La production des fromages de qualité est une activité ô combien importante dans notre pays. Elle peut de plus être reliée à nos sujets favoris : il est possible, en effet, de produire en même temps de la chaleur, de l’électricité, et du fromage ! Comment ? C’est ce que nous vous proposons de découvrir dans cet article…

Le Beaufort est un fromage emblématique de la Savoie. D’Appellation d’origine protégée (AOP), il est produit à partir du lait de vaches Tarine et Abondance. Ces races montagnardes s’alimentent dans les alpages des vallées du Beaufortain, d’une partie du Val d’Arly, de la Tarentaise et de la Maurienne.

Ces vaches peuvent-elles contribuer à produire de l’énergie ? / Image : UPB

La production du fromage génère des co-produits organiques. En effet, pour chaque kilogramme de Beaufort, il est nécessaire d’utiliser 10 kg de lait. Les 9 kg restants forment un autre produit : le lactosérum, plus communément appelé le « petit lait ». Le lactosérum est un mélange aqueux, contenant encore de la matière grasse, des protéines et du lactose.

Le lactosérum est traditionnellement valorisé par la fabrication de produits secondaires. En particulier, les matières grasses sont utilisées pour produire du beurre, tandis que les protéines sont utilisées pour produire de la ricotte, l’équivalent français de la ricotta italienne, et de la poudre de protéine. Cette dernière est utilisée comme complément alimentaire pour les enfants, les séniors ou les sportifs de haut niveau.

Le sucre est valorisé pour produire de l’électricité et de la chaleur

Une fois le petit lait déprotéiné et dégraissé, il reste de l’eau et du lactose, c’est-à-dire du sucre. Et c’est ce sucre qui peut être transformé en biogaz dans une unité de méthanisation, par l’action de bactéries. Le biogaz peut ensuite être utilisé par alimenter un cogénérateur, qui produit non seulement de l’électricité mais aussi de la chaleur. L’électricité est vendue à EDF, tandis que la chaleur peut être utilisée directement dans le procédé, par exemple pour la pasteurisation ou la production d’eau chaud pour le nettoyage.

Comment valoriser le lactosérum / Image : Savoie Lactée, UPB, Valbio

L’Union des producteurs de Beaufort (UPB) a construit Savoie Lactée en 2015 pour mettre en œuvre l’ensemble de ce procédé de valorisation du lactosérum. Pour l’UPB, ce sont en moyenne 200 000 L qui sont traités chaque jour dans l’installation, issus de la production de 650 éleveurs et 9 coopératives fromagères.

Ce lactosérum permet de générer plus de 1,5 millions de m³ de biogaz par an. Ainsi, ce sont de 3,0 à 3,5 GWh/an d’électricité qui sont produits et revendus à EDF, soit l’équivalent de la consommation en électricité de 600 foyers. La production d’électricité est supérieure aux besoins de l’installation. Quant à la chaleur, le cogénérateur permet de couvrir environ 70% des besoins à partir du biogaz. Le complément est assuré par du gaz naturel, notamment lorsque la production est plus la faible au cours de son cycle saisonnier, notamment en automne.

D’importantes économies à la clé

Le procédé est basé sur deux solutions brevetées de la société VALBIO : le traitement par méthanisation METHACORE, et le traitement GSBR, destiné aux résidus ultimes issus de la méthanisation. L’ensemble de la chaîne conduit à une eau suffisamment pure pour être rejetée sans risque dans l’Isère, c’est-à-dire dans le milieu naturel. Les contrôles environnementaux sont réguliers et rigoureux.

Les résidus de lactosérum était auparavant expédiés par camion pour traitement ; aujourd’hui, le traitement peut se faire localement, permettant de réduire de plus de 90% les besoins de transport. Le cumul passé de 800 000 km à 70 000 km. Pierre-Alexandre Vernerey, responsable du site nous indique : « Aujourd’hui, nous ne pourrions nous passer de l’unité de méthanisation. Elle est en outre autonome du point de vue financier. Nous avons prévu son extension de façon à pouvoir traiter plus de lactosérum».

L’installation Savoie Lactée a ainsi permis d’implanter localement une solution visant non seulement à limiter la pollution, mais à convertir des déchets en ressources et en énergie, et ce dans une perspective locale.

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Le CNRS le présente comme le flux d’hydrogène naturel le plus important au monde. Il a été découvert en Albanie. Mais il ne devrait pas suffire à pousser l’hydrogène en bonne place dans notre mix énergétique.

