Le transport de marchandises à la voile connaît un vif regain d’intérêt du fait des enjeux environnementaux, et on ne compte plus le nombre de projets en cours de développement. Pour ce faire, à son échelle et à son rythme, la jeune société française Grain de Sail a inventé son propre concept de voilier cargo ultra-sobre en énergie. Nous avons interrogé ses fondateurs pour découvrir cette surprenante aventure.

Grain de Sail est née en 2012, à Morlaix en Bretagne. La société est fondée par deux frères jumeaux, Olivier et Jacques Barreau, dont l’ambition est simple : transporter des marchandises à travers l’Atlantique sans émissions de CO₂. Dans cette optique, ils n’ont pas seulement mis au point le premier voilier cargo moderne, mais ont conçu un ensemble cohérent entre le moyen de transport, les produits transportés et le marché qu’ils adressent. Un système en somme, dont chaque composante fonctionne bien l’une avec l’autre.

« Consommer moins, consommer mieux, transporter moins, transporter mieux » est le motto chez Grain de Sail. Dans un contexte mondial tendant vers la relocalisation, ils ont visé le marché du transport de produits qu’il ne serait pas raisonnable de produire localement. Mais aussi les produits dont il serait difficile de se passer. En effet, loin d’une notion de sobriété triste, Grain de Sail promeut une sobriété qui ne s’affranchit pas de la notion de plaisir. Aussi leurs choix principaux : le café, le chocolat et le vin.

Grain de Sail démarre à petits pas

En 2013, Grain de Sail ouvre à Morlaix un atelier de torréfaction du café, puis, en 2016, une chocolaterie. Leurs produits se vendent bien, ils sont disponibles dans plusieurs centaines de points de vente, de sorte qu’il devient possible pour la petite société de financer son premier projet de voilier cargo.

La société a appliqué un schéma rationnel de conception : commencer petit, par un démonstrateur. « Lorsqu’on construit quelque chose de disruptif, on commence par un démonstrateur pour gérer les inévitables perfectionnements qui seront à apporter », nous dit Olivier Barreau. Le Grain de Sail I sort du chantier naval en novembre 2020. Conduit par un équipage de 4 marins, le voilier mesure 22 m, et il peut emporter 50 tonnes en cale. Il a été certifié Marine Marchande, les normes du transport maritime moderne.

Depuis 2020, le navire effectue chaque année 2 boucles transatlantiques, une au printemps et une à l’automne. Chaque voyage dure environ 3 mois. Cette exploitation réussie a permis à la société de se familiariser avec les contraintes spécifiques du transport cargo vélique, et de concevoir sur de bonnes bases un navire de plus grande taille.

Le Grain de Sail II en mer et le Grain de Sail I arrivant à New-York / Images : GDS.

Comment concevoir un bateau « basse consommation » ?

Le Grain de Sail II mesure 52 m, et il peut emporter dans ses quatre cales 300 palettes européennes pour un poids maximal de 350 t. Propulsé par le vent, il ne fait appel à son moteur diesel de 450 kW uniquement lors des manœuvres portuaires. Et le Grain de Sail II a été conçu pour consommer aussi peu d’énergie que possible. « C’est un navire passif, tout comme les maisons passives ! » nous dit Olivier Barreau. Pour consommer moins d’énergie à bord d’un navire, il faut transformer deux postes principaux : d’une part, l’énergie nécessaire à la propulsion, et d’autre part l’énergie nécessaire pour subvenir aux besoins du navire et de l’équipage. Et pour parvenir à éliminer le CO₂ sur ces deux postes, il est nécessaire de faire preuve d’une grande subtilité.

Concernant la propulsion, les voiles constituent une solution évidente, mais le sujet est plus complexe qu’il n’y paraît. En effet, pour garantir une vitesse optimale, il est nécessaire de proportionner la surface de voiles à la masse du navire, ce qui est une autre manière de parler d’une optimisation poids / puissance. Or la surface des voiles ne peut être arbitrairement grande. « Pour concevoir un pur voilier, il y a une masse maximale qu’il n’est pas possible de dépasser. Cela est dû à la hauteur maximale des mâts qu’il est possible de construire. Pour le Grain de Sail II, nous avons 1 500 m² de surface de voile. Nous avons établi les dimensions du navire au maximum qu’il est possible d’atteindre pour un pur voilier. »

Pour pouvoir se déplacer par tout temps, le bateau est en outre doté de voiles sur lesquelles il est possible de prendre des ris, c’est-à-dire dont il est possible de réduire la surface lorsque le vent souffle fort. Ainsi le Grain de Sail II peut naviguer jusqu’à 80 nœuds de vent (148 km/h). En outre, la navigation bénéficie des dernières avancées en termes de prévision météorologique et d’optimisation du trajet. Car, dans l’Atlantique, il y a toujours du vent quelque part, et il s’agit de trouver le meilleur chemin. « Naviguer à la voile, cela ne signifie pas se priver de technologie » nous dit Olivier Barreau.

Schémas du cargo à propulsion vélique Grain de Sail II / Visuels : GDS.

Optimiser la production d’énergie

Outre la propulsion, un navire consomme de l’énergie pour ses équipements et pour les besoins de l’équipage. Pour produire cette énergie, le Grain de Sail II est notamment équipé de 5 kW de panneaux photovoltaïques, ainsi que de deux hydrogénérateurs sous la coque, de grande taille. Ces dispositifs utilisent la vitesse du navire pour produire de l’électricité, autrement dit, ils utilisent indirectement l’énergie du vent qui souffle sur les voiles. Ils développent en moyenne 10 kW de puissance, mais peuvent produire jusqu’à 30 kW en pic. Pour palier les fluctuations de production, l’énergie est stockée dans une batterie de 100 kWh, soit l’équivalent d’une batterie de grosse voiture électrique.

Les quartiers de l’équipage ont en outre été conçus comme un véritable bâtiment performant énergétiquement : isolation renforcée, ventilation double-flux, et, pour le chauffage, un véritable poêle à pellets de marque Ökofen. « Cette idée m’a réveillé la nuit ! » nous confie Olivier Barreau. Par ailleurs, les cales disposent de compartiments réfrigérés, également bien isolés, de façon à garantir la parfaite conservation pour les produits les plus fragiles : vins, bien sûr, mais également des produits cosmétiques, voire des produits mécaniques, qui pourraient ne pas supporter les rigueurs de la navigation en mer. « Nous avons construit la première cave à vin flottante ». Le système de réfrigération est alimenté par les hydroliennes et panneaux solaires.

Le Grain de Sail Il n’a besoin que de six marins pour réaliser le voyage, mais il peut accueillir jusqu’à 9 personnes. « Nous recrutons essentiellement des marins avec un profil Marine Marchande, que nous formons à la navigation à la voile. Deux marins sont formés à chaque trajet. » Olivier Barreau nous communique l’enthousiasme des membres d’équipage, car le navire est très plaisant à conduire. Nous retrouvons ici la notion de plaisir que nous avions évoquée plus haut. Si bien que Grain de Sail n’a aucune inquiétude quant au succès de ses recrutements futurs.

Quelles performances dans l’environnement très compétitif du transport maritime ?

Le Grain de Sail II fera environ cinq rotations par an entre la France et les États-Unis, mais aussi avec la Guadeloupe où la société dispose dorénavant d’un hub logistique. Car les ambitions de la société ne s’arrêtent pas là : le navire est destiné à être la tête de série d’une flotte de trois navires supplémentaires. Selon les cours du transport maritime, le transport par voile peut être plus coûteux que le transport par porte-container. « Pour nos produits, nous nous y retrouvons largement. Car ils transmettent non seulement notre conviction dans le transport écologique, mais également notre cohérence. Et les clients qui achètent notre café ou nos chocolats y sont très sensibles. Nos clients pour le transport sont également très investis dans la transition énergétique ».

Par ailleurs, le transport à voile n’est pas nécessairement plus lent que le transport à moteur. Non seulement le voilier peut se déplacer à une vitesse équivalente lorsque les conditions sont bonnes, mais en outre, du fait du format palette plutôt que conteneur, le navire bénéficie de moins de contraintes lors des opérations de chargement et de déchargement. « Aujourd’hui, les files d’attente devant les grands ports peuvent faire perdre jusqu’à une semaine aux porte-conteneurs ».

