Bien isoler sa maison nécessite bien souvent des travaux d’envergure et représente un investissement financier important, en particulier lorsque l’on fait appel à des artisans. Heureusement, il existe des solutions pour faire baisser sa facture de chauffage sans dépenser une fortune. On vous dit tout.

C’est bien connu : l’énergie la moins chère, c’est celle que l’on ne consomme pas. Pour cette raison, isoler son logement est le meilleur moyen de faire baisser sa facture d’énergie. Cependant, travaux d’isolation rime presque systématiquement avec gros investissement financier et ne sont pas accessibles à tous.

Néanmoins, tout n’est pas perdu. En attendant d’avoir le budget – ou le temps – suffisant pour faire des travaux d’isolation conséquents, nous avons rassemblé quelques pistes qui devraient vous permettre d’améliorer le confort thermique de votre maison sans vous ruiner.

L’isolation des combles perdus

Compte tenu du fait que les toitures sont responsables d’environ un tiers des déperditions d’une maison, l’isolation des combles perdus est le moyen le plus efficace de faire baisser sa facture, pour un coût généralement abordable. En prime, cette opération, relativement simple techniquement, peut être effectuée par la plupart des bricoleurs.

Côté mise en œuvre, plusieurs solutions existent. La plus économique consiste à pulvériser de l’isolant en vrac sur toute la surface des combles. Cette solution, bon marché, nécessite tout de même la location d’une machine spécifique. Celle-ci demandera d’ailleurs un peu d’expérience pour obtenir un résultat de bonne qualité. Il est également possible de dérouler au sol des rouleaux d’isolant de type laine de bois, laine de verre ou laine de roche. Cette solution, légèrement plus chère, est la plus simple à mettre en œuvre.

Pour finir, si vous souhaitez aménager vos combles, il est toujours possible d’isoler les rampants de toiture plutôt que le plancher. Cette opération est plus chère et plus complexe à réaliser, mais vous permet d’optimiser la surface habitable de votre maison.

Isoler sa façade nord par l’extérieur

Vous avez raison, on avait dit « pas cher ». Néanmoins, l’isolation thermique par l’extérieur mérite d’être citée pour plusieurs raisons. D’abord, ce type d’isolation permet d’éviter la réfection de tout le doublage intérieur : un gros avantage, tant d’un point de vue financier qu’au niveau du confort pendant les travaux. Cette solution permet également de ne pas perdre en surface habitable et de limiter au maximum les ponts thermiques.

Mais ce n’est pas tout : l’isolation thermique par l’extérieur peut être faite en plusieurs étapes, ce qui a pour effet de limiter l’impact sur le budget. Il est, par exemple, possible de se contenter de l’isolation de la façade nord avant d’isoler les autres façades lorsque le budget le permet.

À lire aussi Voici les 10 plus gros ratés de la rénovation énergétique

Faire la chasse aux fuites d’air

Si vous voulez améliorer votre isolation, mais que vous avez un budget limité, stopper les fuites d’air doit être votre priorité numéro 1. Ces fuites d’air peuvent venir de la structure de votre maison, d’une menuiserie aux joints fatigués, ou encore de vos prises de courant. Pour les résoudre, chaque problème a sa solution.

Lorsqu’il s’agit d’une fissure, la meilleure solution consiste à colmater cette fissure avec de l’enduit de rebouchage avant de refaire la finition du mur. Si l’air provient d’une prise de courant, ce qui arrive fréquemment, deux solutions se présentent à vous : la première consiste à utiliser de la mousse polyuréthane pour boucher l’endroit d’où semble venir l’air. La deuxième consiste à remplacer la boîte d’encastrement concernée par un modèle étanche. Celui-ci dispose de membranes souples qui viennent épouser la forme des gaines qui entrent dans la boîte, et ainsi assurer l’étanchéité à l’air. Des fuites d’air peuvent également apparaître à la jonction de vos menuiseries et de votre doublage intérieur. En fonction de la taille de l’interstice, un joint acrylique et un peu de mousse polyuréthane pourront faire l’affaire.

À lire aussi Voici la maison idéale pour se chauffer sans radiateur, chaudière ni cheminée en hiver

Parfois, l’air froid peut venir directement d’une menuiserie, même lorsque celle-ci est fermée. Cela peut provenir d’un joint défectueux ou de la menuiserie qui a fini par travailler avec les années. Pour y remédier, on trouve, dans les grandes surfaces de bricolage, des joints universels d’épaisseurs variables qui viendront faire une jonction étanche entre l’ouvrant de la menuiserie et son bâti. N’oubliez pas non plus de prévoir des joints en bas des portes donnant sur l’extérieur ou sur le garage.

Attention, ne bouchez pas les entrées d’air qui sont destinées au renouvellement d’air de votre logement. Celles-ci sont généralement situées au-dessus des fenêtres du salon, de la salle à manger et de la chambre. Elles permettent de faire entrer de l’air neuf dans la pièce tandis que l’air vicié est extrait par les bouches de ventilation situées dans les pièces humides (salle de bain et cuisine).

Installer une VMC

En parlant de VMC, justement. Cela peut paraître contre-productif au premier abord, mais disposer d’une ventilation performante est indispensable pour assurer la qualité de l’air d’un logement, et donc la sensation de confort qui en résulte. La sensation de froid sera, en effet, plus importante dans un logement dont le taux d’humidité est trop élevé.

On distingue principalement deux types de VMC : simple flux et double-flux. Si les modèles dits « double-flux » sont généralement chers et complexes à mettre en œuvre, les modèles « simple flux » sont nettement plus abordables, en particulier lorsqu’il s’agit d’un simple remplacement. Il est souvent conseillé de choisir un modèle hygroréglable, qui a la particularité d’adapter le débit d’air renouvelé en fonction du taux d’humidité. Les premiers prix de ce type d’équipement débutent aux alentours de 200 euros.

À lire aussi 5 raisons de subventionner les climatiseurs de toute urgence

Installer des rideaux isolants

Les fenêtres constituent l’un des principaux points faibles de l’isolation d’un logement, même lorsque l’on dispose de triples vitrages. En effet, malgré la présence de gaz rare entre les différents vitrages, impossible d’atteindre, en 2 ou 3 centimètres, l’équivalent des 10 ou 20 centimètres d’isolation des murs.

Ce déficit d’isolation est bien souvent compensé, le jour, lorsque les fenêtres permettent de transformer les rayons du soleil en chaleur. Elles contribuent alors au réchauffement de l’air intérieur. À la nuit tombée, cependant, les fenêtres redeviennent un point faible de l’isolation de la maison. Pour cela, il existe une, ou plutôt deux solutions.

La première paraît évidente pour la plupart d’entre nous et consiste à fermer les volets la nuit, même si vous aimez regarder les étoiles. Ceux-ci ont, en effet, un rôle important en limitant les déperditions thermiques pendant la nuit. Mais ce n’est pas tout, vous pouvez également installer des rideaux isolants à vos fenêtres. Ces rideaux, fabriqués à partir de matériaux spécifiques de forte épaisseur, vous permettront de vous couper de l’effet paroi froide que peuvent générer les vitres. Ils peuvent également être utilisés pour séparer des espaces ou des pièces et limiter les échanges thermiques entre les deux. Attention toutefois aux rideaux vendus comme « isolants » ou « thermiques », mais qui n’en ont pas les caractéristiques, qui pullulent sur le web.

Installer de la moquette ou des tapis au sol

On vous l’accorde, la moquette n’est plus vraiment à la mode et peut-être plus difficile à nettoyer qu’un carrelage ou un parquet. Néanmoins, adopter un revêtement textile au sol, sous la forme d’une moquette ou d’un tapis, peut aider à augmenter le confort thermique de votre pièce. En plus de limiter l’effet paroi froide du sol, le tapis permet de réchauffer l’atmosphère d’une pièce. Pour en profiter le plus possible, il est recommandé de le mettre aux endroits où on reste le plus souvent assis, comme au pied d’un canapé ou sous une table de salle à manger.

Isoler les coffres de volets roulants

Souvent oubliés, les coffres de volets roulants sont parfois de véritables passoires thermiques lorsqu’ils ne sont pas isolés. Mis en place directement contre la maçonnerie, ils prennent parfois la place de l’isolation du mur et sont remplis d’air en contact direct avec l’extérieur. Ils constituent alors l’un des plus gros points faibles de votre maison. Heureusement, il est désormais possible de les isoler grâce à kits en polystyrène extrudé à placer à l’intérieur. Si votre coffre de volet roulant n’est pas compatible avec ce type de kit, il est également possible de construire un coffre autour du volet que vous prendrez le soin d’isoler. Avant de vous lancer dans cette opération, pensez tout de même à ne pas obstruer les grilles de ventilation, et à ne pas fermer définitivement l’accès au mécanisme du volet roulant, indispensable en cas de panne.

Isoler le garage

L’isolation du garage vous paraît inutile ? Pourtant, celui-ci, lorsqu’il est accolé à la maison, constitue une zone tampon qu’il ne faut pas négliger. Lorsqu’il est isolé, le garage tient le rôle de « pré-isolant » et limite ainsi les déperditions de la maison. De plus, cette isolation permet de gagner en confort, en particulier lorsque le garage joue également le rôle d’arrière-cuisine ou d’atelier.

Techniquement, isoler son garage ne nécessite pas le même niveau d’exigence que pour le reste de la maison. En revanche, il faudra porter une attention particulière à l’isolation de la porte du garage. Il existe désormais des kits dédiés qui permettent de réaliser facilement cette opération.

L’article Comment isoler efficacement sa maison pour pas cher ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans le monde de l’éolien, la tendance est clairement au gigantisme. Et la Chine vient de présenter une nouvelle machine aux dimensions folles. Une éolienne offshore de 310 mètres de diamètre pour une puissance de 26 mégawatts.

Lorsqu’il est question des plus grandes éoliennes au monde, les regards ont tendance à se tourner vers la Chine. Il y a quelques mois, une turbine de quelque 250 mètres de diamètre — une Goldwind GWH252-16MW — plantée au large de la province du Fujian produisait ainsi un record de plus de 384 mégawattheures (MWh) en un seul jour. En plein typhon. Pour comparaison, le diamètre des plus grandes éoliennes de France est de l’ordre de 160 mètres « seulement ». Des éoliennes Vestas d’une puissance de 5,6 MW. Les éoliennes en mer du parc de Saint-Nazaire affichent une puissance de 6 MW pour un diamètre d’environ 150 mètres.

À la fin de l’été dernier, le fabricant chinois d’éoliennes Mingyang Smart Energy avait encore surenchéri avec sa MySE 18.X-20 MW installée au large de la province du Hainan. Conçue, elle aussi, pour résister aux typhons, elle présente un diamètre de plus de 260 mètres. Objectif : produire à elle seule 80 gigawattheures (GWh) d’électricité renouvelable par an.

Une éolienne de 310 mètres de diamètre pour une puissance de 26 mégawatts

Aujourd’hui, nouveau record. Une éolienne offshore de 26 MW a été dévoilée dans une usine de la province du Fujian, à l’est du pays. Elle culmine à pas moins de 185 mètres. C’est l’équivalent d’un immeuble… de 63 étages ! Et le diamètre de son rotor est tout simplement énorme. Plus de 310 mètres. Le tout entièrement conçu et fabriqué en Chine par Dongfang Electric Corporation.

Cette nouvelle éolienne la plus grande du monde est destinée à des zones à vents moyens à forts. De 8 mètres par seconde (m/s) et plus. Elle aussi est présentée comme résistante aux typhons et à la corrosion. Ainsi, une seule de ces machines, si elle est poussée par des vents de 10 m/s en moyenne, peut produire 100 GWh d’électricité verte par an. De quoi alimenter quelque 55 000 foyers. Ce qui pourrait éviter au pays de brûler 30 000 tonnes de charbon. Éviter aussi les émissions de 80 000 tonnes de dioxyde de carbone (CO₂) qui vont avec.

Et utilisée dans un parc éolien offshore — à la place d’éoliennes bientôt classiques de 18 MW —, elle permet de réduire le nombre de turbines nécessaires de 30 % et le coût par kilowattheure de plus de 10 %, affirme Dongfang Electric Corporation. Reste désormais à implanter cette gigantesque turbine quelque part au large des côtes chinoises alors que le pays considère l’éolien offshore comme un élément essentiel pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2060.

