La startup anglaise Seabound vient d’annoncer avoir réussi à capturer jusqu’à 78 % du CO₂ émis par un vieux porte conteneur lors d’une expérimentation de deux mois, et espère ainsi participer à la décarbonation du secteur maritime. Mais, derrière ce chiffre se cache un fonctionnement qui interroge. 

La startup londonienne Seabound vient d’annoncer avoir réussi une expérimentation de 2 mois, pendant laquelle elle est parvenue à réduire de près de 78 % les émissions de CO₂ d’un navire porte-conteneur de la société de transport Lomar. Pour y parvenir, la startup a créé une installation qui s’installe sur un navire sous la forme d’un retrofit. Composée de plusieurs conteneurs, l’installation se branche directement sur le système d’échappement des machines diesel du navire.

Lorsque le navire est en fonctionnement, les gaz d’échappement circulent, à température ambiante, à travers des galets d’oxyde de calcium, plus connus sous le nom de chaux vive. Cette chaux vive réagit au contact du CO₂, et capture ce dernier pour former du carbonate de calcium, autrement dit du calcaire pur. Selon la startup, ce système multiplie les avantages, puisque la chaux vive nécessaire au fonctionnement de cette solution est bon marché, et le calcaire obtenu peut être utilisé dans de nombreux secteurs comme la construction ou l’agriculture. Il peut ainsi être revendu une fois le navire à quai.

Installation-pilote de Seabound / Image : Seabound

Déplacer les émissions de CO2, plutôt que les supprimer

La solution de Seabound repose sur la réaction chimique selon laquelle du dioxyde de carbone et de l’oxyde de calcium réagissent pour donner du carbonate de calcium : CaO + CO₂ -> CaCO₃.

Or, l’oxyde de calcium, autrement dit la chaux vive, est très rare à l’état naturel. Pour en produire, il est nécessaire d’utiliser… du carbonate de calcium ! Des minéraux calcaires sont chauffés dans des fours à haute température. Lorsque la température dépasse les 900 °C, le carbonate de calcium présent dans ces minéraux se transforme en oxyde de calcium moyennant un dégagement de dioxyde de carbone : CaCO₃ -> CaO + CO₂. C’est ce qu’on appelle la calcination du calcaire.

Lit de carbonate de calcium après capture du dioxyde de carbone / Image : Seabound

En d’autres termes, la solution proposée par Seabound ne permet pas de décarboner. Elle ne semble être, au mieux, qu’un déplacement de l’endroit d’où sont générées les émissions de CO₂. Celles-ci n’ont plus lieu au niveau du navire, mais en amont, au niveau de l’usine de production d’oxyde de calcium. Dans le pire des cas, si le site de production de chaux vive n’a pas de mix énergétique décarboné, cette solution entraîne même des émissions supplémentaires de CO₂ du fait de l’énergie nécessaire pour générer la réaction de calcination. Si la société ne le précise pas, on peut imaginer que cette solution ait l’intérêt de concentrer les émissions de CO₂ en des lieux précis, à terre, ce qui permettrait de mieux les valoriser pour produire, par exemple, des carburants de synthèse.

Cette solution présente également l’avantage de capturer les sulfures, un gaz à effet de serre moins connu que le CO₂, mais tout aussi néfaste. Sur ce point, la startup annonce avoir réussi à en capturer 90 % durant cette expérimentation.

Un intérêt financier ?

L’intérêt de cette solution pourrait par ailleurs être d’ordre financier pour les entreprises de transport maritime. En effet, le prix de la chaux vive s’échangeait, fin 2023, à 164 dollars la tonne en Europe. Le carbonate de calcium, en fonction de sa pureté, coûte plus cher. En Belgique, lors du dernier trimestre de 2023, il coûtait aux alentours de 340 dollars par tonne. Ainsi, la revente du matériau obtenu grâce au système mis au point par Seabound pourrait compenser le prix de l’installation et de la maintenance du système, voire même générer un bénéfice.

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Le nucléaire peut faire de l’économie circulaire ! EDF vient d’annoncer avoir alimenté pour la première fois un réacteur nucléaire avec de l’uranium recyclé. Grâce à cette première étape, l’énergéticien espère pouvoir, à terme, réduire un peu plus les émissions de CO₂ de la production électrique française. 

Le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse, en Ardèche, vient d’être démarré avec la première recharge d’uranium entièrement recyclé. Il s’agît d’une étape importante pour la filière de l’uranium de retraitement (URT) qui avait été suspendue entre 2013 et 2018. Pour l’heure, seuls les quatre réacteurs de la centrale de Cruas sont certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi (URE). Mais EDF compte sur cette première réussite pour étendre l’utilisation de ce type d’uranium à tous les réacteurs de 1300 MW d’ici 2027 (centrales de Cattenom et Paluel). Par ailleurs, l’énergéticien français espère utiliser 30% d’URT sur l’ensemble de son parc nucléaire d’ici 2030. À l’heure actuelle, 75 réacteurs utilisent déjà de l’URT à travers le monde.

Une filière qui dépend, pour le moment, de la Russie

L’uranium de retraitement est issu du recyclage des combustibles usés provenant du parc nucléaire français. Ce combustible est traité sur le site Orano La Hague, où on y récupère du plutonium, et de l’uranium recyclé, représentant respectivement 1% et 95% de la masse du combustible usé. Ainsi, seulement 4% de ce combustible nucléaire est considéré comme un déchet ultime. EDF produit, chaque année, environ 1045 tonnes d’URT.

Pour pouvoir être réutilisé, cet uranium, qui a des propriétés proches de l’uranium naturel, nécessite d’abord de subir une opération de conversion avant d’être de nouveau enrichi. Problème : la seule usine au monde à réaliser cette conversion se trouve en Russie, à l’usine Seversk de l’entreprise Tenex, filiale de Rosatom. Pour cette raison, EDF avait signé un contrat concernant la reconversion et le réenrichissement d’une partie de l’URT français avec Tenex. Ce contrat d’un montant de 600 millions d’euros devrait prendre fin en 2032. Malgré le déclenchement de la guerre en Ukraine, ce contrat a été maintenu.

Une future ligne de production en France ?

Si le recyclage de l’URT n’a pas d’impact sur l’approvisionnement français et sur le fonctionnement du parc nucléaire français, il joue un rôle essentiel pour la mise en place d’une industrie circulaire au sein de la filière nucléaire. EDF souhaite, à terme, pouvoir limiter ses besoins en combustible neuf de 25% et réduire ses émissions de CO₂ de 30% grâce à cette filière.

Compte tenu du contexte géopolitique actuel, des solutions sont étudiées pour pouvoir effectuer ces opérations de conversion en Europe. En France, les technologies nécessaires à la mise en place de ce type de ligne de production sont bien connues, une partie de l’usine George Besse II (Orano) est en effet conçue pour produire du combustible à partir d’URT. Néanmoins, cette conversion entraînerait une baisse de capacité de production de combustible neuf. D’autre part, compte tenu des fortes contraintes administratives liées à l’ouverture de sites nucléaires, l’ouverture d’une nouvelle unité de production dédiée demanderait des investissements conséquents et prendrait entre 7 et 10 ans minimum. Un partenariat avec Westinghouse est également envisagé sur ce sujet.

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Comme à son habitude, c’est sur X qu’Elon Musk a annoncé la disponibilité du Powerwall 3 sur le site de Tesla. Malgré une capacité similaire au modèle précédent, cette nouvelle génération de batterie domestique se distingue par des améliorations bienvenues… pour un tarif salé. 

Ce n’était plus un secret pour personne, mais c’est désormais officiel : le Powerwall 3 est enfin disponible, et vous pouvez même le commander sur le site officiel de Tesla. Enfin, seulement si vous résidez aux États-Unis, car pour le moment la liste des pays où le Powerwall 3 est disponible est très courte. Le Canada et le Mexique n’y ont pas le droit, et l’Europe encore moins.

Avec ce Powerwall 3, Tesla fait dans l’évolution plutôt que la révolution. On retrouve de nombreux éléments assez proches du Powerwall 2 au niveau du design et surtout une capacité de stockage équivalente de 13,5 kWh. En revanche, on a droit, avec cette nouvelle génération, à des modifications bienvenues qui font du Powerwall une station de stockage toujours plus performante.

