Réseau de transport d’électricité (RTE) a publié son bilan électrique 2023. Il révèle notamment une consommation en berne, mais une hausse de la production de nos moyens bas-carbone (nucléaire, éolien, solaire et hydraulique). Résultat, les émissions de gaz à effet de serre de notre système électrique ont atteint leur niveau le plus bas depuis le début des années 1950.

« Il y a un an, nous étions au cœur d’un hiver difficile, un hiver marqué non pas par une, mais bien par trois crises énergétiques. Des crises indépendantes, mais simultanées qui avaient mis en tension notre système électrique. Une crise d’abord de l’approvisionnement en gaz à la suite de l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Elle a provoqué une envolée des prix. Une crise ensuite de la production nucléaire française. Elle a alors atteint un minimum depuis 1988. Enfin, une crise de la production hydraulique du fait de faibles précipitations. Elle aussi a atteint un minimum depuis 1976. » C’est le rappel que Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, a tenu à faire en introduction de la présentation du bilan électrique 2023.

Retrouvez les principaux chiffres du bilan électrique 2023 dans notre tableau interactif ⬇️

Un nouveau recul de la consommation en 2023

« Aujourd’hui, la situation est très différente et notre système électrique a trouvé un nouvel équilibre » a-t-il ajouté. Nouvel équilibre, car les chiffres montrent que la situation demeure très différente, en revanche, de ce qu’elle était « avant la crise », à la fin des années 2010.

D’abord, la consommation d’électricité en France a continué de diminuer. Elle a reculé de 3,2 % par rapport à 2022 pour atteindre les 445,4 térawattheures (TWh) — après retraitement des effets liés à la météo. C’est même moins qu’en 2020, année marquée par la crise sanitaire. Et un recul de 6,9 % par rapport à la période d’avant-crise (moyenne 2014-2019). Les experts de RTE l’expliquent par une mobilisation continue en faveur des économies d’énergie et par une conjoncture macroéconomique dégradée.

Une forte progression de la production d’électricité

Dans le même temps, la production d’électricité en France a progressé. En 2023, notre pays a produit 494,3 TWh. C’est 11 % de plus qu’en 2022. Mais cela reste notamment inférieur à la production de 2020 qui avait atteint les 500 TWh en pleine crise sanitaire.

Cette hausse est en partie due au redressement de la production nucléaire qui est remontée à 320,4 TWh. Soit 41,5 TWh de plus qu’en 2022. Le niveau de production est toutefois resté en dessous de celui de la période avant-crise. La moyenne d’alors était de 394,7 TWh. Ce qui montre qu’après avoir été bousculé par les contrôles et les réparations liés au phénomène de corrosion sous contrainte et par la densification des arrêts dus aux visites décennales ainsi que par la perturbation des plannings de maintenance à la suite de la crise sanitaire, le parc nucléaire français n’est pas encore revenu à son fonctionnement nominal. L’enjeu des années à venir sera de retrouver de meilleurs niveaux de disponibilité et de production.

La production hydraulique est, quant à elle, revenue à un niveau conforme à ses moyennes historiques après une année 2022 marquée par une très faible pluviométrie. Avec une production de 58,8 TWh, elle se situe tout de même en dessus de la moyenne de 61,7 TWh enregistrée pour la période 2014-2019. Le résultat d’un début d’année encore plutôt sec.

Des niveaux records pour les productions éolienne et solaire

Ensemble, les productions éolienne et solaire ont fait mieux que l’hydraulique pour la deuxième année consécutive avec une production de 72,2 TWh. C’est près de 15 % de la production totale d’électricité en France.

L’éolien, surtout, a connu une excellente année. Il a battu son record de 2020 avec 48,7 TWh produits. Dépassant du même coup largement le volume de production des centrales au gaz fossile (30 TWh). Les effets conjugués de conditions météo favorables et d’un parc installé qui a poursuivi sa progression. L’éolien en mer commence aussi à apporter sa contribution. En 2022, il n’avait produit que 0,6 TWh. En 2023, avec trois parcs installés dont un totalement en service, il a grimpé à 1,9 TWh. Il est à noter aussi que l’éolien a pu contribuer à la sécurité d’approvisionnement lors des saisons froides, permettant de limiter le recours aux centrales alimentées par les combustibles fossiles. En janvier, mars et novembre 2023, la production éolienne a en effet avoisiné les 6 TWh.

Le photovoltaïque a connu une année record du côté de la production, avec 21,5 TWh, et du côté de l’installation de nouvelles capacités, de l’ordre de 3,2 GW contre 2,7 les deux années précédentes. Les experts de RTE remarquent que les capacités installées n’ont pas permis d’atteindre les objectifs fixés par les pouvoirs publics. Les retards, toutefois, correspondent à quelques mois de développement pour le solaire — au rythme moyen d’installation sur les cinq dernières années — et à environ un an et demi de retard en ce qui concerne l’éolien terrestre. Pour l’éolien en mer, environ deux parcs additionnels seraient nécessaires.

Les énergies fossiles en chute libre

L’autre bonne nouvelle du Bilan électrique 2023, c’est que le volume de production thermique fossile (gaz, fioul et charbon) a baissé de 34 % par rapport à 2022. Seulement 32,6 TWh produits au cours de l’année 2023. Le plus bas niveau depuis 2014. Le charbon n’a ainsi compté que pour 0,2 % du mix électrique de la France.