Quel gain en termes de CO₂ ? « Le transport maritime émet en moyenne environ 20 g-CO₂/t-km. Avec un porte-conteneur, du fait des économies d’échelle, ce chiffre descend à 6-7 g/t-km. Avec le Grain de Sail II, nous pouvons descendre à 1-2 g/t-km. » Un atout de poids au regard des objectifs de l’Organisation maritime internationale (OMI) qui vise la neutralité carbone en 2050. C’est le 15 mars 2024 qu’a commencé le voyage inaugural du Grain de Sail II. Le 7 avril, le navire est arrivé à New-York. Il s’est chargé de marchandises diverses : produits alimentaires secs, équipements industriels, maroquinerie, santé et cosmétique, vins et spiritueux. Et il vient de repartir pour Saint-Malo. Souhaitons-lui bon voyage.

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Tesla est une entreprise américaine très connue pour avoir participé en très large partie à la popularisation du véhicule électrique. Mais Tesla est également très présent sur le segment de l’énergie du bâtiment, notamment celui des batteries domestiques. Posons la question : où ces produits seront-ils disponibles en Europe ?

Tesla commercialise une batterie lithium-ion emblématique, dénommée Powerwall, dont la version 3 est sortie récemment aux États-Unis. Cette batterie est destinée à deux fonctions : stocker l’électricité photovoltaïque d’une part, mais également permettre de continuer l’approvisionnement d’un bâtiment en cas de coupure électrique.

La batterie est vendue avec une capacité unique de 13,5 kWh, mais le système est modulaire, c’est-à-dire qu’il est possible de brancher ensemble jusqu’à 10 unités. La puissance de charge est de 5 kW, tandis que la puissance de décharge peut monter jusqu’à 11,5 kW sur une base continue. Le système est garanti 10 ans, et le constructeur annonce un rendement de 97,5 % concernant le stockage et la restitution de l’énergie solaire. Tout cela est extrêmement intéressant, mais quand le produit sera-t-il disponible en France et en Europe ?

Une situation disparate en Europe

Aujourd’hui, hélas, les solutions de Tesla pour l’énergie domestique ne sont pas disponibles en France. Une visite sur le site du constructeur permet d’accéder à une page sur le Powerwall, mais cette page ne nous propose que de nous abonner pour recevoir les actualités de Tesla.

Capture d’écran du site de Tesla en France le 08/04/2024.

Après vérification, le Powerwall est toutefois bien en vente au Royaume-Uni, et permet de l’acheter pour 5 000 £ (hors taxes, et hors installation), soit 5 859 € au taux actuel.

Capture d’écran du site de Tesla en France le 08/04/2024.

Poursuivons nos investigations, et regardons pays par pays en Europe.

Comparatif des prix du Tesla Powerwall 3 en Europe

n/a * : pas de page sur le Powerwall. Sauf indication contraire, le prix donné n’inclut pas le Gateway.

Nous pouvons constater que le Powerwall est disponible dans certains pays d’Europe, mais pas dans tous. Ainsi, il est disponible au Royaume-Uni, mais pas en Irlande. Il est également commercialisé en Allemagne, en Espagne, en Italie ou au Portugal. Concernant les pays francophones, il n’est pas disponible en France, en Belgique ou au Luxembourg, mais il l’est en Suisse.

Il semble donc que Tesla déploie progressivement son Powerwall en Europe. Nous avons contacté Tesla Europe pour en savoir plus sur son calendrier, mais n’avons obtenu aucune réponse à ce jour. Il ne nous reste donc plus qu’à patienter que Tesla veuille bien communiquer.

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Le développement rapide de l’énergie photovoltaïque en Belgique conduit à des difficultés d’intégration dans le réseau électrique. En particulier, le décrochage d’onduleur, qui se met en sécurité et compromet la production d’électricité. Et occasionne donc des pertes pour les producteurs, qui sont indemnisés. Un débat chaud au sein de la politique énergétique belge.

En Belgique, le nombre d’occurrences de décrochage d’onduleurs est en forte hausse. Cette situation se produit en particulier au cours des périodes caractérisées par une forte production solaire (notamment entre 11 et 15 heures lors des journées ensoleillés) conjuguée à une faible consommation électrique. Cette situation est à l’origine d’une surcharge du réseau électrique, qui provoque à son tour la déconnexion des onduleurs pour des raisons de sécurité.

La surcharge du réseau peut se traduire par des surtensions potentielles, lesquelles peuvent endommager non seulement les appareils électroménagers à l’intérieur de la maison productrice d’électricité photovoltaïque, mais également ceux qui se trouvent chez leur voisin. Le décrochage d’onduleur est la mesure prévue pour éviter ces dommages. Par exemple, Synergrid (porte-parole des gestionnaires de réseau en Belgique) indique que l’onduleur peut décrocher si la tension dépasse la limitée maximale autorisée de 253 V en moyenne sur une période de 10 min.

L’énergie photovoltaïque occupe une part de plus en plus grande en Belgique. En 2022, ce sont 7,1 TWh qui ont été produits par des installations solaires, soit 7,4 % de la production nationale. En 2021, c’était 5,6 TWh, soit une progression de 25 % environ sur un an. En 2022, ce sont, en effet, 478 MWc qui ont été ajoutés au parc belge.

Des pertes qui inquiètent les producteurs

Or l’énergie photovoltaïque est intermittente et non pilotable, et son intégration en masse dans le réseau électrique est plus complexe. Et cela se traduit par une augmentation en flèche du nombre de décrochages d’onduleurs. Cela n’est pas sans conséquence, car le décrochage dure jusqu’à ce que les paramètres du réseau retrouvent des valeurs qui se situent dans les limites acceptables. Ainsi, pendant la durée du décrochage, l’installation ne produit plus d’électricité, entraînant des pertes de revenu liés à ce manque de production. Et parfois, du fait de problèmes techniques, le décrochage peut durer plus longtemps encore.

Le sujet a pris de l’ampleur. Par exemple, BeProsumer, l’association de défense des propriétaires de panneaux photovoltaïque, a édité un cadastre des décrochages, qu’elle actualise deux fois par jour. Fluvius, le gestionnaire du réseau électrique en Belgique, a déclaré avoir reçu en 2023 un total de 5 042 plaintes de la part de producteurs d’électricité photovoltaïques. L’entreprise relativise toutefois ce nombre, en indiquant que ces plaintes ne concernaient que 0,55 % des installations.

Les plaignants demandent une indemnisation pour compenser leurs pertes. Une grande part du débat se concentre sur le montant de cette indemnisation. En septembre 2023, une information avait circulé selon laquelle il était envisagé une somme forfaitaire de 55 € par an. Selon BeProsumer, cette somme est nettement insuffisante, car elle correspond environ à 5 jours de décrochage, tandis que certaines installations décrocheraient jusqu’à 150 fois par an. L’information avait été ensuite démentie par la Cwape, la Commission wallonne pour l’Énergie.

En ce début d’année 2024, le problème a été pris en main par les autorités. Le gouvernement de la Wallonie a ainsi approuvé en première lecture un projet d’arrêté qui augmente sensiblement les montants prévus. Ainsi, si le problème n’est pas résolu dans les 4 mois, l’indemnisation annuelle pourrait atteindre 48,4 € par an et par kVA installés. Une installation de 5,5 kVA pourrait ainsi percevoir 266 € par an. La mesure devrait être entérinée prochainement. Dans l’attente, Fluvius a commencé à indemniser les plaignants, à hauteur de 10,60 € par kVA, si le problème n’a pas été résolu sous 30 jours.

Une réponse nécessairement de court terme

Le coût de la mesure pourrait devenir important pour les collectivités. Entre 2024 et 2025, il pourrait atteindre 4,75 millions d’euros par an. Le gouvernement est bien conscient que cette mesure ne peut être vue que comme une mesure de court terme. Philippe Henry, le ministre wallon de l’Énergie, a ainsi déclaré que la région avait initié des investissements massifs, de l’ordre de 214 millions, pour la modernisation des réseaux électriques.

De son côté, Fluvius a déclaré investir dans de nouveaux régulateurs de tension avancés, permettant de réduire la fréquence des décrochages d’onduleurs. Quant à l’association BeProsumer, elle se montre critique du dispositif d’indemnisation : en effet, le montant n’est pas proportionnel au préjudice subi. Elle développe par ailleurs un appareil, appelé « BeProsumerBox », qui permettrait de surveiller la tension du réseau en temps réel.

L’exemple de la Belgique est ainsi un révélateur des difficultés de l’intégration de l’énergie dans le réseau, et de toute la complexité de sa gestion technique, administrative et réglementaire.

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La Bulgarie est un petit pays des Balkans de près de 7 millions d’habitants. Bordé au sud par la Grèce et au nord par la Roumanie, il a vu en 2023 un bouleversement de son mix électrique : – 50 % de charbon, + 40 % photovoltaïque. Mais qu’y a-t-il derrière cette transformation ?