À lire aussi Les méga éoliennes chinoises débarquent en Europe

L’article Une éolienne de 26 MW : les chinois en roue libre dans la course aux méga turbines est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Nous vous proposons ici une découverte du module Shelly EM sous forme d’installation et de prise en main à destination des utilisateurs les moins pointus dans le domaine électrique.

Dans la catégorie « maîtrise de la consommation et domotique », nous testons aujourd’hui un module Shelly EM destiné à mesurer la consommation — ou inversement, la production — d’un appareil électrique, d’une prise, d’un ensemble d’appareils, ou même de tout un logement. Ce petit boîtier permet aussi de contrôler des appareils grâce à un commutateur de relais, et donc d’adapter les dépenses énergétiques, voire même de créer des scénarios.

Présentation

Le Shelly EM est un module intelligent conçu pour surveiller et gérer la consommation/production électrique en temps réel. Particulièrement utile dans le cadre de la domotique, ce dispositif permet aux utilisateurs de suivre la consommation énergétique d’une habitation ou d’appareils spécifiques. Chaque module Shelly EM est capable de mesurer jusqu’à deux circuits électriques distincts (par exemple, comme nous le ferons dans cette prise en main, l’ensemble de la consommation d’une maison et celle d’un chauffe-eau).

Ce module fonctionne via une connexion Wi-Fi, ce qui permet de le contrôler et de consulter les données depuis l’application mobile dédiée Shelly Smart Control ou depuis l’interface web Shelly en cloud. Il est également compatible avec divers systèmes de gestion domotique comme Google Home, Amazon Alexa ou encore Home Assistant, facilitant ainsi l’intégration dans un écosystème de maison connectée.

Comme nous le disions plus haut, le Shelly EM est capable de mesurer la consommation électrique (en kWh), mais aussi de surveiller la production d’énergie — ce qui est en fait une consommation négative d’énergie —, ce qui s’avère particulièrement pratique, notamment pour les systèmes d’énergie renouvelable comme les panneaux solaires.

La mesure passe par une pince ampèremétrique qui est généralement livrée en kit avec le module Shelly EM. Prenez donc garde à ne pas acheter le module seul, sans quoi il ne servirait pas à grand-chose. Il est généralement vendu en kit avec une ou deux pinces. Comptez environ 55 € pour le Shelly EM avec une pince 50 A et jusqu’à 75 € avec deux pinces 120 A. Des boitiers au format DIN sont vendus séparément ou peuvent être imprimés en 3D pour installer plus proprement ce boitier dans le tableau électrique. Sinon, la version Pro est directement intégrée dans un module DIN. Elle dispose en plus de leds pour indiquer différents états (Power, Wi-Fi, LAN, Out et Count) et d’un port Ethernet.

En plus de son rôle de mesure et de surveillance, le Shelly EM dispose d’un connecteur de relais pour couper ou rétablir l’alimentation de certains appareils, permettant ainsi un contrôle optimisé de la consommation énergétique et une gestion automatique du démarrage des appareils.

Facile à installer

Voilà pour la théorie et la présentation. Passer à la pratique refroidit généralement bien des personnes, puisqu’il va falloir connecter le Shelly EM au tableau électrique. Cependant, rassurez-vous, nous n’aurions pas traité ce module dans nos colonnes s’il n’était pas utilisable par n’importe quel bricoleur qui n’a pas peur d’approcher un tableau électrique et qui sait reconnaître un neutre et une phase. Si c’est votre cas, vous en savez déjà assez pour connecter un module Shelly EM.

L’installation à proprement parler n’est donc pas bien compliquée. Après avoir pris toutes les mesures de sécurité qui s’imposent quand on intervient sur le tableau électrique, il faut commencer par alimenter le module à partir d’une phase (connecteur L du Shelly EM) et d’un neutre (connecteur N) d’une ligne du tableau électrique.

Après cela, la première pince de mesure se branche sur les connecteurs P1+ et P1-. Dans le cas où une deuxième pince serait utilisée, il faudrait bien entendu la connecter aux ports P2+ et P2-. Il ne faut pas hésiter à couper le connecteur de la pince, puisque ce connecteur n’est pas compatible avec le Shelly EM. Après le raccordement, il ne reste qu’à ouvrir la pince et à y faire passer le câble de la phase dont on souhaite mesurer la consommation/production. Prenez le temps de vérifier le sens de pose de la pince après l’avoir refermée.

Un pictogramme avec un K fléché vers un L indique le sens de circulation de l’énergie. Par défaut, avec une installation réalisée dans le bon sens, la mesure de consommation sera positive. Si ce n’est pas le cas, il suffit de vérifier et éventuellement d’inverser le sens de la pince. Autre solution : inverser les câbles dans les connecteurs P+ et P- si la pince n’est pas très accessible. Bien entendu, dans la même logique, en cas de mesure sur un câble de production (photovoltaïque par exemple), le chiffre devrait être négatif (une consommation négative en quelque sorte).

Dans notre cas, nous avons repiqué l’alimentation du module sur une ligne du tableau électrique. Nous avons ensuite placé une pince de mesure sur le câble qui part vers le ballon d’eau chaude, histoire de mesurer sa consommation électrique et de vérifier qu’il se déclenchait bien pendant les heures creuses. La seconde pince a été placée sur l’arrivée électrique générale de la maison, de façon à mesurer la consommation de l’ensemble du logement.

L’appli Shell Smart Control

La finalisation de l’installation passe par l’application Shelly Smart Control (iOS et Android) pour connecter le module au réseau Wi-Fi de la maison. L’opération est réalisée en quelques secondes en suivant les indications affichées sur l’appli. Après cela, chaque entrée de mesure (chaque pince) peut être affectée à une pièce de la maison. Ce qui s’avère pratique quand on souhaite installer de nombreux modules dans le logement.

Il ne reste plus qu’à exploiter les données affichées en temps réel, par heure, par jour, etc. Nous ne nous attarderons pas ici sur le logiciel Shelly Smart Control, qui demanderait à lui seul un guide complet pour en présenter toutes les options, mais sachez qu’il est à la portée de toute personne qui a été capable d’installer le module sur le tableau. Dans notre cas, nous avons pu vérifier que notre ballon d’eau chaude se mettait bien en route à partir de 2 h du matin et que le cycle de chauffe se terminait avant le passage en heures pleines (7 h). Nous avons même pu voir qu’il lui fallait 3 h de fonctionnement avant d’atteindre la température programmée, après quoi il passait en stabilisation.

De la même manière, nous pouvons observer les mesures de l’ensemble de la maison sur la période souhaitée (par heures sur les dernières 24 h, par heures sur un jour spécifique, par jour sur une semaine spécifique, par jour sur les 7 derniers jours, par jours sur les 30 derniers jours, par jours sur un mois spécifique).

Un relais pour déclencher automatiquement des appareils

Pour aller plus loin, il est possible de connecter un relais à la borne « O » (borne contact à 2 A) du Shelly EM. L’appareil connecté au relais — et pas directement au Shelly EM — sera ainsi déclenché de différentes façons dans l’appli Shelly : soit par pression manuelle sur un bouton, soit par programmation sur des plages horaires, soit via des conditions de consommation à définir dans l’appli.

Les utilisateurs de panneaux photovoltaïques peuvent ainsi envisager de nombreux scénarios de déclenchement d’appareils spécifiques (chauffe-eau, pompe de piscine, pompe à chaleur…) en fonction de l’ensoleillement, et donc de la production électrique : le Shelly EM mesure la production des panneaux et déclenche le relais de l’appareil quand un certain niveau de production est atteint. Il est possible de couper automatiquement le relais après un temps défini de fonctionnement ou via une autre condition de mesure sur la production, par exemple lorsqu’elle descend sous un certain seuil.

L’article Test Shelly EM : un module Wifi pour mesurer sa consommation d’électricité et piloter ses appareils est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Des siècles d’énergie bas-carbone dorment dans nos stocks d’uranium appauvris. Pourtant, la France a abandonné ASTRID, un projet de réacteur nucléaire surgénérateur qui aurait permis d’exploiter ce potentiel. Pourquoi ce choix surprenant ? Explorons les raisons derrière cet échec.

Avant d’entrer dans le vif du sujet et de parler du projet avorté ASTRID, il est essentiel de comprendre le principe des réacteurs à neutrons rapides (RNR), et en particulier ceux classés comme « surgénérateurs ». Plongeons ensemble au cœur du fonctionnement de ces réacteurs.

Lorsqu’un noyau d’actinide (comme l’uranium ou le plutonium) subit une fission, les neutrons libérés sont très rapides, ce qui réduit leur chance de provoquer une nouvelle fission, et donc de maintenir une réaction en chaîne. Pour optimiser ce processus, deux approches sont possibles :

• Ralentir les neutrons à l’aide d’un modérateur (comme de l’eau ou du graphite). Cela augmente les chances de fission, et donc le rendement. C’est le principe dit de “fission par neutrons thermiques” que l’on retrouve au sein des réacteurs traditionnels utilisés aujourd’hui (REP ou REB).
• Ou encore ne pas utiliser de modérateur, comme c’est le cas dans les RNR. Bien que cela augmente la perte de neutrons hors du cœur, réduisant ainsi la probabilité de fission, cette absence de modérateur permet aux neutrons à haute énergie de fissurer des noyaux plus lourds. En récupérant ces neutrons, on peut ainsi « transmuter » des matériaux initialement non fissiles (mais fertiles) en combustibles fissiles. Cette capacité à « sur-générer » du combustible, tout en produisant de l’énergie, est ce qui donne son nom au surgénérateur.
  

  Transmutation de l’uranium 238 en plutonium 239 / Source : energyencyclopedia.com.

 

 

 

 

 

 

 

 

Parlons maintenant du projet nommé ASTRID, acronyme d’«Advanced Sodium Technological Reactor for Industrial Demonstration », un surgénérateur nucléaire, conçu pour représenter une nouvelle génération de réacteurs à neutrons rapides et refroidis au sodium (RNR-Na). Lancé en 2010, ce prototype de 600 MWe fait suite aux réacteurs expérimentaux Rapsodie, Phénix (250 MWe) et Superphénix (1 240 MWe) et vise à démontrer la faisabilité d’une exploitation industrielle de cette technologie qui apparaît comme très prometteuse.

Le projet ASTRID est piloté par le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), avec la participation de plusieurs partenaires industriels majeurs. Parmi eux, on retrouve EDF, principal exploitant du parc nucléaire français, ainsi qu’Areva (devenue Orano), acteur clé de l’industrie du cycle du combustible nucléaire. ASTRID bénéficie également de collaborations internationales, notamment avec le Japon, qui a mené des efforts similaires avec le réacteur de Monju.

Pourquoi la France a-t-elle lancé le projet ASTRID ?

Dans les années 2000, la France est encore un leader mondial en matière de nucléaire civil, avec plus de 70 % de son électricité provenant de réacteurs nucléaires à eau pressurisée (REP). Toutefois, cette période est marquée par une montée des préoccupations environnementales et économiques, notamment concernant la gestion des déchets nucléaires et l’épuisement potentiel des ressources en uranium.

ASTRID est alors présenté comme le projet s’inscrivant, au-delà d’une perspective historique d’indépendance énergétique, dans un objectif de durabilité de la filière. Pour saisir l’ampleur de cette révolution, voici les trois évolutions majeures que ce projet pourrait apporter au secteur nucléaire.

➡️ Boucler le cycle du plutonium

L’un des principaux atouts des RNR est leur capacité à recycler de manière récurrente le plutonium. Actuellement, le plutonium provenant des combustibles usés est partiellement réutilisé sous forme de MOX (Mixed Oxide Fuel). Toutefois, après un cycle d’utilisation, sa composition évolue et le rend inutilisable pour les réacteurs classiques. Les RNR, en revanche, peuvent continuer à exploiter ce plutonium. En fermant ainsi la boucle du cycle du plutonium, ASTRID contribuerait à réduire la dépendance à l’extraction d’uranium.