Des améliorations bienvenues par rapport au Powerwall 2

La grosse nouveauté du Powerwall 3 tient à sa puissance continue qui s’élève à 11,5 kW contre 5 kW sur le Powerwall 2 ! Cette puissance accrue permet ainsi d’alimenter en simultané un plus grand nombre d’appareils gourmands en électricité comme un chauffe-eau, des radiateurs électriques, un four ou encore des plaques électriques. Cela le parfaitement adapté pour profiter pleinement de l’énergie solaire accumulée dans la batterie, mais surtout en cas de coupure de courant.

Ce nouveau modèle se distingue également par sa gestion intégrée de panneaux solaires. Alors qu’il fallait ajouter un inverter solaire à son installation électrique avec le Powerwall 2, l’inverter est, ici, directement intégré au Powerwall, et peut gérer jusqu’à 20 kW de panneaux photovoltaïques. Question dimensions, on perd 5 centimètres en hauteur, et surtout 14 centimètres en largeur ! En revanche, le nouveau modèle s’épaissit de 4,6 centimètres pour atteindre 19,3 centimètres (contre 14,7 pour le Powerwall 2). Le nouveau modèle est également certifié IPX7 pour la batterie et les équipements électroniques ainsi que IPX5 pour la connectique. C’est mieux que le modèle précédent qui était certifié IP67 et IP56.

Le tarif du nouveau Powerwall reste dans la continuité du précédent, mais il n’en reste pas moins élevé avec 8400$ hors taxe et hors aide de l’État (et sans l’installation), soit 622$ par kWh. À titre de comparaison, le tarif de base d’une Tesla Model 3 Grande Autonomie aux USA est actuellement de 47 490$, soit 607$/kWh. Et pour ce tarif, vous avez, en plus de la batterie, 4 roues, deux moteurs, et un volant !

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Grâce au Dragon 12, une hydrolienne hors du commun, les îles Féroé font un pas de plus vers un mix énergétique entièrement décarboné, et ce grâce aux puissants courants marins qui l’entourent. 

Elle porte le nom de Dragon 12. L’hydrolienne de 12 mètres d’envergure et 28 tonnes, signée Minesto, vient d’injecter du courant pour la première fois sur le réseau électrique des îles Féroé, cet archipel accroché au 62e parallèle. Avec sa turbine de 1,2 MW pour 3,5 mètres de diamètre, elle surclasse très largement Dragon 4, le précédent prototype qui ne dépassait pas les 100 kW de puissance. Cette nouvelle installation ne constitue qu’une première étape pour Minesto. L’entreprise suédoise compte installer, sur le site de Hestfjord, un total de 24 hydroliennes pour une puissance cumulée de 30 MW.

À terme, cette ferme hydrolienne devrait fournir presque 20% des besoins en électricité de l’archipel des îles Féroé. La mise en service de ce parc est fondamentale si l’archipel veut atteindre son ambitieux objectif de 100% d’énergies renouvelables d’ici 2030. Pour l’heure, les 55 000 habitants et leurs 80 000 moutons se reposent sur l’éolien, l’hydroélectricité.. et quatre centrales thermiques diesel.

Vue 3D du Dragon 4 et du Dragon 12 mis à l’échelle d’un conteneur / Image : Minesto

Comment fonctionne cette technologie ?

Le marché des hydroliennes se divise principalement en deux catégories : les modèles posés sur le plancher marin comme le prototype de la défunte startup française Sabella, ou les modèles qui flottent à la surface, comme le prototype O2 de l’entreprise Orbital Marine Power.

Avec son hydrolienne Dragon, l’entreprise suédoise Minesto a choisi une toute autre approche. Imaginez en train de faire du cerf-volant sur la plage, par un après-midi d’hiver. Vous constaterez que quand vous le faites tourner, celui-ci accélère et finit même par aller plus vite que le vent. C’est ce même principe que Minesto a décidé de mettre à profit pour utiliser l’énergie des courants marins. Ainsi, Dragon est, en quelque sorte, un cerf-volant bodybuildé de 28 tonnes qui vole sous l’eau au gré des courants. Grâce à un mécanisme de contrôle interne et autonome, il dessine des « huit » en continu, ce qui permet d’améliorer le rendement de sa turbine par rapport à une position fixe plus traditionnelle.

Pour l’heure, les données de production électrique n’ont pas été communiquées, mais Minesto a indiqué qu’elles étaient conformes aux prévisions pour cette première phase d’opération.

Découvrez la vidéo de Minesto célébrant la première injection de courant du Dragon 12 dans le réseau électrique :

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Pour moderniser la maintenance prédictive de ses centrales nucléaires, EDF vient de nouer un partenariat avec le géant américain Amazon. Cet accord, capital pour l’amélioration du suivi des centrales nucléaires, pose néanmoins des questions sur la souveraineté numérique française et sur d’éventuels risques d’espionnage industriel.

Non, EDF n’a pas signé un accord avec Amazon pour bénéficier de la livraison en un jour ouvré concernant les composants de ses futurs EPR2. L’énergéticien français souhaite plutôt s’attacher les compétences informatiques du géant américain, par le biais de sa filiale Amazon Web Services (AWS), moyennant un contrat de 860 millions d’euros. Avec ce contrat, EDF a pour objectif de moderniser toute une partie de son système d’information dit « de gestion ». AWS devrait permettre, grâce à l’intelligence artificielle, de numériser et de sauvegarder l’ensemble des références de pièces nécessaires à la maintenance des centrales nucléaires françaises, et ainsi mieux gérer les stocks. Cette gestion optimisée devrait faciliter les opérations de maintenance prédictive et éviter d’éventuels retards sur le redémarrage de réacteurs dans le cadre de maintenances programmées. L’optimisation de ces opérations de maintenance est d’autant plus importante que celles-ci devraient se multiplier face au prolongement de la durée de vie des réacteurs français.

Ce contrat fait partie d’un vaste plan de numérisation d’EDF, un chantier lancé par Luc Rémont lors de son arrivée à la tête du groupe en 2023. Dans ce contexte, plusieurs partenaires IT (informatiques et technologies), comme AWS, ont été choisis pour soutenir les centres de stockage et les compétences internes. Le français Outscale, filiale de Dassault Systèmes, a, par exemple, été chargé de la mise en place de jumeaux numériques pour optimiser la construction et la gestion des futurs EPR2.

Un risque d’espionnage industriel ?

Néanmoins, cette décision interroge, car confier cette mission à une entreprise étrangère peut exposer le parc nucléaire français à des risques d’espionnage ou de cybersécurité. Le ministère de l’Économie a bien essayé de se montrer rassurant en indiquant que le contrat était verrouillé dans le cadre des règles européennes. Malgré ces règles européennes, et même si ces données sont totalement indépendantes des systèmes informatiques de pilotage des centrales, la prudence est de mise. En effet, outre-atlantique, le Foreign Intelligence Surveillance Act (FISA), le Patriot Act et le CLOUD Act permettent aux autorités fédérales d’accéder aux données stockées par des entreprises américaines. Ainsi, le gouvernement américain pourrait avoir accès aux données de maintenance de l’entièreté du parc nucléaires français.

Une souveraineté numérique française à géométrie variable

D’ailleurs, depuis plusieurs années, la France durcit sa politique de souveraineté numérique, en imposant notamment à ses administrations de choisir des gestionnaires de données français ou européens. De la même manière, l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’informations (ANSII) a établi des règles de sécurité concernant la gestion des données. Néanmoins, ces mesures ne s’appliquent qu’aux administrations et pas aux entreprises, même si celles-ci sont publiques comme EDF.

Il semble qu’à l’heure actuelle, aucune entreprise française ne soit capable de rivaliser économiquement avec des entreprises de la taille AWS. Conscient de ce problème, Bercy a indiqué vouloir aider le cloud français à rivaliser avec ses concurrents étrangers dans le cadre de la stratégie cloud de France 2030.

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Vanté pour ses nombreuses qualités, et en particulier sa capacité à stocker le carbone, le biochar a, depuis quelques années, le vent en poupe. Porté par de nombreux projets destinés à générer des crédits carbone, il pourrait être un allié indispensable de la transition énergétique. 

1541, Amérique du Sud. Le navigateur espagnol Francisco de Orellana descend le fleuve Amazone, et rapporte dans ses cahiers la description d’une civilisation dense, à l’agriculture riche et sophistiquée. De cette description, il ne reste plus rien, si ce n’est la Terra Preta, une terre sombre à la fertilité exceptionnelle que l’on retrouve au cœur de la forêt amazonienne. Créée par l’homme durant l’époque précolombienne, cette terre tient une partie de sa richesse à sa teneur en un élément aujourd’hui de plus en plus prisé : le biochar.