Le mix électrique de la Bulgarie est relativement diversifié. Regardons les chiffres : d’après l’Agence Internationale de l’Énergie, en 2021, le pays a produit 47,6 TWh d’électricité, dont 36 % à partir de charbon (17,1 TWh), et 35 % produits à partir d’énergie nucléaire (16,5 TWh). Le dernier tiers est produit en partie par des centrales au gaz (3 TWh) mais surtout à partir de sources renouvelables : hydroélectricité (5,1 TWh), biomasse (2,6 TWh), photovoltaïque (1,5 TWh) et éolien (1,4 TWh).

La production d’électricité en Bulgarie est donc en premier lieu assuré par le charbon, et notamment le lignite. Il faut préciser en effet que le sous-sol du pays est largement doté en la matière : d’après le BP Statistical Review, les réserves du pays s’élèveraient en 2019 à 2 174 Mt (lire « millions de tonnes »), soit un peu plus de 150 années de production. En deuxième lieu, l’énergie nucléaire. La centrale de Kolodouy est située sur le bord du Danube, à la frontière avec la Roumanie. Elle totalise une puissance installée de 2 GW, sous la forme de deux réacteurs VVER de conception russe. Ce mix énergétique offre à la Bulgarie une situation relativement favorable, puisqu’il a permis au pays d’être exportateur net d’électricité : en 2021, elle importe 1,9 TWh et exporte 10,7 TWh, pour un solde positif de 9,2 TWh, soit près de 20 % de la production totale du pays.

La situation est renversée en 2023

Dans ce contexte, il s’est produit des changements particulièrement importants au cours de l’année dernière. En 2023, en effet, la production d’électricité à partir de charbon s’est effondrée en Bulgarie de près de 50 %, soit environ 7,5 TWh. Dans le même temps, la production d’électricité photovoltaïque a explosé en termes relatifs, avec une augmentation de 41 %. Elle est ainsi passée de 1,5 TWh à 2,1 TWh.

L’énergie solaire serait-elle donc en passe de remplacer le charbon en Bulgarie ? Pour donner quelques exemples concrets, la production à la centrale au charbon de Maritsa Istok-3 (4 unités de 225 MW) est arrêtée depuis février. Sa voisine Maristra Istok-2 (1,6 GW), quant à elle, ne fonctionne qu’à 30 % de ses capacités, tandis qu’ont été révoquées les dérogations dont elle bénéficiait depuis 2019 concernant les règles d’émissions de dioxyde de soufre et de mercure. Par ailleurs, l’exploitant de la centrale thermique, la société américaine KKR, construit à proximité du site une centrale solaire de 80 MW. Si l’on peut affirmer que les renouvelables ont remplacé en partie le charbon en Bulgarie, il convient de nuancer ce constat, au-delà de toute annonce triomphaliste.

La Bulgarie serait-elle en train d’y perdre ?

Tout d’abord, l’explosion de la génération photovoltaïque est loin de compenser la baisse de production d’électricité à partir du charbon (-7,5 TWh à comparer à +0,6 TWh). En conséquence, la production totale d’électricité a chuté de près de 20 %. Elle a donc diminué de l’équivalent de ses exportations, ce qui ne peut pas être sans conséquence sur l’économie du pays.

En 2022, profitant notamment de la forte hausse des prix européens de l’électricité, la Bulgarie avait en effet pu vendre près de 3 milliards d’euros d’électricité à ses voisins. Ces revenus sont évidemment les bienvenus pour un pays dont le produit intérieur brut (PIB) en parité de pouvoir d’achat est le plus bas d’Europe. Or, aujourd’hui, l’effondrement du cours du gaz naturel a conduit à une compétitivité accrue des centrales électriques au gaz par rapport aux centrales électriques au charbon. C’est en particulier la concurrence de ces dernières, notamment en provenance de Roumanie et de Grèce, qui a conduit à la baisse de la production des centrales au charbon, plongeant dans la crise le secteur énergétique bulgare.

Le charbon représente près de 100 000 emplois en Bulgarie, tandis que par ailleurs le pays envisage de fermer la dernière centrale au charbon en 2038. Dans le contexte des nombreux soubresauts des marchés européens de l’énergie, espérons pour la population locale que la transition énergétique ne se déroule pas sous la forme d’une succession de crise, et d’une dépossession de ses moyens de production. Rappelons que pour ce faire, le pays recevra de la part de l’Union européenne des investissements importants : 1,2 milliard d’euros du Fond pour une transition juste et au moins 2 milliards d’euros supplémentaires du Plan de relance.

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Les Français sont connus pour être les champions du bas de laine. Nous épargnons beaucoup, en moyenne 17,2 % de notre revenu disponible au 3ᵉ trimestre 2023, et nous ne sommes battus que par la Suisse, la Suède et les Pays-Bas. Cette épargne pourrait-elle être mobilisée pour financer le nouveau nucléaire ?

D’après la Banque de France, le patrimoine financier des Français s’élève à près de 6 000 milliards d’euros (hors immobilier), sous la forme de dépôts à vue, d’épargne réglementée, d’assurance-vie ou d’actions. Dans ce montant, ce sont un peu plus de 920 milliards d’euros qui se trouvent dans ce qui est appelé « l’épargne réglementée des ménages », c’est-à-dire : Livret A, Livret de développement durable et solidaire (LDDS), Livret d’épargne populaire (LEP) ou encore Plan-épargne logement (PEL).

Aujourd’hui, cet argent est alloué à des secteurs rigoureusement définis par la loi. Ce sont 60 % qui sont centralisés par la Caisse des dépôts et consignations (CDC) pour financer la construction de logements sociaux, tandis que les 40 % restants sont gérés par les banques elles-mêmes, notamment pour financer les PME et la transition énergétique.

Une source de financement convoitée

Or, nous sommes dans un contexte où les taux d’intérêt ont très fortement augmenté, du fait en particulier des hausses des taux décidées par la Banque centrale européenne (BCE). Ces hausses conduisent à un renchérissement notable des dépenses d’investissement, en particulier dans l’industrie. De ce fait, la possibilité d’affecter l’épargne des Français au financement de nouveaux secteurs industriels est scrutée à la loupe par le gouvernement.

En ce début d’année, une mesure avait fait grand bruit. Dans le cadre du projet de loi de finances 2024, elle prévoyait le fléchage de cette épargne vers le financement de l’industrie de la défense. Cela avait mené à une levée de boucliers, dans la mesure où 54 % des Français y seraient opposés, selon un sondage de l’institut YouGov. Concernant la transition énergétique, l’épargne des livrets réglementés (Livret A, LDDS, LEP…) pourrait-elle être mobilisée pour financer les nouvelles constructions nucléaires ?

Pourquoi cette option est intéressante pour le nouveau nucléaire ?

Le nouveau nucléaire coûte cher. Ainsi, le chantier du réacteur EPR de Flamanville se chiffrerait aujourd’hui à 13,2 milliards d’euros, selon EDF. Toujours selon l’évaluation 2024 de l’énergéticien, la construction de six nouveaux réacteurs EPR2 en France coûterait 67,4 milliards d’euros – hors coûts financiers. Il va sans dire que l’investissement dans ce parc nécessiterait de mobiliser d’énormes capacités de financement.

L’affectation d’une partie de l’épargne déposée par les Français sur les livrets réglementés serait de nature à assurer une partie de ce financement. Premier constat : les durées d’investissement sont compatibles. En effet, les livrets réglementés sont adaptés aux financements portant sur de longs termes, sur des durées de 25 à 50 ans, cohérentes avec le cycle de vie des centrales nucléaires. Rappelons justement que l’EPR a été conçu pour une durée de vie de 60 ans. Un financement compatible avec de telles échéances de temps est toutefois difficile à obtenir sur les marchés financiers, lesquels tendent à privilégier des investissements de plus court terme.

Cela se traduirait en particulier par des coûts financiers plus élevés pour EDF, si l’énergéticien devait trouver ces financements sur les marchés privés. Ces derniers coûts viendraient à leur tour alourdir encore la facture du nouveau nucléaire. EDF a par ailleurs une dette importante, et l’accroissement de cette dernière serait de nature à dégrader sa notation, conduisant à augmenter encore les taux d’intérêt. En revanche, l’utilisation de l’épargne réglementée apporterait la garantie de l’État français, avec des conditions d’emprunt plus favorables pour ces investissements de long terme.

Un nécessaire arbitrage des ressources

Nous pouvons par ailleurs constater que les montants sont compatibles. Comme précisé plus haut, le nouveau nucléaire représenterait un investissement d’environ 70 milliards d’euros. À titre de comparaison, l’épargne regroupée par le Livret A et le LDD s’élève à 571 milliards d’euros à début 2024. Par ailleurs, en dépit de l’inflation et des dépenses supplémentaires occasionnées par cette dernière, le montant déposé par les Français a poursuivi son augmentation : ce sont de l’ordre de 50 milliards d’euros supplémentaires qui ont été collectés en 2023.