De plus en plus de pays rêvent d’un hydrogène produit en quantité pour accélérer leur transition énergétique. L’ennui, c’est que pour l’heure, l’hydrogène est surtout extrait de ressources fossiles dans un processus qui émet des gaz à effet de serre. L’ambition pour le futur, c’est de réussir à en fabriquer massivement grâce à une électricité bas carbone. Renouvelable ou nucléaire. Mais l’opération demeure coûteuse. Alors certains placent leurs espoirs dans celui que les experts ont pris pour habitude d’appeler l’hydrogène blanc.

La course à l’hydrogène naturel est lancée

L’hydrogène blanc, c’est un hydrogène produit naturellement par notre Terre. Au cours de réactions d’altération des métaux au fond des océans, par exemple. Avec des taux de production possiblement lents, il pourrait ne pas être tout à fait renouvelable. Et puis, l’hydrogène blanc profite à toute une biosphère fragile que nous serions avisés de prendre en compte. Enfin, comme son cousin l’hydrogène vert, il pourrait s’avérer difficile et coûteux à exploiter. Surtout à grande échelle.

Des start-ups se sont pourtant déjà lancées dans le business. Même en France, des demandes de permis d’exploration de l’hydrogène naturel ont été déposées. Les chercheurs, quant à eux, se sont mis en quête de plus de sources. Une équipe de géologues raconte ainsi, dans la revue Science, comment elle a mis la main sur celle qu’elle qualifie de plus grande émanation d’hydrogène au monde dans une mine de chrome, en Albanie.

De l’hydrogène blanc en quantité au fond d’une mine

D’autres travaux avaient déjà montré l’existence d’un important réservoir d’hydrogène dans la région. Il est apparu il y a des millions d’années, à la faveur de mouvements de la croûte terrestre. Lorsque des morceaux de plaque océanique ont été poussés sur la plaque continentale.

Aujourd’hui, les chercheurs rapportent que de grandes quantités de cet hydrogène blanc presque pur s’infiltrent par des évents et bouillonnent dans les bassins de drainage de la mine. Et par « grandes quantités », les chercheurs entendent quelque 200 tonnes par an depuis au moins six ans. C’est de l’ordre de 1 000 fois plus que ce qui a pu être mesuré sur d’autres sites semblables dans le monde !

Les experts soulignent que les régions dans lesquelles les mêmes mouvements de croûte terrestre se sont produits par le passé sont nombreuses. Il pourrait ainsi être intéressant d’aller y voir de plus près. Toutefois, il reste encore à développer une technologie qui permettrait de capturer ce type d’hydrogène naturel de manière propre et économique. Le ministère américain de l’Énergie y a alloué 20 millions de dollars. Précisant qu’il faudrait se concentrer sur des gisements d’au moins 10 millions de tonnes d’hydrogène blanc. Or celui découvert en Albanie pourrait ne pas dépasser les 50 000 tonnes… Tout de même de quoi, potentiellement, alimenter localement une centrale de production d’électricité au gaz.

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À la différence de l’électricité, la chaleur est une forme d’énergie facile à stocker. Elle peut être conservée dans une variété de matériaux tels que l’eau, la céramique, le sable ou la brique réfractaire, pour n’en citer que quelques-uns. Dans ces cas, la chaleur est stockée sous sa forme sensible, qui est directement liée à la température du matériau. Toutefois, il existe également des méthodes de stockage de chaleur latente, où le matériau subit un changement d’état. C’est cette méthode de stockage que l’entreprise Grims Énergies a choisi d’exploiter.

Dans un réseau de chaleur, la demande en énergie varie en fonction de nombreux facteurs, tels que la météo, l’heure de la journée, le jour de la semaine, et les saisons. Cette variation peut être importante et imprévisible, ce qui complique la gestion efficace du réseau. Pour maintenir un équilibre entre l’offre et la demande, le gestionnaire doit réguler en permanence la production et la distribution de chaleur. Cela peut impliquer l’ajustement de la production des centrales de chauffage, mais également l’utilisation d’un système de stockage d’énergie thermique.

Afin de répondre à ce besoin, cette entreprise française, Grims Énergies, en collaboration avec le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), propose une nouvelle technologie modulaire pour stocker la chaleur en exploitant un matériau à changement de phase. Baptisée Grimsbox, leur solution se veut être une alternative plus efficace et plus compacte que les traditionnels ballons tampon.

Stockage thermique dans un matériau à changement de phase

Les matériaux à changement de phase (MCP) possèdent la capacité de changer d’état physique à une température déterminée, un processus au cours duquel ils absorbent, stockent, ou libèrent une importante quantité d’énergie thermique. Plus spécifiquement, ces matériaux captent la chaleur latente lors de leur passage de l’état solide à liquide et la relâchent lorsqu’ils redeviennent solides.