Pendant longtemps oubliée, cette poudre noire est désormais obtenue grâce à la pyrolyse de la biomasse dans des fours spécialement conçus. Cette opération consiste à chauffer la matière organique à une température comprise entre 350°C et 650°C sans oxygène. Le biochar bénéficie d’un regain d’intérêt pour ses capacités qui vont au delà de la simple amélioration de la qualité d’un sol. En 2018, le GIEC l’a reconnu comme technologie d’émission négative pour son rôle de puits carbone. Une tonne de biochar peut, en effet, stocker de manière stable et durable l’équivalent de 2,5 tonnes à 3 tonnes de CO₂.

Ainsi, la combinaison de cette capacité à stocker le carbone, et à améliorer la qualité des sols a entraîné un véritable engouement pour ce matériau que certains n’hésitent pas à qualifier de « nouvel or noir ».

Le biochar possède des avantages indéniables

Au-delà des nombreux témoignages qui vantent l’impact du biochar sur la fertilité des sols, les études scientifiques sur le sujet se multiplient pour évaluer ces bienfaits et comprendre les mécanismes qui y sont associés.

En août 2023, une étude a été publiée en ce sens par l’université A&M du Texas. Celle-ci portait sur les effets d’un biochar obtenu à partir de résidus de culture de blé sur une culture de tomates. Différents paramètres ont été observés, comme la croissance des plants de tomates et le développement de leur système racinaire, ainsi que la diversité microbienne du sol. Les résultats de cette étude ont été saisissants, puisque les chercheurs ont découvert que le microbiome du sol traité bénéficiait à la fois d’un accroissement de l’activité de plusieurs microbes bénéfiques à la plante, ainsi qu’une réduction de l’activité de certains champignons pathogènes. De plus, l’activité symbiotique entre la plante et le microbiome s’est également trouvée améliorée. Si cette étude ne montre pas d’effet immédiat du biochar sur le rendement des plants de tomate, elle pose les bases d’effets sur le long terme du matériau, une fois incorporée dans le sol.

D’autres études ont également démontré la capacité du biochar à améliorer la fertilité d’un sol grâce à un rôle restructurant qui permettrait aux plantes de mieux absorber les nutriments, même dans un sol historiquement pauvre, comme c’est le cas dans la forêt amazonienne.

Un intérêt pour l’agriculture, mais pas que

Les possibles applications du biochar ne se limitent pas à l’agriculture, puisqu’il pourrait même participer à la décarbonation du béton, une aubaine quand on sait que celui-ci est responsable de 7% à 8% des émissions de CO₂ à l’échelle de la planète. Ces émissions sont principalement causées par le processus de fabrication du ciment, un liant composé de clinker : un matériau obtenu par la cuisson à très haute température (environ 1400°C) d’un mélange de calcaire et d’argile. Outre l’énergie nécessaire à la montée en température du matériau, la réaction chimique qui en résulte entraîne un dégagement de CO₂ issu du calcaire. En France, selon un rapport de CIM Béton de 2018, l’empreinte carbone du ciment se situe aux alentours 624 kg eq CO₂/t.

Que vient faire le biochar dans cette histoire ? Il vient tout simplement équilibrer le bilan carbone du ciment en étant ajouté à la formulation de celui-ci. En France, le cimentier Vicat a réussi à créer un nouveau liant, appelé Carat, qui a la particularité d’avoir une empreinte carbone de -15 kg eq CO₂/t. En d’autres termes : il stocke du carbone !

L’impulsion des crédits carbone

Pour l’heure, le biochar est encore peu utilisé car il a un (très) gros défaut : il coûte cher. En Europe, la tonne de ce matériau se négocie généralement entre 600 euros et 800 euros. Or, la quantité requise pour un usage agricole est de l’ordre de plusieurs tonnes par hectare, un coût financier trop élevé pour un grand nombre de culture.

Mais cela pourrait bientôt changer, car sa capacité à stocker du carbone est de plus en plus mise à profit pour générer des crédits carbone. C’est, par exemple, ce que propose la startup française NetZero, qui a ouvert deux usines de production de biochar, dont la première se situe en Afrique et la deuxième en Amérique du Sud. Le biochar obtenu, particulièrement efficace pour des sols tropicaux, est revendu aux agriculteurs locaux.

En France, la société Carbonloop promeut la décarbonation énergétique des sites industriels avec la mise en œuvre d’une solution de pyrolyse de biomasse permettant de produire de la chaleur, de l’électricité ainsi que du biochar qui pourra ensuite être revendu.

Désormais, il reste à la filière de trouver un équilibre économique permettant de rendre le tarif du biochar abordable grâce à la vente de crédits carbone.

Le biochar, un produit à utiliser avec parcimonie

Malgré cette dynamique encourageante, le biochar doit faire l’objet d’une production mesurée, comme toutes les technologies résultant de la biomasse. Car si son bilan carbone est positif avec des résidus de culture, il devient mauvais dès lors qu’il est produit à partir de forêts anciennes ou de forêts primaires. D’autre part, une production trop intensive pourrait entraîner des conflits d’usage en limitant la disponibilité de matières premières pour la construction bois ou encore la biomasse.

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L’entreprise américaine Type One Energy va convertir une ancienne centrale à charbon pour y implanter son prototype de réacteur à fusion nucléaire de type stellarator. Moins connu que le tokamak, ce type de réacteur a pourtant des avantages qui en font un sérieux candidat à la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. 

Après plus de cinquante ans à produire de l’électricité à partir de charbon en plein cœur du Tennessee, la centrale thermique de Bull Run, d’une puissance de 825 MW, pourrait bien retrouver une seconde jeunesse. Propriété de la TVA (Tennessee Valley Authority, et non Time Variance Authority), celle-ci pourrait, en effet, accueillir Infinity One, un prototype de réacteur à fusion nucléaire stellarator mis au point par l’entreprise Type One Energy.

Pour l’heure, très peu de données techniques ont été divulguées par Type One Energy sur son prototype de réacteur. On sait tout de même que les travaux pourraient démarrer dès 2025, sous réserve de l’obtention de toutes les autorisations environnementales et administratives nécessaires à la mise en œuvre du prototype.

Une potentielle alternative aux tokamaks

S’il a le même objectif que les réacteurs de recherche de type tokamak comme le JET, au Royaume Uni, ou le projet ITER, actuellement en cours de construction dans le sud de la France, le prototype Infinity One se distingue par une conception différente appelée Stellarator.

Tokamak et stellarator reposent sur un principe similaire : confiner un plasma (état de la matière dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons) grâce à un champ magnétique pour y réaliser une réaction de fusion nucléaire. Cependant, les deux réacteurs diffèrent de par leur conception. Avec un tokamak, ce confinement magnétique est obtenu en faisant passer un courant électrique à travers le plasma lui-même, ce qui peut engendrer des instabilités et limiter la durée pendant laquelle le plasma peut-être maintenu de manière stable.

Le prototype de Stellarator Wendelstein 7-X lors de sa construction en Allemagne / Image : Max-Planck-Institut für Plasmaphysik

Mis au point par l’astrophysicien américain Lyman Spitzer en 1950, le stellarator repose sur le positionnement très spécifique d’aimants tout au long du réacteurs qui permet d’obtenir un champ magnétique hélicoïdal. Grâce à cela, il n’est alors pas nécessaire de faire passer un courant électrique dans le plasma pour le confiner. En théorie, le stellarator permet d’obtenir des plasmas beaucoup plus stables et d’éviter le phénomène de disruption, un évènement très redouté lors des expérimentations des tokamaks qui a pour conséquence de dégrader très fortement la paroi interne de ce dernier.

Un réacteur plus complexe encore qu’un tokamak

À l’heure actuelle, le stellarator possède tout de même deux inconvénients qui expliquent qu’ils soient moins communs que les tokamaks : tout d’abord, il est moins adapté que ces derniers pour faire monter le plasma en température. Mais surtout, il est beaucoup plus complexe à construire. En conséquence, on ne trouve qu’une dizaine de Stellarator en fonctionnement dans le monde, contre une soixantaine de tokamaks. C’est en Allemagne qu’on trouve le prototype le plus abouti. Nommé Wendelstein 7-X, ce réacteur Stellarator a pour mission de démontrer l’intérêt de ce type de conception pour de la production d’électricité commerciale à partir de la fusion nucléaire. Enfin, plutôt que le confinement magnétique des tokamak et des stellarator, certains laboratoires misent plutôt sur l’utilisation de lasers pour obtenir une réaction de fusion nucléaire.