Financer le nouveau nucléaire par les livrets réglementés conduirait toutefois à une modification significative de l’affectation des ressources qu’ils constituent. En particulier, cela remettrait-il en cause le financement des logements sociaux ? Il s’avère, d’après l’économiste Philippe Crevel, directeur du Cercle de l’Épargne, que le logement social n’utilise pas la totalité des ressources disponibles, faute d’un nombre suffisant de projets de construction. En conséquence, il existerait donc bien une capacité de financement disponible, accrue en outre par la hausse de la collecte de ces dernières années.

Au-delà de ces réflexions sur l’arbitrage de l’affectation des livrets réglementés, reste cependant à savoir si les Français eux-mêmes approuveraient ce nouvel usage de leur épargne. Fin 2023, un sondage mené par l’institut Ifop pour Le Journal du Dimanche indiquait que 65 % des Français étaient favorables à la construction des six nouveaux réacteurs EPR2. Seraient-ils prêts en outre à engager leur propre épargne dans ce projet ?

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[⚠️ Ceci est notre poisson d’avril 2024]

Les énergies renouvelables utilisent notre environnement pour produire de l’énergie. Au sein de cet environnement, il y a le soleil, dont nous pouvons utiliser la lumière par des panneaux photovoltaïques. Nous pouvons également utiliser le vent pour produire de l’électricité grâce à des éoliennes, ou les courants marins grâce à des hydroliennes. Mais il est une autre source d’énergie renouvelable, la matière noire, qu’une startup veut dompter en construisant dans l’espace une surprenante éolienne.

Il y a quelques années, les découvertes de la mission Gaïa avaient défrayé la chronique. Dans un article scientifique déposé sur Arxiv, un groupe de chercheurs espagnols et anglais avaient en effet annoncé la détection d’un puissant vent de matière noire qui traverse notre système solaire. Baptisé « S1 », ce vent proviendrait d’une galaxie naine absorbée il y a quelques milliards d’années par notre galaxie, la Voie lactée. Et ce vent circulerait vite, très vite, si bien que les chercheurs n’ont pas hésité à qualifier ce flux de « Dark Matter Hurricane » (soit « ouragan de matière noire »).

Aujourd’hui, c’est avéré. Le professeur Underwater et son équipe viennent de confirmer la détection d’un nouveau vent de matière noire, en provenance de η Piscium (lire « etha Pichium »), l’étoile la plus brillante de la constellation des Poissons. Et ce courant est lui aussi très rapide, il se déplacerait à près de 500 km/s, c’est-à-dire environ 1 500 fois plus vite qu’un avion de ligne. Une vitesse colossale, quand on songe au fait que l’engin le plus rapide envoyé par l’Humanité est la sonde Parker, qui le 29 avril 2021 a plongé vers notre Soleil à une vitesse de près de 140 km/s.

La matière noire, inconnue, mais indispensable à notre compréhension de l’univers

Rappelons ce qu’est la matière noire. Indispensable pour expliquer la forme et la dynamique des galaxies ainsi que l’évolution de l’univers, la « matière noire », ou « matière sombre », est utilisée notamment dans le modèle dit « Lambda-CDM ». Ce modèle est aujourd’hui le modèle privilégié par de nombreux astrophysiciens pour expliquer notre cosmos. La matière noire aurait pour propriété de ne pas interagir, ou très peu, avec la matière ordinaire (dite « matière baryonique ») ainsi qu’avec la lumière. Cette propriété explique le fait qu’elle soit si difficile à observer dans les profondeurs de l’espace.

La matière noire aurait différentes formes, et l’une d’entre elles se présenterait sous la forme de particules dites WIMP, pour « Weakly Interacting Massive Particles » que l’on peut traduire par « particules massives interagissant faiblement ». Ces particules seraient de différentes natures, très exotiques, et leurs noms ne le sont pas moins : Barino, Truitino et, après le Quark Top et le Quark Bottom et autre Quark Charm et Quark Strange, une autre saveur de Quark : le Quark Saumoné. « Celui-ci, c’est mon préféré », nous confie le Professeur Underwater.

Ces particules de matière noire s’organisent sous la forme d’un halo autour des galaxies, et notamment la Voie lactée. Petites, mais nombreuses et puissantes, elles donnent à notre galaxie sa forme, et déterminent le mouvement des étoiles. Une force capable de sculpter les galaxies et de moduler le mouvement des étoiles, ce ne peut pas être négligé. Serait-il possible d’utiliser cette force pour résoudre nos problèmes environnementaux et d’approvisionnement en énergie ? C’est ce que pense le fondateur de la SCEP (Space Company for Energy Phishing), qui envisage de s’en servir pour produire de l’énergie.

Comment produire de l’énergie avec de la matière noire ?

Nous l’avons dit, la matière noire s’organise en halo autour des galaxies, comme un vaste océan dans lequel nous serions plongés. Mais elle s’organise également selon des structures plus complexes, particulièrement sous la forme de courants, comme les courants marins, ou de « vent », de matière noire plus dense, comme justement le courant S1 que nous avons évoqué en introduction. Ce vent serait-il exploitable pour produire de l’énergie ?

Principale difficulté, la matière noire interagit faiblement avec la matière plus ordinaire, notamment du fait de sa très faible densité : les chercheurs indiquent que la densité moyenne de matière noire serait 0,5 GeV/cm3 (lire giga-electron-volt par centimètre-cube), soit moins du dix-millième de milliardième de milliardième de la densité de l’air. En revanche, le vent de matière de noire se déplace beaucoup plus vite, et nous savons que la puissance d’une éolienne augmente avec la vitesse du vent élevée au cube.

Illustrons par un calcul. Les éoliennes du parc off-shore de Saint-Brieuc ont un rotor de 167 m de diamètre. Avec un vent de 10 m/s, elles peuvent délivrer une puissance de l’ordre de 8 MW. Pour une éolienne à matière noire de même puissance, avec un vent de matière noire à 500 km/s, il faudrait un rotor de 350 km de diamètre, soit un dixième du diamètre de la Lune.

Cela ne fait pas peur à la startup, qui, pour son éolienne April Wind, envisage des pales extrêmement fines en nanotubes de carbone. Ou son hydrolienne. « Nous avons beaucoup débattu pour savoir comment l’appeler. Nous nous sommes dits qu’une hydrolienne dans l’espace, ça ne ferait pas crédible. Nous avons donc opté pour le terme éolienne », nous dit Lawrence Achab, le fondateur de la startup. « Ce que nous craignons le plus, c’est un très gros corps de matière noire qui se déplacerait silencieusement au fin fond de l’espace. Les chercheurs l’ont baptisé les Dents de la mer Noire, je dois avouer que c’est un peu effrayant. » Nous le croyons sans peine.

[⚠️ Ceci est notre poisson d’avril 2024]

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La réduction de notre dépendance aux combustibles fossiles passe obligatoirement par la transformation de notre parc de véhicules automobiles. Hydrogène, électrique « pur », bioéthanol, biogaz : les solutions sont nombreuses, mais il est complexe de déterminer laquelle est la meilleure pour l’environnement. Une des manières de le savoir est d’évaluer la surface de terrain nécessaire pour les fournir en énergie. Dans cet article, nous évaluons qui d’une voiture électrique alimentée au photovoltaïque ou d’une voiture au superéthanol issu de betteraves, occupe le moins d’espace.

Imaginons que vous ayez hérité d’une parcelle d’un hectare (ha) et que vous souhaitez utiliser cette surface pour alimenter votre voiture personnelle, sans utiliser de combustible fossile, c’est-à-dire du diesel ou de l’essence. Une première possibilité pourrait être d’y cultiver des betteraves et de produire grâce à elles un agrocarburant pour le réservoir de votre voiture thermique, comme le superéthanol (E85). Une alternative pourrait être d’installer une centrale photovoltaïque sur ce terrain, pour recharger la batterie de votre voiture électrique. Quelle solution vous apporterait le plus d’autonomie pour votre véhicule ? Répondre à cette question, c’est connaître quel est le meilleur usage du sol qui peut en être fait.