 

 

 

 

 

 

 

➡️ Exploiter pleinement le potentiel de l’uranium

ASTRID en tant que réacteur de VIᵉ génération aurait également permis de produire 50 à 100 fois plus d’électricité qu’une centrale actuelle pour la même quantité d’uranium. Comment est-ce possible ? En extrayant jusqu’à 100 % du potentiel énergétique de l’uranium. En effet, il est essentiel de comprendre que l’uranium lorsqu’il est extrait du sol contient 2 isotopes : l’U238, en grande majorité (plus de 99 %), qui est non fissile par les réacteurs actuels et l’U235, isotope fissile, mais présent en très faible quantité. Or, comme vu précédemment, les surgénérateurs comme ASTRID ont la capacité de transformer l’U238 en plutonium (Pu239), exploitable pour produire de l’énergie. Cela aurait non seulement permis une production d’énergie bien plus élevée, mais également rendu possible l’exploitation des stocks d’U238 déjà disponibles en France, estimés à 250 000 tonnes. De quoi alimenter le parc nucléaire pendant des centaines de milliers d’années, le rêve.

 

 

 

 

 

 

 

➡️ Réduire la quantité et la dangerosité des déchets nucléaires

Enfin, c’est une conséquence directe des révolutions citées plus tôt, l’un des objectifs majeurs d’ASTRID était de réduire de manière significative la quantité de déchets radioactifs générés par la filière nucléaire. Les RNR peuvent « brûler » une partie des déchets, notamment les actinides mineurs (américium, neptunium, curium…) problématiques en raison de leur longue durée de vie. Cela permettrait de limiter l’enfouissement en profondeur des déchets ultimes et de réduire l’empreinte écologique du nucléaire.

Mais alors, qu’a bien pu provoquer l’annulation d’un projet si prometteur ?

Les raisons de l’abandon du projet ASTRID

➡️ Sécurité accrue et innovations techniques

Avec les événements marquants tels que la catastrophe de Fukushima en 2011, les exigences de sûreté pour les réacteurs nucléaires ont été considérablement renforcées. Ainsi, pour se conformer aux nouvelles normes, le projet proposait plusieurs ruptures technologiques par rapport à ces prédécesseurs, telles qu’un cœur à faible coefficient de vidange et un récupérateur de cœur fondu, pour n’en citer que deux.

Ces innovations devaient permettre, comme on pouvait le lire dans la note de présentation du projet par le CEA, d’assurer : « Une sûreté améliorée, au moins identique à celle d’un réacteur de 3ᵉ génération de type EPR et prenant en compte les spécificités des réacteurs à neutrons rapides ». C’est précisément cette seconde partie qui va poser problème au cours du développement du projet.

➡️ Défis technologiques liés au sodium

L’un des plus grands défis technologiques auxquels ASTRID a dû faire face réside dans l’utilisation du sodium liquide comme fluide caloporteur. Le sodium présente des avantages indéniables : il permet un transfert de chaleur plus efficace que l’eau et n’absorbe presque pas les neutrons, ce qui est essentiel pour maintenir la réaction nucléaire.

Cependant, ses inconvénients sont nombreux et ont constitué un obstacle majeur à la poursuite du projet. Tout d’abord, le sodium est par nature très opaque, ce qui rend l’inspection visuelle des structures internes difficile, tandis que sa corrosivité impose de lourdes contraintes sur les tuyauteries, augmentant ainsi les risques de ruptures. Ensuite, le sodium tolère mal les mélanges avec d’autres substances. En contact avec l’eau, il réagit violemment, produisant de l’hydrogène inflammable et de la soude, comme l’a tristement illustré l’accident de Chevtchenko en URSS. Exposé à l’air, il peut également s’enflammer spontanément, un danger observé lors de l’incident de Monju au Japon en 1995. Enfin, après utilisation, le sodium devient lui-même radioactif, ce qui complique non seulement sa manipulation, mais aussi le démantèlement des installations.

Ainsi, en raison du caractère trop instable du sodium et malgré l’important retour d’expérience de la filière française, de nombreuses technologies soutenues par le projet n’ont pas atteint un niveau de maturité suffisant pour garantir une sûreté adéquate, rendant sa réalisation trop risquée.

➡️Retards et viabilité économique

Évidemment les problèmes ne viennent pas seuls. En réaction aux lacunes techniques, le projet prend du retard et ses prévisions initiales sont revues à la baisse. La date de mise en service du projet est reportée à 2025 et le réacteur voit sa puissance réduite à 200 MW, soit 3 fois moins que ce qui était prévu initialement.

En parallèle, la rentabilité du projet questionne. Tout d’abord, parce que son budget a été revu à la hausse (plus 2 milliards d’euros par rapport à l’hypothèse initiale) mais aussi, car les enjeux autour du recyclage de l’uranium s’avèrent moins pressants que prévu. En tout cas, c’est ce que déclare l’administrateur général du CEA pour justifier l’abandon du projet : « On le verra venir avec la construction de nouveaux réacteurs dans le monde. Nous aurons le temps de nous retourner », en référence au prix de l’uranium. La situation est claire, le jeu n’en vaut pas la chandelle. Enfin, d’un point de vue économique…

➡️ Un contexte défavorable

Malheureusement pour ASTRID, déjà en difficulté, la filière nucléaire traverse une période particulièrement délicate à cette époque. En France, le discours politique autour du nucléaire a changé après la catastrophe de Fukushima en 2011 et sous l’influence croissante des mouvements environnementaux. Bien que le pays reste un acteur majeur du nucléaire, les préoccupations sur la sécurité et les déchets radioactifs ont renforcé le soutien populaire aux énergies renouvelables (ENR), considérées comme plus sûres et durables. À cela, s’ajoute une autre source d’inquiétude : la production de plutonium, destinée aux réacteurs civils, pourrait potentiellement être détournée à des fins militaires pour la fabrication d’armes nucléaires.

Au niveau européen, les quotas imposés par l’UE pour l’intégration des ENR ont poussé la France à adapter sa politique énergétique, accélérant la mise en place de la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), qui exerce une pression supplémentaire sur la filière nucléaire. Enfin, à l’échelle mondiale, le ralentissement, voire l’abandon de projets similaires, comme le réacteur Monju au Japon, a également fragilisé la viabilité d’ASTRID.

À lire aussi Les surgénérateurs nucléaires vont-ils renaître de leurs cendres ?

ASTRID, trop en avance sur son temps ?

Le projet ASTRID était destiné à transformer la filière nucléaire en proposant des solutions aux défis de gestion des ressources et des déchets nucléaires. Cependant, il semble que ce projet était peut-être trop en avance sur son temps sur le plan technologique et n’ait pas bénéficié du contexte adéquat, ce qui conduit finalement à son abandon par le CEA en 2019. De nombreux spécialistes continuent de considérer aujourd’hui cette décision comme une erreur historique, tant pour l’environnement que pour l’innovation technologique et l’indépendance énergétique de la France.

Dans le reste du Monde, la Chine et la Russie poursuivent leurs recherches sur les RNR de VIe génération avec leurs projets respectifs, le CEFR et le BN-1200. Qui sait, peut-être que le succès de nos voisins et un climat plus favorable finiront par nous relancer dans cette voie et qu’un projet ASTRID 2.0 verra le jour ?

L’article ASTRID, ce méga-projet de surgénérateur nucléaire abandonné par la France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le projet de loi de finances pour 2025 a été présenté ce jeudi 10 octobre. Il confirme que la taxe sur l’électricité va être augmentée. Mais à quel point ?

Le bouclier tarifaire décidé par le Gouvernement en 2022 avait pour objectif de limiter la hausse du tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) dans un contexte de marché en tension. Comment ? En faisant dégringoler la « taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité » (TICFE). Elle avait ainsi été réduite, pour les ménages, de 32 à seulement 1 euro du mégawattheure (€/MWh). Alors, lorsqu’en février dernier, la décision a été prise de mettre un terme au bouclier tarifaire, la décision a aussi été prise de revenir à la valeur de 2022 de la taxe sur l’électricité. Dans un premier temps, elle est repassée à 21 €/MWh. Et l’objectif était de la rehausser à 32 €/MWh en février prochain.

Pour aider à combler le déficit et profitant de la baisse annoncée du prix du kilowattheure pour maintenir une baisse des factures autour de 9 %, le Gouvernement annonce désormais son souhait de la faire grimper un peu plus. À un montant qui n’a pas été précisé à l’occasion de la présentation du projet de loi de finances pour 2025 ce jeudi 10 octobre.

À lire aussi Baisse des prix de l’électricité : voici le futur tarif du kilowattheure en 2025

Une hausse annoncée de la taxe sur l’électricité

Pour mieux comprendre, rappelons qu’en France, le prix que les particuliers paient pour l’électricité qu’ils consomment se découpe en trois parties. Une part liée au coût de l’acheminement de cette électricité, fixée par le Tarif d’Utilisation des Réseaux publics d’électricité (TURPE). Une autre part se rapportant au coût d’approvisionnement. Une dernière part de fiscalité. Elle est, elle-même, découpée en trois. Il y a d’abord la Contribution tarifaire d’acheminement (CTA) en lien avec le TURPE. Puis une TVA qui s’applique sur l’abonnement et sur la quantité d’énergie consommée. Et enfin, la Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité qui fait tant parler d’elle depuis quelques jours. Les experts parlent aussi d’accise sur l’électricité, car elle est versée au budget général de l’État.

Notons que le gaz fossile est également soumis à la CTA et à la TVA. Dans des ordres de grandeur semblable à l’électricité. La différence se fait du côté de la taxe intérieure sur la consommation (TICGN). En 2023 — et depuis 2018 —, elle était, pour le gaz fossile, de l’ordre de 8 €/MWh. Soit plus que la taxe sur l’électricité sous bouclier tarifaire. Depuis le 1ᵉʳ janvier 2024, elle était passée à environ 16 €/MWh. La TICFE était ainsi redevenue plus lourde. Pour l’heure, le projet de loi de finances pour 2025 ne précise pas ce qu’il en sera de la TICGN au-delà du 1ᵉʳ février prochain. Il ne précise pas non plus à quoi il faut s’attendre pour la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques qui touche le fioul domestique. En 2024, celle-ci s’élevait à 15,6 €/MWh. Elle était donc, elle aussi, inférieure à la taxe sur l’électricité. Ce que le projet de loi de finances pour 2025 annonce, c’est une « hausse des accises sur l’énergie » qui devrait rapporter 3 milliards d’euros à l’État. Ainsi, on pourrait imaginer que les taxes sur le gaz fossile et sur le fioul augmentent, elles aussi, en février 2025. Mais de là à rattraper ou dépasser celle sur l’électricité…

À lire aussi Pourquoi le prix de l’électricité n’a pas changé le 1er août 2024 ?

Les conséquences d’une électricité lourdement taxée

Tout cela fait grincer des dents. Car rappelons-le, pour atteindre nos objectifs climatiques, nous devons nous orienter le plus possible vers des énergies bas-carbone. Or notre électricité est aujourd’hui déjà largement décarbonée. Et lorsqu’elle est en concurrence avec le gaz fossile ou le fioul, son prix reste incitatif… ou dissuasif. La fiscalité appliquée aux différentes énergies peut donc jouer un rôle. Elle devrait, au moins, porter un message politique clair.

Au-delà de la question de la transition énergétique se pose celle de la balance commerciale de notre pays. Car acheter des énergies fossiles dont nous ne disposons pas sur notre sol coûte cher. Plus cher que de vendre de l’électricité bas-carbone produite en France. Se pose aussi celle du réel impact sur les finances de l’État. Car développer les énergies renouvelables, tout comme le nucléaire, dans un contexte où les usages de l’électricité ne sont pas encouragés, risque d’alourdir la facture.

Notons enfin que le projet de loi de finances pour 2025 évoque tout de même un « verdissement de la fiscalité » par le biais de « mesures par amendement » concernant les énergies fossiles — et les prix des billets d’avion — ainsi qu’une « fiscalité environnementale » qui fera passer la TVA sur les chaudières à gaz de 5,5 à 20 %. Dans un domaine un peu différent, le malus automobile va être durci, rendant les voitures thermiques plus chères. Mais en parallèle, l’enveloppe réservée au bonus écologique pour l’achat d’un véhicule plus performant sur le plan environnemental sera réduite…

L’article L’électricité sera-t-elle vraiment plus taxée que le gaz et le fioul ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Union européenne (UE) a récemment adopté une surtaxe sur les véhicules électriques chinois, visant à protéger son industrie automobile, menacée par une concurrence jugée déloyale.