La première conséquence de tout cela, c’est que les émissions de gaz à effet de serre du système électrique français ont atteint, en 2023, un minimum historique : 16,1 millions de tonnes d’équivalent CO2 (MtCO_2eq). C’est le niveau le plus bas depuis le début des années 1950. Quel que soit le volume de production. Et c’est 32 % de moins qu’en 2022. Résultat, l’intensité de nos émissions — 32 g d’équivalent CO₂ par kilowattheure produit (gCO_2eq/kWh) — demeure parmi les meilleures d’Europe. Pour comparaison, celle de l’Allemagne est de l’ordre de 303 gCO_2eq/kWh. Par ailleurs, le taux de production d’électricité bas-carbone atteint 92,2 % en France en 2023. Du jamais vu depuis 73 ans.

L’autre conséquence, c’est que la France a retrouvé son rôle d’exportatrice nette d’électricité. En 2022, notre pays avait importé 16,5 TWh d’électricité, mais en 2023, 50,1 TWh ont été vendus à l’étranger. Un solde dans la moyenne de la dernière décennie et qui a permis à la France de réduire sa facture énergétique d’environ 4 milliards d’euros. Une broutille face aux 80 milliards d’euros que devraient nous coûter les énergies fossiles importées l’année dernière. On pourra peut-être se consoler un peu en notant que les exportations d’électricité bas-carbone françaises auront au moins permis aussi d’éviter des volumes non négligeables d’émissions dans des pays comme l’Italie (11 MtCO_2eq) ou l’Allemagne (5,4 MtCO_2eq). Le tout dans un mix électrique européen dans lequel les sources fossiles ont reculé de 11 % ces dix dernières années.

Échanges commerciaux d’électricité entre la France et les pays voisins en 2023 / Visuel : RTE.

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Le parc offshore de Saint-Brieuc collectionne, contre son gré, les déchets flottants. Mais grâce à un Appel à manifestation d’intérêt (AMI) dédié, cette problématique pourrait devenir un atout pour la dépollution de la baie de Saint-Brieuc. 

Depuis le début du chantier du parc éolien offshore de Saint Brieuc, l’espagnol Iberdrola, par l’intermédiaire de sa filiale Ailes marines, est confronté à un problème inédit : une quantité importante de déchets flottants vient s’accumuler dans les 62 fondations jacket du site. Selon l’exploitant, il s’agit d’une situation exceptionnelle. En effet, aucun autre de ses autres parcs offshore en service, au Royaume-Uni comme en Allemagne, ne subit une telle concentration d’objets flottants. Pour le moment, les raisons de cette accumulation n’ont pas été déterminées. Ce phénomène pourrait être provoqué par une source de pollution distincte, ou tout simplement résulter d’une convergence de courants marins. En tout état de cause, Iberdrola cherche activement une solution pour collecter, puis traiter ces déchets.

Un Appel à manifestation d’intérêt pour régler le problème

Pour y parvenir, l’entreprise a lancé, en partenariat avec le Pôle Mer Bretagne, un Appel à manifestation d’intérêt (AMI). Cette procédure permettra d’identifier des acteurs économiques susceptibles de répondre à la problématique et ainsi d’élaborer une solution pertinente vis-à-vis de la situation.

Lancée en octobre, cet AMI vise à mettre au point une solution innovante à intégrer au parc éolien pour collecter et traiter les déchets flottants. Cette solution devra permettre de minimiser l’impact de ces déchets sur les infrastructures et les outils nécessaires au fonctionnement du parc éolien. Les déchets, une fois collectés, devront être traités de manière adaptée. Au terme de la procédure, trois lauréats seront désignés et pourront présenter leur solution technique lors du salon FOWT (Floating Offshore Wind Turbine), un évènement international dédié à l’éolien offshore qui se tiendra à Marseille du 24 au 26 avril 2024.

Iberdrola et le Pôle Mer Bretagne profitent également de cet appel à manifestation d’intérêt pour trouver des acteurs capables d’améliorer le suivi de la biodiversité autour du parc éolien grâce à une optimisation du monitoring et ainsi limiter les interventions en mer.

L’avenir des parcs éoliens offshore est-il multi-usage ?

Dans le contexte de la transition écologique, la notion d’optimisation des usages revient en permanence, et les parcs éoliens n’échappent pas à cette règle. Production d’hydrogène, élevage piscicole, borne de recharge flottante, les expérimentations se multiplient pour trouver des usages complémentaires aux parcs offshore.

En Chine, le géant Mingyang Smart Energy a mis au point un prototype de fondation d’éolienne accueillant une ferme piscicole. Équipée de vastes filets, cette ferme, entièrement gérée à distance, pourrait accueillir jusqu’à 150 000 poissons dans un volume d’eau d’environ 5 000 mètres cubes. Des expérimentations ont également lieu pour la mise en place d’aquaculture multitrophique intégrée au sein de parcs éoliens offshore. Une étude de ce type a notamment eu lieu pour le parc de Saint-Brieuc.