Première option : la voiture au superéthanol

Il serait possible d’utiliser votre parcelle pour produire des betteraves sucrières. En France, il s’agit de la première culture industrielle, et elle est destinée principalement à la production de sucre. Pour l’anecdote, cette tradition n’est pas sans rapport avec nos préoccupations de production énergétique locale. En effet, la culture de la betterave sucrière s’est développée en France au XIXᵉ siècle, sous l’impulsion de Napoléon, dans l’objectif de faire face au blocus de la Grande-Bretagne sur les importations de sucre de canne. Les betteraves sont aujourd’hui essentiellement cultivées au nord de la Loire, notamment dans le Nord, le Nord-Est, en Île-de-France, en Normandie et dans le Centre.

Les sucres de la betterave peuvent être transformés en éthanol, et cet éthanol peut se substituer à l’essence dans un moteur thermique. La plupart des véhicules peuvent fonctionner de manière ordinaire avec 5 à 10 % d’éthanol (carburant dit « E10 »). Par ailleurs, il existe de plus en plus de véhicules susceptibles de fonctionner jusqu’à 85 % d’éthanol (E85, véhicules dits « FlexFuel ») de série ou après adaptation. Enfin, si en théorie un véhicule peut fonctionner à 100 % d’éthanol, cela n’est pas recommandé par les constructeurs.

Mais partons sur cette idée. Il faut savoir que l’éthanol contient moins d’énergie par litre que l’essence. Ainsi, un véhicule qui consommerait 7,5 L/100 km en essence, aurait besoin d’environ 11 L/100 km d’éthanol. Par ailleurs, un hectare de terrain mis en culture de betterave est susceptible de produire, selon les estimations, de 6 000 à 9 000 L de bioéthanol par an. Avec la production de votre parcelle de 1 hectare, vous seriez ainsi capable de rouler environ 70 000 km, soit environ 7 fois plus que le parcours annuel moyen d’une voiture particulière en France. Vous pourriez donc même en céder à vos voisins.

Deuxième option : la voiture électrique

Dans l’alternative, vous pourriez installer sur votre terrain des panneaux photovoltaïques pour alimenter une voiture électrique. En moyenne, un tel véhicule consomme autour de 17 kWh/100 km. En France, on peut se fonder sur une puissance d’environ 400 kWc par hectare pour une centrale photovoltaïque au sol, dont on peut espérer une production entre 800 et 1 400 kWh par kWc et par an. En conséquence, votre terrain serait susceptible de produire environ 400 MWh/an, soit de quoi rouler environ 2 millions de km.

La voie électrique permet donc de produire l’énergie pour rouler environ 25 fois plus de distance que la voie agrocarburant, et ce, à partir de la même surface de terrain. Une autre manière de le voir serait de considérer que sur la parcelle de 1 hectare, vous pourriez consacrer 400 m² à votre centrale photovoltaïque pour rouler 70 000 km/an. Le reste pourrait être laissé à la biodiversité, sous la forme d’une forêt ou d’un étang, par exemple.

Agrocarburants vs électrique : une affaire de rendements

La voiture électrique alimentée à l’énergie solaire est donc bien moins consommatrice d’espace qu’une voiture thermique alimentée par un agrocarburant produit à partir de betterave. Bien entendu, ce calcul est simplifié, il pourrait être critiqué et amélioré. La comparaison globale entre ces deux solutions est bien plus complexe que ce que nous avons exposé dans ce court article. En effet, pour pouvoir juger de l’impact environnemental, la totalité des conséquences néfastes (ou bénéfiques) sur l’environnement doivent être évalués.

Pour prendre quelques exemples, la culture de betterave, en mode intensif, nécessite des engrais (produits à partir de fossiles) et des pesticides, dont l’impact sur l’environnement peut être néfaste. Par ailleurs, la fabrication des panneaux photovoltaïque et de la batterie d’un véhicule électrique nécessite de l’énergie, et ils doivent être remplacés puis recyclés à la fin de leur cycle de vie. Cela peut être à l’origine de dégâts environnementaux, notamment lors de l’extraction des matières premières nécessaires à leur fabrication.

1 % de rendement pour la photosynthèse, jusqu’à 24 % pour le photovoltaïque

La différence est toutefois significative puisque nous trouvons environ un facteur 25. Et il existe une raison profonde qui permet d’expliquer ce résultat. Le rendement global de la photosynthèse est faible, de l’ordre de 1 % pour les plantes cultivées, tandis que le rendement des panneaux solaires commerciaux se situe entre 18 et 24 %. Les panneaux photovoltaïques sont donc plus de 20 fois plus efficaces que les plantes pour convertir l’énergie du soleil en une énergie utilisable par nos véhicules.

Et il y a une raison simple : le but de la vie n’est pas de produire de l’énergie. Les plantes produisent de l’énergie pour vivre, pour se reproduire, pour évoluer et pour se protéger des autres espèces vivantes. Elles ne sont donc pas optimisées pour le rendement énergétique, mais pour être en mesure de réaliser toutes ces activités, d’une manière indubitablement résiliente, comme nous l’a prouvé l’histoire mouvementée de la Terre et de la vie.

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Propulser un avion grâce à un jet de plasma créé par de l’électricité ? Ceci n’est pas de la science-fiction, mais le projet bel et bien réel de Sylphaero, une start-up bordelaise. Cette technologie vise les avions à réaction, qui représentent près de 95 % du marché.

L’électrification dans l’aéronautique est un objectif notoirement difficile, plus complexe encore que dans l’automobile. Les avions, en effet, ne peuvent pas tolérer une augmentation significative de leur masse et de leur volume, et les batteries électriques sont plus lourdes et plus volumineuses que les hydrocarbures. L’équation est donc très compliquée. Si les développements récents des batteries ouvrent aujourd’hui la porte à l’avion électrique, une autre difficulté réside dans le choix de la technologie du moteur, et donc dans la performance de l’avion.

Une différence majeure entre avion à hélice et avion à réaction

Expliquons-nous. La propulsion aérienne repose sur deux technologies principales. En premier lieu, le turbopropulseur, qui équipe ce que l’on peut appeler « l’avion à hélices ». Ici, l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures entraîne un axe de rotation qui transmet ses efforts à une hélice. Cette hélice a pour fonction d’accélérer l’air environnant pour générer la poussée qui permet la mise en mouvement de l’avion.

En second lieu, les avions à réaction. Ces derniers sont équipés de moteurs, appelé turboréacteurs, dans lesquels l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures est directement injectée dans l’air, préalablement comprimé par une turbine. Et c’est l’échappement de cet air chaud vers l’arrière de l’avion qui génère la poussée, sans qu’il y ait besoin d’hélice.

Différence entre un turbopropulseur et un turboréacteur / Schéma : Médiawiki, modifié par RE.

Pour les moteurs à hélice, il est relativement aisé de remplacer un moteur thermique par un moteur électrique, puisque ce dernier peut directement actionner l’hélice. Ainsi, il existe de nombreuses sociétés qui visent ce marché, comme Aura Aero, qui a décroché une importante commande en fin d’année dernière. Cependant, pour ce type d’avion, la vitesse de vol est limitée à 800 km/h environ, du fait qu’une hélice perd son efficacité à l’approche de la vitesse du son. Et c’est la raison pour laquelle près de 95 % des avions sont aujourd’hui équipés de moteur à réaction.

L’électrification du transport aérien devra donc passer par l’électrification des avions à réaction. Toutefois, il n’est pas simple de réaliser la même substitution pour les moteurs à réaction que pour les moteurs à hélice. En effet, dans ce cas, les moteurs électriques ne sont d’aucune aide, puisqu’il faut directement injecter l’énergie électrique dans l’air. Mais Sylphaero a pour ambition d’y parvenir.

Le plasma, avenir de la propulsion aérienne ?

La startup française Sylphaero mise sur une technologie électrothermique permettant de réchauffer l’air à partir d’électricité. Pour ce faire, elle utilise un arc électrique, c’est-à-dire précisément le phénomène qui a lieu dans les éclairs, et qui est capable de porter l’air à une température extrêmement élevée, jusqu’à 20 000°C. À cette température, l’air est transformé en plasma. Ce plasma est ensuite accéléré comme dans un réacteur classique et éjecté à l’arrière de l’appareil.

Les deux fondateurs et leur passion : un turboréacteur / Image : Sylphaero.

La société Sylphaero a été fondée par deux ingénieurs : Tom Bernat et Damien Engemann. Elle est basée à Mérignac (Gironde) depuis 2021. Elle a pu bénéficier d’un soutien financier de la Région Nouvelle-Aquitaine, de Bpifrance, ainsi que de prêts d’Airbus, du Réseau Entreprendre et du CNES (Centre national d’études spatiales). L’équipe travaille à la conception d’un moteur de démonstration, de 90 kW, permettant de démontrer la faisabilité technique ainsi que les performances. Un enjeu de taille est de démontrer la tenue à longue durée des matériaux aux températures du plasma, en moyenne de 3 000 °C, mais pouvant localement dépasser 10 000 °C.