L’UE a décidé de taxer les véhicules électriques chinois. La taxe pourrait atteindre 35 % de droits de douane en plus des 10 % déjà en place. Elle intervient alors que la Chine bénéficie d’importantes subventions étatiques qui favorisent la production de véhicules électriques à bas coût. En réponse, la Commission européenne cherche à rétablir une concurrence équitable sur le marché européen.

Un vote divisé au sein de l’UE

Le 5 octobre 2024, dix États membres de l’UE, dont la France et l’Italie, ont voté en faveur de cette mesure. Ces pays, confrontés à une crise de leur industrie automobile, se sont montrés favorables à cette barrière douanière. La filière emploie plus de 14 millions de personnes dans l’UE.  Ils estiment que sans cette protection, l’industrie européenne serait condamnée face à l’avancée technologique chinoise, notamment dans la production de batteries électriques. Actuellement, les BYD (taxe future de 17 %), Geely ou SAIC (taxe future de 35,3 %) imposent leur domination en partie grâce aux aides gouvernementales qu’ils reçoivent​.

Cependant, le vote n’a pas été unanime : cinq pays, dont l’Allemagne, ont voté contre. L’Allemagne, qui entretient des relations commerciales étroites avec la Chine, redoute des mesures de rétorsion de la part de Pékin. Le constructeur Volkswagen y est bien implanté. Craignant une « guerre commerciale », Berlin s’est donc montré réticent à cette surtaxe.

À lire aussi Ce qu’il faut savoir avant d’installer une prise de recharge renforcée pour voiture électrique

Vers des représailles chinoises ?

En réponse à cette décision européenne, la Chine a rapidement exprimé son mécontentement. Le gouvernement chinois a dénoncé des pratiques « injustes et déraisonnables » et promis de défendre les intérêts de ses entreprises. Pékin a également laissé entendre que des mesures de représailles pourraient être envisagées, visant notamment certains secteurs clés pour l’Europe, comme les spiritueux, les produits laitiers ou encore le porc.

Ces menaces sont prises au sérieux par plusieurs pays européens, notamment la France, où la filière du cognac a déjà exprimé ses inquiétudes face à la possibilité d’une telle sanction.  La portée de ces menaces reste tout de même limitée, car la Chine fait face à des difficultés économiques, notamment à cause de la fermeture du marché américain. L’UE reste son premier marché d’exportation.

À lire aussi V2G, V2H, V2L : tout ce que vous devez savoir sur la charge bidirectionnelle

Vers l’installation d’usines chinoises sur le sol européen

Face à cette barrière douanière, les constructeurs chinois ne semblent pas prêts à abandonner le marché européen, en pleine croissance pour les véhicules électriques. Certains, comme Geely et BYD, réfléchissent à la possibilité d’ouvrir des usines directement sur le sol européen afin de contourner ces surtaxes. Geely envisage ainsi une implantation en Pologne, tandis que BYD pourrait s’installer en Hongrie dès l’année prochaine​.

Cette stratégie permettrait aux constructeurs chinois d’éviter les droits de douane tout en continuant à offrir des véhicules compétitifs sur le marché européen. De plus, cette implantation locale pourrait renforcer les partenariats entre les constructeurs chinois et européens, dans un contexte où plusieurs acteurs européens, comme Stellantis, envisagent déjà des collaborations avec leurs homologues chinois pour s’adapter à la demande croissante de véhicules électriques​.

L’article Bientôt une taxe spéciale sur les véhicules électriques chinois ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

On dit souvent que les cordonniers sont les plus mal chaussés, c’est également valable dans le nucléaire. Le Kazakhstan, premier producteur d’uranium au monde, n’avait jusqu’à présent aucune centrale nucléaire en service. Néanmoins, cette situation est sur le point de changer puisque le pays a dit oui au nucléaire lors d’un référendum portant sur la construction d’une centrale nucléaire. 

Annoncé depuis presque un an, le référendum sur le nucléaire a enfin eu lieu, au Kazakhstan, et le résultat est sans appel : les Kazakhstanais ont dit oui au nucléaire à près de 71 %. Il faut dire que le gouvernement a fait les choses en grande pour tenter de convaincre son peuple de l’intérieur d’une telle centrale. Outre une vaste campagne pronucléaire, le gouvernement a mis en place la gratuité des bus dans les grandes villes pour s’assurer un taux de participation élevé. Dans la même dynamique, il n’était pas nécessaire d’être inscrit sur les listes électorales pour participer à ce référendum. À l’inverse, une dizaine d’opposants à l’atome auraient été arrêtés par le régime du président Kassym-Jomart Tokaïev.

Dans le plus vaste pays intérieur au monde, le recours au nucléaire pourrait apparaître comme une évidence, puisque le pays est le premier producteur incontesté d’uranium. Mais l’ère soviétique y a laissé de profondes séquelles, par le biais de plus de 450 essais nucléaires entre 1949 et 1989. Ces essais auraient eu des répercussions sur près de 1,5 million d’habitants. Néanmoins, le pays est dans une situation délicate d’un point de vue énergétique, et les coupures de courant sont régulières. Pour renouveler son parc vieillissant de centrales thermiques, le gouvernement en place préfère le nucléaire aux énergies fossiles comme le charbon ou le pétrole, malgré d’immenses réserves souterraines.

À lire aussi Voici la carte des mines d’uranium qui fournissent les centrales nucléaires en France

Le russe Rosatom, en pôle position pour construire la centrale

La future centrale nucléaire du pays devrait être construite à Ülken, sur la côte ouest du lac Balkhach. Le village a d’ailleurs une longue histoire avec le nucléaire. En 1997 déjà, un projet de centrale avait été envisagé. Mais du fait d’une très forte opposition locale, le gouvernement de l’époque avait finalement changé son fusil d’épaule. Plus que jamais, Ülken reste l’option n° 1 du fait des besoins électriques importants de la région, et des importantes infrastructures électriques existantes.

Reste désormais à savoir qui sera chargé de la construction de la centrale. Si EDF compte bien tenter sa chance, la Russie et la Chine semblent être les mieux positionnées pour remporter la mise, sans compter la Corée du Sud. De son côté, le président Kassym-Jomart Tokaïev a déclaré vouloir un « consortium international composé d’entreprises dotées des technologies de pointe ». Affaire à suivre.

L’article Ce royaume de l’uranium a voté pour la construction de sa première centrale nucléaire est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La décarbonation des transports lourds, et en particulier du secteur maritime, donne du fil à retordre aux chercheurs du monde entier. En France, deux startups ont décidé d’unir leur force pour trouver une solution commune à base d’hydrogène liquide et de nucléaire. 

Utiliser le nucléaire pour produire de l’hydrogène vert : voici, en résumé, comment Energy Observer espère décarboner le transport maritime mondial. L’entreprise vient, en effet, de conclure un partenariat avec Naarea, une startup travaillant sur le développement d’un XAMR (Extra Small Advanced Modular Reactor), un réacteur à sels fondus destiné à faciliter la décarbonation de nombreuses applications industrielles.

Dans les faits, ce réacteur de 80 MWth et 40 MWe, dont les premières unités pourraient démarrer avant 2030, servirait à produire de l’hydrogène liquide. Ce dernier serait alors utilisé pour propulser EO2, un navire cargo de 160 mètres de long. D’une capacité de 1 100 conteneurs, ce navire serait ainsi équipé de piles à combustibles capables de transformer cet hydrogène liquide en électricité, pour une puissance totale de 4,8 MW. Selon Energy Observer, ce cargo pourrait parcourir près de 1800 milles nautiques avec une autonomie de 14 jours.

À lire aussi L’utilisation de l’ammoniac dans les transports maritimes sera-t-elle une catastrophe environnementale ?

Un partenariat 100 % français

Fondée en 2017 à Saint-Malo, la startup Energy Observer a pour vocation de participer à la décarbonation du secteur maritime grâce au recours à des énergies décarbonées. Pour mettre en avant l’intérêt technologique des énergies renouvelables dans le secteur maritime, le premier navire de la société, sobrement baptisé Energy Observer, a réalisé un tour du monde de plus de 7 ans, uniquement grâce à des énergies renouvelables (solaire, éolien, hydrolien), ainsi qu’à de l’hydrogène.

De son côté, la startup Naarea, crée en 2020, est spécialisée dans le développement de réacteurs nucléaires compacts. Elle s’inscrit dans la dynamique actuelle qui a replacé le nucléaire sur le devant de la scène avec le développement massif de nombreux projets de SMR. Grâce à sa technologie, la startup françilienne vise principalement à décarboner les applications d’industrie lourde. Preuve de cet attachement français, Naarea vient également de s’associer avec le CNRS et l’université de Paris-Saclay pour la mise en place d’un laboratoire commun sur la chimie des sels fondus, une technologie utilisée dans le réacteur de Naarea.

L’article De l’hydrogène nucléaire pour décarboner le transport maritime est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Deux entreprises viennent de signer un accord stratégique pour recycler le verre photovoltaïque pour la fabrication de verre plat. Un partenariat vertueux sur le plan écologique puisqu’il fait baisser les émissions de carbone liées à la fabrication du verre.

Le secteur du recyclage pour le photovoltaïque est en plein essor. C’est l’Agence internationale de l’énergie (AIE) qui l’a relevé dans un récent rapport en notant que les entreprises qui se spécialisent dans le secteur du recyclage photovoltaïque augmentent au fil des ans.

Un partenariat concret pour l’utilisation du verre photovoltaïque recyclé

Parmi elles, la start-up française ROSI s’est déjà démarquée par la mise au point d’un procédé visant à récupérer et réutiliser le silicium nécessaire à la fabrication des panneaux solaires. Aujourd’hui, l’entreprise va plus loin avec la signature d’un nouveau partenariat avec le leader dans la fabrication de verre plat, AGC Glass Europe. Le verre plat est une famille de verres fabriqués sous forme de feuilles. Il sert principalement pour la fabrication de miroirs et de vitres. Ce nouveau contrat entre les deux entreprises a pour but de recycler le verre des modules photovoltaïques pour fabriquer du verre plat, à destination de la filière de la construction, de l’automobile, ou d’autres secteurs industriels.

À lire aussi Des progrès sans précédent dans le recyclage des panneaux photovoltaïques

Selon l’entreprise ROSI, alors qu’un panneau photovoltaïque est composé à 70 % de verre, le recyclage de ce verre permet de réduire de 25 % la consommation d’énergie liée à la production d’un nouveau verre. Ce recyclage permet aussi de faire baisser le bilan carbone du secteur de la production du verre et de diminuer l’impact environnemental des panneaux photovoltaïques en fin de vie. En effet, selon les deux entreprises, « l’utilisation d’une tonne de calcin de verre comme matériau secondaire dans la production de verre flotté permet d’économiser 0,7 tonne de CO₂ et 1,2 tonne de nouvelles matières premières ». Une innovation technique a été nécessaire pour permettre ce recyclage puisque la composition du verre photovoltaïque n’est pas exactement identique à celle des produits standards d’AGC Glass Europe. La start-up Rosi est soutenue par un investisseur japonais, Itochu, qui envisage d’introduire cette nouvelle technologie sur le marché japonais très prochainement.

L’article Des vitres et miroirs en verre de panneaux solaires recyclés, c’est pour bientôt est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Du point de vue du climat, mieux vaut consommer du gaz fossile que du charbon. Oui. Mais peut-on en dire autant du gaz naturel conditionné sous forme liquide, le GNL ? Des chercheurs ont fait les calculs. Et ils sont catégoriques. Les émissions du GNL produit aux États-Unis sont pires que celles du charbon.

Rappelez-vous, février 2022. La Russie se lançait dans une guerre en Ukraine. L’Europe, alors, avait craint pour son approvisionnement en gaz fossile. Et très rapidement, elle avait fait le choix de privilégier le gaz naturel — mais tout aussi fossile que l’autre — liquéfié (GNL). Lui aussi est importé. Non plus par gazoducs, mais par bateau. Toujours de Russie, pour une part non négligeable d’environ 15 % aujourd’hui, mais surtout, des États-Unis pour près de 50 % du volume.