D’autres projets visent à permettre la production d’hydrogène directement au niveau des parcs éoliens offshore, ce qui permettrait d’utiliser le surplus d’électricité produite. C’est ce que Vattenfall envisage avec son « Hydrogen Turbine 1 ». En France, l’entreprise Lhyfe expérimente une plateforme flottante de production d’hydrogène au large de Saint-Nazaire.

Grâce à cet appel à manifestation, le parc de Saint-Brieuc pourrait participer à la dépollution de la baie du même nom, et poser les bases d’un nouvel usage pour les parcs éoliens offshore, à savoir la collecte des déchets flottants.

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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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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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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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Les éoliennes sont souvent critiquées en raison du nombre d’oiseaux tués par les rotors pendant leur fonctionnement. Une entreprise prend le problème à bras-le-corps pour protéger la faune exposée au risque de collision au sein des parcs éoliens offshore.

Les opposants au développement des éoliennes font régulièrement valoir que nombre de volatiles sont tués par les pales. Le sujet est pris au sérieux et des solutions ont déjà été proposées pour tenter d’éviter ces accidents comme la peinture des rotors en noir.

Le parc d’Ecowende à la pointe de la surveillance des oiseaux et des chauves-souris

Des études sont également menées pour tenter de quantifier le phénomène. Pour le parc éolien offshore d’Ecowende qui sera installé à 50 km environ des côtes néerlandaises d’ici 2026, le développeur du parc qui est une coentreprise de Shell, Chubu et Eneco souhaite prendre en compte les éventuelles interactions avec les oiseaux.

En s’associant aux entreprises Robin Radar, MIDO et DHI, Ecowende entend mettre en œuvre sur sa ferme solaire en mer un dispositif avancé de surveillance des oiseaux et des chauves-souris. Pour cela, chacune des entreprises va apporter son expertise : des systèmes radars pour oiseaux et chauves-souris par Robin Radar, une solution d’intégration de capteurs et de reconnaissance d’espèces par intelligence artificielle de DHI et une plateforme flottante de production d’électricité de MIDO.

Un système de surveillance autonome fonctionnant toute l’année

En pratique, la plateforme flottante FLORA 1 de MIDO assurera une production électrique autonome grâce à l’énergie houlomotrice et solaire, ainsi qu’un système de stockage par batterie, ce qui permettra la collecte des données transmises par les 4 radars de façon ininterrompue. Le système sera également capable d’identifier les espèces d’oiseaux présentes à proximité du parc.

Grâce à cette association, une surveillance rapprochée des oiseaux et des chauves-souris pourra avoir lieu. Les radars fonctionneront 7 jours/7, quelles que soient les conditions météorologiques. Selon Ecowende, « atténuer le risque de collision, voire mettre en œuvre un arrêt à la demande (SDOD) lorsque cela est nécessaire, dépend d’une compréhension approfondie du comportement des oiseaux ».

Cette surveillance constituera un retour d’expérience intéressant pour les futurs parcs éoliens offshore et permettra de recueillir des données objectives sur les collisions entre les oiseaux et les éoliennes.

Une expérimentation déjà menée par le passé

Toutefois, ce ne sera pas la première étude réalisée grandeur nature pour tenter d’évaluer l’impact des éoliennes offshore sur les oiseaux. Une surveillance de deux ans, débutée en 201 et initiée par Vatenfall a permis l’enregistrement de plus de 10 000 vidéos sur le parc offshore d’Aberdeen (Écosse). Il en est ressorti qu’aucune collision n’avait été enregistrée, soit parce que les oiseaux volaient suffisamment loin des pales, soit parce qu’ils adaptaient leur trajectoire en parallèle des pales.

Il sera intéressant de voir si l’expérimentation menée sur le parc d’Ecowende aboutit aux mêmes résultats qu’à Aberdeen.

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La récente hausse des tarifs de l’électricité annoncée le 1ᵉʳ février 2024 résulte d’une hausse de la fiscalité décidée par le ministre de l’Économie. Une étude de l’Observatoire de l’industrie électrique montre que les taxes appliquées à l’électricité sont 9 fois plus importantes que celles pratiquées pour le gaz, 5 pour le gazole et 11 pour le fioul domestique, relativement aux émissions de CO₂ générées.

En augmentant de 8,6 % le tarif de base de l’électricité au 1ᵉʳ février, le ministre de l’Économie et des Finances assume vouloir sortir progressivement du bouclier tarifaire. Cette aide d’État, instaurée en février 2022, avait pour objectif de plafonner les hausses des prix de l’énergie et a coûté jusqu’ici 90 milliards d’euros. L’augmentation pour les ménages impose une hausse sur les factures de 18 euros par mois pour une maison de quatre pièces chauffée à l’électricité et pour un appartement d’une pièce chauffée à l’électricité, elle devrait être de 8,3 euros.

L’électricité est grandement taxée par rapport à sa faible empreinte carbone

Dans une étude publiée par l’Observatoire de l’industrie électrique (OIE), nous apprenons premièrement que la hausse des tarifs découle d’une hausse de la fiscalité, auparavant allégée durant le bouclier tarifaire : diminution de l’accise sur l’électricité, une des quatre taxes qui s’appliquent à l’électricité, de 22 euros par mégawattheure (€/MWh) en 2021 à 1 €/MWh en 2022 et augmentation de 1 €/MWh en 2023 à 21 €/MWh en 2024. Le deuxième enseignement, et peut-être le plus important, est qu’en comparant les taxes appliquées aux différentes énergies, l’électricité sort grandement perdante du fait de sa grande taxation par rapport à son empreinte carbone.