Pour sa part, Grims Énergies affirme utiliser un MCP « biosourcé » qui aurait une densité de stockage cinq fois supérieure à celle de l’eau. La batterie Grimsbox est équipée d’un échangeur thermique tubulaire traversé par un fluide caloporteur pour apporter ou retirer la chaleur. Le système intègre également de la mousse métallique, un matériau poreux composé de métal et d’espaces d’air, qui optimise l’échange de chaleur avec le MCP.

Principe de fonctionnement de la Grimbox / Image : Grims Energies

Conçue principalement pour les réseaux de chaleur urbains, la Grimsbox trouve également des utilisations dans les habitations individuelles, et surtout dans les usines où elle permet de récupérer et de valoriser la chaleur fatale.

Une première installation dans le quartier Eurêka

La technologie Grimsbox a été déployée pour la première fois en 2022 dans le quartier Eurêka de Castelnau-le-Lez, à Montpellier. Eurêka est un projet pilote s’étendant sur 39 hectares, conçu autour de trois axes principaux : la connectivité, l’écologie et la mixité intergénérationnelle. Dans ce cadre, les modules de batteries thermiques Grimsbox ont été installés dans les sous-stations — points intermédiaires entre la centrale de chauffage et les utilisateurs finaux — du quartier. Les batteries thermiques ont des capacités variant entre 30 et 100 kWh. Ces installations permettent de gérer efficacement les pics de demande en chauffage du quartier.

Grimbox dans le quartier Eurêka de Montpellier / Image : Grims Énergies

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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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Durant la célébration de son cinquantième anniversaire, organisée au siège de l’OCDE à Paris du 13 au 15 février 2024, Fatih Birol, le président de l’AIE, a révélé l’initiation d’un processus d’adhésion visant à intégrer l’Inde comme le trente-deuxième État membre de l’organisation. L’Agence internationale de l’énergie a par ailleurs réaffirmé son souhait d’étendre son champ d’action en se focalisant notamment sur les minerais critiques.

L’Inde va devenir le 32e membre de l’AIE

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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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L’UE persiste et signe : la France doit impérativement rehausser ses objectifs concernant les énergies renouvelables. C’est ce qu’à une nouvelle fois demandé la commissaire européenne à l’énergie, Kadri Simson, lors de son discours devant la Commission de l’Industrie, de la Recherche et de l’Énergie (ITRE) du Parlement européen, jeudi 15 février 2024.

Énergies renouvelables : l’UE demande à la France de rehausser ses objectifs

L’Union européenne, par la voix de Kadri Simson, commissaire européenne à l’énergie, a une nouvelle fois exhorté la France à intensifier ses efforts dans le domaine des énergies renouvelables. Bruxelles demande à la France d’atteindre les 44% de production d’énergie issue des énergies renouvelables d’ici à 2030. Une réclamation que la Commission ne cesse de réitérer depuis l’année 2020 et qui est restée lettre morte depuis du côté français.

Bruxelles vise une part d’au moins 40% d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie pour l’ensemble de ses membres d’ici à 2030, et à réduire de 55% les émissions de carbone des pays membres à cette même échéance. L’Union européenne voit dans l’Hexagone un acteur clé capable de propulser l’ensemble du bloc vers cet horizon ambitieux. « L’engagement de la France envers les énergies renouvelables est crucial pour atteindre nos objectifs communs de décarbonation et de transition énergétique », a ainsi tenu à insister Kadri Simson.

Ne pas mettre tous ses œufs dans le même panier

En France, les énergies renouvelables représentent une part importante, mais pas majoritaire, du mix énergétique. En 2023, l’hydroélectricité, l’éolien, le solaire, et la biomasse, représentaient environ 23% de la production d’électricité française, le reste étant d’origine nucléaire. A contrario, En Allemagne, elles constituent environ 40% de la production énergétique,  comme en Espagne. L’Italie, grâce à une combinaison d’hydroélectricité, de solaire et d’éolien, atteint près de 35% de sa production d’énergie à partir de sources renouvelables.

Toutefois, bien que la France puisse sembler faire partie des mauvais élèves de l’Europe, il faut reconnaitre que sa stratégie énergétique lui confère une stabilité et une capacité de production qui dépasse ses besoins internes. Le record d’exportation d’électricité atteint par la France le 26 décembre 2023, notamment vers des pays comme l’Allemagne et l’Italie, en témoigne. C’est le paradoxe de l’Allemagne, qui, bien qu’ayant massivement investi dans les énergies renouvelables, s’est retrouvée contrainte d’importer de l’électricité pour pallier l’intermittence de sa production. Autrement dit, et comme l’avait très justement rappelé la ministre de la Transition écologique en décembre 2023 pour justifier le refus du gouvernement de rehausser ses objectifs sur les énergies renouvelables : « La France est très attachée à remplir ses objectifs, mais comme plusieurs pays de l’UE, la décarbonation ne passe pas uniquement par les renouvelables. […] Nous considérons que notre stratégie et objectif final doit être un objectif de décarbonation ».

