de 60 GW d’ici 2030.

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La Chine est le leader mondial des installations solaires et éoliennes. Mais cela ne suffit pas à répondre à la consommation d’électricité toujours croissante dans le pays. Alors, le Gouvernement vient d’approuver un nombre record de nouveaux projets nucléaires.

La Chine poursuit sa transition énergétique. Elle développe massivement les énergies renouvelables. Mais le pays estime aujourd’hui que la demande en électricité est telle que le solaire et l’éolien ne suffiront pas. Pour décarboner son économie, la Chine comptera aussi sur l’hydroélectricité et sur le nucléaire.

Bientôt 11 nouveaux réacteurs nucléaires pour la Chine

En 2023, déjà, la Chine a produit plus de 405 térawattheures (TWh) d’électricité nucléaire. C’est plus que ce qu’a produit la France la même année, soit environ 320 TWh. Mais seulement 5 % de l’électricité produite dans le pays. Il n’empêche, l’énergie nucléaire a le vent en poupe en Chine. Car au-delà des 56 réacteurs nucléaires actuellement en opération — pour une capacité de plus de 54 gigawatts (GW) —, 30 autres réacteurs — pour une capacité de 32,5 GW — sont déjà en construction. Et le Conseil des affaires de l’État vient tout juste de donner le feu vert à 11 réacteurs supplémentaires répartis sur 5 sites. Un investissement de l’ordre de 30 milliards d’euros.

Selon l’Administration nationale de l’énergie (NEA), ces réacteurs seront implantés dans des provinces côtières comme celle du Shandong, celle du Zhejiang ou encore celle du Guangdong. Des réacteurs de troisième génération — de type Hualong One — et de quatrième génération, tous développés en Chine. Ils seront notamment exploités par des filiales de la société d’État China General Nuclear Power Group (CGN). Par la China National Nuclear Corporation (CNNC) ainsi que par la State Power Investment Corporation (SPIC). Leur construction pourrait être achevée d’ici… 5 ans !

Le nucléaire pour décarboner l’industrie

Parmi les projets, celui de la centrale nucléaire de Xuwei, dans la province du Jiangsu. Cette centrale deviendra en effet la première au monde à combiner un réacteur à haute température refroidi au gaz avec deux réacteurs à eau pressurisée. L’objectif de cette centrale unique au monde n’est pas seulement de fournir de l’électricité — plus de 11,5 gigawattheures (GWh). Elle est aussi destinée à alimenter le centre pétrochimique de Lianyungang en vapeur industrielle bas-carbone. Environ 32,5 millions de tonnes par an. Les réacteurs à eau pressurisée permettront en effet de préparer de la vapeur saturée à partir d’eau dessalée. Et le réacteur à haute température refroidi au gaz sera utilisé pour réchauffer cette vapeur saturée. De quoi économiser plus de 7 tonnes de charbon par an. Et réduire les émissions locales de dioxyde de carbone (CO₂) de près de 20 millions de tonnes. La première phase du projet est programmée pour 2025.

Le tout devrait aider la Chine à atteindre ses objectifs en matière de déploiement de l’énergie nucléaire. Le pays, en effet, a l’ambition de doubler la part du nucléaire dans son mix électrique d’ici 2035. Dès 2030, il pourrait devenir le plus grand producteur mondial d’énergie nucléaire. Si la Chine parvient à trouver les jusqu’à 6 000 professionnels du nucléaire dont elle aura besoin pour ça chaque année au cours de la prochaine décennie. C’est trois fois plus que le nombre de candidats actuels !

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La grêle peut gravement endommager les champs de panneaux solaires. Mais les ingénieurs travaillent à mettre au point des systèmes de protection de plus en plus efficaces.

Quand la grêle s’abat sur un champ de panneaux solaires, cela peut faire beaucoup de dégâts. C’est arrivé en ce début d’année 2024, près de Houston (États-Unis). Des centaines de panneaux photovoltaïques ont été endommagés du côté de Fighting Jays, un champ de 350 mégawatts (MW) mis en service seulement un an et demi plus tôt. Avec pour conséquence, une perte de production s’étalant sur plusieurs mois. Mais, selon les exploitants, pas de fuite d’éléments toxiques — comme le plomb ou le cadmium — dans l’environnement.

