Avec la transition énergétique, les besoins en flexibilité du réseau électrique augmentent. Le stockage par batterie peut répondre à certains d’entre eux. En 2023, il s’est assez largement développé en France.

D’un côté, des énergies renouvelables de plus en plus présentes. De l’autre, des productions fossiles pilotables qui diminuent. Et à la croisée des chemins, des besoins en flexibilité qui augmentent. En 2022, le stockage d’électricité par batterie a ainsi connu un essor marqué en Europe. Selon les données publiées par RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, la puissance installée des batteries en France était de l’ordre de 490 MW cette année-là alors qu’elle n’était que de 316 MW en 2021. Qu’en est-il pour 2023 ? de nouvelles capacités ont été installées pour atteindre une puissance de 807 MW.

Le gigawatt n’est donc pas encore atteint. À noter que RTE ne communique malheureusement pas sur la capacité totale des batteries en terme d’énergie stockée.

Les capacités de stockage par batterie ont d’abord été installées sur les territoires insulaires, non interconnectés par nature, et riches en énergies renouvelables, notamment en solaire. Par exemple en Guadeloupe et en Martinique. Le plus grand système de stockage par batterie du pays (200 MWh) est d’ailleurs en cours de construction en Nouvelle-Calédonie.

De nombreux projets de stockage par batterie en France

Aujourd’hui, de nombreux projets visent aussi la France métropolitaine. Il y a quelques mois, par exemple, Q Energy s’est lancé dans la construction de l’un des plus grands projets de stockage d’énergie par batterie en France sur le site de la centrale électrique Emile Huchet (Saint-Avold). Une batterie de 35 MW/44 MWh qui s’inscrit dans le projet de décarbonation du site. Et Q Energy projette de déployer, au total, 400 MW de stockage par batterie en France.

« Il est peu probable que tous les projets de connexion de batteries au réseau électrique français aillent jusqu’au bout », estime Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE. « Parce que les acteurs cherchent encore le bon modèle d’affaires. Il y aura une poursuite du développement des batteries sur notre réseau, mais aujourd’hui, il serait présomptueux de dire dans quelles proportions. »

Le stockage par batterie, une solution parmi d’autres

Rappelons que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) demeurent, de très loin, le principal moyen de stockage exploité en France avec une puissance installée de 5,1 GW. Toutefois, l’usage de ces moyens de stockage n’est pas nécessairement le même. Les STEP, surtout les STEP dites hebdomadaires, peuvent stocker des volumes plus importants et ainsi, aider à lisser la production éolienne de toute une semaine. La contribution des batteries, quant à elle, demeure intrajournalière — certaines STEP rendent également ce service. Celles-ci, en effet, stockent les surplus de production photovoltaïque, par exemple, de l’après-midi pour les restituer quelques heures plus tard. Un service proche de celui assuré par la flexibilité de la demande qui devrait être utile dans les scénarios de fort développement du solaire en Europe. Avec leur temps de réponse rapide, les batteries peuvent aussi répondre à des besoins de flexibilité de l’ordre de quelques secondes. Elles sont ainsi de plus en plus envisagées comme des solutions idéales à la régulation de fréquence essentielle à l’équilibre de notre système électrique.

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Avez-vous déjà vu les images d’une réaction de fusion nucléaire ? Maintenant, oui ! L’autorité britannique de l’énergie atomique vient de dévoiler les images de l’une des dernières expérimentations du JET, un tokamak de 2800 tonnes qui devrait prendre sa retraite en 2024. 

Voici des images d’un nouveau record dans le domaine de la fusion nucléaire. Pour l’une de ses dernières grandes expérimentations, le JET (Joint European Torus) a réussi à générer 69 MJ d’énergie sur une durée de 5 secondes, battant ainsi son propre record de 59 MJ réalisé en 2022.

🌍 BREAKING NEWS – New #FusionWorldRecord!

Joint European Torus (JET), one of the world’s largest & most powerful fusion machines, demonstrated the ability to reliably generate fusion energy, whilst simultaneously setting world-record in energy output.➡ https://t.co/eVRlJQ0THa pic.twitter.com/erAMBPOJGp

— UK Atomic Energy Authority (@UKAEAofficial) February 8, 2024

Pour réussir cette expérimentation, les équipes du JET ont injecté 0,2 milligrammes d’un mélange de tritium et de deutérium dans le tokamak, une chambre magnétique de 2800 tonnes en forme de donut. L’intérieur de cette chambre a ensuite été porté à une température supérieure à 150 millions de degrés afin de générer un plasma, un état physique dans lequel les noyaux des atomes sont débarrassés d’une partie de leurs électrons. Dans ces conditions, les atomes de tritium et de deutérium peuvent fusionner pour former un nouvel atome plus lourd : l’hélium. Ce processus de fusion génère une quantité très importante d’énergie.

Néanmoins, le chemin vers un réacteur à fusion nucléaire commercial est encore très (très) long. Pour que la fusion puisse devenir une véritable source d’énergie, il faut que le rapport, appelé Q, entre l’énergie produite par la réaction, et l’énergie consommée pour la rendre possible, soit supérieur à 1. À partir du moment où la quantité d’énergie produite est supérieure à la quantité d’énergie consommée, la réaction peut s’auto-entretenir. Or, sur cette expérimentation, le coefficient Q n’a été que de 0,33.

Des résultats importants pour le développement d’ITER

Cette expérimentation, la dernière du tokamak JET, qui a été mis en service en 1983, devrait livrer de nombreux enseignements pour le développement d’ITER, un projet en cours de construction dans le sud de la France et réunissant près de 35 pays. Le tokamak situé au cœur d’ITER devrait peser 23 000 tonnes.

Ce dernier est la pierre angulaire de la recherche internationale sur la fusion nucléaire. Il a été conçu pour démontrer la faisabilité d’une réaction auto-entretenue, et vise à atteindre un rapport Q=10. En d’autres termes, il doit permettre au plasma de générer 10 fois plus d’énergie qu’il n’en a été nécessaire pour le créer. Si les premières expérimentations devaient avoir lieu en 2020, les retards se sont enchaînés face à la vaste complexité du projet. La date de réalisation du premier plasma a été repoussée à 2030.

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Les constructions de parcs éoliens offshore, en France, commencent enfin à s’enchaîner. Désormais, c’est le parc situé au sud de l’île de Noirmoutier qui rentre en phase chantier. Il devrait être mis en service en 2025.

Les choses sérieuses vont bientôt commencer, du côté du futur parc éolien offshore situé entre les îles d’Yeu et de Noirmoutier. Un chargement de 11 monopieux en provenance de Chine, est, en effet, sur le point d’arriver dans le port de la Rochelle.

Depuis cet été déjà, quand on regarde l’horizon depuis la pointe de l’Herbaudière, on peut observer plusieurs navires qui s’affairent sur l’emplacement du futur parc. Et pour cause, l’entreprise DEME réalise des opérations de nivellement du fond marin afin de préparer la pose des futures fondations. Depuis mi-décembre, on peut même apercevoir le Scylla, l’un des plus gros navires auto-élévateurs au monde, qui s’occupe de la préparation des fondations de la sous-station. Celle-ci devrait être posée d’ici mai ou juin 2023.

Démarrage imminents des travaux pour les fondations

L’arrivée des monopieux indique que les travaux concernant les fondations des 62 éoliennes Siemens Gamesa de 8 MW ne devraient plus tarder. Au total, les 496 MW de puissance du parc devraient permettre d’alimenter l’équivalent de 800 000 habitants, soit plus que le département de la Vendée.

Côté raccordement, RTE a pris de l’avance puisque les travaux des 29 kilomètres de la liaison terrestre, entre la Barre de Monts et Soullans, ont débuté dès l’été 2022. Un transformateur de 160 tonnes vient d’ailleurs de rejoindre son emplacement définitif, à Soullans. Durant l’année 2024, les équipes de RTE vont désormais déployer la partie sous-marine du câble, d’une longueur de 27 kilomètres.