Ce prototype permettra de convaincre des investisseurs. Sylphaero aura en effet besoin d’environ 30 millions d’euros pour espérer démontrer le fonctionnement de son réacteur en vol. Avec les batteries actuelles, la société envisage que les avions puissent bénéficier d’une autonomie allant jusqu’à 1 500 km, soit 80 % des vols d’affaires en Europe. Les applications à long terme de la technologie vont en outre bien au-delà de l’aviation. De tels propulseurs électrothermiques à arc pourraient également servir au secteur spatial, notamment pour de premiers étages de fusées réutilisables. De larges perspectives, donc. Souhaitons bonne chance à l’équipe au cœur de cet enthousiasmant projet.

Sylphaero propose une courte vidéo du test de son système de chauffage de l’air par arc électrique :

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Les tardigrades ont des capacités de survie extraordinaires. On les qualifie d'extrémophiles, en raison de leur faculté à survivre dans des environnements insupportables. Une mission lunaire en transportait. Elle s'est crashée en 2019. Pourraient-ils avoir survécu ?

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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Combiner les avantages de l’énergie nucléaire et de l’énergie, est-ce possible ? C’est ce que semble proposer Holtec International, qui vient d’annoncer la première centrale hybride, destinée à utiliser les deux sources d’énergie. Au-delà des effets d’annonce, analysons leur solution en détail.

Holtec a été fondée en 1986 aux États-Unis, avec de grandes ambitions dans le domaine de l’innovation et de l’énergie. La société s’est tout d’abord spécialisée dans la recherche de solutions face à certains problèmes opérationnels des centrales, comme la lutte contre les vibrations et la corrosion. Elle a ensuite creusé sa place dans le matériel de stockage et transport des combustibles nucléaires usés. Plus récemment, elle s’est lancée depuis 2010 dans la conception de petits réacteurs modulaires, les fameux SMR, pour Small Modular Reactor.

Dans le cadre de ces développements, Holtec a récemment communiqué sur un concept original : celui de centrale hybride nucléaire et solaire, qu’il appelle Combined Nuclear/Solar Plant (CNSP). La société envisage de pouvoir fournir grâce à cette innovation de l’électricité en base ou en suivi de charge, tout en éliminant l’intermittence de l’énergie solaire.

La combinaison de trois briques énergétiques

Pour parvenir à cet objectif, la société combine trois systèmes. Le premier d’entre eux est un modèle de petit réacteur nucléaire dénommé SMR-300. Il s’agit d’un réacteur à eau pressurisée capable de produire 300 MW sous forme d’électricité, ou 1 050 MW sous forme de chaleur pour des procédés industriels. Ce réacteur semble avoir le vent en poupe, car Holtec a annoncé en décembre dernier le lancement du projet de construction de deux unités sur le site de la centrale nucléaire de Palisades, dans le Michigan.

Le modèle de centrale solaire thermique conçu par Holtec constitue la seconde brique. Ce système, baptisé HI-THERM HSP (pour Hybrid Solar Power, en français Énergie solaire hybride), est une centrale solaire spécifiquement conçue pour fonctionner avec une deuxième source de chaleur. Holtec indique que le système se base sur des techniques innovantes, mais, malheureusement, n’est pas très disert sur ces mêmes innovations.

Image de synthèse d’une installation hybride solaire – nucléaire / Visuel : Holtec International.

Une chaudière innovante à la jonction du nucléaire et du solaire

Le troisième système n’est pas des moindres, il s’agit du Green Boiler, que l’on pourrait traduire par « chaudière verte ». Il est décrit par le constructeur comme un dispositif « trois-en-un ». Il remplit en effet trois fonctions : stockage massif de chaleur, réception de chaleur à haute température, et génération de vapeur surchauffée et à haute pression. Cette dernière fonction est destinée à alimenter une turbine à vapeur pour entraîner un générateur d’électricité.

Dans le cadre du concept de centrale hybride, le Green Boiler sera alimenté en chaleur aussi bien par la centrale nucléaire que par la centrale solaire thermique, en fonction notamment de la production solaire intermittente. Il s’agit là d’une innovation notable, en effet, car le générateur de vapeur n’est généralement pas découplé de la chaudière. Le concept proposé par Holtec présente un autre avantage non négligeable : il peut être intégré dans une centrale préexistante, par exemple, une centrale au charbon. Dans ce cas, le Green Boiler peut être installé en remplacement de la chaudière, mais peut alimenter en vapeur au système de génération électrique déjà installé, qui n’aura donc pas à être remplacé.

Pas d’information précise sur les performances globales

Avec sa centrale hybride innovante, Holtec se positionne en concurrent des systèmes de stockage électrique par batteries, généralement utilisés pour compenser l’intermittence de sources d’énergie renouvelables. Le stockage est en effet ici thermique, et le Green Boiler va servir de capacité-tampon entre l’installation nucléaire et l’installation solaire. Toutefois, l’entreprise ne donne pas de détails sur le mode de fonctionnement du réacteur nucléaire, qui devra probablement, malgré tout, moduler sa puissance pour suivre les variations de production de la centrale solaire.

Holtec n’indique pas non plus les parts respectives des sources solaire et nucléaire dans la production d’énergie. On peut supposer qu’elle dépendra fortement de la surface disponible pour la centrale solaire, ainsi que de sa localisation géographique. Le constructeur indique que la combinaison des deux concepts est très favorable pour améliorer le rendement thermodynamique global de l’ensemble du système – généralement bas pour les centrales nucléaires – mais, encore une fois, il ne fournit pas de données chiffrées. Le concept est donc très intéressant, mais il nous sera nécessaire d’en savoir plus.

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L’avant-projet de loi sur la souveraineté énergétique a été divulguée, et elle a eu l’effet d’une douche froide en ce début d’année. « Fin des énergies renouvelables en France ! », « Manque de respect pour la filière ! », les critiques n’ont cessé de pleuvoir. Mais qu’en est-il réellement ? Que dit le texte ?

Resituons le contexte. Le 8 janvier dernier, le gouvernement rend public un avant-projet de la loi de souveraineté énergétique. Ce dernier devait être présenté en conseil des ministres début février, puis présenté au Parlement au cours de l’année 2024. Ce texte propose une modification du Code de l’énergie, portant sur deux aspects : d’une part la formulation des objectifs de la politique énergétique nationale (Titre I), et d’autre part l’information et la protection des consommateurs d’énergie, notamment vis-à-vis des démarches commerciales agressives, et en particulier dans un contexte de crise du prix de l’énergie (Titre II).

C’est la première partie de l’avant-projet de loi qui nous intéresse dans cet article. Elle a pour objectif de modifier l’article L100-4 du Code de l’Énergie concernant deux aspects : les objectifs énergétiques généraux d’une part et les moyens de production d’autre part. Et ce sont bien ces deux aspects qui ont suscité un tollé. Regardons davantage en détail.

Des objectifs moins contraignants ?

Le tableau ci-dessous récapitule les modifications les plus importantes proposées en ce qui concerne les objectifs généraux de la politique énergétique.

Le texte évoque des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre, de la consommation énergétique finale et de la consommation des énergies fossiles. De manière générale, on constate que le gouvernement propose de rendre ces objectifs plus ambitieux, mais, dans le même temps, change la formulation de « réduire » vers « tendre vers une réduction ».

Il est certain que cette nouvelle formulation est en première approche moins contraignante. Il n’en reste pas moins qu’elle exige a minima du gouvernement une obligation de moyens vers ces objectifs. Par ailleurs, le gouvernement indique que ces objectifs sont dorénavant harmonisés avec la réglementation européenne « fit for 55 », déclinée par la directive 2023/19791 du Parlement européen et du conseil du 13 septembre 2023.

Suppression des objectifs chiffrés de sources d’énergie renouvelable

Le tableau ci-dessous récapitule certaines des modifications proposées en ce qui concerne le mix énergétique :

Le changement de formulation de l’avant-projet de loi est significatif. D’un objectif chiffré fixé à une valeur 33 % de part d’énergie renouvelable pour 2030, tout objectif chiffré est supprimé. Dans le même temps, le texte sanctuarise une puissance installée nucléaire de 63 GW. L’émoi de la filière renouvelable peut se comprendre, notamment lorsque les modifications de l’avant-projet de loi se présentent sous une forme quelque peu technocratique : « Les 4° à 11° du I et le Ibis sont supprimés. ».

Quoi qu’il en soit, si l’on regarde plus en détail, on s’aperçoit que l’avant-projet de loi ne fait que sanctuariser un socle d’approvisionnement en source d’énergie pilotable, et notamment explicitement nucléaire, et consacre le fait que tous les besoins supplémentaires devront être couverts par des énergies renouvelables.