Si la fusion nucléaire continue de susciter de vifs espoirs, cette technologie reste encore extrêmement lointaine. À titre d’exemple, l’ITER, plus grand prototype de réacteur de fusion jamais construit, ne devrait pas être utilisé à pleine puissance avant 2035.

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L’électrification progressive de nos moyens de transport ouvre de nouvelles perspectives d’usages qui se dévoilent petit à petit à coups d’acronymes et de termes parfois difficiles à comprendre. Pour rester à la page de l’innovation et de la mobilité, nous vous proposons de faire le point sur la charge bidirectionnelle et les termes qui y sont associés.

Au pays de l’automobile, l’acronyme est roi. Pendant des décennies, il a permis de distinguer les motorisations, les équipements intérieurs ou encore les innovations de sécurité. Et malgré la transition progressive de tous les constructeurs vers l’électrique, ce règne n’est pas prêt de se terminer. Dernier exemple en date, les V2G, V2H, V2L ou encore V2X qui fleurissent à mesure que la notion de charge bidirectionnelle gagne en importance.

En réalité, ces acronymes quelque peu barbares désignent différents types de recharge bidirectionnelle, un concept qui permet d’utiliser sa voiture comme un générateur électrique pour alimenter un ordinateur, une maison, ou même participer à l’équilibre du réseau électrique national. Pour vous aider à y voir plus clair, nous revenons dans cet article sur les principaux acronymes utilisés à ce sujet, et leur signification.

Les différents types de recharge

Pour différencier l’intérêt des différents types de charges bidirectionnelles proposées, les acronymes se sont multipliés à tel point qu’on peut facilement s’y perdre. Voici les principaux qui sont, aujourd’hui, utilisés.

V2L – Vehicle-to-load

Le V2L est, aujourd’hui, le type de charge bidirectionnelle le plus répandu. Il permet, grâce à la batterie de sa voiture électrique, de recharger ou d’alimenter des appareils électriques, de l’ordinateur portable à l’aspirateur en passant par la TV ou même un vélo électrique. Les constructeurs coréens Hyundai et Kia sont des références en la matière avec, par exemple, la Hyundai Ioniq 5 ou la Kia EV6. D’autres fabricants s’y mettent, notamment Tesla avec son Cybertruck.

Cette solution peut s’avérer particulièrement pratique en cas de coupure de courant, permettant d’alimenter ponctuellement quelques appareils. Plusieurs fabricants américains vantent également l’intérêt de cette solution pour remplacer un groupe électrogène sur chantier. C’est notamment le cas de Tesla avec son Cybertruck, ou Ford avec son F-150 Lightning. Enfin, les amoureux du camping y verront l’opportunité de pouvoir se faire un café sans difficulté au milieu de nulle part, ou même de conserver quelques bières au frais toute une journée.

V2H – Vehicle-to-home

Plus développée que le V2L, le V2H permet d’alimenter sa maison avec l’électricité contenue dans la batterie de sa voiture électrique via une borne bidirectionnelle. Cette solution permet de faire face à d’éventuelles coupures de courant avec très peu de contraintes, mais également d’optimiser sa facture d’électricité ! Il est ainsi possible de recharger sa batterie durant les heures creuses pour utiliser cette électricité plus tard, durant les heures pleines.

V2B – Vehicle-to-building

Le V2B reprend le même principe que le V2H, mais appliqué à n’importe quel type de bâtiment.

V2G – Vehicle-to-grid

Le V2G est la technologie qui est la plus amenée à se développer. Très similaire au V2H, elle permet, grâce à une borne de recharge bidirectionnelle, de transformer une voiture électrique en batterie de stockage permettant de lisser la production du réseau électrique national. Dans un contexte de développement des énergies renouvelables non-pilotables, cette technologie se montre particulièrement intéressante. Il est ainsi possible de stocker le surplus d’énergie issu des pics de production (par jour de grand vent par exemple), et de d’atténuer les pics de consommation par l’utilisation de l’énergie stockée dans les batteries (le soir à 18 heures par exemple).

Cette technologie est en passe de devenir courante sur un grand nombre de véhicules. Volkswagen vient, par exemple, d’annoncer la mise en place du V2G sur ses prochains véhicules de la gamme ID dotés d’une batterie de 77 kWh. Renault aussi, mise sur le développement du V2G avec sa future R5 qui intégrera la charge bidirectionnelle en V2L et V2G.

V2X – Vehicle-to-everything

Attention, piège ! Le V2X n’est pas une simple technologie de recharge bidirectionnelle. Ce terme désigne plutôt une technologie visant à permettre à un véhicule de communiquer avec tout ce qui l’entoure : les piétons, des objets, des infrastructures, le réseau électrique, etc. L’objectif final de cette technologie est de permettre une optimisation conjointe de la sécurité routière, de la consommation d’électricité, et de la circulation. Étant une part de l’IoT (Internet of Things), elle devrait principalement être rendue possible par l’utilisation de la 5G, et permettre une communication permanente entre tous ces éléments.

Le Royaume-Uni, en avance sur le V2G

De l’autre côté de la Manche, le Royaume-Uni croit beaucoup au V2G pour stabiliser le réseau électrique, et vient d’investir près de 5,5 millions d’euros pour en accélérer le déploiement. Le pays souhaite ainsi devenir l’un des premiers à promouvoir massivement cette technologie. Outre les voitures électriques, les véhicules lourds sont également concernés. Toujours au Royaume-Uni, Veolia a récemment annoncé avoir mené à bien une expérimentation de charge bidirectionnelle sur deux véhicules de collecte des ordures ménagères. D’ici à 2040, l’entreprise ambitionne d’électrifier l’ensemble de ses 1800 véhicules de collecte et de les rendre compatibles avec le V2G, ce qui permettrait de mettre à disposition du réseau électrique national pas moins de 200 MW de flexibilité.

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La mer du Nord devrait bientôt accueillir la première île énergétique au monde. D’une surface de 6 hectares, l’île Princess Elisabeth permettra de concentrer et transformer l’électricité produite par de nombreux parcs éoliens offshore avant que celle-ci ne soit acheminée à terre. Cette première île pourrait préfigurer l’avenir des sous-stations en mer pour l’éolien offshore. 

D’ici quelques semaines, la Belgique va entamer la construction de la première île énergétique artificielle au monde : Princess Elisabeth. Située à environ 45 kilomètres des côtes belges, elle devrait servir à intégrer les énergies de plusieurs parcs éoliens offshore au réseau électrique, et permettre l’interconnexion de plusieurs pays européens.

Concrètement, cette île de 6 hectares sera constituée de 23 caissons en béton qui matérialiseront l’emprise de l’île. L’intérieur du volume sera rempli de sable, avant de recevoir les différentes infrastructures énergétiques. Pour faciliter la maintenance de l’île ainsi que des parcs éoliens environnants, celle-ci sera également équipée d’un petit port ainsi que d’un héliport. Pour résister aux conditions climatiques difficiles de la mer du Nord, un mur d’enceinte de plusieurs mètres de haut devrait être construit sur tout le pourtour de la structure.

Plan de situation de l’île énergétique Princess Elisabeth / Image : Elia

Un soin particulier est pris pour protéger l’environnement

Construite non loin d’une zone Natura 2000, l’île devra être parfaitement intégrée à l’environnement pour ne pas nuire à la biodiversité locale. Pour cela, ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge et pilote du projet, a indiqué que plusieurs mesures seraient mises en place tant pour l’avifaune que pour l’écosystème sous-marin. Les murs d’enceinte devraient, notamment, recevoir des sortes de corniches en béton imitant l’habitat naturel de la mouette tridactyle, une espèce vulnérable qui aime nicher sur les falaises escarpées. Au niveau du fond marin, un récif artificiel sera créé, et devrait, notamment, permettre de créer un habitat propice pour les huîtres sauvages.

Une sous-station et un hub d’interconnexion entre différents pays européens

L’île est conçue pour servir de sous-station à plusieurs parcs éoliens offshore pour une puissance totale de 3,5 GW, soit 7 fois le parc éolien offshore de Saint-Nazaire !  Ce n’est pas tout, elle devrait également permettre l’interconnexion de quatre pays européens, à savoir la Belgique, le Royaume-Uni, le Danemark et la Norvège grâce à des lignes comme Triton Link ou Nautilus. Ce projet d’île artificielle pourrait être le début d’une longue liste, en particulier dans la mer du Nord, propice au développement de l’éolien offshore, et se trouvant au carrefour de plusieurs pays européens. Le Danemark a d’ores et déjà annoncé avoir lancé un projet d’une autre île artificielle d’une surface de 30 à 40 hectares.