Une grande partie de composants fabriqués en France

Si les monopieux ont été fabriqués en Chine par le groupe industriel Dajin Heavy Industry, de nombreux autres éléments des éoliennes sont Made in France. Les pales et les nacelles sont fabriquées au Havre tandis que les mâts sont réalisés à Brest. Même les couronnes de rotation, qui devaient initialement provenir d’un fournisseur chinois, seront en fait fabriquées à la Bruffière, en Vendée. Ce roulement, fixé en bout de pale, permet la rotation de celle-ci en fonction des conditions météorologiques.

Les différents éléments seront progressivement acheminés sur le port de Saint-Nazaire pour y être assemblés. C’est d’ailleurs non loin de là, aux Chantiers de l’Atlantique, qu’a été fabriquée la sous-station du parc.

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📣 La phrase : « Le constat est clair : pour maintenir une trajectoire sous 1,5 °C, il faut réduire de 80 % les émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2035. Or, le nucléaire, coûteux et lent à déployer, n’est pas en mesure de répondre à l’urgence de la situation »

🗞️ La source : un post de Greenpeace France sur X (ex-Twitter) du 2 décembre 2023.

ℹ️ Le contexte : le débat sur la décarbonation de nos économies est vif, car il implique des décisions de long terme, et des investissements très importants. Chaque partie prenante défend sa solution, et pointe les défauts des autres solutions.

⚖️ Le verdict : C’est en partie vrai, mais l’affirmation est à nuancer sur certains aspects.

Les objectifs climatiques en ligne de mire

Commençons par le début du message : « maintenir une trajectoire de 1,5 °C », c’est-à-dire contenir le réchauffement climatique à une température de +1,5 °C maximum. C’est bien l’objectif fixé par l’Accord de Paris du 4 novembre 2016.

Ensuite, « il faut réduire de 80 % les émissions de gaz à effet de serre d’ici à 2035 ». Au niveau de l’Union européenne, le plan « Fit for 55 » prévoit de réduire d’au moins 55 % les émissions de gaz à effet de serre (GES) d’ici 2030. L’objectif étant d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Dans une récente recommandation du 6 février 2024, la Commission européenne envisage l’étape intermédiaire de 2040. À cette date, il faudra avoir réduit les émissions de 90 %.

Reste à évoquer la suite du message qui porte sur les moyens pour parvenir à atteindre ces objectifs climatiques et notamment la place que peut prendre le nucléaire.

Le déploiement du nucléaire est long : vrai

Pour Greenpeace, les enjeux climatiques se jouent à court terme, ce qui n’est pas compatible avec le déploiement du nucléaire, beaucoup trop long, sans parler de son coût élevé.

Évoquons d’abord le temps nécessaire au déploiement du nucléaire. La construction d’une paire de réacteurs prend beaucoup de temps, c’est vrai. Dans son plan de relance du nucléaire, l’État prévoit la construction de 6 réacteurs de type EPR2 d’ici 2050. Une durée de 25 ans est planifiée pour la mise en route de ces réacteurs, avec une marge de deux ans pour d’éventuels retards dans le chantier (Source : vie-publique).

Parce qu’il peut y avoir des retards. Quand on évoque la durée des chantiers en matière de nucléaire, on pense forcément aux déboires de l’EPR de Flamanville. Sa construction a débuté en 2007 et devrait se terminer (enfin) mi-2024 après de très nombreux reports.

Compte tenu de ces éléments, on peut dire effectivement que le temps de déploiement du nucléaire est long, même si les pouvoirs publics tentent d’améliorer la situation en allégeant les contraintes administratives, avec la loi sur l’accélération du nucléaire du 22 juin 2023.

Le déploiement des énergies renouvelables est plus rapide : vrai

Si le nucléaire est long à mettre en place, qu’en est-il des énergies renouvelables ? Pour l’éolien terrestre, il faut compter entre 7 et 10 ans depuis l’étape de prospection et d’analyse de préfaisabilité jusqu’au raccordement. Ce délai est nécessaire pour passer par de nombreuses phases : celle de concertation, celle des expertises environnementales, l’enquête publique, la demande d’autorisation environnementale, la décision du prêt et le déroulement du chantier (Source : Info-eolien). Cette durée est valable uniquement si le projet ne fait pas l’objet de recours juridique. Si tel est le cas, il faut ajouter le temps (long) de la procédure.

Pour l’éolien en mer, il faut compter entre 8 et 10 ans pour développer un projet, même si la loi d’accélération de la production d’énergies renouvelables du 10 mars 2023 vise à accélérer les procédures (Source : Engie.com). En pratique, pour le parc éolien en mer de Saint-Nazaire par exemple, le début de la concertation date de janvier 2007 et la mise en service a eu lieu en janvier 2022. Il aura donc fallu 15 ans (Source : Site officiel du parc de Saint-Nazaire).

Cela reste plus rapide que le nucléaire. Mais rappelons que la puissance installée n’est pas la même. Alors qu’une paire d’EPR2 est dotée d’une puissance de 3340 MW, le parc éolien de Saint-Nazaire est doté d’une puissance totale de 480 MW, pour un facteur de charge en faveur du nucléaire. La durée d’exploitation est également différente. Elle est prévue pour durer environ 25 ans pour le parc éolien en mer de Saint-Nazaire alors qu’une paire d’EPR2 doit pouvoir fonctionner pendant 60 ans.

Pour les centrales solaires, la durée de construction est plus courte, entre 1 an et 2 ans et demi pour une exploitation prévue entre 20 et 30 ans (Source : Eco-delta).

Ainsi, oui le nucléaire est long à déployer, et plus long que l’éolien et le photovoltaïque. Mais sa durée d’exploitation et sa puissance sont plus importantes. C’est également à prendre en compte dans l’analyse, pour être totalement objectif.

Le prix du nucléaire VS le prix des énergies renouvelables

Passons ensuite au coût d’installation du nucléaire. L’affirmation selon laquelle l’atome est cher est vraie.

Pour les nouveaux chantiers d’EPR2, le coût est estimé à 51,7 milliards d’euros pour trois paires de réacteurs. Mais il n’est pas déraisonnable d’envisager des retards qui engendreraient un surcoût de l’ordre de 4,6 milliards. Ces montants intègrent les coûts du démantèlement de la gestion des déchets (Source : Vie-publique).

Le nucléaire est donc très coûteux, mais il faut mettre en perspective ce prix avec la puissance des parcs ainsi que leur durée d’exploitation que l’on a citées précédemment.

Pour l’éolien et le solaire, les prix sont beaucoup plus faibles. Par exemple, le parc éolien de Saint-Nazaire a nécessité un investissement de 2 milliards d’euros, selon les informations du site officiel.

Pour une meilleure comparaison, Greenpeace a publié une étude sur les coûts des énergies renouvelables et du nucléaire en novembre 2021. Il était apparu que le photovoltaïque au sol et l’éolien terrestre étaient les moins coûteux avec un coût de production inférieur à 60 euros/MWh. À l’opposé, l’EPR de Flamanville apparaît comme exceptionnellement coûteux du fait du retard du chantier et de l’explosion des sommes engagées (164 euros/MWh). Le photovoltaïque résidentiel apparaissait onéreux également (161 euros/MWh).

Enfin, le parc nucléaire existant, avec 72 euros/MWh, se situe à un niveau comparable avec celui des centrales solaires sur grandes toitures ou en ombrières (68 euros/MWh). Toutefois, si les coûts du nucléaire sont amenés à augmenter, c’est l’inverse pour le photovoltaïque dont le prix ne fait que baisser.

Le nucléaire, indispensable à la transition énergétique française

Le nucléaire est donc bien lent à déployer et coûteux, mais il faut tout de même apporter une nuance à ce propos.

En effet, il n’est pas question en France d’entamer un investissement dans le nucléaire qui serait effectivement trop long pour en tirer les bénéfices à court terme. Le pays est déjà doté de 56 réacteurs nucléaires qui permettent déjà d’assurer la majorité de la production électrique nationale de façon décarbonée.