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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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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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La transition énergétique devient une priorité absolue pour le gouvernement français, et les Zones à Faibles Émissions (ZFE) s’imposent comme des outils pour accélérer le passage à des modes de transport plus propres. Onze villes françaises ont néanmoins introduit des dérogations spécifiques pour les véhicules de collection, permettant à ces derniers de circuler librement malgré les restrictions.

ZFE : des dérogations pour les véhicules de collection

Les villes de Paris, Lyon, Marseille, Grenoble, Strasbourg, Toulouse, Montpellier Métropole, Reims, Rouen, Saint-Étienne, et Aix-Marseille-Provence ont toutes adopté des mesures de dérogation pour les véhicules de collection. Cette initiative reconnaît la valeur culturelle et historique de ces automobiles, permettant aux passionnés de circuler dans les Zones de Faibles Émissions (ZFE).

Pour bénéficier de cette exemption, les véhicules doivent répondre à des critères précis : avoir plus de trente ans, ne plus être en production, et être maintenus dans leur état d’origine ou restaurés fidèlement à ce dernier. Ces conditions garantissent que seuls les véhicules ayant une réelle importance historique et patrimoniale puissent profiter de cette dérogation. Une demande d’attestation doit être faite à la FFVE ou auprès du constructeur. Cette dernière doit ensuite être transmise ensuite à l’ANTS qui délivre une carte grise collection au propriétaire dudit véhicule. Selon les chiffres de la Fédération française des véhicules d’époque (FFVE), près de 800.000 véhicules sont classés collection.

Une transition forcée qui se fait sous le signe de l’inquiétude

Les ZFE-m s’inscrivent dans une démarche globale de lutte contre la pollution atmosphérique et de promotion de la transition énergétique. En réglementant l’accès des véhicules les plus polluants aux centres urbains, elles visent à améliorer la qualité de l’air et à encourager l’utilisation de modes de transport plus verts. La loi relative à la Transition Énergétique pour la Croissance Verte de 2015 a posé les bases de cette initiative, qui s’est depuis étendue à toutes les agglomérations de plus de 150.000 habitants, soit 11 au total. Neuf autres agglomérations devraient suivre le pas d’ici à 2025.

La transition forcée vers l’électromobilité avance donc, mais toujours avec timidité. Le coût d’acquisition plus élevé des véhicules électriques, qui est en moyenne de plus de +10.000 euros par rapport aux modèles thermiques, et le manque de bornes de recharge publiques (il faudrait multiplier par trois le nombre d’installations de bornes pour atteindre les objectifs du gouvernement), continuent d’alimenter la réticence des automobilistes à franchir le pas de l’électromobilité. La plupart d’entre eux (51 %) doutent d’ailleurs de l’efficacité réelle des ZFE sur l’amélioration de la qualité de l’air. Il faut dire que les ZFE interdiraient la circulation de 12 millions de véhicules dans les centres-villes d’ici à 2030. Cela signifie que 6 automobilistes sur 10 seront directement affectés par ces restrictions dans les années à venir. La transition énergétique a des objectifs louables, mais elle risque d’exclure une large partie de la population, les classes populaires et modestes n’ayant pas les moyens de passer à l’électromobilité.

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Des chercheurs du Massachusetts Institute of Technology (MIT) ont développé une nouvelle cathode organique (partie de la batterie chargée positivement) pour les batteries lithium-ion. Cela signifie qu’elle est composée de matériaux abondants sur terre qui viennent remplacer les métaux rares, dont l’extraction et la disponibilité sont problématiques.

Des chercheurs du MIT ont trouvé une alternative plus durable intégrée aux batteries lithium-ion. En mettant au point une nouvelle cathode dont les métaux rares sont remplacés par des matériaux organiques, leur prototype atteindrait des capacités égalant les performances de batteries traditionnelles au lithium. Ces moyens de stockage sont constitués de deux électrodes : la cathode, chargée positivement, et l’anode, chargée négativement. Une électrolyte circule au milieu et permet aux ions de se déplacer pour transporter le courant lors de la charge ou de la décharge.

Or, pour que la cathode gagne en stabilité et densité d’énergie, la plupart de ces dernières sont dopées de cobalt, nickel ou manganèse. Ces trois matériaux sont rares et mal répartis sur la planète, les coûts environnementaux associés à leur extraction sont déplorables, leurs prix fluctuent grandement et ne vont qu’augmenter avec l’explosion de la demande. La façon dont ils sont extraits du sol, notamment en République démocratique du Congo d’où provient deux tiers de l’offre mondiale, pousse également à envisager de se séparer de ces performants mais embarrassants métaux.