Les travaux de construction de l’île Princess Elisabeth devraient prendre fin à l’été 2026 tandis que l’ensemble des connexions aux parcs éoliens et au continent devrait être achevée d’ici 2030.

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En évoquant la quête mondiale vers la neutralité carbone, impossible de ne pas mentionner les crédits carbone, aussi appelés quotas carbone. Derrière ces termes se cachent des mécanismes de compensation des émissions de CO₂ aussi indispensables qu’imparfaits. Dans cet article, nous revenons sur ce que sont les crédits carbone, sur leurs intérêts mais également sur leurs limites. 

Dès son premier rapport, en 1990, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, plus connu sous le nom de GIEC, annonçait la couleur : « Nous sommes certains des éléments suivants : il existe bel et bien un effet de serre naturel; les émissions résultant des activités humaines augmentent considérablement les concentrations atmosphériques des gaz à effet de serre : CO₂, méthane, chlorofluorocarbures et protoxyde d’azote. Ces augmentations renforceront l’effet de serre, entraînant un réchauffement supplémentaire de la surface de la Terre. »

Le second rapport, paru en 1995, apporte des preuves supplémentaires de l’activité humaine sur le climat, entraînant une réaction internationale avec la signature, en 1997, du Protocole de Kyoto par 191 pays. Ce protocole international, mis en application à partir de 2005, avait pour objectif de réduire d’au moins 5%, entre 2008 et 2012, des émissions de gaz à effet de serre (GES) suivants : dioxyde de carbone, méthane, protoxyde d’azote, et trois substituts des chlorofluorocarbones.

C’est dans le cadre de ce protocole qu’est apparue, pour la première fois, la notion de compensation carbone. Cette notion désigne le principe selon lequel une organisation pourrait compenser ses propres émissions de gaz à effet de serre, considérées comme incompressibles, par l’investissement dans un projet destiné à neutraliser du carbone. De ce principe est né le crédit carbone, ou quota carbone, un certificat relatif à l’évitement, la réduction ou l’élimination d’une tonne de dioxyde de carbone ou son équivalent d’autre gaz à effet de serre.

Les quotas d’émission engendrent un marché d’échange de ces quotas

De ce principe simple découlent deux mécanismes principaux qui en permettent l’application. On retrouve d’abord le marché réglementaire, dit « de conformité », qui fait référence aux mécanismes de compensation carbone mentionnés dans le Protocole de Kyoto. Dans ce cadre, les pays qui se sont engagés à réduire leurs émissions de GES peuvent avoir recours à des mécanismes de flexibilité qui leur permettent de compenser une partie de leurs émissions en finançant des projets de permettant une réduction des GES en dehors de leur territoire.

De manière plus concrète, ce type de marché fonctionne de la manière suivante : une entité publique, appelée autorité de régulation, fixe aux émetteurs de GES un plafond d’émissions maximal à ne pas dépasser sur une période donnée, d’une valeur inférieure aux émissions actuelles. L’entité publique distribue ensuite des quotas correspondant à la quantité d’émissions de GES à ne pas dépasser.

À la fin de la période, les émetteurs doivent rendre leur quotas carbone. Cependant, si leurs émissions dépassent l’objectif fixé, ils doivent acheter des quotas carbone, correspondant à une tonne de GES non émise, pour arriver à la bonne quantité d’émissions. À l’inverse, les entreprises ayant moins émis que prévu peuvent vendre les émissions qu’elles n’ont pas générées sous la forme de quotas carbone. Ces quotas peuvent ainsi être échangés grâce à un marché du carbone. Le prix d’un quota carbone varie en fonction de l’équilibre entre l’offre et la demande.

Sur ce principe, de nombreux marchés carbone ont été créés au fil des années. En 2020, l’International Carbon Action Partnership dénombrait 21 marchés du carbone mis en place, et 24 autres en projet. En Europe, le Système d’échanges de quotas d’émissions de l’Union Européenne (SCQE) aussi appelé EU-ETS, a été créé dès le 1er janvier 2005. Sur ce marché, le prix du quota carbone a fortement augmenté sur les dernières années, passant de 37,45 euros en février 2021 à presque 90 euros en mars 2023. En Europe, sont concernées par le SCQE toutes les industries spécialisées dans la production de papier, d’acier, de ciment, de verre, et plus généralement toute industrie dont la puissance thermique est supérieure à 20 MW.

Différences avec les crédits carbone volontaires

En parallèle de ces marchés réglementaires, on retrouve le marché des crédits carbone volontaires. Ce marché s’est développé en même temps que le marché de conformité, et n’est pas le fruit d’une réglementation, mais plutôt de la volonté de certaines entreprises de concrétiser un engagement écologique. Dans ce type de marché, aucune certification n’est imposée. Néanmoins, au fil des années, des labels se sont développés pour apporter de la légitimité aux crédits carbones en question.

Par ce mécanisme, les entreprises soucieuses de leur image peuvent réduire leur impact environnemental, ou plutôt le compenser. A titre d’exemple, Apple a annoncé, lors de sa dernière keynote, que certaines versions de la toute nouvelle Apple Watch étaient neutre en carbone. Cette annonce n’a été rendue possible que grâce à l’utilisation, par Apple, de la compensation carbone.

Comment générer un crédit carbone ?

En d’autres termes, Apple a acheté des crédits carbone en finançant des projets environnementaux permettant la neutralisation d’une certaine quantité de carbone. Ces projets environnementaux permettent, en théorie, de compenser les émissions de CO₂ incompressibles générées par la production de ladite Apple Watch.

Pour générer un crédit carbone, les porteurs de ce type de projet doivent remplir certains impératifs. D’abord, il faut que le projet respecte la notion d’additionnalité, ce qui signifie que le financement et la mise en œuvre du projet doivent pouvoir justifier que le financement et la mise en place du projet impactent réellement, et de manière positive, l’environnement.

D’autre part, les émissions de gaz à effet de serre captées ou séquestrées doivent pouvoir être mesurées et comptabilisées sur la base d’une méthodologie reconnue et approuvée par un tiers indépendant. Tout au long de la durée du projet, les économies de gaz à effet de serre doivent pouvoir être vérifiées annuellement par un auditeur. Enfin, il faut que l’impact environnemental du projet soit durable dans le temps, et que les émissions de GES soient neutralisées pendant au moins sept ans.

Un système qui fonctionne, mais qui présente des faiblesses

Si le principe de compensation carbone présente un intérêt non négligeable dans la réduction des émissions de CO₂, il présente néanmoins de nombreux défauts. Tout d’abord, les méthodes de calcul des crédits carbone seraient parfois mal réalisées, entraînant ainsi un déséquilibre entre les émissions de CO₂ réalisées, et des compensations qui ne sont pas à la hauteur. En janvier 2023, une analyse réalisée conjointement par Die Zeit, The Guardian et SourceMaterial annonçait que 90% des crédits carbone ne valaient rien. Cette analyse se basait notamment sur l’attribution de crédits carbone par VERRA, plus gros label de compensation carbone au monde. Ce dernier recevait ainsi des fonds privés pour protéger la forêt primaire dans des zones sensibles. Néanmoins, il semble que cette protection n’a permis d’empêcher la déforestation que dans de très rares cas. Ainsi, 94% de ces crédits carbone n’auraient pas eu d’impact sur la lutte contre le changement climatique.

Ce n’est pas tout. Le mécanisme des crédits carbone est également critiqué pour encourager les entreprises à compenser leurs émissions plutôt que les réduire. Or, la neutralité carbone ne pourra passer que par la réduction des émissions. Greenpeace pointe également du doigt une dérive récurrente qui veut que les projets de compensation carbone sont commandités par des organisations venant de pays développés pour des projets à destinations des pays du Sud. Ce type de mécanisme pourrait causer, dans les pays concernés, des problèmes de sécurité alimentaire et de déplacement des populations locales.

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Un spécialiste sud-africain des data center se lance dans la production d’énergies renouvelables avec la construction d’une vaste centrale photovoltaïque. Ce type d’initiatives, si elles se multiplient, pourraient s’avérer salvatrices pour un pays en proie aux coupures d’électricité du fait d’un réseau largement défaillant. 