Aujourd’hui, le pays ne peut donc pas se permettre de se passer du nucléaire pour effectuer sa transition énergétique. Les réacteurs nucléaires sont déjà là, il est d’ailleurs question de prolonger leur durée de vie et d’en ajouter de nouveaux pour accompagner la décarbonation de nos usages.

Pour autant, cela ne veut pas dire qu’il faut tout miser sur le nucléaire. Ce n’est d’ailleurs pas la politique actuelle en France. Dans son discours de Belfort de février 2022, Emmanuel Macron a indiqué vouloir unir tous les moyens de produire une électricité décarbonée, à la fois, en redynamisant la filière du nucléaire et en développant massivement les énergies renouvelables.

Ainsi, pour atteindre nos objectifs climatiques dès 2035, comme indiqué dans la publication de Greenpeace, on ne pourra pas compter sur les nouveaux réacteurs qui seront inachevés à cette date. Mais on pourra compter sur l’ensemble du parc nucléaire existant ainsi que sur les différentes structures de production d’énergies renouvelables qui existent déjà et sur celles qui seront mises en place d’ici là.

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Dogger Bank doit devenir la plus grande ferme éolienne en mer du monde, mais son installation a pris du retard. La cause principale ? Le manque de navires pour transporter les éoliennes sur le site.

Dogger Bank, c’est un immense banc de sable situé en mer du Nord. Une zone peu profonde, presque à mi-chemin entre le Danemark et le Royaume-Uni. C’est aussi le lieu qui a été retenu pour construire un gigantesque parc éolien en mer. Pas moins de 280 éoliennes géantes pour une capacité installée de 3,6 gigawatts (GW). Le projet se découpe en trois phases. Et depuis son lancement, la première phase de 1,2 GW, Dogger Bank A, imaginée pour s’étendre sur une superficie de plus de 500 km², connaît quelques déboires.

Des difficultés d’adaptation des équipements à un projet situé à plus de 120 km des côtes avaient déjà fait chuter les objectifs. Les premières éoliennes de type GE Haliade-X, des éoliennes de 13 MW parmi les plus grandes et les plus puissantes au monde, ont pourtant bien commencé à être installées au large. Et même à produire de l’électricité en octobre dernier. Avec, malgré tout, plusieurs mois de retard déjà sur le planning.

Un retard qui ne compromet pas le projet de parc éolien en mer de Dogger Bank

Et SSE Renewables, le spécialiste britannique de l’énergie renouvelable, vient de confirmer que le projet allait prendre encore un peu plus de retard. En cause, cette fois : des conditions météorologiques défavorables, mais aussi des retards dans la chaîne d’approvisionnement et le manque de disponibilité des navires-transporteurs.

SSE Renewables avait prévu d’installer pas moins de 95 éoliennes sur le site d’ici à la moitié de l’année 2024. Or, depuis le début du chantier, seulement 7 ont pu être achevées. Le début de l’exploitation commerciale des phases B — dont la construction a pourtant également déjà pris du retard — et C du parc éolien offshore de Dogger Bank restent pour l’heure annoncées pour 2025 et 2026. Mais plus de précisions sont attendues au mois de mai prochain. Le tout dans une ambiance quelque peu tendue pour le secteur de l’éolien en mer du côté du Royaume-Uni depuis plusieurs mois. Avec des licenciements et des objectifs de production annoncés à la baisse pour le parc éolien en mer Hornsea 3, au large de la côte du Norfolk, par exemple.

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Avant le début de la guerre en Ukraine, l’Autriche dépendait déjà largement du gaz russe. Un héritage du passé. Mais cette dépendance vient d’atteindre de nouveaux sommets.

Lorsque la Russie a envahi l’Ukraine, en février 2022, la plupart des pays d’Europe se sont accordés à dire qu’ils devaient d’urgence réduire leur dépendance au gaz russe. L’Autriche comptait alors sur Gazprom pour un impressionnant 80 % de son approvisionnement. L’héritage d’un accord gazier conclu… avec l’Union soviétique dans les années 1960. Après le début de la guerre, le chiffre est, un temps, tombé à moins de 20 %. À la faveur, principalement toutefois, des restrictions de livraison décidées par Gazprom. Mais la ministre autrichienne de l’Énergie, Leonore Gewessler, constate aujourd’hui que la tendance s’est lourdement inversée. Au mois de décembre dernier, l’Autriche a importé de Russie une part record de 98 % de son gaz fossile !

Le chiffre s’explique en partie par le prix de ce gaz. Car pour l’Autriche aussi, d’autres solutions existent. Mais elles demeurent plus coûteuses.

Un contrat avec Gazprom jusqu’en 2040

Et puis le chiffre est quelque peu à relativiser. D’abord, parce que la consommation autrichienne de gaz fossile a diminué. Selon les données du ministère de l’Énergie, elle est passée de 100 TWh à 75 TWh en 2023. Or un contrat court jusqu’en 2040 entre la compagnie autrichienne OMV et Gazprom : le pays s’est engagé sur un volume d’achat de 60 TWh par an. Le tout, pour l’année écoulée, pour une facture qui devrait s’élever à environ 3 milliards d’euros. « Une facture qui finance indirectement une guerre abominable en Ukraine », s’est désolée Leonore Gewessler dans la presse.

Par ailleurs, il est intéressant de noter que, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie, le gaz comptait, en 2022, pour environ 16 % de la production d’électricité en Autriche. Pour comparaison, le gaz fossile occupe une part sensiblement identique dans le mix électrique allemand, mais moins de 10 % en France. Et l’Autriche s’est fixé pour objectif d’atteindre le 100 % renouvelable d’ici à 2030. Déjà, près de 80 % de son électricité est aujourd’hui verte. Grâce à un secteur de l’hydraulique très développé.

Sortir de la dépendance au gaz russe

La part du gaz fossile dans le mix énergétique de l’Autriche, quant à elle, frôle les 22 %. Quelque 4 millions de résidences principales comptent ainsi sur lui pour être chauffées. Dans le mix énergétique de l’Allemagne, la part du gaz fossile est de plus de 24 % et dans celui de la France, de moins de 16 %.

Rappelons que l’Union européenne a prévu de se passer totalement du gaz russe d’ici à 2028. Mais pour l’heure, l’Autriche ne s’est pas fixé d’objectif clair à ce sujet. Aujourd’hui, la ministre de l’Énergie espère pouvoir contraindre les entreprises énergétiques nationales à éliminer progressivement le gaz russe. Elle souhaite également mettre fin de manière anticipée au contrat qui lie OMV — qui a annoncé de son côté être pour la poursuite des importations de gaz russe — à Gazprom. Cela pourrait coûter très cher au pays et lui poser quelques défis juridiques et politiques.

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Ce composant est un générateur de vapeur aux dimensions spectaculaires, d’une hauteur de 21 mètres, d’un diamètre de 4,5 mètres et d’un poids de 330 tonnes. Trois unités ont été livrées et seront installées en 2024 dans le bâtiment du réacteur de l’unité 3, en remplacement de ceux en place.

L’unité 3 de la centrale fait l’objet d’une 4ᵉ inspection décennale, nécessitant l’arrêt du réacteur et le contrôle de l’ensemble de l’installation. C’est une étape importante dans la poursuite de l’exploitation de l’unité de production pour 10 ans supplémentaires de fonctionnement.

Le remplacement des générateurs de vapeur est essentiel en termes de sécurité et de performance. Leur durée de vie étant atteinte, leur efficacité sera augmentée de l’ordre de 15 %, grâce à une surface d’échange thermique plus importante que sur les anciens modèles.

Comment ça marche ?

Un générateur de vapeur est un échangeur thermique avec un circuit dit « primaire ». Il est constitué de milliers de mètres cumulés de tubes, noyés dans une énorme cuve servant de circuit dit « secondaire ». Il est positionné entre la cuve du réacteur et la turbine servant à la production d’électricité.