Des matériaux organiques pour améliorer la stabilité de la cathode

Venons-en à la solution développée par les chercheurs du laboratoire américain. Le recours à des matériaux organiques est un challenge car, s’ils veulent remplacer les métaux rares, ils doivent répondre à la même stabilité, c’est-à-dire qu’ils doivent rester sur la cathode tout au long de la réaction et ne pas se dissoudre dans l’électrolyte. Ce phénomène créerait un effet délétère : un court-circuit.

Pour que ces matériaux restent solidaires de la cathode, les scientifiques ont développé un matériau constitué de plusieurs couches de TAQ (bi-tetraaminobenzoquinone), dont la structure est similaire au graphite. La molécule jouit aussi de fortes liaisons hydrogène pour améliorer son « attache » à la cathode. Ainsi, la batterie peut aisément réaliser 2000 cycles de charge/décharge avec peu de perte. Afin de fixer la cathode et la couche collectrice de courant et d’éviter la formation de fissure, une faible quantité de cellulose est ajoutée à la cathode.

Représentation de la molécule TAQ / Image : Chen et al 2024

Des résultats encourageants

Quels résultats ont-ils été obtenus ? Un ensemble de tests a été effectuée en laboratoire pour observer la structure du nouveau matériau avec de la diffraction à rayon X et de la spectroscopie dans diverses longueurs d’ondes. Des tests électrochimiques ont été menés sur la nouvelle cathode pour évaluer ses performances vis-à-vis de la cathode traditionnelle au cobalt. Le résultat est concluant : la conductivité et la capacité de stockage égalent celle des batterie actuellement commercialisées. La cathode expérimentale TAQ permet surtout d’accélérer la recharge. Lamborghini a ainsi déposé un brevet.

Les chercheurs se réjouissent de leur trouvaille. L’impact environnemental, social, économique est potentiellement très important. Ces matériaux organiques sont faciles à sourcer car les précurseurs de quinone et amine utilisés sont déjà produits dans des grands volumes. Ils estiment que les coûts des matériaux pour assembler la batterie avec cette nouvelle cathode sont inférieurs au tiers de ceux des technologies cobalt actuelles.

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Pour nous débarrasser des énergies fossiles, l’électricité sera l’une des clés. Mais l’hydrogène restera indispensable dans certains secteurs. C’est la conclusion d’une étude menée par des chercheurs allemands.

L’électricité bas carbone ne fera pas tout. L’hydrogène non plus. Pour arriver à la neutralité tant espérée sur notre vieux continent européen, il faudra mixer l’un et l’autre. Et des chercheurs du Potsdam Institute for Climate Impact Research (Allemagne) nous apportent aujourd’hui quelques précisions quant à la part qu’électricité et hydrogène décarbonés pourraient prendre dans notre mix énergétique de demain.

Ils livrent le détail de leurs réflexions et des incertitudes qu’elles portent dans la revue One Earth. Mais pour résumer, voici ce qu’il en ressort. Les chercheurs observent d’abord que pour atteindre le zéro émissions nette, l’Europe devra produire, d’ici 2050, entre 2 et 3 fois plus d’électricité — soit entre 5 200 et 7 300 TWh par an — qu’elle ne le fait aujourd’hui. Car l’électricité ne servira pas seulement aux nouveaux usages, mais aussi à la production d’hydrogène — au moins 500 TWh et jusqu’à 1 800 TWh par an — par électrolyse. L’Europe va donc devoir accroître son approvisionnement en électricité bas carbone. Et pour réussir cette transformation, les chercheurs attendent des politiques de l’Union européenne qu’elles suppriment rapidement les obstacles à l’expansion des énergies renouvelables, éolienne et solaire.

L’électricité pour une transition rapide et économique

Les auteurs de l’étude affirment ensuite que « passer aux technologies électriques autant que possible est de loin le moyen le plus rapide et le moins cher d’éliminer les émissions de carbone dans la plupart des secteurs ». Ils prévoient ainsi que la part de l’électricité dans la consommation d’énergie finale devrait passer d’environ 20 % aujourd’hui à quelque chose entre 42 et 60 % d’ici 2050. La part de l’hydrogène, quant à elle, se situerait entre 9 et 26 %. Le tout ne tenant pas compte des changements de mode de vie, des gains en efficacité ou de la délocalisation des industries qui pourraient intervenir dans l’intervalle. Et considérant que la part des combustibles résiduels doit être réduite à son minimum du fait des incertitudes qui planent sur le potentiel de la bioénergie et des technologies de capture du carbone.