Selon l’étude, la consommation d’électricité en France est, depuis le 1ᵉʳ février 2024, taxée à hauteur de 1 312 euros par tonne de CO₂ émise. Ce chiffre est calculé sur une base d’une intensité carbone moyenne 2022 de 52 g de CO₂ équivalent par kilowattheure et de la dernière hausse des taxes. En comparaison, la tonne de CO₂ générée par la combustion d’essence est 4 fois moins taxée, celle de fioul domestique 11 fois moins et celle du gaz 9 fois moins. Et ce, malgré l’augmentation de l’accise sur le gaz.

Taxes sur l’énergie rapportées aux émissions de carbone équivalent / Image : OIE

La comparaison effectuée sur la taxation relativement aux émissions est intéressante, mais nécessite d’apporter deux nuances. Premièrement, imaginons que nous décarbonions plus encore le mix électrique français. Cela impliquerait que le contenu carbone de l’électricité française tendrait vers 0. D’après la formule employée, la pénalisation de l’électricité (€/CO₂) tendrait ainsi vers l’infini. Deuxièmement, les taxes ne viennent pas uniquement pénaliser le contenu carbone des énergies. Elles financent aussi les infrastructures nécessaires à leur transport et plus généralement alimentent le budget de l’État (éducation, armée, transition écologique …). Il y a donc, dans ces taxes, une part qui ne dépend pas de l’empreinte écologique.

Une poursuite de la hausse des taxes qui interroge

La hausse brutale de février 2024 n’est pas la dernière. Le « retour à la normale » est prévu pour le 1ᵉʳ février 2025, selon Bercy, avec une accise sur l’électricité passant de 21 €/MWh aujourd’hui à 32 €/MWh le 1ᵉʳ février 2025. L’écart avec les énergies fossiles continuera donc de se creuser et permettra de remplir les caisses de l’État. En effet, les taxes sur l’électricité alimentent directement le budget de l’État et ne sont plus fléchées vers les énergies renouvelables comme c’était le cas jusqu’en 2017. Rien ne permet donc d’affirmer avec certitude que cette hausse de taxe viendra financer la transition écologique.

Au-delà de limiter l’investissement dans des technologies de production propre, la hausse des tarifs de l’électricité encourage le report vers les fossiles. Nous devrions faire l’inverse. La hausse de taxe est de 8,6 % pour les tarifs de base (10,6 millions de consommateurs fin 2022) et de 9,8 % pour les tarifs heures pleines-heures creuses (9,3 millions de consommateurs). La hausse la plus prononcée s’adresse ainsi aux consommateurs qui sont incités à décaler leur consommation des heures de pic de consommation, moment pendant lequel le prix de l’électricité est le plus élevé et le plus carboné à cause du grand recours aux énergies fossiles. Au sein même des offres tarifaires d’électricité, l’augmentation différenciée décourage les contrats visant à faire baisser les prix et décarboner le mix électrique. Rien donc pour faire changer les comportements.

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En installant des panneaux solaires photovoltaïques dans les oliveraies, on peut produire efficacement de l’électricité renouvelable. Mais on peut aussi doper le rendement des oliviers.

L’idée de l’agrivoltaïsme n’est pas de convertir brutalement des terres agricoles à la production d’électricité solaire photovoltaïque, mais bel et bien de combiner les deux en optant pour les configurations qui, au moins, ne nuisent pas aux cultures. Au mieux, l’implantation de panneaux solaires en plein champ pourrait même doper la production agricole. En protégeant les cultures des aléas climatiques comme les gelées tardives ou en maintenant un certain niveau d’humidité au sol. Une nouvelle étude publiée aujourd’hui dans la revue Applied Energy vient confirmer que c’est possible dans les oliveraies du sud de l’Europe.

Les oliveraies naturellement adaptées à l’agrivoltaïsme

Pourquoi les oliveraies ? Parce que les cultures d’oliviers dites super intensives sont plantées sur des sols modérément inclinés. Cela facilite l’installation de panneaux solaires. Par ailleurs, les schémas de plantation des oliviers laissent naturellement suffisamment d’espace pour cela entre les rangées.

Les chercheurs ont travaillé sur trois variétés d’olives — qui ne réagissent pas de la même manière à la lumière — et différentes configurations de systèmes photovoltaïques, tous bifaciaux. Leur objectif : optimiser à la fois la production d’électricité solaire et la production des oliveraies. Ils ont fait varier les angles d’inclinaison — de 0 à 90 degrés — et la hauteur des modules — de 3 à 4,5 mètres. Enfin, ils ont simulé les effets en prenant pour base 16 heures d’ensoleillement et une température de 21 °C à 40 % d’humidité.

Schéma de la culture d’olives et de panneaux solaires / Image : Mouhib et al 2024

Jouer sur l’inclinaison et la hauteur des panneaux solaires

La conclusion des chercheurs, c’est que l’angle d’inclinaison des panneaux solaires influe surtout sur le rendement photovoltaïque. La hauteur des systèmes solaires affecte quant à elle essentiellement le rendement des oliviers. Aucune des olives testées, en revanche, ne s’est montrée dépendante à l’ensoleillement au point de ne pas pouvoir supporter l’agrivoltaïsme.