Les pays d’Europe ont alors beaucoup investi pour augmenter leurs capacités d’importation de GNL. Ils ont planifié la construction de nouveaux terminaux méthaniers à coups de milliards d’euros. La France, par exemple, s’est dotée d’un cinquième terminal méthanier, un terminal flottant, installé au Havre. Pourtant, dans le même temps, la consommation de gaz fossile dans notre pays n’a cessé… de diminuer. Durant l’été 2023, elle a même atteint son niveau le plus bas depuis 10 ans. Et c’est plutôt heureux puisque notre pays compte toujours atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

À lire aussi Hausse des prix du gaz : est-il temps de passer au 100% électrique ?

Du gaz de schiste derrière notre GNL

Or, le gaz naturel liquéfié importé des États-Unis n’a vraiment rien de neutre en carbone. D’abord, parce qu’il provient essentiellement de gaz de schiste. Son exploitation émet 2 à 3 fois plus de gaz à effet de serre que celle du gaz fossile conventionnel. Elle nécessite en effet plus d’énergie et expose à plus de risques de fuites de méthane.

Mais ce n’est pas tout, assurent aujourd’hui des chercheurs de l’université Cornell (États-Unis). Pour nous aider à prendre des décisions éclairées en matière de climat, ils ont voulu quantifier les émissions de gaz à effet de serre liées à la production de GNL aux États-Unis. Leur conclusion est sans appel. « Le gaz fossile et le gaz de schiste sont tous deux mauvais pour le climat. Le gaz naturel liquéfié est pire. » En cause, le fait, comme mentionné plus haut, que le GNL américain est avant tout issu d’un gaz de schiste dont la production et le transport émettent des quantités substantielles de gaz à effet de serre. Mais aussi, les émissions libérées par la liquéfaction de ce gaz puis son transport, généralement sur de très longues distances. Le tout compte finalement pour la moitié de l’empreinte carbone du GNL.

Ainsi, non seulement, le gaz naturel liquéfié est pire que le gaz fossile — et même que le gaz de schiste, d’un point de vue climat, en tout cas —, mais il est également pire, en termes de potentiel de réchauffement, que le charbon. Largement lorsque l’on analyse les chiffres sur 20 ans. L’empreinte carbone du GNL est alors 33 % plus importante que celle du charbon ! Sur 100 ans, les potentiels de réchauffement des deux combustibles fossiles se rejoignent.

À lire aussi Utiliser de l’hydrogène dans les centrales à gaz pourrait être une très mauvaise idée

GNL, méthane et pouvoir réchauffant

Pourquoi ? Parce que le pouvoir réchauffant du méthane est 80 fois plus important que celui du dioxyde de carbone (CO₂). Or, du méthane, il s’en échappe dans notre atmosphère à presque toutes les étapes du processus d’exploitation du gaz naturel liquéfié. Dès la production jusqu’à la distribution en passant par le transport. C’est un fait bien établi. Mais aussi, lors de la phase de liquéfaction de ce gaz. Parce que pour apporter le gaz fossile qui arrive à l’usine à -160 °C, il faut en consommer environ 10 %. Selon les chercheurs de l’université Cornell, l’étape compte ainsi pour près de 9 % du pouvoir réchauffant du GNL.

Et puis, il y a l’étape de stockage et de transport. Les méthaniers modernes utilisent une part du GNL qu’ils transportent pour leur alimentation. Ils sont énergétiquement plus efficaces que les anciens méthaniers à vapeur. Mais lorsqu’ils brûlent du gaz naturel liquéfié, ils laissent s’échapper un méthane plus dommageable pour le climat — surtout à court terme — que le CO₂. Selon les méthaniers, la part du transport dans le pouvoir réchauffant du GNL varie de 4 à 8 %. S’ajoute à cela quelques fuites difficiles à éviter.

À lire aussi Interdiction des chaudières au gaz : l’énorme erreur d’Emmanuel Macron

Le GNL en perte de vitesse ?

La relative bonne nouvelle vient d’une analyse du think tank Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA). Au premier semestre 2024, les importations européennes de GNL ont en effet diminué par rapport à l’année précédente. De plus de 10 % pour les seuls pays de l’Union. Selon les experts, notre vieux continent aurait ainsi déjà passé son pic de consommation de gaz naturel liquéfié. D’ici 2030, la demande en GNL pourrait tomber sous la barre des 100 milliards de mètres cubes — contre entre 150 milliards en 2024 —. Avec pour conséquence, toutefois, le risque que les capacités de nos terminaux méthaniers deviennent largement trop importantes. Déjà, en 2024, leur taux d’utilisation moyen n’a pas atteint les 50 %.

L’article Et si le gaz naturel liquéfié était pire que le charbon ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans son dernier rapport, Greenpeace France met en lumière la vulnérabilité des centrales nucléaires face à la montée des eaux, un risque accru par le dérèglement climatique. Un risque à tempérer selon une spécialiste et le lobby nucléaire.

Selon l’ONG Greenpeace, les centrales situées à proximité des côtes, soit environ 41 % du parc nucléaire mondial, sont particulièrement exposées au phénomène de submersion marine. En France, cinq sites sont concernés, dont celui de Gravelines, situé dans le Nord. Ce site, qui abrite déjà six réacteurs, devrait accueillir deux réacteurs EPR2 de nouvelle génération.

Greenpeace s’est appuyée sur les projections climatiques du GIEC, prévoyant une hausse de la température mondiale de 4 °C d’ici 2100, pour modéliser l’impact de la montée des eaux à Gravelines. Selon le rapport, le niveau de la mer pourrait s’élever de 0,63 à 1,01 mètre d’ici la fin du siècle, exposant ainsi l’ensemble du site à un risque de submersion lors des marées hautes couplées à une surcote centennale. Greenpeace souligne que cette menace reste sous-estimée, alors qu’elle s’accentuera avec l’aggravation des événements climatiques extrêmes.

L’ONG demande qu’EDF documente « comment elle a évalué la hauteur d’eau maximale possible dans le prochain siècle » et « démontrer qu’elle peut protéger la centrale contre cette hauteur d’eau maximale pendant toute la durée de vie de l’infrastructure ».

À lire aussi Comment la centrale nucléaire de Zaporijjia se démène pour trouver de l’eau

Une élévation de la centrale contre la submersion marine

Les réacteurs seront bâtis sur une plateforme de 11 mètres de haut, avec une exploitation prévue à partir de 2040. Emmanuelle Galichet, chercheuse en physique nucléaire au Cnam, affirme auprès de Franceinfo qu’une « réévaluation de sûreté et une veille climatique » sont effectuées régulièrement, tous les dix ans, et les réacteurs pourront résister à une hausse des températures de 2 à 3 °C d’ici la fin du siècle.

La chercheuse insiste sur le fait que si des ajustements sont nécessaires, comme une surélévation de la plateforme, ils seront pris en compte lors des prochaines visites décennales des réacteurs.

À lire aussi Nucléaire : les nouveaux EPR2 de la centrale du Bugey enterrent un projet de barrage sur le Rhône

Des retours d’expérience et une robustesse de l’installation

La Société française d’énergie nucléaire (Sfen) se montre plus confiante quant à la résilience des centrales face aux risques climatiques. « En bord de mer du Nord, de Manche ou d’Atlantique, si une telle situation se produisait, elle ne serait d’ailleurs que temporaire, car elle suppose la conjonction d’une marée haute de très fort coefficient et d’une très violente dépression. » À la suite des Évaluations complémentaires de sûreté (ECS) réalisées après Fukushima, des investissements conséquents ont été réalisés entre 2020 et 2022 pour renforcer la protection contre les inondations et les événements climatiques extrêmes.

Par ailleurs, une source froide diversifiée, indépendante de la mer, a été mise en place pour garantir une redondance en cas de défaillance. EDF a également prévu des marges de sécurité importantes, avec des hypothèses climatiques allant jusqu’à un réchauffement de 8 °C, ce qui dépasse les scénarios les plus pessimistes.

La Sfen rappelle que les centrales nucléaires peuvent fonctionner en mode « îlotage » en cas de coupure du réseau, comme cela s’est produit lors de la tempête Ciaran en 2023. La centrale de Flamanville, isolée du réseau électrique, a réussi à maintenir son fonctionnement, illustrant la capacité des centrales à s’adapter à des situations extrêmes.

L’article Les futurs réacteurs nucléaires EPR2 de Gravelines risquent-ils vraiment la submersion ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

À défaut de pouvoir mettre fin à toutes les émissions de CO2, pourquoi ne pas en enfouir une partie ? Malgré ses défauts, cette solution s’affiche peu à peu comme une alternative indispensable à l’atteinte du zéro carbone en 2050. Dans cette optique, la Norvège vient d’inaugurer Northern Lights, le premier projet transfrontalier de séquestration du carbone. 

Le 26 septembre 2024 pourrait bien constituer une étape clé pour les objectifs de décarbonation à l’échelle mondiale. C’est, en effet, à cette date que vient d’être inaugurée Northern Lights, la première usine au monde de transport et de stockage transfrontalier de CO2. Lancée à la fin de l’année 2020, la première phase du projet vise à stocker du carbone dans un réservoir géologique situé au fond de l’océan, à environ 2 600 mètres sous le niveau de la mer. Le réservoir était un aquifère marin situé sous la mer du Nord, qui contenait de l’eau salée. La taille de ce réservoir est suffisante pour permettre la séquestration de millions de tonnes de CO2 par an pendant plusieurs décennies.

À lire aussi Des canalisations de CO2 en projet en France : à quoi ça sert ?

La première étape du projet, qui vient tout juste d’être inaugurée, devrait permettre le stockage de 1,5 million de tonnes de CO2 par an pour des industriels. La deuxième phase est déjà en cours de préparation, et vise à augmenter les capacités de stockage à 5 millions de tonnes de CO2 par an.

En Norvège, Northern Lights fait partie d’un projet plus vaste, répondant au nom de Longship. Celui-ci consiste à mettre en œuvre une chaîne de valeur complète pour la capture, le transport et le stockage des émissions de CO2 industrielles. Lui aussi devrait être opérationnel en 2025. Il comprend la capture du CO2 de l’usine de ciment Heidelberg Materials, située à Brevik, ainsi que la capture des émissions de Hafslund Celsios. Ce CO2 capturé devrait entre être transporté par navire jusqu’à l’installation terrestre de Northern Lights, qui se situe à Øygarden. D’ici, le CO2 sera transporté par pipeline jusqu’à l’entrée du puits, avant d’y être injecté. À elles deux, ces entreprises devraient envoyer près de 800 000 tonnes de CO2 par an à Northern Lights, soit l’équivalent de 1,6 % des émissions de la Norvège.

À lire aussi Stockage de carbone sous terre : quand la France va-t-elle se lancer ?

Le stockage du carbone, seul espoir d’une décarbonation réussie ?

Pour l’heure, le CSS (Carbon capture storage) est encore peu répandu. En 2022, environ 44 millions de tonnes de CO2 ont été captées sur 35 sites en exploitation à travers le monde. Cela représente environ un millième des émissions de CO2 d’origine humaine.

Pourtant, il constitue un outil considérable pour réduire l’impact humain sur l’environnement. D’ailleurs, l’Europe compte beaucoup sur le stockage du carbone pour atteindre ses objectifs de décarbonation. Dans un rapport de février 2024, la Commission européenne a indiqué viser une capacité de stockage de 280 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2040, et 450 millions de tonnes d’ici 2050.

L’article Voici le premier site de stockage et transport international de CO2 au monde est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement français prévoit une hausse importante des taxes sur l’électricité en 2025, une décision controversée qui pourrait engendrer un impact significatif pour de nombreux foyers.

L’augmentation prévue par le gouvernement concerne principalement l’ex-TICFE, nouvellement nommé accise sur l’électricité, dont le taux, initialement fixé à 32 €/MWh avant la crise, pourrait atteindre jusqu’à 40 ou même 42 euros le mégawattheure, selon Le Point et Les Echos. Cette mesure vise à combler un déficit budgétaire croissant, Michel Barnier est en quête de 60 milliards d’euros pour atteindre une réduction du déficit à 5 % du PIB en 2025​.