Les chercheurs rappellent pourtant que ce qu’ils appellent électrification directe — parce que basée sur l’utilisation de technologies électriques, comme les pompes à chaleur ou les voitures électriques — nécessite une transformation des technologies. Malgré tout, ces technologies sont de plus en plus disponibles et capables d’utiliser l’électricité renouvelable de manière efficace. L’électrification indirecte — celle qui se fait via des carburants de synthèse ou l’hydrogène, produits à partir d’électricité — peut s’opérer sur un large éventail de technologies et d’infrastructures d’utilisation finale partiellement existantes. Toutefois, les chercheurs observent des pertes de conversion. Et les technologies d’utilisation associées s’avèrent moins efficaces. Les capacités de production d’hydrogène par électrolyse en Europe sont par ailleurs actuellement bien trop faibles. Alors que le transport de l’hydrogène qui pourrait être importé reste lui aussi un défi à relever.

Électricité et hydrogène se partagent des secteurs clés

Dans le détail, les chercheurs constatent que l’électrification directe est plus efficace pour les voitures particulières et pour le chauffage des bâtiments par pompes à chaleur. L’hydrogène et les carburants de synthèse, quant à eux, pourraient servir plus avantageusement à l’aviation, au transport maritime, à l’industrie lourde et au stockage de l’électricité. Ainsi, les deux stratégies, loin d’être concurrentes, se révèlent-elles largement complémentaires. Sauf dans quelques secteurs bien précis comme le transport par camion ou la production de chaleur industrielle. Pour ceux-là, le meilleur choix dépendra de paramètres encore difficiles à définir, comme l’ampleur que pourront prendre les importations d’hydrogène, par exemple.

Ce que les chercheurs recommandent aux dirigeants de l’Union européenne, c’est donc de donner la priorité à l’électrification et à l’hydrogène respectivement dans les secteurs qualifiés de « sans regret », c’est-à-dire les secteurs dans lesquels l’une des stratégies est privilégiée par tous les scénarios étudiés. Les politiques européennes devront aussi encourager le développement des chaînes d’approvisionnement en hydrogène. Et rester adaptatives pour les secteurs dans lesquels l’incertitude demeure.

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L’augmentation des prix de l’électricité en février 2024 a secoué les budgets de nombreux Français. Selon une enquête de Rothelec, plus de la moitié des ménages prévoient de réduire encore davantage leur consommation et se tournent de plus en plus vers le mix énergétique pour limiter leurs dépenses.

Prix de l’électricité : 61% des Français vont (encore) réduire leur consommation

L’enquête menée par Rothelec auprès de 3.101 foyers français révèle une profonde indignation suite à l’annonce de la hausse des prix de l’électricité le 1ᵉʳ février 2024. Pour 71% des sondés, cette augmentation est scandaleuse, tandis que 22% elle est moyennement acceptable. Seuls 7% des interrogés semblent l’accepter sans trop de réticences. Cette hausse, perçue comme un véritable « racket d’État », met une nouvelle fois en lumière le désarroi des ménages. Les répercussions de cette augmentation sur les budgets des Français sont palpables. Une majorité, soit 61%, admet devoir réaliser des économies supplémentaires pour compenser la dernière hausse. Seule une minorité de 28% des foyers estime pouvoir absorber cette augmentation sans difficulté notable.

L’avenir des prix de l’électricité reste par conséquent une source d’inquiétude majeure au sein de la population. Plus de deux tiers des Français (66%) anticipent de nouvelles augmentations dans les années à venir, tandis que 29% espèrent une stabilisation des tarifs. Seulement 3% des sondés sont optimistes quant à une baisse future des prix. Cette situation peu réjouissante incite les ménages à chercher des solutions durables afin de diminuer leur dépendance aux variations des prix de l’énergie et de garantir leur approvisionnement énergétique.

Le solaire a le vent en poupe

Confrontés à cette hausse, les Français explorent des alternatives pour alléger leur facture énergétique. L’enquête de Rothelec montre que seuls 24% des foyers envisagent de rester fidèles à l’électricité. Le bois et le gaz attirent respectivement 2% et 1% des sondés comme sources complémentaires. L’autoconsommation solaire en revanche émerge comme une solution de plus en plus attrayante pour les Français : 17% d’entre eux envisagent d’intégrer des panneaux solaires à leur mix énergétique. L’intérêt pour les installations photovoltaïques a bondi, avec une hausse de 84% du nombre de panneaux installés entre 2022 et 2023, en raison de la baisse du prix des panneaux. Cette tendance s’explique par plusieurs avantages : valorisation immobilière, possibilité de vendre l’énergie excédentaire et réduction notable des factures d’électricité.

On peut comprendre cet engouement : les foyers équipés en solaire espèrent une baisse de 30 à 40% de leur consommation dès la première année. L’autoconsommation a également le vent en poupe au sein des structures collectives (copropriété, quartier, immeuble, etc) : en 2023, Enedis a recensé 195 groupements, pour une puissance totale de 11 MW installés.