La grêle, ennemi des panneaux solaires

Alors que les panneaux solaires deviennent plus grands et que leur verre s’affine — pour des raisons de coûts —, le risque augmente. Aux États-Unis, les assurances estiment que plus de la moitié des coûts engagés pour des sinistres sur des installations photovoltaïques sont déjà imputables à la grêle. Avec le réchauffement climatique, les scientifiques s’attendent à ce que les épisodes tempétueux deviennent plus fréquents encore. Dans certaines régions, un dispositif anti-grêle a donc été mis en place. Il permet de modifier l’inclinaison des panneaux en cas d’alerte pour les protéger des grêlons. La technique a plutôt bien fonctionné en 2022, dans l’ouest du Texas. L’exploitant des parcs solaires Prospero 1 et 2 rapporte que les panneaux inclinés à 60° et touchés par des grêlons de 5 centimètres n’ont presque pas été endommagés. En revanche, un tiers de ceux qui ont eu à affronter des grêlons de plus de 7 centimètres ont subi des dommages.

En juin 2023, la ferme photovoltaïque de 5,2 MW de Scottsbluff, dans le Nebraska (États-Unis), a eu moins de chance. Les 14 000 modules de 380 watts (W) installés là depuis 2019 seulement ont été gravement endommagés. La faute, semble-t-il, à un système de protection qui ne s’est pas mis en marche. Il aura fallu attendre déjà 2024 pour que l’installation soit remise en service.

Une fonction « rangement » pour protéger les panneaux photovoltaïques

Pour améliorer leurs systèmes, les ingénieurs continuent de travailler. Certains recommandent d’incliner les panneaux photovoltaïques jusqu’à 75°. De son côté, la société Terrasmart, fournisseur de supports pour panneaux solaires, notamment, mise sur une fonction « rangement » intelligente. Ses trackers installés sur les panneaux photovoltaïques permettent non seulement de les incliner lorsque la tempête approche, mais aussi de procéder automatiquement et de manière optimale. Car une connexion à des données météorologiques en temps réel livre au logiciel les conditions de grêle et de vent qui lui permettent de prendre la décision. Avec à l’esprit de « ranger » les panneaux plutôt trop souvent que pas assez. Parce que des experts avancent que le système pourrait permettre de division par 20 les pertes financières liées aux tempêtes de grêle.

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Malgré une demande en énergie qui poursuit sa croissance et des industries qui plébiscitent le charbon, la Chine a réussi à réduire ses émissions de dioxyde de carbone (CO₂). La prudence reste de mise, mais le pays semble enfin placé sur la bonne voie.

La Chine est le pays au monde qui émet le plus de dioxyde de carbone (CO₂). Alors, lorsqu’on lit que, pour la première fois depuis la levée de la politique « zéro Covid », les émissions de la Chine ont baissé, on ne peut que se réjouir. Mais à y regarder de plus près, l’heure n’est peut-être pas encore venue de sabrer le champagne. Car la baisse n’a été enregistrée que sur le deuxième trimestre 2024. Et elle n’a pas dépassé les 1 % !

Des énergies renouvelables en masse

Alors, pourquoi le souligner ? Parce que plusieurs indicateurs laissent penser que la Chine est enfin engagée sur la bonne pente en matière de réduction de ses émissions de CO₂. Sur les six premiers mois de l’année 2024, le pays a, par exemple, poursuivi sa politique de déploiement massif de moyens de production d’énergies renouvelables. La Chine s’est ainsi enrichie de 102 gigawatts (GW) de capacités solaires et de 26 GW de capacités éoliennes. C’est respectivement 31 % et 12 % de plus qu’au premier semestre 2023 — une année déjà record en la matière. Et cela a permis au pays de couvrir, sur la période, plus de la moitié de l’augmentation de la demande en électricité avec ces énergies renouvelables.

Le recul du pétrole

En parallèle, la demande en produit pétrolier continue de baisser. De 3 % au deuxième trimestre 2024. D’une part parce que la part des véhicules électriques dans les ventes cumulées de véhicules au cours des 10 dernières années ne cesse de croître, passant de 7,7 % en juin 2023 à 11,5 % en juin 2024. D’autre part parce que le volume des nouvelles constructions est en baisse. Et avec elle, la production de ciment et d’acier, sources majeures de demande en produits pétroliers.

En Chine, une intensité carbone toujours élevée

L’ennui, c’est que la consommation d’énergie continue d’augmenter à un rythme un peu fou. De 4,2 % sur le deuxième trimestre 2024. C’est beaucoup plus qu’avant la pandémie. Et c’est d’autant plus inquiétant que cette augmentation est principalement due à des industries qui engloutissent du charbon pour produire.

Résultat, l’intensité carbone de la Chine demeure élevée. Trop pour respecter l’engagement que le pays avait pris pour 2025. L’objectif était en effet de réduire les émissions de CO₂ par rapport au PIB de 18 % entre 2020 et 2025. Et pour être en phase avec cet objectif, la Chine devrait faire descendre son intensité carbone de 7 % cette année. Or elle n’a reculé que de 5,5 % au deuxième trimestre 2024.