Le prix de l’électricité devrait baisser pour les offres au tarif réglementé

Sur le marché de gros, le prix de l’électricité a effectivement chuté grâce à une offre plus stable, notamment avec le retour progressif des réacteurs nucléaires. Le gouvernement mise donc sur une baisse globale des factures des ménages, de l’ordre de 10 % au 1ᵉʳ février 2025, en dépit de cette augmentation de taxe.

Emmanuelle Wargon, présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), insiste sur l’importance de faire bénéficier les consommateurs de cette baisse des prix sur les marchés : « C’est important que les Français qui ont été confrontés à la hausse voient aussi la baisse quand elle se matérialise sur les marchés de l’électricité », a-t-elle expliqué sur RTL. Elle souligne aussi que cette transition énergétique requiert une électricité abordable, en précisant : « Pour répondre à cet enjeu climatique, c’est moins d’énergie fossile (…) c’est plus d’électricité et pour pouvoir aller vers plus d’électricité, il faut que l’électricité soit abordable ».

La dernière hausse des tarifs de l’électricité, décidée le 1ᵉʳ février 2024 par le ministre de l’Économie, s’inscrit dans un contexte de fiscalité élevée sur cette énergie : les taxes appliquées à l’électricité sont 9 fois plus importantes que celles du gaz, 5 fois celles appliquées au gazole, et 11 fois celles du fioul domestique, relativement aux émissions de CO₂ générées, comme l’a révélé l’Observatoire de l’industrie électrique. Un tel niveau de taxation interroge sur la cohérence avec les ambitions climatiques du gouvernement, particulièrement quand les taxes sur le gaz ou les carburants sont maintenues à des niveaux plus bas.

À lire aussi Prix de l’électricité : est-il plus élevé en France que chez nos voisins ?

L’augmentation de l’accise pénalisera les offres de marché

En revanche, les ménages au tarif de marché pourraient être particulièrement exposés. Contrairement aux abonnés aux tarifs réglementés, ces consommateurs avaient grandement bénéficié de la baisse des prix de marché. Ils subiront de plein fouet l’augmentation de la taxe. Cette situation soulève de vives préoccupations, notamment pour les foyers modestes et ceux vivant dans des logements mal isolés, souvent plus vulnérables aux hausses de coûts. Des experts craignent un impact social et une possible résurgence de mouvements de contestation, semblables aux « Gilets Jaunes » de 2018.

Au sein même du gouvernement, des voix s’élèvent contre cette augmentation. Agnès Pannier-Runacher, ministre de la Transition énergétique, souligne les effets négatifs potentiels pour les ménages modestes et la classe moyenne. En plus de peser sur la consommation, cette hausse pourrait freiner les efforts de réindustrialisation et d’électrification, alors que le gouvernement encourage la transition vers des véhicules électriques et des infrastructures plus vertes. Certains observateurs dénoncent cette incohérence, craignant un ralentissement des projets de décarbonation.

L’article Pourquoi augmenter les taxes sur l’électricité est une grossière erreur est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Tous les vols au départ de notre France sont soumis à la taxe de solidarité sur les billets d’avion. Pendant près de 20 ans, elle est restée légère. Mais le Gouvernement envisage de nouvelles modalités qui pourraient faire exploser les prix des billets.

La taxe de solidarité sur les billets d’avion (TSBA). Vous connaissez ? Elle a été instaurée en France en 2006. Elle était alors de l’équivalent de 1 € sur les vols vers la France — et les pays européens — et de 4 € sur les autres vols. Pour un billet en classe économique. La taxe était 10 fois plus élevée pour la classe affaires et la première classe. Objectif : alimenter le Fonds de solidarité pour le développement et participer ainsi notamment à la lutte contre les trois grands fléaux que sont le sida, la tuberculose et le paludisme.

En 2020, la taxe de solidarité sur les billets d’avion avait été majorée par une écocontribution, destinée, elle, à financer des travaux sur le réseau ferré. Elle était alors passée à respectivement près de 3 € et quelque 7,5 €. Puis la Convention citoyenne pour le climat avait proposé de l’augmenter un peu plus encore. Pour rendre les prix des billets d’avion plus dissuasifs. La proposition n’avait pas été retenue.

À lire aussi Pollution du transport aérien : et si l’on se trompait de cible ?

Vers une augmentation de la taxe de solidarité sur les billets d’avion

Aujourd’hui, c’est, semble-t-il, pour une tout autre raison que l’idée d’augmenter la taxe de solidarité sur les billets d’avion est remise sur la table. Avec l’espoir de réduire le déficit public d’environ 1 milliard d’euros. Ce qui correspondrait à une multiplication de la TSBA par trois — une partie de la taxe devant rester réservée à financer la solidarité. Il se murmure, par exemple, que d’environ 60 € pour un vol de plus de 5 000 km en classe affaires, elle passerait à 200 €. Les jets privés pourraient même être taxés à hauteur de 3 000 €. Rappelons qu’en 2024, la taxe de solidarité sur les billets d’avion avait rapporté quelque 460 millions d’euros.

Avant même confirmation, les industriels, aussi bien français qu’européens, estiment que la mesure pourrait nuire gravement à la compétitivité du secteur. Les compagnies aériennes, quant à elles, préviennent qu’elles pourraient ne pas avoir d’autre option que de répercuter cette hausse de la TSBA sur les prix des billets. Ce qui ne serait pas pour déplaire aux organisations environnementales. De leur côté, elles réclament depuis longtemps qu’une taxe puisse aider à ralentir le trafic aérien.

À lire aussi Voici le premier réacteur d’avion 100% électrique (vidéo)

Quels effets sur le climat ?

Dans un rapport publié récemment, le Réseau Action Climat France estime ainsi qu’une augmentation de la taxe de solidarité sur les billets d’avion — qu’il évalue, lui, à 4 milliards d’euros — serait à la fois « juste et efficace ». Efficace parce qu’elle représenterait une manière de réduire directement les émissions du secteur de 8 %. Juste parce qu’elle ferait peser le poids de cette réduction sur les plus aisés. Car ce sont bien les CSP+ urbains qui prennent le plus souvent l’avion pour des voyages lointains. Contrairement à d’autres formes de taxes carbone — comme celle sur les carburants —, celle-ci concernerait donc surtout les hauts revenus. Ceux qui contribuent le plus au réchauffement climatique par leurs modes de transport. Pour savoir plus exactement de quelle manière, il faudra attendre la présentation du budget 2025 prévue ce jeudi 10 octobre.

À lire aussi Le grand fiasco de l’interdiction des vols courts en France

L’article Prendre l’avion au départ de la France bientôt hors de prix pour la bonne cause ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

N’importe quelle surface exposée au soleil peut être exploitée pour produire facilement de l’électricité, même en pleine ville. Comment ? Avec un simple kit solaire prêt-à-brancher. Quelques panneaux, un onduleur, deux câbles et une prise suffisent pour injecter des kilowattheures photovoltaïques chez soi. Nous avons testé un petit modèle à panneaux flexibles de la gamme proposée par Ecoflow, dont la facilité d’installation et d’exploitation est assez épatante.

Lorsque la marque américaine nous a proposé de tester son kit solaire, nous nous sommes d’abord demandés où pourrions-nous bien l’installer. Car dans notre imaginaire, produire de l’électricité solaire nécessitait jusqu’à peu d’investir dans une lourde centrale en toiture. Des tuiles à retirer pour fixer les rails, de lourds panneaux à hisser, de fastidieux câblages jusqu’au tableau électrique général…

Nos inquiétudes se sont rapidement dissipées en observant les caractéristiques du kit solaire qu’Ecoflow nous a proposé de tester. Pensé pour être utilisé sur un balcon, l’ensemble s’adapte à une grande variété de sites, urbains ou non, sans avoir à réaliser de travaux. Il suffit de disposer d’une prise à proximité et de quelques vis ou colliers de serrage pour commencer à produire de l’électricité solaire.

Configurable, le kit que nous avons reçu se compose de 4 panneaux souples particulièrement légers (2,3 kg pièce) d’une puissance de 100 Wc et dotés d’œillets à ses extrémités pour faciliter leur fixation. Un onduleur compact de 800 W dotés de ports connectables en un clic permet de transformer le courant continu des panneaux en courant alternatif injecté sur le réseau électrique. Deux sets de câbles permettent de brancher l’ensemble. L’un relie les panneaux à l’onduleur, l’autre relie l’onduleur à la prise domestique. Il suffit d’orienter les panneaux, de les fixer fermement sur leur support improvisé (nous avons choisi des vis avec rondelles, mais des colliers de serrage peuvent aussi faire l’affaire) et de brancher l’ensemble pour commencer à produire. Rien de plus.

Fiche technique du kit solaire Ecoflow Powerstream 400 Wc
Puissance installée	4 × 100 Wc
Type de branchement	À brancher sur une prise domestique
Type d’installation	À fixer sur garde-corps ou tout autre support léger
Type de kit	Panneaux et onduleur séparés
Longueur du kit	105,5 cm
Largeur du kit	244,8 cm
Profondeur du kit	2,5 cm (panneaux) 3,3 cm (onduleur)
Poids du kit	9,2 kg (panneaux) 3 kg (onduleur)
Compteur d’énergie	Oui, communiquant (intégré à l’onduleur Powerstream)
Puissance max de l’onduleur	800 W
Prix Kit panneaux souples 400 Wc + onduleur PowerStream 800 W Batterie Delta 2 Max (optionnelle) Smart plug (optionnel)	943 € (705 € en promo)   1 799 € (1 599 € en promo) 36 €
Garantie	3 ans (panneaux) 10 ans (onduleur) 2 ans (câbles)

Installation du kit solaire flexible Ecoflow 400 Wc

Dans le cadre de notre test, mené dans le Verdon (Alpes-de-Haute-Provence), le support improvisé est le pan de toiture orienté ouest-sud-ouest (260°) incliné à 35°, d’un kiosque de jardin en bois. Les quatre panneaux flexibles de 100 Wc chacun sont maintenus à la structure du kiosque grâce à des tasseaux, vis et rondelles (non fournies) passées dans les œillets intégrés à chaque coin. Ces panneaux en silicium monocristallin sont composés de 182 cellules, recouvertes d’une couche de fibre de verre renforcé. S’il parait très robuste, le revêtement présente des aspérités qui ont tendance à accrocher les poussières et autres souillures. Nous avons dû les nettoyer après chaque épisode de pluies sableuses (fréquents dans le sud), avec de l’eau de pluie décantée, en frottant vigoureusement avec un balai.

Les câbles fournis permettent de relier facilement les panneaux entre eux (en parallèle), puis de les centraliser jusqu’à l’onduleur. Il n’y a pas de risque d’inverser les polarités grâce aux connecteurs traditionnels MC4 déjà montés sur les extrémités de câbles. Seule l’extrémité à connecter à l’onduleur Powerstream est équipée d’une prise propriétaire Ecoflow, qui semble robuste et plus sécurisée (une fois branchée, elle nécessite un accessoire spécifique fourni pour être retirée du port). Les câbles sont relativement courts, imposant une installation côte-à-côte des panneaux et pas plus d’un mètre jusqu’à l’onduleur. Cela permet d’obtenir un aspect très plat de l’installation, l’onduleur pouvant étant installé sous la structure.

Nous branchons le kit à une prise préexistante dans le kiosque, servant jusque-là à alimenter toute sorte d’appareils extérieurs : nettoyeur haute pression, éclairage, sono. Par précaution, nous avons préalablement vérifié l’intégrité physique de la prise et son câblage, en 2,5 mm². L’onduleur, fixé sous une poutre au moyen de simples vis, est masqué par une petite décoration. À noter que les câbles extra plats sont à-priori conçus pour pouvoir être coincés dans le joint de fermeture d’une fenêtre, évitant ainsi des travaux de perçage. Nous n’avons pas pu vérifier cette fonctionnalité, mais cela nous paraît délicat, selon le type d’ouverture.

Quatre sessions de nettoyage, principalement suite à des pluies sableuses, ont été nécessaires, sur une année / Images : RE – HL.