Pour se faire une idée de l’intérêt de la solution, les scientifiques s’appuient sur un indicateur, le Land Equivalent Ratio (LER). Il correspond à la surface relative nécessaire pour avoir la même production avec une seule qu’avec l’association de deux productions différentes. Dans le cas des oliveraies, le LER maximal est estimé à 171 %. Il est atteint avec une inclinaison de 20° et des panneaux solaires installés à une hauteur de 3 mètres — pour les oliviers hauts de 2,5 mètres maximum. Cette étude reste toutefois théorique. Elle aidera à la conception de futures installations, qui permettront de valider les conclusions des chercheurs.

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

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

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

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

Le biochar possède des avantages indéniables

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

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

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

Un intérêt pour l’agriculture, mais pas que

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

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

L’impulsion des crédits carbone

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

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

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

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

Le biochar, un produit à utiliser avec parcimonie

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

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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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Vilhem Bjerknes est le père des équations primitives, qui modélisent l'évolution de l'atmosphère et ont fondé les prédictions météorologiques et climatologiques.

L’Allemagne a fait le choix de supprimer le nucléaire de son mix énergétique, malgré ses objectifs climatiques qui l’obligent à décarboner sa production électrique. Mais est-ce le bon choix ? Notre voisin d’outre-Rhin ne devrait-il pas revenir en arrière pour miser à nouveau sur l’atome ? La sortie du nucléaire n’est-elle pas un frein à la réussite de sa transition énergétique ?

Selon les données de l’agence internationale de l’énergie (AIE), le mix électrique allemand était dominé par le charbon et le nucléaire au début des années 2000. Mais pour son avenir, l’Allemagne a fait le choix de sortir du nucléaire, dans le cadre de son plan de transition énergétique appelé « Energiewende ». Pourquoi une telle décision ? D’abord et surtout parce que les Allemands sont pour la plupart farouchement anti-nucléaires. Après la catastrophe de Tchernobyl, celle de Fukushima en 2011 au Japon a été la goutte d’eau qui a fait déborder le vase, poussant la chancelière de l’époque, Angela Merkel a prendre une décision stricte.

L’Allemagne a fait le choix de la sortie du nucléaire

En effet, nos voisins ont alors fait le choix de sortir du nucléaire pour des raisons de sécurité. En avril 2023, c’était chose faite avec l’arrêt des trois dernières centrales nucléaires qui fonctionnaient encore jusque-là. Pour le futur de son mix électrique, le pays mise sur le développement massif des énergies renouvelables et sur le gaz naturel. D’ailleurs, pour l’année 2023, les énergies renouvelables ont représenté plus de 50 % de la consommation électrique allemande. L’objectif est de porter ce niveau à 80 % d’ici 2030.

Néanmoins, les émissions de CO₂ sont toujours très élevées dans le pays, notamment du fait de la part importante du charbon dans le bouquet énergétique allemand. Même si en 2023, les émissions allemandes de gaz à effet de serre (GES) ont atteint un niveau historiquement bas avec 673 millions de tonnes, le pays reste le plus gros émetteur de l’Union européenne (UE).

Énergies renouvelables et gaz naturel en hausse dans un contexte géopolitique tendu

En effet, rappelons que les énergies renouvelables n’étant pas une source de production pilotable, elles doivent être accompagnées de moyens de flexibilité qui permettent d’ajuster en temps réel l’offre à la demande en électricité. Ces moyens de production pilotables sont le charbon, le gaz ou encore le nucléaire. Les Allemands ayant fait le choix de se passer de nucléaire, la part du charbon et du gaz naturel reste donc nécessairement importante dans leur mix électrique.

Or, avec la crise en Ukraine, les approvisionnements en gaz naturel en provenance de Russie se sont arrêtés. Et le gazoduc Nord Stream 2 qui devait alimenter l’Allemagne via la mer Baltique n’a pas été mis en service du fait des sanctions par l’Union européenne à l’encontre de la Russie, et de son sabotage le 26 septembre 2022.

Le pays possède toutefois sur son territoire encore du charbon, mais surtout une abondante réserve de lignite qui est un charbon à faible pouvoir calorifique. Sources d’indépendance énergétique pour le pays, charbon et lignite sont toutefois particulièrement néfastes pour l’environnement.

Le retour vers l’atome est-il envisageable en Allemagne ?

Le charbon et le gaz naturel étant des énergies fossiles, on peut se demander si nos voisins d’outre-Rhin ont bien fait de se passer du nucléaire, source de production pilotable décarbonée. Et ne serait-il pas judicieux de revenir sur la décision de sortie de l’atome et de relancer les centrales pour atteindre les objectifs climatiques du pays ?

Sur le plan environnemental, il est clair que privilégier l’atome permettrait de se désengager du charbon et du gaz naturel, ce qui serait bénéfique pour les émissions du pays. Cela permettrait également au pays de réussir plus facilement sa transition énergétique.