1. Dans le circuit primaire, on fait circuler l’eau dans l’ensemble des tubes internes du générateur, provenant de la cuve du réacteur à haute température, conservée à l’état liquide sous haute pression.
2. Dans la cuve servant de circuit secondaire, on alimente en eau le réservoir, qui, au contact des tubes du primaire, se transforme en vapeur. Cette vapeur est ensuite acheminée à la turbine, entraînant la rotation de l’alternateur servant à produire l’électricité.

Schéma de principe d’un réacteur à eau pressurisée / Image : Steffen Kuntoff, retouchée par RE.

Les deux circuits sont fermés et indépendants :

• Le circuit primaire a une eau radioactive. Seul le contact avec la grande surface des tubes sert au transfert de la chaleur au circuit secondaire. L’eau refroidie revient à la cuve du réacteur pour être remontée en température en boucle fermée.
• Le circuit secondaire contient de l’eau liquide à l’entrée du générateur, et à l’état vapeur à la sortie pour entraîner la turbine. La vapeur résiduelle est ensuite transmise à un condenseur, qui permet de transformer la vapeur en eau, pour être réinjectée dans la cuve du générateur en boucle fermée. Le condenseur est raccordé à la tour de refroidissement et à l’apport d’eau extérieur (rivière, lac, mer). Le condenseur est également un échangeur thermique dans le sens inverse du générateur de vapeur.

C’est de l’eau ordinaire qui est utilisée comme fluide caloporteur en circuit primaire et transformée en vapeur en circuit secondaire. Les quantités d’énergie à évacuer sont importantes, ce qui explique la nécessité de construire les centrales nucléaires à proximité d’une grande quantité d’eau, ou de construire des tours de refroidissement.

Dans la cuve et en circuit primaire d’un REP (réacteur à eau sous pression), les températures de l’eau sont de l’ordre de 300°C, maintenues sous haute pression de 160 bars, permettant qu’elle reste en phase liquide, avant d’être transférée au générateur de vapeur.

Un chantier important bien maitrisé

Les réacteurs de Cruas-Meysse sont des REP (réacteur à eau sous pression) comme 80% des réacteurs dans le monde. Le parc français comprend 56 réacteurs en fonctionnement, tous des REP, où l’eau joue le rôle de fluide caloporteur, c’est-à-dire qu’elle permet de transmettre la chaleur aux générateurs de vapeur, et aux condenseurs.

Les générateurs de vapeur de l’unité 4 et 1 ont été respectivement remplacés en 2014 et 2017. Ceux de l’unité 2 seront à remplacer en 2027. Les anciens générateurs sont démontés et stockés dans un bâtiment spécialement construit sur le site en vue de leur démantèlement. L’inspection décennale va durer environ sept mois. Le remplacement des générateurs de vapeur durera 3 mois, impliquant 1000 travailleurs sur le site.

Les générateurs de vapeur sont construits par Framatome, dans leur usine de Chalon-sur-Saône. Pour chaque unité, le transport fluvial est effectué par barge spéciale sur 283 km, pour un voyage de deux jours entre Saône-et-Rhône, et 3 km par la route pour livraison à la centrale.

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L’Allemagne envisage d’importer de l’hydrogène algérien pour décarboner son industrie. Un plan d’action vient d’être signé entre les deux pays pour développer l’importation d’hydrogène depuis l’Algérie vers l’Europe.

Afin d’atteindre une production électrique 100 % neutre en carbone d’ici à 2035, l’Allemagne mise sur l’éolien et le photovoltaïque. Mais, pour compléter la variabilité de leur production, le pays mise sur les centrales « Hydrogen Ready » qui fonctionnent au gaz naturel, mais qui pourront être converties à la consommation d’hydrogène. L’Allemagne envisage la construction de ce type de centrales pour une puissance de 17 à 21 GW (gigawatts) entre 2025 et 2031.

Une délégation allemande en visite en Algérie pour signer un accord entre les deux pays

Pour s’approvisionner en hydrogène, notre voisin d’outre-Rhin se tourne vers l’Algérie. C’est dans ce contexte que le vice-chancelier allemand s’est rendu en Algérie ces derniers jours. À cette occasion, les deux pays ont signé une déclaration d’intention dans le but de coopérer pour la production d’hydrogène vert.

Un projet expérimental de production d’hydrogène vert devrait ainsi voir le jour sur le site de la compagnie algérienne d’hydrocarbures Sonatrach, à Arzew. La capacité du site sera de 50 MW (mégawatts) et pourra se développer grâce à une contribution financière de l’État allemand de l’ordre de 20 millions d’euros.

Le transport de l’hydrogène vert devrait être assuré par le gazoduc Corridor Sud H2, actuellement à l’étude et qui devrait transiter sur 3 300 km via la Tunisie, l’Italie et l’Autriche avant d’atteindre l’Allemagne en utilisant des gazoducs existants.

Un contrat de fourniture de gaz entre Algérie et Allemagne

Cette visite en Algérie a également été l’occasion pour le groupe allemand VNG de signer un contrat avec Sonatrach pour la livraison à moyen terme de gaz naturel. Il s’agit de la première entreprise allemande à acheter du gaz par canalisation depuis l’Algérie.

Ce partenariat « marque le début des livraisons de gaz naturel à l’Allemagne, pays avec lequel nous estimons qu’un grand potentiel existe pour développer davantage cette coopération commerciale et l’étendre dans le futur vers d’autres domaines de la chaine de valeur énergétique tel que l’hydrogène » a déclaré Rachid Hachichi, PDG de Sonatrach dans un communiqué de presse.

Rappelons toutefois que l’investissement allemand prévu en faveur de l’hydrogène vert, notamment avec la construction de centrales « hydrogen ready » a été bousculé ces dernières semaines pour des raisons budgétaires. Il se pourrait donc que notre voisin soit finalement obligé de lever le pied sur sa frénésie en faveur de l’hydrogène.

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Une entreprise américaine vient de signer un accord d’exclusivité de 6 ans pour le lancement d’un service de taxis volants commerciaux dans la capitale des Émirats Arabes Unis dès 2026. Cette annonce marque une étape importante dans le développement des eVTOL comme futur de la mobilité urbaine.

On n’est pas encore dans le Cinquième Élément, mais on s’en rapproche. Après des années de promesses, le marché des eVTOL (electric vertical take-off and landing), ces véhicules à propulsion électrique à la croisée des drones, des hélicoptères et des avions, commence enfin à décoller avec en tête la société Joby Aviation. La startup américaine, qui a récemment fait l’actualité en proposant une démonstration de vol de son prototype dans la ville de New York, devrait fournir à Dubaï ses premiers taxis volants électriques dès 2026, par le biais d’un contrat d’exclusivité de 6 ans.

Ce contrat porte sur des premières phases de tests dès 2025, et sur le lancement de vols commerciaux à partir de 2026. Pour l’occasion, l’entreprise Skyports va construire quatre vertiports au niveau de l’aéroport de Dubaï, au Palm Jumeirah, à la Marina et dans le centre-ville. Selon Joby Aviation, ses taxis volants permettront, en seulement 10 minutes, de réaliser un trajet qui prend habituellement 45 minutes en taxi classique.

Le eVTOL développé par Joby Aviation pourra embarquer 4 passagers en plus du pilote, voler à une vitesse maximale de 320 km/h et parcourir 161 km en une seule charge.

Les eVTOL, futur de la mobilité urbaine ?

Depuis une quinzaine d’années maintenant, les projets d’eVTOL se multiplient à travers le monde. Et pour cause, ces véhicules volants électriques, dont le nombre de place est généralement limité à 4 ou 6 personnes, disposent de nombreux avantages face aux hélicoptères. Ils sont plus silencieux, moins polluants, et disposent d’une meilleure efficacité énergétique que ces derniers. De plus, les vertiports, plateformes nécessaires à leur décollage ou leur atterrissage, sont moins grands que les héliports. Côté tarif, ils pourraient être bien plus abordables que les vols en hélicoptère grâce à l’utilisation de la propulsion électrique et à des besoins en maintenance nettement inférieurs.