Teraco, opérateur de centres de données informatiques depuis maintenant 16 ans, vient de recevoir une allocation de capacité réseau de la part d’Eskom, principale compagnie de production et de distribution d’électricité, pour son projet de centrale photovoltaïque de 120 MW. Cette nouvelle signe peut-être le début d’une nouvelle ère pour un pays dont le réseau électrique est dans un état critique.

Jusqu’à maintenant, Teraco n’avait déployé que 6 MW de photovoltaïques sur les toitures de ses centres de données. L’entreprise passe donc à la vitesse supérieure avec ce projet qui devrait permettre de produire près de 338 GWh d’électricité propre par an. Celle-ci sera ensuite acheminée depuis son site d’implantation dans la province de Free State, jusqu’aux différents data center de l’entreprise à travers le réseau d’Eskom et les réseaux électriques municipaux.

Avec ce projet, Teraco devrait limiter sa dépendance aux énergies fossiles, puisque la production électrique d’Afrique du Sud dépend, aujourd’hui, à 80% du charbon. Surtout, cela devrait lui permettre de sécuriser ses approvisionnements en électricité dans un pays ou les délestages sont monnaies courantes.

En attendant le JET

Depuis 2007, l’état du réseau électrique du pays est, en effet, en chute libre, la faute à un cruel manque de maintenance des centrales à charbon et à de gros problèmes de corruption au sein d’Eskom. Rien qu’en 2023, on comptait pas moins de 332 jours de délestage pouvant durer de 2 heures à plus de 10 heures ! Face à cette situation, plusieurs pays dont la France, l’Allemagne, le Royaume-Uni et les États-Unis ont lancé le JET (Just Energy Transition), un plan d’investissement massif de 8,5 milliards de dollars destiné à aider le pays à sécuriser son réseau électrique et atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

Malgré ce plan, il faudra vraisemblablement de nombreuses années pour que la situation s’améliore de manière concrète. Pour pallier cette situation, de nombreux établissements, en particulier dans le secteur du tourisme, se tournent vers les énergies renouvelables pour devenir autonomes en énergie, un peu à la manière de Teraco.

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Avec 45% de la consommation d’énergie finale du pays, le secteur du bâtiment constitue un enjeu majeur de la transition énergétique. Les objectifs de neutralité carbone fixés à l’horizon 2050 ne pourront passer que par une rénovation thermique efficace des bâtiments. Du côté de Saint-Sébastien-sur-Loire, la startup Synerpod, consciente du défi à relever, a décidé de se retrousser les manches et mise sur la préfabrication et l’industrialisation de modules pour accélérer cette rénovation énergétique.

L’entreprise a conçu un module destiné à être accolé à un logement, qui comprend une pompe à chaleur, un ballon d’eau chaude sanitaire avec un ballon tampon, une VMC double flux ainsi qu’un système avancé de monitoring. Selon l’entreprise, cette solution quatre-en-un, d’une surface au sol proche d’un abri de jardin, comporte bien des avantages. Grâce au montage des caissons en usine, elle permet de raccourcir le temps d’intervention sur chantier, tout en limitant le coût grâce à la standardisation des éléments. Ce dispositif permet également d’obtenir un contrôle qualité amélioré et de faciliter les opérations de maintenance grâce à un espace dédié et optimisé.

Vue 3D de la constitution interne du Pod / Image : Synerpod

La jeune entreprise peut se targuer d’une première commande conséquente de 400 logements à rénover pour le compte de bailleurs sociaux. Un second projet, portant sur la rénovation énergétique de 32 logements à Roanne, devrait également suivre. Pour le moment, l’Enerpod est exclusivement conçu pour les maisons individuelles, mais un modèle dédié à l’habitat collectif est en cours de développement.

Industrialiser pour rénover plus vite

La solution proposée par Synerpod met en lumière la nécessité d’un changement de paradigme dans le secteur de la construction. Pour le mouvement européen EnergieSprong, la massification de la rénovation énergétique des bâtiments devra passer par l’augmentation du rôle de l’industrialisation et de la préfabrication dans un secteur où le sur-mesure est roi. Le développement de solutions hors-site permettrait, en effet, de standardiser les équipements à plus grande échelle et donc de limiter leurs coûts. Ce type de solution est également particulièrement adapté à la réalisation de travaux en sites occupés grâce à des durées d’intervention réduites. D’un point de vue écologique, l’industrialisation des procédés autorise une optimisation des process et une meilleure gestion des matières premières.

Ce sont ces mêmes avantages que l’on retrouve avec le recours à l’ossature bois pour les constructions neuves. Grâce à sa légèreté, le bois est particulièrement propice à la préfabrication en atelier, ce qui permet des durées d’intervention sur site beaucoup plus courtes que pour une structure traditionnelle en bloc de béton creux. La préfabrication en atelier permet, là encore, une meilleure gestion des matières premières et un recyclage optimisé des chutes de chantier. Surtout, cette préfabrication permet de limiter drastiquement les transports et donc les émissions de CO₂ qui y sont liées.

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Élève modèle de l’électrification de son parc automobile, la Norvège s’attaque, depuis quelques années, à la décarbonation de son transport maritime. Outre la fée électrique, le pays s’appuie également beaucoup sur l’hydrogène pour atteindre son objectif. 

L’autorité maritime norvégienne vient d’approuver le design d’un navire de transport de passagers à grande vitesse propulsé grâce à l’hydrogène. Équipé d’une pile à combustible d’une puissance de plusieurs mégawatts, ce navire pourra atteindre une vitesse de croisière de 35 nœuds (65 km/h) et parcourir près de 260 km avec un seul plein. Outre sa propulsion hydrogène, le catamaran devrait se distinguer par l’utilisation d’une technologie à effet de surface qui permet de réduire les frottements entre la coque du bateau et l’eau.

Cette technologie offre de nombreux avantages comme un confort amélioré pour les 275 passagers, même par gros temps. Surtout, cette réduction des frottements entraîne un rendement énergétique élevé. Les entreprises chargées du projet, TECO 2030 et Umoe Mandal, annoncent une réduction de 55 % de la consommation du navire par rapport à navire classique à énergie fossile.

La Norvège, pionnière du transport maritime décarboné

Tantôt dédiés exclusivement aux passagers, tantôt conçus pour le transport de véhicules, les ferries ont un rôle essentiel dans les transports en Norvège, en particulier pour traverser les nombreux fjords du pays. Néanmoins, ils sont généralement très émetteurs de CO2. Ou plutôt, ils étaient très émetteurs de CO2. Le pays s’est lancé l’objectif de décarboner le transport maritime, et en particulier ses nombreux ferries. Depuis 2021 déjà, le Bastø Electric et ses 139 mètres de long assurent la traversée du fjord d’Oslo par la seule force de moteurs électriques, tandis que le ferry Hydra de Norled est propulsé, lui, par de l’hydrogène liquéfié. Un peu plus au nord, l’entreprise Fjord 1 vient de commander 4 ferries électriques pour réaliser la liaison Lavik-Opendal. Ces quatre navires auront la capacité de transporter 120 voitures par trajet et surtout, ils seront en grande partie autonomes, que ce soit lors de la navigation ou pendant les manœuvres d’accostage.

À plus petite échelle, une jeune startup répondant sous le nom de Hyke a mis au point un ferry fonctionnant à l’hydrogène et destiné aux grands centres urbains. Le premier prototype est en cours de test dans la ville de Arendal, en Norvège.

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Les serveurs d’Amazon seront bientôt alimentés grâce au nucléaire, ou du moins une partie. Pour décarboner son mix énergétique sans freiner son expansion dans le cloud computing (informatique en nuage, en bon français), le géant américain va construire son prochain centre de données à proximité d’une centrale nucléaire de Pennsylvanie. 

Amazon web services (AWS), la division d’Amazon dédiée aux services informatiques en ligne, vient d’acheter un vaste campus de 485 hectares créé par le fournisseur d’énergie américain Talen Energy. Appelé Cumulus Data Assets, ce campus a la particularité d’être situé à deux pas de Susquehanna Steam Electric Station, une centrale nucléaire de 2,5 GW mise en service en 1983. Cette proximité n’est pas un hasard : Talen Energy a conçu ce campus avec l’objectif de rassembler les activités ayant d’importants besoins énergétiques au plus près de sources de production d’électricité décarbonée.

Amazon va donc construire sur ce campus un immense centre de données, dont la puissance finale devrait approcher les… 960 MW, soit autant qu’un réacteur nucléaire français de palier CP. À titre de comparaison, CloudHQ, le plus grand data center français, exige une puissance de « seulement » 240 MW. Pour alimenter son nouveau data center, AWS a passé un contrat avec Talen Energy pour une augmentation progressive de la puissance souscrite, afin d’accompagner le développement du data center.