Mais pour cela, il faudrait que ce revirement dans la politique énergétique allemande soit accepté par la population. Or, ce n’est pas le cas pour l’instant. Et l’Allemagne s’oppose d’ailleurs régulièrement à la France sur la scène européenne, pour critiquer notre choix de laisser au nucléaire une place prépondérante dans notre mix électrique. Il semble donc que le retour de l’atome dans le mix électrique allemand relève d’un choix politique qui n’est pas à l’ordre du jour.

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El Niño est un phénomène climatique naturel aux effets planétaires. Son influence dépasse largement les eaux du Pacifique, où les températures fluctuent au gré du phénomène de l'ENSO (El Niño - Oscillation australe).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Différences avec les crédits carbone volontaires

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

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

Comment générer un crédit carbone ?

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

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

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

Un système qui fonctionne, mais qui présente des faiblesses

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

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

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GRTGaz prépare le terrain pour pouvoir exporter de CO2 émis en France vers des sites de stockage géologiques. Ces sites, qui sont souvent d’anciens gisements de gaz naturels ou de pétrole, représentent une solution pour la décarbonation d’industries lourdes. Mais l’idée n’est pas exempte de défauts.

Et si on renvoyait le CO2 issu des énergies fossiles, là d’où il vient ? C’est, en substance, l’une des solutions qui est envisagée pour décarboner les industries lourdes comme la fabrication de ciment, de chaux, ou encore la métallurgie. Pour rendre cette opération possible, GRTGaz vient de lancer un appel à manifestation d’intérêt portant sur le transport de CO2 grâce à un long pipeline reliant de grandes industries de l’ouest de la France jusqu’au terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Montoir-de-Bretagne. Ainsi, le CO2 émis par les cimentiers Lafarge et Lhoist, le producteur de chaux Heideberg Materials, ainsi que la raffinerie de Donges sera envoyé jusqu’au terminal pour y être liquéfié par Elengy, une filiale d’Engie. Ensuite, ce CO2 pourra être transporté par bateau via des zones de stockage géologique, dans le cadre des objectifs français de captation et de stockage du carbone pour réduire les émissions du pays.

Le pipeline devrait permettre le transport de 2,6 MTPA (millions de tonnes par an) de CO2 d’ici 2030, et même 5 MTPA d’ici 2050. Ce type d’infrastructure n’est, d’ailleurs, pas nouveau en France puisqu’on en retrouve une similaire près de Dunkerque. Ces deux installations vont permettre d’envoyer le CO2 émis par ces industries lourdes vers la Norvège, pour qu’il soit stocké de manière pérenne, grâce au projet Northern Lights.

Northern Lights : un projet destiné à séquestrer le CO2 au large de la Norvège

Autorisé par la Norvège en 2020, le projet Northern Lights consiste à proposer aux industries lourdes d’Europe de transporter, puis de stocker de manière définitive leur CO2 dans de vastes réservoirs géologiques situés au large de Øygarden, à 2600 mètres de profondeur. Pour atteindre ses objectifs, l’entreprise du même nom a déjà commandé 4 navires spécifiques capables de transporter le CO2 sous forme liquide grâce à des réservoirs maintenus à -26 °C. Grâce à ces navires, le CO2 devrait être acheminé jusqu’au terminal terrestre de Northern Lights pour y être stocké provisoirement, avant d’être envoyé vers son site de stockage définitif via un pipeline d’une centaine de kilomètres de long.

Le site devrait entrer en service cette année et permettre de stocker 1,5 MTPA de CO2. À partir de 2026, ce sont 5 millions de tonnes qui pourront être stockées chaque année. Des études sont déjà en cours pour étendre cette capacité à 12 MTPA de CO2.

Le CCS pour décarboner les industries lourdes

Notamment adoubé par le GIEC, le CCS, pour Captage et Stockage du Carbone, est une solution à part entière pour atteindre les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050. La France compte, elle aussi, sur cet outil et a pour objectif de stocker 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030 et même 20 millions de tonnes de CO2 d’ici 2050. Elle devrait cependant être réservée aux industries lourdes extrêmement difficiles à décarboner comme les cimentiers ou encore les industries de métallurgie.

Si elle apparaît comme indispensable pour atteindre les objectifs mondiaux, elle possède de nombreuses limites. Comme le rappelle l’ADEME, cette solution est très énergivore, en particulier pour la phase de liquéfaction du CO2, et très onéreuse. L’ADEME estime son prix entre 100€ et 150 € par tonne de CO2 séquestré contre 20 à 25 € par tonne de CO2 traité pour d’autres solutions. Enfin, outre le fait que les réservoirs géologiques ne sont pas illimités, ce type de solution nécessite une cavité parfaitement étanche et stable pour éviter tout risque de fuite. Le CO2 étant plus lourd que l’air, une fuite de CO2 pourrait avoir des conséquences désastreuses en asphyxiant les personnes alentour. C’est ce qui s’était produit au niveau du lac Camerounais de Nyos, en 1986. Lors d’une éruption limnique, une énorme bulle de CO2 était remontée à la surface, entraînant la mort de 1 700 personnes.

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Les océans sont de puissants puits de carbone et ils pourraient faire plus. Cet article de The Conversation détaille l'intérêt de cette méthode de capture de carbone, pour combattre le réchauffement climatique, mais aussi certaines limites actuelles.