En France, environ 20 % de la consommation finale d’énergie primaire provient aujourd’hui du secteur nucléaire. Sous l’hypothèse d’une division par deux de cette consommation finale, et, au premier ordre, une production nucléaire constante, la part de l’énergie nucléaire augmenterait à 40 %. Resterait-il 60 % du mix disponibles pour l’extension des énergies renouvelables ? Il est difficile de répondre à cette question, car la réponse dépend d’une part de l’électrification des usages lancée massivement par ailleurs (transport électrique et pompes à chaleur) et de la réduction effective de la part des énergies fossiles. Il est toutefois possible d’affirmer que le gouvernement n’a pas décidé de l’arrêt des énergies renouvelables.

Quelles seront les suites ?

Depuis, le ministère de l’Économie a récupéré la compétence de l’Énergie, et un nouveau texte intitulé « saisine rectificative au projet de loi relatif à la souveraineté énergétique » aurait été communiqué depuis le 17 janvier. Dans ce texte, tout le Titre I de l’avant-projet de loi aurait été supprimé.

Il va de soi que mettre l’accent sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique, et notamment du réseau électrique par le biais de moyens pilotables, n’est pas une mauvaise nouvelle. Toutefois, le renversement proposé de la formulation de la loi laisse toutefois des zones d’ombres qui rendent difficile à anticiper les conséquences pratiques de ce nouveau texte, en particulier en termes d’emploi. Nous suivrons tout cela avec une grande attention.

Consultez le texte de l’avant-projet de loi relatif à la souveraineté énergétique ↗️

Consultez l’article L100-4 du Code de l’Énergie ↗️

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L’année dernière, EDF avait ouvert la porte à la signature de contrats à long terme avec les fournisseurs alternatifs d’électricité. En cette fin janvier, EDF semble revenir sur sa décision.

Les fortes variations des prix de l’électricité ayant eu cours en 2022 et en 2023 ont rendu crucial le choix de contrats protecteurs pour le consommateur d’énergie. Parmi ces derniers, les entreprises dites électro-intensives sont les plus directement concernées. En effet, chez les fabricants de papier ou de carton, industriels de la chimie ou de la métallurgie, l’achat d’électricité représente un tiers ou plus de leur coût de production.

Pour ces clients, EDF a construit un produit sur mesure, appelé le Contrat d’allocation de production nucléaire (CAPN). Il s’agit de contrats long terme, d’une durée de dix à vingt ans, voire plus et qui comprennent une « avance de tête », qui revient à une participation aux investissements d’EDF. De plus, ils ont la particularité d’être négociés sur la base d’une part proportionnelle de la production du parc nucléaire, et non sur un volume fixé à l’avance.

EDF ouvre la porte à ses concurrents…

Le 8 juin 2023, EDF est officiellement retiré de la bourse, à la suite de la reprise à 100 % du capital par l’État français. Le même jour se tient un colloque de l’Union française de l’électricité (UFE), l’association professionnelle des opérateurs du secteur électrique. Lors de ce colloque, Luc Rémont, PDG d’EDF depuis fin 2022, s’est déclaré favorable à la signature de contrats à long terme avec les fournisseurs alternatifs d’énergie.

Il annonce notamment que l’énergéticien national est prêt « à former des contrats de long terme avec l’ensemble des clients. (…) Sous réserve que nous trouvions un cadre d’opérations pour EDF qui soit évidemment équilibré dans le long terme, nous considérons les fournisseurs d’énergie et les autres investisseurs dans l’énergie comme des clients ou des partenaires ». EDF est bien sûr intéressé par ces contrats, puisqu’ils lui permettent de financer ses investissements dans la maintenance et le renouvellement du parc.

Patrick Pouyanné, PDG de TotalEnergies est également intervenu : « les fournisseurs d’électricité peuvent parfaitement devenir les partenaires d’EDF, on n’a pas besoin d’un règlement d’État ». Il va de soi que dans l’environnement très fluctuant des prix de l’électricité, les fournisseurs alternatifs sont très intéressés par la production relativement stable permise par le parc nucléaire.

… mais la referme six mois plus tard

En fin de semaine dernière, un représentant d’EDF aurait déclaré au média Montel que les contrats long terme sont destinés à l’industrie, et qu’ils n’ont pas à « assurer de la liquidité pour faire vivre des fournisseurs ». Il n’en faut pas moins pour ces fournisseurs alternatifs s’en émeuvent. TotalEnergies ou encore Vattenfal ont fait état de leur inquiétude concernant une possible distorsion de la concurrence, puisque la situation conférerait à EDF un monopole pour approvisionner les entreprises électro-intensive. Ces craintes ne sont pas seulement celles des industriels, puisque la Commission de régulation de l’énergie (CRE) et l’Autorité de la concurrence en ont fait état également dans un courrier adressé au gouvernement.

La filière électrique en France est l’objet d’injonctions contradictoires qui rendent difficile sa gouvernance. En l’occurrence, nous assistons à une nouvelle passe d’armes entre EDF, fournisseur historique, et des fournisseurs alternatifs qui, faute de capacités de production en propre, dépendent de la production de ce même EDF.

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L’annonce avait fait grand bruit début 2023 : l’Allemagne allait construire entre 17 et 21 GW de centrales thermiques au gaz. Le champion des énergies renouvelables annonçait-il un renversement de sa stratégie ? Non, car il s’agissait de centrales dites « Hydrogen Ready » qui devaient fonctionner à l’hydrogène ou qui pouvaient être facilement converties à son utilisation. Mais ce projet a du plomb dans l’aile, faute de financement. L’Allemagne va-t-elle devoir abandonner ses plans sur l’hydrogène ?

Revenons sur le début du feuilleton. L’Allemagne vise une production d’électricité 100 % neutre en carbone pour 2035, en se basant sur une large part d’énergie éolienne et photovoltaïque. Ces dernières sont intermittentes, et nécessitent des moyens pilotables de secours. Jusqu’à maintenant, en Allemagne, ce rôle a été dévolu aux centrales thermiques au gaz, lesquelles utilisent donc un combustible fossile. Notre voisin d’Outre-Rhin se trouve ainsi devant un dilemme difficile à résoudre : augmenter la puissance installée des moyens de production intermittents ou réduire de la consommation de combustibles fossiles ?

Début 2023, le gouvernement d’Olaf Scholz a présenté une stratégie pour résoudre ce dilemme. Cette stratégie se fonde sur la constitution d’un parc de centrales thermiques à hydrogène. Cette stratégie ne peut être que progressive, pour deux raisons. La première est l’indisponibilité de sources d’approvisionnement massives en hydrogène vert, c’est-à-dire non produits à partir de sources fossiles. La deuxième raison réside dans les difficultés techniques et financières de conversion du parc existant vers l’utilisation de l’hydrogène, notamment concernant la technologie des brûleurs.

Le passage par des centrales « Hydrogen Ready », une solution ?

Pour constituer ce parc, le gouvernement allemand prévoit la construction de centrales dites « Hydrogen Ready », que l’on pourrait tenter de traduire en français par « prêtes pour l’Hydrogène ». Qu’est-ce que cela veut dire ? Plus explicitement, le projet allemand consiste à construire des centrales thermiques au gaz naturel, mais qui pourront être converties à moindres frais à la consommation d’hydrogène. L’Agence fédérale des réseaux allemande table ainsi sur la construction de nouvelles centrales « Hydrogen Ready » pour une puissance comprise entre 17 et 21 GW (gigawatts) sur la période 2025-2031, qui s’ajouteraient aux 27,5 GW déjà existants.

Un premier obstacle auquel se heurte cette politique est la très faible rentabilité des investissements. En effet, ces nouvelles centrales thermiques seront construites pour assurer une réserve de secours, et ne seront sollicitées qu’en période de faible vent et de faible ensoleillement. Leur taux d’usage devrait ainsi être faible, le coût unitaire de l’électricité sera très élevé et il est peu probables que les centrales soient rentables par leur seule activité. Il est ainsi nécessaire de prévoir des subventions publiques pour financer leur investissement. Or les subventions induisent une distorsion de la concurrence, qui se heurte à son tour à des réglementations, notamment européennes.

Des centrales à plusieurs milliards d’euros

C’est au mois d’août 2023 que le gouvernement allemand triomphe : la Commission Européenne a accepté que soient construites des centrales de secours subventionnées. Les nouvelles constructions comprendront une puissance totale de 8,8 GW de centrales thermiques qui consommeront directement de l’hydrogène, ainsi que 15 GW de centrales au gaz naturel « Hydrogène Ready », destinées à être converties à l’hydrogène d’ici 2035. Les subventions prévues s’élevaient à 7 milliards d’euros.