Si les eVTOL promettent d’être plus efficaces et mieux adaptés à l’espace urbain que les hélicoptères, de nombreuses interrogations demeurent à leur sujet, tant au niveau des nuisances sonores que de leur impact environnemental ou encore de leur tarif. Les prochains Jeux Olympiques de Paris pourraient nous apporter un début de réponse, puisque l’entreprise Volocopter devrait y proposer des services de taxi pendant la durée de la compétition à titre expérimental.

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Une entreprise écossaise va profiter de la fermeture récente d’une des plus grandes mines d’Europe pour la transformer en batterie géante. À l’heure où le stockage d’énergie devient un enjeu international, cette solution de stockage par gravité a un potentiel très important.

Au cœur de la Finlande, l’ancienne mine de cuivre et de zinc de Pyhäjärvi pourrait bien retrouver une nouvelle jeunesse, après avoir permis l’extraction de soixante millions de tonnes de minerai au cours de ses 60 années d’exploitation. La startup Gravitricity souhaite, en effet, y implanter son premier prototype à taille réelle de stockage d’électricité par gravité.

Cette solution, conçue par l’entreprise écossaise, consiste à mettre en place un système de masses suspendues à l’aide de treuils dans le puits auxiliaire de la mine, d’une profondeur de 530 mètres. En cas de surplus d’énergie sur le réseau électrique, les poids seront hissés dans le puits auxiliaire à l’aide de ces treuils. A l’inverse, en cas de besoin en électricité, les poids seront relâchés, transformant les treuils en générateurs. Si la capacité de stockage n’a, pour le moment, pas été dévoilée par l’entreprise, la puissance obtenue pourrait avoisiner les 2 MW.

Selon ses concepteurs, cette technique multiplie les avantages. Elle permet notamment de réguler la puissance obtenue en faisant varier la vitesse de relâchement des poids. De plus, contrairement au système de stockage par batterie, les performances de l’installation ne seront pas altérées dans le temps. Seuls les câbles devront être remplacés périodiquement.

Cette technique a également l’avantage de pouvoir produire de l’électricité presque instantanément, permettant de répondre aux besoins immédiats du réseau électrique.

Les mines représentent un potentiel de stockage de 70 TWh dans le monde

Selon l’Institut international d’analyses des systèmes appliqués, l’utilisation des mines désaffectées comme moyen de stockage d’énergie aurait un très gros potentiel, notamment grâce à un coût d’investissement limité. Selon l’institut, le potentiel mondial se situerait entre 7 TWh et 70 TWh, dont la plupart en Chine, en Inde, en Russie et aux USA.

Outre le fait que le stockage d’énergie soit un sujet majeur de la transition énergétique, cette solution a aussi l’avantage de permettre le prolongement de la durée de vie des mines. À Pyhäjärvi, par exemple, la mine ouverte en 1962 avait un rôle colossal sur l’économie de la région. Rien qu’en 2019, la mine représentait encore 400 emplois pour les 5 200 habitants que compte la petite ville de Pyhäjärvi. Transformer les mines en stockage d’énergie permettrait de maintenir une activité économique locale, et limiter les frais liés à la mise hors service des mines.

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Le prix de l’uranium explose et atteint son plus haut niveau depuis 17 ans. Déjà malmenés par les hausses spectaculaires des dernières années, les Français vont-ils voir les prix de l’électricité continuer leur envol ?

Le contrat de référence sur l’oxyde d’uranium, appelé U3O8 (ensuite enrichi) est monté jusqu’à 106 dollars la livre (environ 450 g). C’est plus de deux fois le prix encore observé en avril 2023 et plus de quatre fois celui de 2019. La fièvre observée depuis ces dernières années résulte d’une multitude de facteurs, entre conflits en cours et rebond de la demande.

Côté demande, la période Fukushima est révolue. La Suède a abrogé une loi empêchant la construction de nouvelles centrales sur son sol et au même moment la France relance la construction d’EPR. Nombreuses sont les prolongations de réacteurs comme au Royaume-Uni et en Belgique (+ 10 ans). En Californie, le régulateur a validé l’extension de cinq ans la durée de vie de deux réacteurs de Diablo Canyon qui devaient initialement fermer en 2024 et 2025. Globalement, plus de 100 réacteurs sont actuellement en construction dans le monde, majoritairement soutenu par la Chine (25 en projet). Lors de la COP28, une vingtaine de pays menés par la France a appelé à tripler la capacité nucléaire dans le monde d’ici à 2050.

Une offre d’uranium en berne

Côté offre, plusieurs entreprises connaissent des ralentissements aux causes multiples. Les perspectives d’extraction sont plus faibles qu’anticipé chez plusieurs industriels du secteur, comme le kazakh Kazatomprom, qui fait face à une pénurie d’acide sulfurique nécessaire à l’extraction. Près de la moitié de la production mondiale d’uranium provenait du Kazakhstan en 2022. Chez le français Orano, le ralentissement de l’approvisionnement vient du retrait du Niger, pays connaissant un coup d’État militaire. Ce pays représentait 4 % de la production mondiale d’uranium en 2022 et 20 % de l’approvisionnement français sur ces dix dernières années.

La Russie, représentant 5 % de la production mondiale, est devenue un partenaire commercial embarrassant dans le cadre de la guerre qu’elle mène contre l’Ukraine et s’est vue imposer un embargo voté par la Chambre de représentants américaine. À ces phénomènes physiques et géopolitiques s’ajoutent une dose de spéculation financière puisque le cours ne cesse de monter, accumulant d’importantes réserves et alimentant la montée des prix.

Quel impact sur la facture d’électricité ?

Le minerai n’est plus extrait sur le territoire français depuis la fermeture de la dernière mine en 2001 car « les gisements n’étaient plus exploitables économiquement », explique Orano. Depuis que la France a décidé de cesser d’en extraire sur son sol, le 3ᵉ mineur mondial s’est doté d’instruments pour limiter son exposition à la volatilité du marché. Il maintient, en permanence, plus de 20 ans de ressources et réserves, et diversifie ses approvisionnements. Pour ce faire, il signe des contrats long terme à prix fixe, avec ses partenaires historiques comme le Kazakhstan, le Canada et le Niger, ainsi qu’avec de nouveaux partenaires comme l’Ouzbékistan ou la Mongolie. L’entreprise française constitue des stocks naturels d’uranium correspondant à 2 ans de production d’électricité nucléaire.

Enfin, le prix de l’uranium n’est qu’une faible composante du coût du nucléaire, récemment réévalué à 70 euros par mégawattheure (€/MWh). D’après la Cour des Comptes, l’uranium compte pour moins de 5 % du coût de production du parc nucléaire actuel, loin des 34 % que représentent les coûts d’exploitation des réacteurs et des 41 % des coûts de construction. Un doublement du prix de l’uranium ne conduirait ainsi conduit qu’à une augmentation du coût de production de l’électricité de l’ordre de 3,5 €/MWh. La situation est très différente des centrales au gaz, par exemple, dont le coût d’achat du gaz représente la majeure partie des coûts du MWh.

Cette hausse permettra peut-être de relancer les investissements dans l’amont du cycle du combustible, pour relancer les mines et répondre à la demande grandissante de la filière nucléaire.

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Dans la famille des énergies renouvelables, l’énergie houlomotrice est à la traîne et se fait même devancer par l’hydrolien. Mais l’entreprise finlandaise AW Energy compte bien faire bouger les choses grâce à son concept baptisé WaveRoller. En effet, il devrait bientôt être implanté en Namibie. 