Gérer la production du kit solaire

La suite est simple : nous n’avons plus rien à faire. Dès le branchement effectué, l’onduleur vérifie automatiquement la présence d’une tension conforme provenant du réseau et autorise la production d’électricité. Il convertit les 20 V continus des panneaux en 230 V alternatifs, qui sont injectés dans le réseau. La production que vous ne consommez pas immédiatement est envoyée sur le réseau national, bien sûr sans aucune rémunération. Pour remédier à cela, deux choix : optimiser au maximum l’autoconsommation, par exemple, en programmant ou automatisant le démarrage d’appareil aux heures les plus ensoleillées. Autrement, l’onduleur Powerstream est capable de gérer la recharge d’une batterie Ecoflow, comme la Delta 2 Max qui nous a été envoyée avec le kit (mais est optionnelle, vendue 1 599 € en promotion).

Nous ne l’avons toutefois pas utilisée au-delà de quelques jours, car cette batterie (2 kWh de capacité) n’avait, chez nous, qu’une faible utilité en usage stationnaire, du fait d’un excellent taux d’autoconsommation (91,6 %). D’autant que cette batterie, qui doit être reliée à l’onduleur par un câble extrêmement court, est particulièrement lourde (difficile de la fixer sous notre kiosque) et ne résiste ni à l’eau ni aux températures extrêmes de l’été comme de l’hiver. Nous l’avons plutôt utilisée comme substitut de groupe électrogène, afin d’alimenter ponctuellement divers appareils au fond du jardin, en la rechargeant manuellement aux horaires ensoleillés.

L’index injection du compteur Linky concerné par l’installation, l’onduleur fixé sous le kiosque et les panneaux flexibles en toiture / Images : RE – HL.

Plus de 100 euros d’électricité économisés sur une année

La présence d’une pompe de piscine de 900 W, déclenchée en journée, a permis de nous assurer une autoconsommation maximale de la production. À noter qu’à la lecture de l’index d’injection du compteur Linky, nous constatons que 44 kWh ont été offerts au réseau sur un an (soit une moyenne de 3,67 kWh/mois). Cela correspond certainement aux quelques jours d’absence, ou la pompe de piscine était disjonctée et la consommation « de fond » du logement était nettement inférieure à la production des panneaux. Car l’onduleur est, en l’état, incapable d’adapter la production à la consommation. Il injecte la totalité sur le réseau, que l’on consomme ou non.

Sur une année complète, nous avons donc produit un total de 526,32 kWh, le mois de juillet étant le plus rentable, avec 68,04 kWh. Le record de production sur une seule journée s’élève à 2,78 kWh, atteints le 31 mai. Le facteur de charge de notre installation s’élève donc à 15,02 %, légèrement supérieure à la moyenne française (environ 14 %), mais un peu faible pour le sud-est de la France, ou l’on peut espérer dépasser 20 % les années très ensoleillées.

L’économie réalisée se chiffre à 119,8 € sur l’année, le contrat d’électricité du logement équipé étant au tarif réglementé option base. La petite centrale solaire a couvert 6,1 % des besoins en électricité de cette maison, pourtant chauffée par une pompe à chaleur. L’installation (hors batterie) devrait donc être rentabilisée en environ 6 ans, sous réserve que le prix de l’électricité reste élevé. La mise en place, à l’avenir, d’heures creuses solaires ou une baisse notable des prix de l’électricité pourrait repousser la rentabilité d’au moins 2 à 3 années supplémentaires.

Une appli smartphone plutôt bien conçue

Les « smart plugs », prises connectées en option à brancher sur l’alimentation des appareils énergivores, n’y changent pas grand-chose. C’est bien l’ajout d’une batterie Ecoflow qui permet d’absorber les excédents, à condition qu’elle soit correctement réglée via l’application smartphone (choix des plages de charge et décharge possible). Cette application Ecoflow est d’ailleurs plutôt bien conçue, fluide et sans bugs. Elle permet de gérer tous les appareils Ecoflow, dans notre cas, l’onduleur. On y retrouve les statistiques de production enregistrées par l’onduleur (connecté en Wifi) : puissance instantanée, production par heure, jour, mois, année… À noter que les données de production sont stockées par l’onduleur en cas de coupure de connexion, même prolongée, et consultables sur l’appli au rétablissement de la connexion.

Nous regrettons simplement l’absence d’une courbe de puissance sur 24 heures au pas de la minute, qui serait utile pour identifier d’éventuels ombrages, vérifier la bonne orientation des panneaux et connaître l’horaire exacte du pic de puissance. De même, une fonction « records » gagnerait à enregistrer les valeurs maximales.

Côté matériel, nous aurions apprécié un compteur de consommation du logement (tore à placer sur l’arrivée ou sur le port TIC du Linky, par exemple) communiquant avec l’onduleur. Cet appareil pourrait empêcher, si l’utilisateur le souhaite, d’injecter de l’électricité gratuitement sur le réseau, et de connaître en temps réel son taux d’autoconsommation.

Test du kit solaire Ecoflow 400 Wc : notre verdict

L’article On a testé un kit solaire de balcon Ecoflow pendant un an : voici le résultat est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Grâce à son projet de chauffer 150 piscines publiques avec la chaleur « fatale » des datacenters, la société britannique Deep Green est parvenue à lever pas moins de 200 millions de livres.

Dans un contexte de crise énergétique, où la flambée des coûts de l’énergie met en difficulté de nombreuses infrastructures publiques, une nouvelle solution innovante voit le jour : le recyclage de la chaleur des centres de données pour chauffer les piscines. La startup britannique Deep Green, soutenue par un investissement de 200 millions de livres (167,8 millions d’euros) de la société Octopus Energy, est en train de développer ce concept novateur à grande échelle.

De la chaleur perdue à la ressource utile

Les centres de données, qui abritent des serveurs informatiques, produisent une quantité considérable de chaleur excédentaire. Jusqu’à présent, cette chaleur était généralement considérée comme un déchet et dissipée sans véritable utilité. Deep Green propose de transformer cette énergie perdue en ressource précieuse pour des infrastructures énergivores, comme les piscines publiques, qui doivent chauffer de grandes quantités d’eau en permanence.

Le premier test grandeur nature a eu lieu à Exmouth, dans le Devon. Les résultats sont prometteurs : grâce à ce dispositif, la piscine locale a pu réduire sa facture énergétique de plus de 60 %. Le principe est simple : la chaleur générée par les serveurs de Deep Green est récupérée et utilisée pour chauffer l’eau des piscines, tandis que les centres de données bénéficient en retour d’un refroidissement gratuit pour leurs systèmes informatiques, ce qui leur confère un avantage compétitif majeur. En effet, le refroidissement des serveurs est habituellement coûteux et énergivore, mais cette approche en circuit fermé permet d’optimiser les deux systèmes.

À lire aussi Cette piscine olympique des JO 2024 est chauffée par un data center

Une solution à double impact

Avec l’investissement d’Octopus Energy, cette initiative pourrait s’étendre à environ 150 piscines publiques au Royaume-Uni au cours des deux prochaines années. Zoisa North-Bond, directrice générale d’Octopus Energy Generation, affirme que ce projet permet de « répondre à deux problèmes en même temps : réduire les factures énergétiques des communautés et diminuer l’empreinte carbone des centres de données ». Selon les calculs de la startup, les factures d’énergie des piscines pourraient être réduites de 50 à 70 % grâce à une pompe à chaleur pour capter la chaleur excédentaire.

Deep Green ne se limite pas aux piscines. D’autres structures telles que les réseaux de chauffage urbain pourraient également bénéficier de cette chaleur. Mark Bjornsgaard, PDG de Deep Green, explique que « si seulement 1 % des besoins en centres de données du Royaume-Uni fonctionnaient avec notre solution, nous pourrions chauffer toutes les piscines publiques du pays ».

Le secteur des centres de données est souvent critiqué pour sa consommation énergétique croissante. Les demandes de raccordement ne cessent d’augmenter. En France, le volume cumulé approche les 9 gigawatts (GW).

À lire aussi Comment cette mine de charbon abandonnée refroidit un data center à moindre coût

L’article Ce projet veut chauffer 150 piscines publiques grâce aux centres de données est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une grande partie de la chaîne de valeur des batteries pourrait être issue du travail forcé ou d’abus de droits humains. Éthiquement et juridiquement, elle est doublement regrettable, d’autant que ces produits pourront être bannis aux États-Unis et en Europe.

L’industrie de l’énergie fait face à une crise éthique majeure : une grande partie de la chaîne d’approvisionnement des batteries lithium-ion pourrait être exposée au travail forcé, en violation des lois des États-Unis et de l’Union européenne (UE). Cette révélation, issue d’un rapport publié par la plateforme de gestion des risques Infyos, soulève des inquiétudes quant à l’avenir des technologies de stockage d’énergie et à la capacité des entreprises à se conformer aux nouvelles réglementations en matière de droits humains.

Une dépendance lourde de conséquences

Le rapport d’Infyos met en lumière une réalité alarmante : de nombreuses entreprises de premier plan dans les secteurs de l’automobile et du stockage d’énergie utilisent des batteries lithium-ion dont la chaîne d’approvisionnement pourrait être liée à des abus des droits humains, notamment en Chine. Le lithium-ion est aujourd’hui la technologie prédominante pour les systèmes de stockage d’énergie (BESS), et son rôle ne cesse de croître la transition énergétique mondiale.

Cette dépendance aux batteries lithium-ion a un coût moral. Une partie de la production de ces batteries repose sur des matières premières extraites et raffinées dans des régions controversées, en particulier la région autonome ouïghoure du Xinjiang en Chine, où des allégations de travail forcé ont été formulées.

À lire aussi Les 3 plus grands sites de stockage d’électricité du monde

Des lois plus strictes aux États-Unis et en Europe

Les implications pour les entreprises sont considérables. Aux États-Unis, la loi de prévention du travail forcé ouïghour (UFLPA) vise à bloquer les importations de produits liés au travail forcé, y compris les batteries. L’année dernière, des produits d’une valeur de 1,4 milliard de dollars ont été saisis en vertu de cette loi. De son côté, l’UE introduira en août prochain une nouvelle réglementation sur les batteries, imposant des exigences strictes en matière de transparence et de responsabilité dans la chaîne d’approvisionnement.

En cas de non-conformité, les entreprises pourraient voir leurs produits interdits sur ces marchés cruciaux. Une situation qui pourrait avoir des répercussions économiques importantes, mais qui pourrait aussi inciter les entreprises à renforcer leurs efforts en matière de traçabilité et de durabilité dans leur chaîne de production.

À lire aussi Il n’y a plus de cobalt ni de nickel dans le Megapack de Tesla

Les entreprises au cœur de la tourmente

Bien qu’Infyos n’ait pas spécifiquement nommé les entreprises impliquées, les regards sont orientés vers les principaux acteurs de l’industrie des batteries pour les voitures, notamment CATL et Gotion, des entreprises chinoises dominantes sur le marché mondial. Des législateurs américains ont récemment appelé à bloquer immédiatement les expéditions de batteries provenant de ces entreprises, les accusant de liens avec des organisations chinoises impliquées dans l’exploitation des Ouïghours.

Face à ces accusations, CATL a fermement démenti toute implication dans le travail forcé, affirmant que ses pratiques de sourcing respectaient les normes internationales en matière de droits humains. Cependant, la pression s’intensifie, et les entreprises devront désormais prouver, de manière transparente, que leurs chaînes d’approvisionnement sont exemptes de violations des droits humains.

Outre les allégations de travail forcé en Chine, des préoccupations subsistent concernant les conditions de travail dans d’autres pays asiatiques. Un incendie survenu lundi 24 juin 2024 dans une usine de pièces pour batteries en Corée du Sud a tué 23 travailleurs, principalement des contractuels étrangers. L’usine Aricell, installée à Hwaseong, a pris feu, entraînant la mort de dix-huit Chinois, un Laotien et une personne de nationalité inconnue, selon un pompier sur place.

L’article Travail forcé et abus de droits humains dans la filière de batteries de stockage : quelle solution ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La valorisation du fabricant Français de matériel électrique Schneider Electric dépasse celle de TotalEnergies. Ce mouvement boursier traduit une conséquence économique concrète : le secteur de l’électrification est porteur.