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Les énergies renouvelables représentent 23% de la production d’électricité américaine

Aux États-Unis, la production d’électricité est en pleine mutation. En 2023, les énergies renouvelables ont répondu à 23% de la demande d’électricité, une avancée notable par rapport aux années précédentes. Cette progression est principalement due à l’augmentation de la capacité de production éolienne et solaire, qui, ensemble, ont commencé à éroder la part du charbon, désormais tombée sous les 16%. Parallèlement, la production d’électricité à partir de gaz naturel a atteint un niveau record, couvrant 43% du mix énergétique, selon BloombergNEF. La production d’électricité américaine d’origine nucléaire quant à elle s’approche des 17% .

Il faut dire que depuis la promulgation de l’Inflation Reduction Act (IRA) par Joe Biden en 2022, le gouvernement fait tout pour accélérer la transition énergétique du pays et prévoit d’y investir plus de 300 milliards de dollars dans les dix prochaines années.

Le modèle français : un mix énergétique prédominé par le nucléaire

Le modèle de transition énergétique français est bien distinct de celui de la plupart des pays, des États-Unis par exemple ou de l’Allemagne, jusqu’alors fortement dépendants du charbon. L’avantage de la France est d’avoir massivement investi dans le nucléaire civil dès les années 70. Malgré une période de recul du nucléaire, qui avait été fortement induit par certains lobbies, de l’éolien en particulier (on se rappellera notamment de Dominique Voynet, fervente anti-nucléaire qui s’était vantée d’avoir torpillé le nucléaire français), la France a repris le cap de l’énergie atomique. C’est d’ailleurs cette stratégie qui lui a permis de battre de nouveaux records d’exportation d’électricité en décembre 2023 et d’être le premier pays producteur d’électricité en Europe.

Le modèle français est donc bien différent de celui des États-Unis : il repose à près de 70% sur l’énergie nucléaire et à 14% sur l’hydroélectricité permise grâce à ses massifs montagneux notamment, le reste étant d’origine éolienne ou solaire. Le charbon quant à lui ne représentait plus que 0,17% de la production d’électricité en France en 2023. La France ne rejette par conséquent pas les énergies renouvelables. Elle mise sur un mix énergétique prédominé par l’énergie d’origine nucléaire, et c’est justement ce qui lui permet de se distinguer de la plupart des pays. Pour donner un ordre de grandeur, la production d’électricité français émet 10 fois moins que celle de l’Allemagne et huit fois moins que celle de l’Italie.

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La Chine, première émettrice mondiale de gaz à effet de serre, s’est engagée à atteindre la neutralité carbone avant 2060, alignant ses ambitions sur l’Accord de Paris qui vise à limiter le réchauffement planétaire à 1,5 °C. Cette ambition nécessite une révision profonde de sa stratégie énergétique, notamment une réduction drastique de sa dépendance au charbon, qui représente plus de 60% de sa production d’électricité.

La Chine s’engage fermement vers la neutralité carbone

Une étude publiée dans Proceedings of the National Academy of Sciences met en lumière la nécessité d’une « transformation massive du secteur de l’électricité » à travers un déploiement sans précédent d’énergies renouvelables et de technologies à émissions négatives en Chine. Pour illustrer l’ampleur de l’effort nécessaire, les chercheurs estiment que la Chine doit amener sa capacité de production d’énergie solaire et éolienne à des niveaux sans précédent. Les objectifs sont ambitieux : atteindre entre 2000 et 3900 GW pour chacune de ces énergies d’ici 2060, avec des ajouts annuels combinés de 300 GW entre 2046 et 2060. Cette ambition est soutenue par des réalisations impressionnantes : en un an seulement, la Chine a installé environ 210 GW de panneaux solaires, représentant deux fois la capacité totale installée aux États-Unis sur plusieurs décennies. L’Empire du Milieu a également réussi à dépasser l’Europe en ce qui concerne la capacité de production d’électricité à partir de l’éolien offshore affichant 31,4 GW de capacités installées.

En termes de part des énergies renouvelables dans la production d’électricité, la Chine dépasse déjà de nombreux pays, y compris les États-Unis et certaines nations européennes. Bien que l’éolien et le solaire ne représentent encore que 8,6% et 4,8% de sa production d’électricité en 2022, ces chiffres sont en augmentation constante. Le nucléaire pour sa part représente 5% de la production d’électricité chinoise, et l’Empire du Milieu vise à multiplier sa capacité de production par quatre d’ici 2060 (218 GW). En comparaison, l’Europe a longtemps été considérée comme un leader dans l’adoption des renouvelables, mais la Chine, grâce à ses investissements massifs, qui représentaient pas moins de 55% des investissements mondiaux dans le secteur en 2022, et grâce à sa capacité à mettre en œuvre des projets d’envergure, est en passe de devenir le principal acteur mondial dans ce domaine.