Les épisodes de canicule et de sécheresse ont un impact sur le fonctionnement des centrales nucléaires. EDF prend-elle suffisamment en compte ce facteur pour planifier l’avenir de la filière ? La Cour des comptes s’est penchée sur la question.

Le changement climatique conduit à l’augmentation des épisodes de canicules et sécheresse, ce qui a un impact sur la ressource en eau. Or, les centrales nucléaires ont besoin d’eau pour fonctionner et elles sont soumises à des normes en matière de rejet d’eau chaude dans le milieu aquatique. En cas de canicule, la température de la mer et des fleuves augmente et les centrales peuvent être contraintes de limiter leur rejet d’eau. Cela peut conduire à une indisponibilité temporaire des réacteurs.

Peu de pertes de production nucléaires liées aux contraintes climatiques

Dans son rapport annuel publié le 12 mars 2024, la Cour des comptes fait un état des lieux de l’impact du changement climatique sur le fonctionnement des centrales. D’abord, l’institution reconnait qu’EDF, exploitant du parc nucléaire en France, tient compte de ce facteur dans ses projections.

Certes, jusqu’ici, les indisponibilités du parc nucléaire liées à des tensions sur la ressource en eau sont limitées. Sur les deux dernières décennies, les pertes de production liées à ce phénomène climatique sont restées inférieures à 1 % de la production annuelle, sauf lors de la canicule de 2003 où le niveau a atteint 1,5 %. Si cela semble faible, la Cour rappelle que les indisponibilités ont atteint plus de 6 gigawatts (GW) en 2003, soit près de 10 % de la capacité nucléaire installée. Et le mouvement va s’accentuer dans les années à venir. En effet, à l’avenir, non seulement les canicules et sècheresses seront plus fréquentes, mais les besoins en électricité vont s’accentuer, notamment en été, du fait de l’électrification des usages et de l’utilisation accrue de la climatisation.

Si la réglementation en vigueur tient compte des risques climatiques dans le fonctionnement des centrales, l’institution déplore qu’aucun chiffrage précis n’existe sur les dépenses nécessaires pour adapter les installations au changement climatique. EDF doit se montrer plus innovante en la matière « non seulement sur les systèmes de refroidissement sobres en eau, mais également sur des systèmes de traitement biocide rejetant moins de réactifs chimiques dans le milieu naturel ».

Considérer le changement climatique dès la conception des EPR2

Concernant les futurs réacteurs EPR2 (6 d’abord, puis peut-être 8 complémentaires par la suite), la question de la ressource en eau doit être sérieusement étudiée dès leur phase de conception. Par exemple, les futurs réacteurs EPR2 situés à Penly, en bord de mer, seront installés 11 mètres au-dessus du niveau de la mer, conformément au scénario le plus pessimiste du GIEC à l’horizon 2100 concernant l’élévation du niveau marin. Mais « ils n’offrent aucune marge à la hauteur des effets éventuels d’une accélération de la fonte des calottes glaciaires » souligne la publication.

Pour les 8 EPR2 additionnels en cours d’étude qui seront probablement installés au sein de centrales existantes en bord de rivière, la Cour des comptes réclame un examen minutieux de leur localisation. En effet, la perte de production pourrait être accrue du fait du rejet cumulé des eaux du parc actuel avec celles des nouveaux réacteurs.

4 recommandations pour l’avenir du nucléaire face au changement climatique

Pour conclure, la Cour des comptes considère qu’EDF et l’État doivent en faire davantage pour que les conséquences du changement climatique soient mieux intégrées à l’étude de l’avenir de la filière. Pour cela, l’institution recommande de :

• Fiabiliser les mesures de prélèvement et de consommation d’eau des centrales nucléaires ;
• Calculer les coûts d’adaptation des centrales nucléaires au changement climatique ;
• Communiquer les impacts de la contrainte hydrique sur les centrales situées en bord de rivière ou d’estuaire et au besoin, adapter leurs capacités de stockage ;
• Élaborer une approche commune d’adaptation du nouveau nucléaire au changement climatique.

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Les émissions mondiales de CO₂ liées à l’énergie ont augmenté de 410 millions de tonnes en 2023, pour atteindre un niveau record de 37,4 milliards de tonnes. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) souligne l’importance du déploiement des renouvelables et d’autres technologies, qui ont limité la hausse.

C’est une mauvaise nouvelle sur le front du climat, les émissions de gaz à effet de serre devant diminuer pour tenir la limite de + 1,5 °C de l’accord de Paris. L’augmentation de 410 millions de tonnes montre que les économies en développement comme la Chine, qui a ajouté 565 millions de tonnes de CO2 au bilan mondial, les augmentent à mesure que leur PIB augmente. Une autre information plus positive que recèle cette augmentation est que les économies développées quant à elles les diminuent, en moyenne de – 4,5 %, pour atteindre un plus bas niveau depuis 50 ans. Cette diminution atteint même – 9 % pour l’Union européenne.