Et si c’était l’entreprise AW Energy, l’heureuse élue qui permettrait la démocratisation de l’énergie houlomotrice ? L’entreprise finlandaise semble, en tout cas, en bonne voie pour faire partie des premières à commercialiser un système efficace de production d’électricité à partir des vagues. Son procédé, appelé WaveRoller, repose sur le phénomène du ressac, ce va-et-vient permanent, et facilement prévisible, que l’on retrouve le long de tous les littoraux du monde. La startup propose ainsi trois types d’unités distincts, aux puissances variant de 350 kW à 1 MW, qui peuvent être connectées pour former des fermes houlomotrices.

Destinées à être positionnées à moins de 2 kilomètres du rivage, à une profondeur comprise entre 8 mètres et 20 mètres, ces unités ont l’avantage d’être, selon ses concepteurs, particulièrement efficaces et surtout faciles à poser. Après de premiers essais concluants au large des côtes portugaises, AW Energy va continuer son développement en Namibie, et y implanter une ferme à vagues sur la côte de Swakopmund qui devrait accompagner le développement de la production d’hydrogène vert dans le pays.

L’énergie houlomotrice, une ressource difficile à maîtriser

L’énergie houlomotrice a un très grand potentiel puisque l’énergie qu’on pourrait en tirer est estimée à 30 000 TWh par an, d’après les Techniques de l’Ingénieur. À l’échelle du continent, l’Union Européenne espère en tirer 10% de sa production énergétique d’ici à 2050, soit l’équivalent de la consommation de 40 millions de foyers.

Les projets et les prototypes se multiplient, comme Seaturns et sa bouée cylindrique ou encore DIKWE et sa digue houlomotrice pour ne citer que les projets français. Néanmoins, très peu de projet atteignent un niveau de production quasi commercial. Il y a bien l’installation inaugurée par Eco Wave Power sur le port de Jaffa, en Israël, mais la puissance d’installation est limitée à seulement 100 kW.

Le faible développement de cette filière est dû, en partie, à la combinaison de la complexe dynamique des vagues qui rendent leur énergie difficile à capturer. De plus, du fait de leur positionnement sous-marine, ce type d’équipement est soumis, comme les hydroliennes, à un environnement particulièrement difficile.

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Le décret publié le 13 février 2024 change les montants versés au titre du bonus écologique pour l’achat d’un véhicule électrique. Qu’en est-il pour la catégorie spécifique des voitures à hydrogène ?

Dans la famille des véhicules électriques, la version la plus courante est celle des voitures à batterie. Mais les véhicules à hydrogène font également partie de cette catégorie des véhicules électriques. La différence réside dans le fait que les voitures à hydrogène sont équipées d’une pile à combustible qui leur permet de transformer l’hydrogène en électricité. Les véhicules à hydrogène sont beaucoup plus onéreux que les modèles électriques classiques et donc beaucoup moins répandus.

Le bonus écologique en baisse pour les ménages les plus aisés

Mais à l’heure de la parution du décret du 13 février 2024 sur le bonus écologique versé pour l’achat d’un véhicule propre, il est intéressant de se pencher sur les règles applicables aux voitures à hydrogène.

Le récent décret modifie les montants accordés pour l’achat d’un véhicule électrique. Voici ce qu’il faut en retenir. Les ménages les plus aisés sont touchés par une baisse de l’aide puisque le montant maximum qui leur sera accordé passe à 4 000 euros, contre 5 000 euros l’an passé.

Les ménages modestes priorisés par le bonus écologique pour l’achat d’un véhicule propre

Quant aux ménages modestes, le montant du bonus reste inchangé à 7 000 euros. Et le palier entre foyers modestes et aisés est augmenté en 2024. Le revenu fiscal de référence pris en compte pour passer d’une catégorie à l’autre passe de 14 089 à 15 400 euros.

Par ailleurs, le bonus écologique est désormais supprimé pour l’achat d’un véhicule propre d’occasion, que l’achat soit réalisé par une personne physique ou morale.

Un régime plus strict pour les entreprises

Le gros changement concerne les entreprises qui ne pourront plus obtenir de prime pour l’achat d’un véhicule particulier. Et pour les utilitaires électriques, l’aide sera désormais de 5 000 euros lorsque l’achat est réalisé par une personne physique et 3 000 euros lorsqu’il s’agit d’une personne morale.

Cela vise les véhicules électriques, mais existe-t-il un dispositif spécifique pour les voitures à hydrogène ? Non, le texte ne fait aucune distinction au sein de la famille des véhicules électriques. L’achat d’un véhicule à hydrogène donne donc droit aux aides classiques précitées. L’absence de régime spécifique pénalise l’achat des voitures à hydrogène puisqu’elles sont plus chères à l’achat.

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Les acteurs de la construction navale se lancent enfin dans la décarbonation du transport maritime. Après Fincantieri, c’est au tour du géant coréen KSOE de se lancer dans la propulsion maritime nucléaire en s’associant à TerraPower. 

L’entreprise HD Korea Shipbuilding & Offshore Engineering, plus connue sous l’acronyme KSOE, est en passe de se lancer dans la course à la propulsion nucléaire dans le secteur maritime. L’entreprise vient, en effet, de signer un accord avec TerraPower et Core Power pour le développement conjoint d’un réacteur nucléaire destiné à une application maritime.

Chez KSOE, l’idée n’est pas nouvelle puisque l’entreprise avait investi, dès novembre 2022 par l’intermédiaire de sa maison mère HD Hyundai, 30 millions de dollars dans la startup TerraPower, fondée par Bill Gates. Désormais, les deux entreprises veulent aller plus loin et développer un réacteur nucléaire commun sur la base de la technologie de réacteurs à sels fondus développée par TerraPower.

Décarbonation du secteur maritime : l’union fait la force

Depuis peu, on constate une accélération des projets de décarbonation dans le secteur maritime international et passant en particulier par la propulsion nucléaire. L’Organisation Maritime Internationale vient d’ailleurs de valider un objectif net zéro carbone d’ici 2050. En Europe, c’est le constructeur italien Ficiantieri qui a ouvert le bal des porte-conteneurs nucléaires en s’associant à Newcleo et RINA. En Chine, c’est le chantier naval Jiangnan qui se lance dans la propulsion nucléaire grâce à son projet KUN-24A, d’une capacité de 24 000 conteneurs standards (EVP).

Mais c’est bien en Corée du Sud que la course pourrait véritablement battre son plein. Outre cet accord trouvé par KSOE, Samsung Heavy Industries s’est, de son côté, associé à Korea Hydro & Nuclear Power Corp et au dannois Seaborg Technologies pour produire son propre navire nucléaire. Enfin, Hanwha Ocean Co. (anciennement Daewoo) a également lancé dans son propre projet avec la société ThorCon.

Outre les travaux de recherche et développement avec TerraPower pour le développement de ce SMR à sels fondus, KSOE devrait participer à la mise en place à la mise en place de standards et de classifications pour l’énergie nucléaire dans le secteur maritime avec l’Agence internationale de l’énergie atomique (IAEA).

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Bluetti commence la nouvelle année comme il avait fini la précédente : sur les chapeaux de roues. Le fabricant sort un nouveau modèle au prix contenu et à la puissante idéale pour les balades en plein-air. On vous en dit plus.

ⓘ Inclut une communication commerciale pour Bluetti

Qu’est ce qui fait 3,6 kgs et qui ne coûte que 229€ ? La toute nouvelle batterie de chez Bluetti intitulée AC2A ! Le fabricant de batteries domestique vient, en effet, de présenter un tout nouveau modèle qui fait la part belle à la légèreté sans faire de compromis sur la puissance. Avec plus de 200 Wh de capacité pour un tarif abordable, il est, en effet, difficile de trouver mieux. Et pour couronner le tout, ce nouveau modèle dispose de nombreux ports de charge et se recharge à la vitesse de l’éclair. Vous allez pouvoir partir en voyage l’esprit tranquille.