Les défis liés au stockage et au réseau chinois

La transition énergétique de la Chine n’est toutefois pas exempte de nombreux défis. Cette dernière est en premier lieu confrontée à des défis logistiques majeurs liés à la nécessité de rapprocher la production d’énergie des centres de consommation. Avec des investissements massifs dans les énergies renouvelables, le pays a doublé ses capacités éoliennes installées entre fin 2017 et début 2023, et dispose désormais de la plus grande capacité solaire installée au monde. Toutefois, pour répondre à la demande, plus de 80% des nouvelles installations solaires et 55% des éoliennes devront être construites à moins de 100 km des principaux centres urbains, ce qui nécessite une planification minutieuse de la part des autorités chinoise, le but étant d’éviter des conflits d’usage des terres. Face à ce défi, la Chine envisage de doubler, voire de tripler, le réseau de lignes à très haute tension pour améliorer l’interconnexion entre les régions.

L’autre grand défi pour la Chine concerne la production même d’électricité faite à partir des énergies renouvelables : les problèmes d’intermittence. En ce sens, la Chine met l’accent sur le développement de solutions de stockage d’énergie avancées. En effet, au vu de l’étendue de son réseau de production et des distances, la mise en place d’une infrastructure de stockage d’énergie à grande échelle est essentielle pour accompagner l’expansion rapide des énergies renouvelables en Chine. Cela implique non seulement des investissements dans des technologies comme Energy Vault, qui utilise un système de stockage (batterie) par gravité, mais aussi le développement de réseaux intelligents capables de gérer de manière dynamique l’offre et la demande d’énergie. En s’appuyant sur la technologie d’Energy Vault, la Chine vise à ce que ces centrales de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables soient en capacité de stocker 20% de leur production. En parallèle, la Chine explore d’autres voies, telles que l’hydrogène vert, pour diversifier ses options de stockage d’énergie.

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Les Philippines sont un vaste archipel composé de plus de 7 600 îles classées en trois principales divisions géographiques : Luzon, Visayas et Mindanao. Appartenant au groupe des Visayas, Capul est une île relativement isolée et hors réseau, et pourtant peuplée de plus de 12 000 habitants. Elle a été choisie pour accueillir la première centrale d’énergie marémotrice du pays, qui sera également la première en Asie du Sud-Est.

L’éolien offshore est actuellement perçu comme la technologie d’énergie renouvelable la plus viable commercialement aux Philippines. Toutefois, en raison de sa situation archipélagique, le pays bénéficie aussi d’un potentiel significatif pour l’exploitation de l’énergie marine. Ainsi, dans l’île isolée de Capul, plus exactement dans le long du détroit de San Bernardino, l’installation d’une centrale marémotrice est prévue.

Ce projet est le fruit de la collaboration entre l’entreprise philippine Energies PH et la société britannique spécialisée dans les énergies renouvelables Inyanga. Elles envisagent de déployer le dispositif « HydroWing », un système sous-marin équipé de plusieurs rotors fixés à une structure en métal. Une fois immergées, les turbines seront entrainées par les courants de marée, transformant l’énergie cinétique des mouvements marins en électricité. Ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à promouvoir l’exploitation de l’énergie marémotrice dans d’autres régions isolées et non connectées du pays.

Décarboner l’électricité sur l’île de Capul

Le projet va permettre à l’île de Capul de réduire, voire de supprimer, sa dépendance aux combustibles fossiles. En effet, déconnectée du réseau national, l’île s’appuie actuellement sur une centrale diesel de 750 kW pour répondre à ses besoins en électricité. Celle-ci sera ainsi renforcée (et potentiellement remplacée) par le système HydroWing de 1 MW de puissance, une technologie plus respectueuse de l’environnement et plus puissante. Avec une mise en service prévue en 2025, la nouvelle centrale sera connectée aux microréseaux électriques locaux. Elle sera également associée à un système de stockage afin de garantir une alimentation électrique constante et fiable, 24 heures sur 24, 7 jours sur 7.

En plus de fournir de l’électricité bas-carbone à l’île, ce projet vise aussi à améliorer la qualité de vie des habitants. Le taux d’électrification y avoisinerait les 60 % selon les derniers rapports. En outre, l’approvisionnement électrique ne durerait que 16 heures par jour en raison des pannes fréquentes de la centrale diesel. L’augmentation de l’accès à l’électricité, grâce à cette initiative, promet d’améliorer significativement la qualité de vie sur l’île, d’élargir l’accès à des services essentiels et de stimuler l’économie locale, posant ainsi les fondations d’un avenir plus prospère pour ses habitants.

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