Le pic des émissions de CO₂ de la Chine atteint ?

La bonne nouvelle reste que les experts chinois misent, pour le second semestre 2024, sur un ralentissement de la croissance aussi bien de la demande d’électricité — de 8,1 % en premier semestre à 5 % seulement — que de la demande en gaz — de 8,7 % au premier semestre à quelque chose entre 6,5 et 7,7 %. Si ces projections s’avèrent correctes, la Chine devrait pouvoir annoncer une baisse de ses émissions de CO₂ à la fin de cette année 2024. Il se pourrait même que le pic des émissions du pays le plus émetteur au monde soit alors enfin derrière lui. Alors que Pékin s’était engagé à atteindre ce pic… d’ici 2030. Et en maintenant un taux de croissance des énergies renouvelables comparable à celui d’aujourd’hui, la Chine pourrait même réussir à réduire ses émissions de CO₂ de 20 à 25 % d’ici 2035 !

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Après l’éolien, c’est le solaire qui s’apprête à conquérir la mer. De premières fermes photovoltaïques offshore sont en cours de construction. L’une d’elles sera installée dans le port de Sète-Frontignan.

La toute première ferme solaire flottante au monde a été installée en 2007. C’était au Japon. Un galop d’essai rapidement suivi d’un premier parc commercial de 175 kilowatts (kW). Du côté de la Californie (États-Unis), cette fois. Et en 2022, ce ne sont pas moins de 5,7 gigawatts (GW) de solaire flottant qui sont en fonctionnement dans le monde. Le tout, essentiellement sur des lacs ou des retenues artificielles.

Les nombreux atouts du solaire flottant

Pourquoi cet engouement ? Parce que les surfaces sont disponibles, sans trop de concurrence. Et parce que le solaire flottant produit plus que le solaire au sol. Entre 4 et 7 % plus selon une étude. Une question de refroidissement des panneaux par l’eau située juste en dessous. Des chercheurs estiment par ailleurs que le potentiel du solaire en mer est colossal. Installé seulement sur les océans les plus calmes, il pourrait permettre de produire 220 000 térawattheures (TWh) ! Pour comparaison, la production totale d’électricité dans le monde en 2023 était de l’ordre de 30 000 TWh. De quoi encourager désormais des projets de solaire offshore. Au point que, malgré les défis technologiques à relever — l’environnement salé, les vagues, les risques de tempêtes, etc. —, les experts estiment que leur développement à l’échelle industriel pourrait intervenir avant la fin de notre décennie.

La China National Nuclear Corporation (CNNC) a déjà commencé la construction de la plus grande ferme solaire offshore du pays dans un port de la province du Jiangsu. D’une capacité de 2 GW pour un investissement de 1,25 milliard d’euros environ. Et pour optimiser la production, mutualiser les infrastructures et les investissements et limiter ainsi un peu plus les impacts, le pays prévoit déjà de construire à l’avenir, ses fermes solaires offshore sur les mêmes sites que ses parcs éoliens en mer.

Un premier parc solaire offshore en France

L’Europe a également commencé à y réfléchir. En attendant, la France, elle, pointe déjà en deuxième position — derrière les Pays-Bas — des pays les mieux dotés en matière de solaire flottant avec 80 MW installés. Et SolarinBlue, notre spécialiste du photovoltaïque offshore, lance aujourd’hui, en Méditerranée, un projet de démonstrateur précommercial de parc solaire offshore. Baptisé Méga Sète, le projet est financé à hauteur de 6 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le projet Méga Sète, c’est celui qu’une ferme photovoltaïque offshore de 1 mégawatt-crête (MWc) destiné à alimenter le port de Sète-Frontignan grâce à un câble sous-marin. Elle sera installée sur une surface de 1 hectare à 2 kilomètres des côtes. À l’endroit même de l’ancien poste de déchargement des hydrocarbures en mer. Tout un symbole. La mise en service est attendue pour fin 2025. Et SolarinBlue table sur une production annuelle de plus de 1 300 mégawattheures (MWh).

Grâce à une technologie qu’il promet capable de supporter des vagues de plus de 10 mètres, le spécialiste français du photovoltaïque offshore — et ceux qui l’ont rejoint au sein d’un consortium riche notamment de l’expertise offshore de Technip Energies, du soutien scientifique de l’Université de Montpellier et de Sorbonne Université et des connaissances de l’Observatoire océanologique de Banyuls-Sur-Mer pour l’étude des impacts environnementaux — compte bien faire de ce projet celui qui aidera ensuite rapidement à décarboner les zones portuaires et les régions insulaires. Son objectif : lancer de premiers projets de 1 GW d’éolien et de solaire offshore combinés dès 2030.

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