Début 2024, cette stratégie se heurte à un nouvel obstacle : la grave crise budgétaire dans laquelle est plongé le gouvernement allemand. Ce dernier avait en effet prévu de transférer 60 milliards d’un fond destiné au Covid vers le fond pour le climat et la transformation de l’économie. Or, en toute fin d’année dernière, la Cour de Karlsruhe avait jugé inconstitutionnel ce transfert. Il s’agissait en effet de dettes supplémentaires acceptées dans l’urgence et affectées uniquement à la gestion de la crise sanitaire. Le gouvernement allemand commence donc l’année avec un trou de 60 milliards d’euros, et les subventions destinées aux centrales « Hydrogen Ready » étaient incluses dans ce budget.

Vers un abandon des centrales thermiques à hydrogène ?

Dans la panade, le gouvernement d’Olaf Scholz est pressé par les industriels de trouver une solution. Ces derniers sont en effet mis à rude épreuve par la hausse brutale des coûts de l’énergie, qui réduit leur compétitivité face à la concurrence internationale. Deux puissantes associations, la Fédération des industries allemandes (BDI) et l’association de l’industrie de l’énergie (BDEW) exhortent le gouvernement d’abandonner ses projets hydrogène. Ces projets sont en effet jugés très coûteux, et d’un impact limité sur la sécurité d’approvisionnement. En effet, il n’existe pas de source d’hydrogène vert suffisamment massive et locale, et le gouvernement prévoit d’importer cet hydrogène.

Dans l’attente d’une stratégie claire, l’Allemagne doit toutefois toujours produire de l’électricité et reste privée de gaz russe du fait des sanctions de l’OTAN. Elle poursuit donc ses importations de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), en provenance notamment des États-Unis, tout en continuant à compter sur ses centrales à charbon. Alimentant d’autant plus les spéculations sur le fait que les centrales « Hydrogen Ready » ne seraient que du greenwashing, un cache-nez pour dissimuler la construction de centrales au gaz naturel.

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Une startup chinoise envisage de commercialiser une batterie grande comme une pièce de 1 centime d’euro. Elle pourrait produire de l’énergie pendant cinquante ans ou plus, sans rechargement. Bienvenue dans le monde des batteries nucléaires.

En ce début d’année 2024, la startup chinois Beijing Betavolt New Energy Technology Company Ltd a annoncé la mise au point d’une batterie nucléaire capable de rivaliser avec les batteries plus conventionnelles, comme les batteries lithium-ion, basées sur l’énergie chimique.

La batterie, baptisée « BV100 », peut se décrire techniquement comme un « générateur électrique à radioisotope », formulation un peu barbare qui signifie simplement qu’elle est destinée à produire de l’électricité à partir de la radioactivité. Ce concept n’est pas nouveau : il est utilisé dans les sondes spatiales destinées à explorer les tréfonds du système solaire, là où la lumière du Soleil devient très rare. C’était le cas par exemple de New Horizon qui nous a fait découvrir en 2015 de superbes images en haute définition de Pluton.

Un cœur de nickel et de diamant

La batterie de Betavolt utilise en son cœur une source de nickel-63. Cet isotope particulier de l’élément nickel est radioactif, c’est-à-dire qu’il se transforme peu à peu en un autre élément, tout en émettant des particules radioactives. En l’occurrence, le nickel-63 se transforme en cuivre non radioactif, en émettant au passage une particule dite « β- » (prononcez « Beta moins »), et cette particule n’est rien d’autre qu’un électron émis à très grande vitesse, et donc doté d’une forte énergie.

Le système est constitué d’un empilement de couches alternées de feuilles de nickel-63 de 2 µm d’épaisseur et de feuilles de semi-conducteur de diamant de 10 µm d’épaisseur. Et là se trouve l’innovation de Betavolt : la fine couche de diamant a pour fonction de convertir l’énergie cinétique des électrons émis par le nickel-63 en un courant électrique utilisable. Le fabricant avance un rendement de conversion de 8,8 %.

La cellule de base, appelée BV100 ressemble à un petit cube aplati, mesure 15 mm par 15 mm et a une épaisseur de 5 mm. D’après son constructeur, elle peut délivrer une puissance de 100 µW (microwatts). Sur la base de ces données, nous pouvons estimer que cela conduit à une densité volumique de puissance de l’ordre de 0,09 W/L ; par comparaison, une batterie lithium-ion se place à des valeurs entre 100 et 500 W/L. La batterie produit donc nettement moins d’énergie par unité de volume (et de poids).

Les différentes couches qui constituent la batterie BV100 / Image : Betavolt.

Une fiche technique farfelue ?

Avantage important : la période radioactive du nickel-63 est de 100 ans. Cela signifie que la quantité de radioactivité est divisée par deux en 100 ans. Au premier ordre, on peut supposer que la puissance de la cellule soit proportionnelle à la radioactivité restante. Cela implique qu’après cent ans, sa puissance ne serait diminuée que par deux. Après 10 ans, la cellule conserverait encore environ 90 % de sa puissance initiale, et encore 70 % après 50 ans.

Le fabricant indique « 3 300 MWh peuvent être stockés dans 1 g de batterie », toutefois cette valeur ne nous apparaît évidemment pas réaliste, et résulte probablement d’une erreur de traduction. En effet, 3 300 MWh correspondent ni plus ni moins à… 63 461 batteries de voiture électrique comme la Renault Zoé. Nous allons quand même tenter d’estimer l’énergie contenue dans cette minuscule batterie. Le fabricant indique qu’elle pourra produire pendant 50 ans, et nous avions estimé sa densité volumique de puissance à 0,09 W/L. Ces paramètres conduisent à une production totale cumulée de l’ordre de 40 kWh/L, et cette valeur est déjà énorme. Cela représente près de cent fois la capacité d’une batterie lithium-ion, et ce, sans recharge !

Quelles applications pour une batterie nucléaire ?

Le concept est modulable, c’est-à-dire qu’il est possible de composer des batteries constituées de dizaines ou de centaines de cellules élémentaires, connectées en parallèle ou en série. L’objectif est de fournir des batteries de différentes tailles et de différentes puissances. Ainsi, Betavolt envisage de commercialiser une batterie de 1 W pour 2025.

Les applications visées sont l’aéronautique, les équipements IA et médicaux, les microrobots, et plus généralement tous les systèmes micro-électromécaniques. Betavolt envisage également d’appliquer sa solution dans les téléphones portables. De fait, ces systèmes seraient autonomes, et n’auraient pas besoin d’être rechargés pendant toute la durée de vie de la batterie. Un drone capable de voler sans se poser pendant 50 ans, serait-ce donc possible ? Betavolt promettrait-il un téléphone portable qu’il n’y aurait jamais besoin de recharger ? Peut-être, nous avons toutefois vu que sa densité énergétique n’était pas très élevée.

Les principes de sécurité nucléaire condamnent-ils la solution ?

Le fabricant indique que les radiations ne sortent pas de la batterie et que le système est sûr. Rappelons en effet que d’après l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN), les particules β- sont arrêtées par une feuille de papier aluminium de quelques millimètres d’épaisseur. De plus, le nickel-63 se transmute en cuivre, non radioactif et sans danger. Le système est donc en principe sans danger, ce qui permet d’envisager son utilisation pour les dispositifs médicaux, comme le pacemaker ou les organes artificiels.

Cette sécurité ne vaut toutefois que tant que le nickel-63 n’est pas libéré dans l’environnement, avec le risque qu’il soit alors intégré dans les processus biologiques, par l’ingestion par exemple. Et c’est là que le bât blesse. La réglementation en France est sévère concernant les dispositifs basés sur la radioactivité. Par exemple, en 2012, l’Autorité de Sûreté a décidé le retrait progressif des détecteurs de fumée grand public basés sur une source radioactive, notamment d’américium. Ces dispositifs n’étaient pas dangereux, mais c’est leur gestion en fin de vie qui posait question. Sur cette base, la généralisation de batteries au nickel-63 serait-elle envisageable ?

La startup envisage des développements basés sur d’autres isotopes, comme le strontium-90, le promethium-147 ou le deutérium, permettant des rapports puissance / durée de vie différents, entre 2 et 30 ans. Notons qu’une durée de vie plus faible réduit les problématiques du déchet constitué par la batterie en fin de vie. Betavolt n’a pas communiqué non plus sur le prix. On peut supposer que les applications visées prochainement seront toutefois moins grand public qu’indiqué par la startup.

Consulter le communiqué de presse de Betavolt (en chinois).

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