Un modèle conçu pour les aventures en plein air

Pour ce nouveau modèle appelé AC2A, Bluetti a donc mis l’accent sur la compacité et la légèreté, et le pari est réussi. La batterie mesure 25 centimètres de large pour 15 centimètres de profondeur et 18 centimètres de hauteur seulement. L’ensemble ne pèse que 3,6 kg, un record pour la catégorie.

Malgré sa taille de guêpe, l’AC2A n’en est pas moins puissante et embarque une capacité de 204,8 Wh pour une puissance de 300W, avec un mode « Power Lifting » de 600W. Elle peut délivrer cette puissance grâce à deux prises 230V, deux ports USB-A, et une prise allume-cigare de 12V. Et pour recharger son son smartphone le plus rapidement possible, l’AC2A dispose également d’un port USB-C de 100W !

Grâce à cette combinaison, la polyvalence est de mise. Il sera possible, sans effort, de gonfler un matelas, d’alimenter une pompe à eau ou encore une glacière électrique. Pour rapporter le plus de souvenirs possibles de son aventure, on pourra également recharger tous ses appareils électroniques : Reflex, PC, Mac, GoPro et même drone. Pour les plus gourmands en énergie, il est possible de coupler la batterie à un module d’extension B80, d’une capacité de 800 Wh.

Pour finir, si cette batterie, grâce à sa compacité, se place comme la reine du plein-air, elle n’en reste pas moins très pratique comme batterie de secours à domicile. Elle permettra, en cas de coupure, d’alimenter de nombreux appareils comme des luminaires, la TV, une petite cafetière ou encore un ordinateur.

Une batterie rapide à recharger et surtout ultra pratique

Question recharge, l’AC2A fait également fort, ou plutôt vite. Branchée à une prise 230V, la batterie se rechargera à 80% en 45 minutes seulement, grâce à un chargeur de 270W. Elle peut également être rechargée en 70 minutes en étant raccordée aux panneaux photovoltaïques Bluetti PV200. Pour partir en road trip, il est aussi possible de la recharger via une prise allume-cigare ou même directement sur une batterie au plomb.

Dans l’optique de toujours faciliter son utilisation, Bluetti a intégré un module Bluetooth à son nouveau modèle pour permettre son contrôle à l’aide d’une application dédiée qui permettra d’avoir accès à différentes informations et en particulier le niveau de charge. Les informations sont également accessibles depuis un écran de contrôle LCD.

Bluetti élargit sa gamme pour répondre aux besoins de tous

Côté technologie, Bluetti a, encore une fois, opté pour des cellules LiFePO4 qui confèrent à la batterie une durée de vie remarquable. Le fabricant annonce plus de 3000 cycles à + de 80% de la capacité d’origine et garantit sa batterie 5 ans.

Grâce à la sortie régulière de nouveaux produits, Bluetti a réussi à mettre sur pied une gamme très large, permettant à chacun de trouver le modèle qui correspondra à ses besoins et ses utilisations. De la petite AC2A et ses 3,6 kg, à l’ultra puissante EP760, capable de réalimenter un logement entier en cas de coupure, impossible de ne pas trouver le modèle idéal. En outre, le fabricant propose une grande sélection d’accessoires comme des batteries d’extensions, des panneaux solaires ou encore des chariots pliants qui permettent d’améliorer un peu plus l’expérience.

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Parmi les technologies de stockage énergétique à grande échelle modernes, les batteries se distinguent comme une solution de premier plan. En plus d’équilibrer les fluctuations de la demande énergétique, elles jouent un rôle crucial dans l’intégration des sources renouvelables. La demande de batteries a, d’ailleurs, connu une croissance soutenue ces dernières années, une tendance qui devrait se poursuivre au cours de l’année 2024. La Chine et les États-Unis mènent le peloton dans l’exploitation de cette technologie.

Selon le dernier rapport du cabinet d’analyse EnergyTrend, les perspectives du marché mondial du stockage par batterie pour l’année 2024 sont prometteuses. Les prévisions indiquent une puissance nouvellement installée de 53 GW pour les systèmes à grande échelle, avec une capacité totale de 129 GWh. Ces chiffres représentent une augmentation significative de 38 % en puissance et de 42 % en capacité par rapport à l’année précédente.

Cette croissance est largement due à l’expansion rapide des énergies renouvelables, où le stockage joue un rôle essentiel dans la gestion de leur intermittence. Le rapport met en lumière la position dominante de la Chine et des États-Unis dans ce secteur. En effet, ces deux pays, avec l’Europe, représentant plus de 84 % du marché estimé.

55 GWh de batteries ajoutées pour la Chine

La Chine est le leader mondial dans le domaine du stockage d’énergie à grande échelle, une position attribuable à plusieurs facteurs clés. L’adoption accélérée des énergies renouvelables, notamment le solaire et l’éolien, a fait du stockage un « besoin immédiat », selon les analyses d’EnergyTrend. En outre, les politiques gouvernementales chinoises soutiennent activement le déploiement de ces systèmes de stockage, avec des initiatives tant au niveau national que provincial. Les projections d’EnergyTrend indiquent que les nouvelles installations de batteries à grande échelle en Chine devraient atteindre une puissance de 24,8 GW et une capacité de 55 GWh en 2024, ce qui représente une augmentation d’environ 37 % en capacité de stockage par rapport à l’année précédente.

Une hausse de 27 % aux États-Unis

Les États-Unis se positionnent aussi comme un marché clé pour le stockage d’énergie par batteries. À la fin de l’année 2023, le pays affichait une puissance cumulée de 16 GW, dominée par la Californie et le Texas avec respectivement 7,3 GW et 3,1 GW. Ces deux États jouent un rôle de premier plan dans la transition énergétique américaine. Selon les prévisions d’EnergyTrend, les nouvelles installations de stockage aux États-Unis devraient atteindre 11,6 GW pour 38,2 GWh en 2024, marquant des augmentations de 15 % en puissance et de 27 % en capacité. Toutefois, l’Administration américaine des informations sur l’énergie (EIA) propose une estimation légèrement supérieure, et prédit que le pays devrait atteindre les 30 GW d’ici la fin de l’année, soit un ajout de 14 GW. EnergyTrend attribue cette forte demande en stockage à un modèle de rentabilité économiquement viable et diversifié, incitant les investissements dans le secteur.

Bien que ces chiffres indiquent une croissance notable, le rythme de développement devrait ralentir par rapport aux augmentations impressionnantes de 157 % et 144 % enregistrées en 2023. Pourtant, l’année passée, les États-Unis ont dû faire face à des défis majeurs, notamment des perturbations dans la chaîne d’approvisionnement et des retards de raccordement au réseau.

Le Royaume-Uni : le principal marché du stockage européen

L’Europe, selon EnergyTrend, devrait également connaître un ralentissement de la demande en stockage par batteries cette année. Néanmoins, l’expansion du stockage à grande échelle dans la région reste prometteuse. Le Royaume-Uni se distingue comme le marché leader sur le continent. Pour 2024, le pays envisage d’ajouter 4,2 GW de puissance et 6,4 GWh de capacité de stockage, soit une augmentation de 93 % en puissance et de plus de 100 % en capacité par rapport à l’année précédente.

Cette dynamique au Royaume-Uni s’explique par une combinaison de politiques gouvernementales favorables, d’investissements soutenus et d’une adoption croissante des énergies renouvelables qui nécessitent un stockage efficace. En outre, l’année s’annonce riche en projets renouvelables majeurs devant être connectés au réseau, ce qui devrait stimuler davantage le marché du stockage.

Batteries : des coûts se rapprochant de ceux de la STEP ?

La demande mondiale pour les solutions de stockage d’énergie est en nette augmentation, avec une attention particulière portée aux batteries. Bien que les stations de transfert par pompage-turbinage (STEP) soient reconnues pour leur efficacité et leur maturité, l’intérêt pour les batteries croît rapidement. En Chine, par exemple, la part des batteries dans le mix du stockage énergétique a doublé, passant de 21 % à plus de 40 % en l’espace d’une année. Cette tendance est largement encouragée par la diminution des coûts des matières premières observée en 2023. Selon les prévisions de l’institut de recherche Green power global industrial institute (GGII), les prix devraient se stabiliser en 2024, en particulier sur le marché chinois, avec des fluctuations ne dépassant pas ±20 %, rassurant les investisseurs. De plus, le GGII estime que le coût du stockage par batterie lithium-ion pourrait bientôt rivaliser avec celui des STEP.