Un déclin structurel

Cette nouvelle augmentation de + 1,1 % des émissions de gaz à effet de serre liées à l’énergie, aussi mauvaise soit elle, montre que « la transition vers les énergies propres se poursuit rapidement et freine les émissions – même avec une demande énergétique mondiale augmentant plus rapidement en 2023 qu’en 2022 », explique le directeur de l’AIE, Fatih Birol. Entre 2019 et 2023, la croissance des énergies renouvelables a été deux fois supérieure à celle des combustibles fossiles. À côté, des progrès structurants ont permis de baisser les émissions, du remplacement du charbon par le gaz aux progrès en matière d’efficacité énergétique ont fait baisser les émissions. Dans les pays développés et pour la première fois en 2023, la moitié de la production d’électricité était bas-carbone (renouvelable et nucléaire). Sans le solaire, l’éolien, le nucléaire, les pompes à chaleur et les véhicules électriques, l’AIE souligne que la hausse aurait été trois fois plus importantes.

En réalité, le bilan global 2023 supérieur à l’année 2022 a lourdement été plombé par l’historiquement faible production hydroélectrique. Des sécheresses records ont affecté certains pays comme le Mexique, la Chine, le Canada par exemple, qui se sont par conséquent reportés sur des moyens de production polluants comme le fioul ou le charbon. Tout l’enjeu est donc de sortir au plus vite des fossiles et d’accélérer le déploiement des technologies bas-carbone.

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Pour respecter ses engagements en faveur du climat, l’Union européenne ne mettrait pas suffisamment la main à la poche. Il manquerait annuellement 406 milliards d’euros d’investissements annuels, soit 2,6 % du PIB, selon l’Institut de l’économie pour le climat (I4CE).

Le think tank I4CE a épluché les investissements climatiques européens. Bien que 407 milliards d’euros aient été investis en 2022, c’est sur le double qu’il faudrait compter pour tenir nos objectifs climatiques pour 2030. 406 milliards d’euros sont donc manquants chaque année, soit 2,6 % du PIB, pour que les 22 secteurs d’activités ciblés réduisent leurs émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. La rénovation énergétique des bâtiments, l’installation de pompes à chaleur, véhicules électriques, énergies renouvelables… comptent parmi ces investissements.

En tout, le cercle de réflexion comptabilise un nécessaire objectif d’investissement de 813 milliards d’euros annuels, public et privé. Cela représente environ 1 800 euros par an et par habitant de l’UE. Cette estimation vient, selon les auteurs du rapport, combler « une lacune » car « l’UE ne dispose pas d’un outil cohérent pour assurer le suivi annuel du déficit d’investissement dans le domaine du climat. » C’est d’ailleurs la proposition du Conseil scientifique consultatif sur le climat de « s’efforcer d’obtenir une vue d’ensemble plus granulaire et plus précise des investissements requis et réels dans l’atténuation du changement climatique afin de suivre et d’évaluer les progrès réalisés. »

Une « approche globale » nécessaire

Le déficit d’investissements durables nécessitera « une approche globale » associant règlementations existantes et futures, mesures de tarification du carbone et « un certain nombre de financements publics supplémentaires de la part de l’UE. » L’estimation de l’I4CE est deux fois moindre que les 40 000 milliards sur lesquels l’institut Rousseau planche pour décarboner l’économie de l’union, dans une étude commandée par les Verts. Les auteurs expliquent que « les trois quarts de ces fonds peuvent être obtenus en réaffectant les dépenses actuelles qui sont soit superflues, soit nuisibles à la transition. » Les dépenses publiques devront donc doubler et cela n’a pas à effrayer selon eux : c’est « moins que les dépenses de relance post-Covid (338 milliards d’euros par an) ou que les subventions aux combustibles fossiles des Vingt-Sept (359 milliards d’euros par an). » L’énergie de son côté doit capter 22 % (79 milliards d’euros par an) de l’investissement supplémentaire total (public et privé confondus).

Cesser de restreindre les investissements

Les précédents montants avancés sont considérables, plus grands que ceux envisagés par la Banque européenne d’investissement (BEI), Banque centrale européenne (BCE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : 530 milliards d’euros par an d’ici à 2030 contre 330 milliards selon leur calcul en 2022. Lors d’une conférence de haut niveau en septembre 2023, elles notent que les dépenses consacrées au solaire, stockage des batteries, efficacité énergétique « dépassent déjà ou sont sur le point d’atteindre » les dépenses requises pour une transition réussie, quand d’autres « sont loin d’atteindre les niveaux requis » : bâtiments, réseaux, électrification de l’industrie notamment.

La BEI joue déjà un rôle « actif » dans ce domaine. Et son effet levier à travers ses prêts devra augmenter (1 pour 1,4 aujourd’hui). En témoigne « le plus grand prêt vert conclu en Europe », se réjouit la Commission, d’un montant de 1 milliard d’euros à la Suède pour la giga-usine de batteries Nothvolt pour 5 milliards levés (1 pour 5 donc). Cette même banque d’investissement devra, selon le responsable du Green Deal, « restaurer la neutralité technologique en étant moins dogmatique » dans les choix d’investissements énergétiques. »

« La Commission européenne devrait mieux évaluer et traiter le déficit d’investissement climatique de l’UE, sous peine de voir le Pacte vert (Green Deal) ne pas tenir ses promesses économiques, sociales et environnementales », prévient l’I4CE. Les récentes coupes budgétaires dans le domaine du climat pour contenir le déficit ne sont pas de bon augure, même dans le cadre d’une croissance économique timorée.

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