Le 26 septembre 2024 marque un tournant symbolique dans le monde de l’énergie. Ce jour-là, Schneider Electric, spécialiste mondial des équipements électriques, a temporairement surpassé TotalEnergies en termes de capitalisation boursière. Cette inversion historique entre une entreprise ancrée dans la transition énergétique et un géant du pétrole incarne la transformation profonde que traverse l’économie mondiale.

Schneider : un leader de l’électrification de l’économie

Avec une valorisation atteignant 141,6 milliards d’euros en séance, Schneider Electric a pris l’avantage sur TotalEnergies, valorisée à 140,3 milliards d’euros. Ce basculement est d’autant plus frappant que Schneider a vu son cours bondir de 60 % en un an, tandis que TotalEnergies a perdu 5 % sur la même période. Déjà distancée par les grandes entreprises du luxe, la major pétrolière se trouve désormais menacée dans son rang au sein du CAC 40 (elle est quatrième), où Schneider pèse de plus en plus lourd en tant qu’acteur clé de la transition énergétique.

La demande en électricité augmente, comme la demande en équipement électrique. Transformateurs, disjoncteurs, onduleurs, logiciels… L’allemand Siemens affiche la même bonne santé. Il a annoncé des bénéfices nets supérieurs à ceux envisagés, avec plus de 8 milliards en 2024.

Cette performance s’explique par la demande croissante d’infrastructures électriques liées à l’intelligence artificielle (IA) et à l’électrification de l’économie. En effet, les centres de données et l’intelligence artificielle consomment des quantités d’énergie toujours plus importantes, ce qui soutient la demande pour les équipements électriques produits par des entreprises comme Schneider. Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), ces technologies consomment déjà l’équivalent de 2 % de l’électricité mondiale. À terme, entre l’équivalent « d’une Suède » et « d’une Allemagne » pourraient s’ajouter à la demande mondiale actuelle.

À lire aussi Fusionner EDF, TotalEnergies et Engie : voici la surprenante proposition des sénateurs

Aux États-Unis, une dynamique similaire avec Vistra Corp

De l’autre côté de l’Atlantique, les marchés énergétiques connaissent une révolution similaire. Aux États-Unis, Vistra Corp, une entreprise texane spécialisée dans la production d’électricité, a vu son cours tripler depuis janvier 2024, devenant ainsi l’une des stars de Wall Street. Les gérants de fonds espèrent qu’elle signe des contrats d’approvisionnement. Toujours aux États-Unis, Vistra Corp est talonnée par une autre entreprise productrice d’énergie : Constellation Energy. Elle vient de signer un contrat de 20 ans avec Microsoft pour que la firme soutire, à partir de 2028, l’électricité produite par la centrale nucléaire de Three Mile Island qu’elle va rouvrir.

L’article Pourquoi ce géant français du matériel électrique est hyper-valorisé en bourse ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une proposition de loi a été déposée au Sénat en septembre pour discuter de la possibilité de nationaliser TotalEnergies et Engie avec EDF, afin de créer un méga-service public de l’énergie. Voici le détail de cette proposition.

Depuis le 1ᵉʳ juillet 2007, les consommateurs sont libres de choisir leur fournisseur d’énergie. Ils ne sont donc plus tenus de souscrire un contrat d’électricité auprès d’EDF et un contrat de gaz auprès de GDF, comme c’était le cas auparavant. Désormais, le marché de l’énergie est ouvert à la concurrence, sous l’impulsion de l’Union européenne (UE). Mais des voix s’élèvent sur l’organisation du marché, notamment depuis la crise de l’énergie qui a provoqué la hausse des prix pour les ménages et les professionnels.

Un groupe Énergie de France pour nationaliser le gaz, l’électricité et le pétrole

Des sénateurs issus du groupe communiste proposent ainsi de créer un « service public de l’énergie Groupe Énergie de France (GEDF) en nationalisant TotalEnergies et Engie au côté d’EDF ». C’est le titre de la proposition de loi déposée au Sénat en septembre 2024. Ce Groupe Énergie de France serait composé de trois établissements publics industriels et commerciaux (EPIC) : Électricité de France service national, Gaz de France service national et Pétrole de France service national.

Selon l’article 3 de la proposition de loi, « le groupe Énergie de France assure le contrôle et le pilotage stratégiques, la cohérence économique, l’intégration industrielle et l’unité sociale du système énergétique national ». Cette nouvelle organisation implique donc de nationaliser la production, le transport, la distribution, l’importation et l’exportation d’électricité. Les centrales de production et de stockage d’électricité situées sur le territoire seraient ainsi la propriété de l’État ou des collectivités territoriales « pour les petits moyens de production décentralisés ». Il en irait de même pour le pétrole et le gaz, ce qui comprend la nationalisation des terminaux méthaniers situés en France.

À noter que le texte prévoit une exception en faveur des entreprises locales de distribution (ELD). Il s’agit d’entreprises qui assurent la distribution et la vente d’électricité et/ou de gaz sur un territoire défini, comme Gaz de Bordeaux, Électricité de Strasbourg (ES) ou Gaz et Électricité de Grenoble (GEG). Ces sociétés ne sont pas visées par la nationalisation.

À lire aussi Pourquoi EDF pourrait bientôt être surtaxé par l’État ?

Un unique tarif réglementé de vente pour tous les consommateurs

Selon le texte, la politique tarifaire de l’énergie serait définie par le Parlement tous les deux ans. Chaque année, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) ferait une proposition de tarifs, validée ensuite par le gouvernement, après avis du Parlement. Les offres de marché n’existeraient donc plus et les tarifs réglementés de vente (TRV) seraient les seuls applicables. Ils seraient calculés notamment en fonction des coûts de production.

L’idée est donc de maîtriser les prix, dans un contexte de sortie de crise de l’énergie qui a marqué les esprits avec la hausse de près de 40 % du prix de l’électricité en deux ans pour les ménages.

Concernant les taxes, le texte prévoit que « les impôts, taxes, droits et prélèvements de toute nature sont exclus de la base d’imposition de la taxe sur la valeur ajoutée pour la fourniture de produits énergétiques utilisés ou destinés à être utilisés comme carburant ». Alors qu’aujourd’hui, sur la facture d’énergie, la TVA s’applique sur les taxes (accise, taxe communale sur la consommation finale d’électricité, taxe intérieure sur la consommation de gaz naturel et contribution tarifaire d’acheminement).

À lire aussi Cet énorme projet de stockage d’électricité qu’EDF rêve de lancer

Quel avenir pour ce texte ?

Cette proposition de loi a-t-elle des chances d’être votée ? Pour l’instant, il n’est qu’en première lecture au Sénat. Il faudrait qu’il soit adopté par le Sénat puis par l’Assemblée nationale pour être ensuite promulgué. Toutefois, le texte risque d’être rejeté par les parlementaires.

En plus, s’il était adopté, il se heurterait à la réglementation de l’UE qui prévoit la libéralisation des marchés de l’énergie. La France ne semble d’ailleurs pas prendre le chemin de la sortie du marché européen de l’énergie, alors qu’elle a travaillé à la dernière réforme en la matière.

La politique française ne va pas non plus dans le sens d’un retour vers les TRV. En effet, en gaz naturel, les TRV ont disparu pour tous les consommateurs à l’été 2023. En électricité, ils ont disparu en 2021 pour les professionnels sauf pour les microentreprises. La proposition sénatoriale va donc à rebours des décisions politiques prises ces dernières années dans ce domaine. Mais elle a le mérite d’alimenter le débat sur la protection du consommateur en ce qui concerne les prix de l’énergie.

L’article Fusionner EDF, TotalEnergies et Engie : voici la surprenante proposition des sénateurs est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dédiée aux utilisateurs de voitures électriques, la nouvelle offre à « super heures creuses » proposée par Ilek propose un tarif du kilowattheure particulièrement bas au cœur de la nuit. Cependant, elle impose un certain nombre de contraintes pour parvenir à économiser réellement.

Sur les marchés, le prix de l’électricité varie considérablement d’une période de la journée à l’autre. Le kilowattheure se négocie à un prix élevé lors des pics de consommation, le matin et le soir. Il est bien plus abordable, voire très peu cher en milieu de journée et durant la nuit. Ainsi, les offres d’électricité heures pleines / heures creuses proposent aux clients de tirer profit de cette fluctuation.

Si tout le monde connaît le traditionnel contrat heures pleines / heures creuses d’EDF via le tarif réglementé, il existe une multitude d’offres à tarif différencié selon l’horaire ou la période de l’année. Notamment chez les fournisseurs alternatifs, comme les offres « heures éco » et « Charg’heures » de TotalEnergies, ou encore « Elec’car » d’Engie. Les plus aguerris connaissent également l’option Tempo et ses six tranches tarifaires. Depuis le 7 octobre, une nouvelle offre s’est ajoutée au catalogue, avec le contrat « Voiture Électrique » d’Ilek, qui propose des « super heures creuses » en plus des heures pleines et heures creuses habituelles.

À lire aussi Combien de centrales faut-il construire pour électrifier toutes les voitures de France ?

Quatre heures chrono pour recharger sa voiture électrique et lancer les machines

Cette offre, restrictive puisqu’il faut attester sur l’honneur être possesseur d’un véhicule électrique pour y souscrire, promet un tarif particulièrement bas entre 3 et 7 h du matin. Un créneau de quatre « super heures creuses » ou le kilowattheure est à 0,13 €, soit 45 % moins cher que les heures creuses du tarif réglementé. Si cette tranche tarifaire est particulièrement économique, le prix du kilowattheure sur les autres tranches reste identique au tarif réglementé : 0,21 €/kWh sur les quatre heures creuses et 0,27 € sur les seize heures pleines. L’unique avantage de cette offre est donc concentré sur un étroit créneau de quatre heures, au cœur de la nuit, ou il sera impératif de lancer la recharge de son véhicule électrique en plus des autres appareils consommateurs.

Une organisation rigoureuse est donc nécessaire, outre la souscription à une puissance souscrite très élevée, imposée par un fonctionnement simultané de tous les appareils énergivores de la maison. D’autant que le prix de l’abonnement est salé : comptez 38,47 € mensuels pour une puissance souscrite de 12 kVA, lorsque le même palier au tarif réglementé est à 20,13 €. À lui seul, l’abonnement de l’offre « voiture électrique » d’Ilek représente donc un surcoût annuel de 220 €.

Tranche horaire	Coût TTC (€/kWh)
Super heures creuses de 3h01 à 7h	0,1286
Heures creuses de 1h01 à 3h00 et de 13h01 à 15h	0,2068
Heures pleines de 7h01 à 13h et de 15h01 à 1h	0,27

 

Puissance souscrite (kVA)	Coût mensuel TTC (€)
6	23,7
9	32,93
12	38,47
15	43,97
18	48,62
24	58,45
30	62,28
36	74,14

Mieux qu’Engie et TotalEnergies, mais moins bien que l’option Tempo d’EDF

La nouvelle offre « voiture électrique » d’Ilek semble ainsi peu avantageuse, en comparaison de l’option Tempo, par exemple. Cette dernière, commercialisée par EDF dans le cadre du tarif réglementé, offre un tarif du kilowattheure en heures creuses oscillant entre 0,13 et 0,16 €. Les heures pleines s’affichent entre 0,16 et 0,19 €/kWh, à l’exception des 22 jours rouges hivernaux ou le tarif d’heures pleines passe à un exorbitant 0,76 €/kWh. L’abonnement mensuel est considérablement moins cher : 19,44 € pour une puissance souscrite de 12 kVA.

Ilek fait toutefois mieux que ses concurrents TotalEnergies et Engie, qui proposent des offres réservées à la recharge de véhicules électriques à des tarifs parfois ahurissants. Comptez 0,28 €/kWh en heures pleines et 0,15 € en heures « super creuses » pour l’offre « Charg’heures » de TotalEnergies. Engie propose un indécent 0,31 €/kWh en heures pleines et 0,17 €/kWh en heures creuses pour son offre « Elec’Car ».

À lire aussi Quelle est la meilleure offre d’électricité pour recharger une voiture électrique ?

L’article Cette nouvelle offre d’électricité à super heures creuses est-elle vraiment économique ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.