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Plusieurs pays se sont lancés dans la course à la fabrication des réacteurs nucléaires miniaturisés (SMR), pour répondre à la demande mondiale liée à la décarbonation de la production d’énergie. Dans cette compétition, le Royaume-Uni semble avoir une longueur d’avance.

Le « petit réacteur modulaire » ou « small modular reactors » est généralement dénommé sous son acronyme SMR. Il s’agit d’un petit réacteur miniature de puissance moindre qu’un réacteur classique (entre 50 et 300 mégawatts [MW] au lieu de 900 à 1650 MW). Son intérêt réside dans son coût plus faible ainsi que ses délais de construction rapides liés à la possibilité de le fabriquer en série en usine.

Plus de 70 projets de SMR en cours dans le monde

Plusieurs entreprises se sont lancées dans l’étude de ce type de projets qui peuvent intéresser de nombreux pays à la recherche de moyens pour décarboner leur mix énergétique. Ils peuvent aussi permettre d’approvisionner en électricité un site isolé ou un site industriel énergivore. On compte plus de 70 projets dans le monde alors que les mises en service sont rares pour le moment et localisées en Chine et en Russie.

Mais c’est un projet anglais qui semble prendre le dessus dans cette course aux SMR. Un accord vient d’être signé entre les entreprises Westinghouse et Community Nuclear Power (CNP) pour l’installation d’une flotte de SMR dont l’exploitation commerciale débuterait dans les années 2030.

Un accord pour la construction de 4 SMR en Angleterre

L’accord concerne la construction de 4 SMR de type AP300 qui seront implantés au nord-est de l’Angleterre, dans la région de North Teesside. Le communiqué de presse justifie le choix de cet emplacement par « un développement industriel et économique important entraînant une demande croissante d’électricité fiable et sans carbone ».

Ce projet présente la particularité d’être entièrement financé par des fonds privés. La firme fait valoir que ce projet est conforme à la consultation du gouvernement sur les voies alternatives d’accès au marché pour les nouveaux projets nucléaires.

Le SMR AP300 a été lancé par Westinghouse en mai 2023. Westinghouse a déjà mis en service en Chine un grand réacteur avancé de génération III+, l’AP1000. Ainsi, contrairement à ses concurrents, Westinghouse indique pourvoir s’appuyer sur l’ingénierie, les composants et la chaîne d’approvisionnement de l’AP1000, pour accélérer la mise en service du SMR AP300.

Où en est le projet français Nuward ?

En France, le projet Nuward a été lancé en 2019 par une entreprise du même nom détenue par EDF. Subventionné à hauteur de 500 millions d’euros, il vise la construction d’une centrale de deux réacteurs de 170 MW chacun. Ce SMR est équipé d’un réacteur à eau pressurisée de génération III+ entièrement intégré et d’un design standardisé.

EDF le présente comme « une solution complémentaire aux énergies renouvelables qui vise le remplacement des centrales à charbon autour de 300-400 MW de puissance, l’approvisionnement en électricité des communes isolées et des sites industriels énergivores, ainsi que les réseaux aux capacités trop limitées pour les centrales électriques de forte puissance ».

Sur le site dédié de Nuward, on peut lire que le projet est entré « en phase de Basic Design (Avant-projet détaillé) début 2023 ». L’objectif est de démarrer la construction de la centrale de référence en 2030, en France.

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

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

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

Installation-pilote de Seabound / Image : Seabound

Déplacer les émissions de CO2, plutôt que les supprimer

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

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

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

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

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

Un intérêt financier ?

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

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Christophe Béchu, ministre de la Transition écologique, a annoncé dans le Parisien du 12 février 2024 une nouvelle réforme du DPE (diagnostic de performance énergétique) pour exclure les logements de moins de 40 m² de la catégorie des passoires énergétiques.

Selon les professionnels du secteur, les critères de calcul actuels du DPE pénalisent excessivement les petites surfaces en considérant deux causes :

• Le poste eau chaude en fonction de la capacité du ballon et du nombre de personnes. Un ballon électrique de 100 litres est plus impactant pour une surface de 40 m², qu’un ballon de 100 litres pour 80 m².
• Les surfaces de déperdition des murs et des cloisons, locaux non chauffés, sont proportionnellement plus importantes pour une petite surface.

La réforme permet de corriger ce biais, en introduisant un coefficient de pondération pour les petites surfaces. Cette nouvelle méthode permet de sortir une bonne proportion de logement des classes F et G, et permet leur maintien dans le parc locatif en repoussant l’obligation de travaux à l’horizon 2034 si on obtient la lettre E.

Comment corriger son DPE ?

Dès le 15 février, un simulateur sur le site de l’ADEME permet de vérifier si la réforme modifie la lettre attribuée. Il suffit d’indiquer le numéro d’identification du DPE (13 chiffres), le résultat est disponible immédiatement et gratuitement. La réforme étant applicable à compter du 1 juillet 2024, il ne sera pas possible de télécharger une attestation de modification avant cette date.

Actuellement, seule une simulation est disponible.

L’importance du DPE

Depuis la loi Climat de 2021, le DPE engendre des effets importants sur le marché de l’immobilier, car on passe de l’incitation à l’obligation.

1. Le DPE influence le prix de vente d’un bien, parce que le propriétaire et l’acheteur sont sous contrainte de l’étiquette attribuée, avec la réalisation ou l’échéancier des travaux à réaliser, pour obtenir un logement économe en énergie. ⚠ Un DPE avec une étiquette F ou G n’interdit pas la vente d’un bien. L’obligation du vendeur consiste à informer l’acquéreur de l’état du logement.
2. Le DPE conditionne la location d’un logement, à savoir la possibilité de le louer, mais il agit également sur le gel et le montant de la location. ⚠ Depuis le 1ᵉʳ janvier 2023, la performance énergétique est un critère de décence en location. La loi impose un seuil de consommation énergétique à ne pas dépasser, qui est opposable par le locataire, par une demande de travaux d’amélioration et une réduction du loyer. On parle d’interdiction de location si la consommation dépasse 450 kWh/m2/an. La classe G sera interdite en 2025 et la classe F en 2028.

Le DPE souvent déclaré inutile ?

Le DPE est un outil pour inciter aux travaux d’amélioration énergétique des logements. Il fait l’objet de critiques incessantes de l’ensemble des parties et de leurs agacements en fonction des modifications fréquentes depuis sa création en 2006.

Toutefois, cette défiance ne doit pas faire oublier l’essentiel de la nécessité inexorable d’améliorer l’isolation et la performance énergétique des bâtiments, pour répondre au dérèglement climatique et à la transition énergétique. Les propriétaires doivent comprendre l’intérêt à bien préparer leur diagnostic, en fournissant un maximum d’informations au diagnostiqueur.

Le DPE est un outil à la décision et à la prise conscience, il n’est pas un document 100 % fiable en termes de résultat du diagnostic et de la consommation du logement. Seul un audit énergétique permet de donner une réponse dans ce sens.

⚠ Depuis le 1ᵉʳ avril 2023, un audit énergétique doit être réalisé en cas de vente d’un bien à usage d’habitation, d’un logement individuel et d’un immeuble collectif d’habitation en mono-propriété appartenant aux classes énergétiques F ou G. Ce document vient compléter le DPE et ne le remplace pas. C’est également le cas pour l’obtention de primes rénovation globale de France Rénov.

Le DPE est un document de valeur comparative qui, dans le cadre de la location, est parfois imparfait pour les petites surfaces et souvent perfectionnable pour les autres en s’orientant vers un audit.

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