AWS veut faire rimer cloud computing et neutralité carbone

Depuis quelques années, l’utilisation du cloud computing explose. Il permet aux utilisateurs de disposer de services plus flexibles, et autorise une meilleure optimisation de la consommation d’énergie grâce à la centralisation des infrastructures informatiques.

Cette croissance frénétique engendre des consommations électriques colossales qui ne sont pas près de diminuer. Au contraire, les perspectives sont telles que plusieurs estimations annoncent une consommation mondiale comprise entre 500 et 3 000 TWh/an d’ici 2030. La fourchette est très large, mais elle donne une idée du gigantisme des consommations puisque 500 TWh/an correspond à-peu-près aux besoins électriques d’un pays comme la France. Autre point de repère : en 2013, l’Union européenne consommait 2 700 TWh/an.

Malgré une optimisation de la consommation électrique, cette croissance des besoins énergétiques s’explique par le développement de ce type de service, mais aussi d’un effet rebond engendré par le fait que, contrairement à une gestion en propre des espaces de stockage où les mégaoctets sont comptés, les clients ayant recours au cloud computing ont moins tendance à trier leurs fichiers, ce qui augmente la quantité totale des documents stockés sur les serveurs.

Face à cette situation, les entreprises de cloud computing cherchent à décarboner leur mix électrique le plus rapidement possible. AWS semble d’ailleurs être sur la bonne voie puisqu’en 2022, l’entreprise estimait son mix électrique décarboné à 90 %. Elle vise la neutralité carbone dès 2025.

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L’accord entre EDF et le gouvernement sur le tarif du mégawattheure (MWh) d’électricité nucléaire est-il déjà caduc ? Quelques mois seulement après l’annonce de celui-ci, EDF peine à signer des contrats pour cause de tarif trop élevé par rapport à la réalité du marché. 

En novembre dernier, après des mois d’âpres négociations, Bruno Le Maire annonçait avec assurance que le tarif de l’électricité nucléaire, à la sortie de l’ARENH, avait enfin été fixé aux alentours de 70 €/MWh. Selon le ministre de l’Économie, cet accord devait permettre à l’électricien de « rentrer dans le XXIe siècle ». Seulement voilà, quelques semaines plus tard, tout se complique, car EDF n’arrive pas à signer de contrats de fourniture d’électricité. pour les années à venir.

Lorsque le tarif de 70 €/MWh a été fixé, en novembre dernier, les tarifs d’électricité pour 2026 étaient annoncés aux alentours de 100 €/MWh. Compte tenu de ces prévisions, il semblerait qu’EDF n’ait pas considéré que le prix puisse descendre sous la barre des 70 €/MWh. Pourtant, depuis, le CAL-26 (contrat d’achat d’électricité pour une livraison future, ici en 2026) est descendu jusqu’à 57,50 €/MWh tandis que le CAL-27 (prix pour 2027) s’est négocié aux alentours de 64 €/MWh. Face à cette situation, les potentiels clients d’EDF exigent des tarifs au MWh inférieurs au prix de réserve d’EDF.

Trouver un nouvel accord ?

Face à ce constat, le gouvernement français envisage déjà de modifier les termes de l’accord sur le tarif de l’électricité nucléaire, et considère la possible mise en place d’un prix plancher. Selon ce principe, qui avait précédemment été refusé par EDF, un tarif de base serait fixé. Lorsque le MWh est vendu à un prix supérieur à ce tarif, l’État empoche la différence, tandis qu’il paie à EDF un complément en cas de prix inférieur au tarif fixé.

Il se murmure que le gouvernement se laisse jusqu’à l’été avant de prendre une décision. En attendant, il pourrait retirer de la loi sur la souveraineté énergétique le chapitre concernant la régulation des prix.

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Au carrefour des défis de la recapture du CO2 et de la production de combustibles non fossiles, le méthanol est la source de nombreux espoirs puisqu’il pourrait être synthétisé directement à partir du CO2. Des chercheurs suisses, aidés par l’IA, cherchent des solutions pour rendre cette synthétisation économiquement viable. 

On sait depuis longtemps que le méthanol peut, sur le papier, être synthétisé à partir de CO2, et ainsi répondre à de nombreux enjeux de la transition énergétique. Mais pour passer de la théorie à la pratique, les chercheurs travaillent depuis de nombreuses années pour trouver un catalyseur efficace et bon marché qui permettrait la production de méthanol de cette manière à grande échelle.  Et il faut dire que la tâche est colossale, puisque d’un point de vue chimique, les combinaisons possibles pour la composition d’un catalyseur sont de l’ordre de cent milliards de milliards.

Pourtant, la recherche sur le sujet est en train de s’accélérer drastiquement à l’aide d’un nouvel allié de taille : l’intelligence artificielle. Les chercheurs de l’ETH de Zurich ont mis en place un protocole combinant l’intelligence artificielle à un laboratoire automatisé permettant de synthétiser et tester les différentes réactions. Face à la faible quantité de données existantes, les équipes se sont basées sur le principe d’optimisation bayésienne, une forme de statistique adaptée lorsque les observations sont peu nombreuses.

Pour faire simple, les équipes ont d’abord réalisé une première série de 24 compositions choisies aléatoirement, qu’ils ont fait produire et tester par le laboratoire automatisé. Ces premiers résultats ont servi de base pour le système prédictif de l’IA, puis 6 cycles d’itérations ont été réalisés. En 6 semaines de fonctionnement, les équipes ont trouvé, grâce à ce système, pas moins de 150 compositions de catalyseurs permettant de produire du méthanol à partir de CO2. Sans l’IA, de tels résultats auraient demandé des années de travail, d’autant plus que les meilleures de ces compositions sont déjà économiquement rentables et engendrent peu de sous-produits.

Le méthanol, combustible du futur ?

Si le méthanol n’a rien de nouveau, certaines de ses caractéristiques ont freiné son utilisation à plus grande échelle. Aujourd’hui produit à partir de gaz naturel, il est particulièrement corrosif, en particulier pour l’aluminium, ce qui le rend inexploitable dans les moteurs traditionnels. Cette caractéristique ne l’empêche pas d’être utilisé dans certaines courses automobiles et pour l’aéromodélisme, voire même la propulsion de fusées. Il dispose également d’une densité énergétique relativement faible de 16 MJ/L, soit deux fois moins que l’essence (33 MJ/L) et moins que l’éthanol (24 MJ/L).

Néanmoins, transition énergétique oblige, cet alcool suscite un regain d’intérêt, car il possède d’autres caractéristiques particulièrement intéressantes. D’abord, il est biodégradable, mais surtout, comme nous venons de l’évoquer, il peut être synthétisé à partir du CO2 contenu dans les fumées d’usines, ou même dans l’atmosphère. Il pourrait ainsi être une solution à la décarbonation du transport maritime voire même du secteur automobile. En Chine, on retrouve déjà 30 000 voitures en circulation fonctionnant au méthanol. Côté maritime, l’armateur danois MAERSK travaille actuellement sur des portes conteneurs compatibles avec le méthanol. En Turquie, un navire de soutien destiné à l’éolien et propulsé au méthanol est également en cours de construction. Enfin, face à cet engouement croissant, de l’autre côté de l’Atlantique, l’entreprise Lake Charles Methanol vient de lancer un projet de 3,2 milliards de dollars pour la construction d’une usine de méthanol bas-carbone qui devrait voir le jour d’ici fin 2027.

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Dans la famille des énergies renouvelables marines, on demande… la géothermie marine. Encore peu envisagée du fait des contraintes techniques qui y sont associées, elle pourrait cependant gagner en popularité sous l’impulsion du groupe français CGG. 

Et si la géothermie sous-marine était l’énergie du futur ? C’est, en tout cas, ce que pense CGG, une entreprise française spécialisée dans les géosciences. Celle-ci vient de publier un livre blanc destiné à mettre en évidence le potentiel de cette énergie encore quasi inexploitée. Aujourd’hui, des installations géothermiques exploitent déjà le mouvement des plaques tectoniques, notamment au niveau de la ceinture de feu qui se matérialise par un ensemble de volcans faisant le tour de l’océan Pacifique.

Ces volcans proviennent principalement d’un phénomène de subduction par lequel une plaque tectonique glisse sous une plaque adjacente moins dense. Dans ces zones, où le magma est relativement proche de la surface, des sociétés ont développé des compétences techniques spécifiques, leur permettant d’adapter des infrastructures géothermiques en fonction du type de volcan et de la qualité du magma lui correspondant. L’inconvénient de cette solution, en plus de l’hétérogénéité du magma en fonction des zones, réside dans le fait que la température obtenue baisse très rapidement dès que l’on s’éloigne de la zone volcanique.

Miser sur la divergence des plaques tectoniques

À l’inverse, CGG propose plutôt de se concentrer sur la divergence des plaques tectoniques, un phénomène que l’on rencontre dans presque tous les océans de la planète. Alors que les plaques s’éloignent l’une de l’autre, donnant naissance à une faille, le magma peut remonter vers la surface pour former un nouveau plancher océanique appelé lithosphère océanique. Selon CGG, ce type de zone comporte bien des intérêts. D’abord on retrouve des caractéristiques et des températures similaires tout au long de ces failles, ainsi que des fluides géothermiques à la chimie inoffensive. De plus, la présence de failles naturelles permettrait d’accéder à ces températures élevées sans risquer de provoquer des séismes.

Sur Terre, ces zones ont déjà montré leur potentiel en Islande. L’île est, en effet, située sur la dorsale médio-atlantique, ce qui lui vaut un gradient géothermique très élevé, pouvant atteindre 250 °C à moins d’un kilomètre de profondeur dans les zones les plus actives. Cette géologie unique permet à l’île de compter sur un mix énergétique décarboné à plus de 80 %, avec 61 % de l’énergie issue de la géothermie.

Du potentiel et des défis techniques

CGG estime à 65 000 kilomètres carrés la surface de plancher marin où le magma est relativement proche de la surface, le long de ces rifts. Utiliser cette source d’énergie permettrait de produire de l’électricité de façon propre, illimitée et en continu, contrairement à l’éolien ou au solaire. Outre cette production d’électricité, il serait possible de produire de l’eau douce, de l’hydrogène et même de l’ammoniac. Néanmoins, les défis techniques restent colossaux. D’abord, les études nécessaires à la définition des zones les plus propices à ces installations devraient prendre un temps considérable et nécessiter d’importants investissements financiers. Si les technologies relatives à la géothermie sont, elles, largement éprouvées, les ingénieurs devront mettre au point des solutions permettant la production d’électricité, d’hydrogène, d’eau douce et d’ammoniac en pleine mer, ainsi que des solutions pour ramener ces ressources à terre. Or, les rifts dont il est question sont souvent situés loin des côtes.

De son côté, CGG est en train de faire breveter tout un ensemble de technologies géologiques et géophysiques censées permettre la recherche, l’exploration, le développement et la surveillance de ces ressources géothermiques. L’entreprise, qui œuvre principalement pour l’industrie pétrolière et l’industrie du gaz, compte, ici, utiliser ses compétences en matière de données géothermiques et d’imagerie souterraine pour permettre le développement de nouvelles énergies renouvelables.

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Produire de l’hydrogène vert, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir le transporter ! Pour y parvenir et accélérer l’utilisation d’hydrogène, la Chine vient de lancer le projet du plus grand pipeline à hydrogène au monde, lançant une course internationale dans un secteur en pleine expansion.

Depuis quelques années, la Chine multiplie les projets pharaoniques dans le domaine de l’énergie, qu’il s’agisse d’hydroélectricité, de solaire, de nucléaire ou encore d’éolien. Cette fois, c’est pour le transport de l’hydrogène qu’elle bat un nouveau record en lançant la construction du plus long « hydrogènoduc » au monde. Avec ses 737 km, le pipeline Zhangjiakou Kangbao – Caofeidan devrait relier une usine de production d’hydrogène vert de Zhangjiakou jusqu’au port de Caofeidan, à environ 250 km de Pékin.

Selon les porteurs du projet, ce pipeline devrait permettre d’accélérer l’adoption de la pile à combustible hydrogène pour le transport lourd routier, ainsi que l’usage de l’hydrogène vert dans l’industrie chimique et métallurgique. Enfin, le pipeline devrait favoriser les exportations d’hydrogène vert ainsi que d’ammoniac. La construction, qui devrait débuter dès l’été 2024 et se terminer en 2027, pour un montant total de 845 millions d’euros.

Les hydrogènoducs se multiplient

Si les chiffres de ce projet impressionnent, la Chine est loin d’être le seul pays à s’attaquer au sujet du transport de l’hydrogène. Sur tous les continents, et en particulier en Europe, des projets émergent sur le sujet. Entre l’Afrique et l’Europe, le projet GASLI (Gazoduc Algérie – Sardaigne – Italie) devrait, à terme, permettre l’acheminement de 8 milliards de mètres cubes d’hydrogène par an. À travers l’Europe, le vaste projet H2Med vise à créer un corridor énergétique depuis le Portugal jusqu’en Allemagne en passant par l’Espagne et la France. L’un de ces tronçons, appelé BarMar, reliera le Portugal, l’Espagne ainsi que la France, et sera capable de transporter aussi bien du gaz de type méthane que de l’hydrogène. L’ensemble du projet H2Med devrait être mis en service à l’horizon 2030.

De manière plus globale, l’Europe souhaite créer, à travers 12 gestionnaires de réseau de transport de gaz, un vaste réseau de plus de 39 000 km pour réunir 21 pays. Une grande partie de ce réseau s’appuierait sur la conversion de canalisations existantes destinées au gaz naturel. Par ailleurs, de nombreux projets d’hydrogènoducs sont également conçus pour acheminer également du gaz naturel, en proportions variables. Il n’est donc pas garanti que ces installations soient exclusivement destinées à transporter la si convoitée molécule de dihydrogène.

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La mise en service du PFBR, prototype indien de réacteur à neutrons rapides, approche enfin avec le chargement imminent de son combustible. Si tout se passe comme prévu, ce prototype devrait donner naissance à plusieurs réacteurs surgénérateurs, et ainsi permettre le recyclage du combustible usagé de ses réacteurs existants.  

Il était temps ! 20 ans après le lancement des travaux, le PFBR (Prototype Fast Breeder Reactor), prototype de réacteur à neutrons rapides indien, va enfin recevoir son combustible nucléaire pour une mise en service espérée en décembre 2024. Ce réacteur de 500 MWe, développé par le BHAVINI, une entreprise nationalisée sous tutelle du département indien de l’énergie atomique, devait initialement entrer en service en 2010. Mais le projet subit de nombreux retards, jusqu’à en faire le plus long projet de réacteur nucléaire de l’histoire.

Une fois mis en service, ce réacteur rejoindra la très courte liste des réacteurs à neutrons rapides en fonctionnement dans le monde avec les réacteurs russes Beloyarsk-3 (560 MWe) et Beloyarsk-4 (820 MWe), et le CEFR chinois (20 MWe).

L’Inde mise sur un programme nucléaire en trois étapes

Pourtant, la technologie des réacteurs à neutrons rapides intéresse depuis très longtemps. Et pour cause, cette technologie permet d’utiliser la quasi-totalité de la ressource uranium, de mieux recycler les combustibles usagés issus des autres réacteurs, et donc réduit la quantité de déchets ainsi que leur radiotoxicité. Néanmoins, on dénombre huit réacteurs à l’arrêt dans le monde aux États-Unis, au Royaume-Uni, en France (Phénix et Superphénix) ou encore au Japon. Cette technologie présente un inconvénient majeur : elle nécessite un circuit de refroidissement au sodium liquide, un matériau inflammable au contact de l’air et réagissant violemment au contact de l’eau. De ce fait, elle est difficile à maîtriser, ce qui a conduit à un incident nucléaire important en 1995, dans la centrale japonaise de Monju.

Malgré ces difficultés, l’Inde y croit quand même. Après avoir construit de nombreux réacteurs à eau pressurisée et à eau lourde pressurisée, le pays s’attaque donc à la deuxième étape de son programme nucléaire qui consiste à déployer des réacteurs à neutrons rapides qui pourront utiliser les déchets nucléaires des premiers réacteurs. Le PFBR sera alimenté avec du MOX, un combustible nucléaire constitué de 8,5 % de plutonium et 91,5 % d’uranium appauvri. Grâce à l’expérience acquise avec ce prototype, le pays espère construire 6 réacteurs commerciaux d’une puissance de 500 MWe.

La troisième étape du programme nucléaire indien consistera, à terme, à construire des réacteurs avancés à eau lourde (AHWR) qui seront capables de fonctionner avec un mélange de plutonium et de thorium, une ressource que l’Inde possède en grande quantité.

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