Fréquemment évoquée par les opposants au nucléaire, la question de la gestion des déchets demeure l’un des défis majeurs de l’industrie. Tandis que les éléments hautement radioactifs seront stockés en couche géologique profonde, d’autres matériaux valorisables s’accumulent dans d’immenses piscines de l’usine de retraitement du combustible de la Hague. En 2023, ces installations étaient remplies à 97 %. L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) met ainsi en garde contre le risque de saturation de ces bassins en cas d’aléas.

Après utilisation dans les réacteurs nucléaires, les combustibles usés sont d’abord stockés pour refroidissement dans les piscines des réacteurs pendant plusieurs années. Par la suite, ils sont transférés dans les usines de retraitement d’Orano, à La Hague ou à Marcoule. Ils sont alors transformés en des combustibles appelés « MOX » (mélange d’oxyde de plutonium et d’uranium) qui sont réutilisés par EDF pour alimenter d’autres réacteurs. Cependant, les combustibles MOX usés ne peuvent pas être de nouveau recyclés (du moins, pas encore à une échelle industrielle). Ils sont donc stockés dans des piscines spécifiques dans l’usine de La Hague. Ces bassins reçoivent environ une centaine de tonnes de ces matériaux par an, et à la fin de l’année 2023, ils en contenaient plus de 10 125 tonnes. La saturation de ces piscines représente une préoccupation constante pour l’ASN, car un manque d’espace pour stocker les déchets pourrait potentiellement conduire à l’arrêt des réacteurs.

Nos réacteurs risquent-ils l’arrêt forcé ?

En 2020, Orano avait évalué que les piscines disposaient encore de 200 emplacements, suffisants pour environ dix années d’entreposage. Leur saturation était donc anticipée vers la fin de cette décennie. Face à cette échéance, EDF a déjà lancé le projet de construction d’une nouvelle piscine, qui ne sera cependant opérationnelle qu’en 2034. Pour pallier la contrainte temporaire, Orano explore plusieurs solutions afin de retarder la saturation. Une des méthodes envisagées est la densification. Déjà approuvée par l’ASN, cette technique consiste à remplacer les paniers actuels (contenant les combustibles usés) par des modèles plus compacts, augmentant ainsi la capacité des bassins de 3 600 tonnes supplémentaires. L’entreposage à sec est également considéré comme une alternative viable.

Malgré ces initiatives, l’ASN reste préoccupée par les risques élevés d’un arrêt forcé des réacteurs en cas d’imprévus. De plus, des difficultés sont rencontrées dans le processus de recyclage de l’usine alors que certains des combustibles MOX sont inutilisables. Ces derniers doivent être stockés directement dans l’eau, augmentant la quantité de combustibles entreposés au-delà des prévisions.

Une saturation désormais reportée à 2040

Initialement prévu entre 2025 et 2035, l’arrêt de 12 réacteurs nucléaires de 900 MWe alimentés par des combustibles MOX a été reporté par le gouvernement français. Cette décision influence directement la gestion des déchets nucléaires à Orano la Hague, car elle repousse la perspective de saturation des piscines, qui est désormais prévue pour 2040. En prolongeant l’exploitation des réacteurs, les combustibles MOX usés restent dans les réacteurs plus longtemps pour y être refroidis. Leur retrait s’effectue ainsi de manière progressive, et leur accumulation dans les piscines d’entreposage se fait en un rythme plus lent. Si les réacteurs avaient été arrêtés comme initialement envisagé, les combustibles usés devraient être immédiatement retirés et stockés.

Parallèlement, Orano pourrait avoir progressé dans l’industrialisation de la production de combustibles MOX multirecyclé (MR) d’ici la nouvelle échéance. Ce type de combustible, destiné aux futurs EPR 2, fait l’objet de recherches depuis 2017 en vue de développer un procédé de multirecyclage à grande échelle. Un assemblage test du MOX MR est prévu pour être introduit dans un réacteur à eau pressurisée entre 2025 et 2028. Néanmoins, l’ASN reste toujours sur sa position malgré le changement, et rappelle que l’installation de nouvelles capacités de densification et d’entreposage à sec doit rester une « priorité de premier ordre ».

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Souvent évoqué pour décarboner le transport, l’hydrogène souffre d’un réseau de recharge presque inexistant. Pour résoudre cette situation et faciliter le déploiement de ce type de stations, des scientifiques ont réalisé une étude portant sur des stations autonomes capable de produire de l’hydrogène vert à partir des énergies solaires et éoliennes. Les résultats obtenus sont surprenants. 

Le marché des véhicules à hydrogène peine à se développer, la faute à des contraintes techniques, mais aussi à un réseau de recharge quasiment inexistant, en France comme en Europe. Face à ce constat, des scientifiques de République tchèque ont imaginé une station de recharge d’hydrogène vert qui produirait de l’hydrogène de manière entièrement autonome. Cette étude technico-économique vise à montrer qu’il serait possible de produire de l’hydrogène peu cher et à proximité directe des sites d’utilisation.

Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont imaginé une implantation à Ostrava, une ville industrielle du nord-est de la République tchèque. Ils se sont fondés sur un besoin en hydrogène de 240 kg par jour, ainsi que des données locales pour la vitesse du vent et du rayonnement solaire. Grâce à ces paramètres, ils ont pu définir les contours de l’installation qui, pour être autonome, serait équipée de 298 kW de panneaux photovoltaïques, 22 petites éoliennes de 100 kW, 30 batteries acide-plomb de 1 kWh, ainsi qu’un électrolyseur d’une puissance de 1 000 kW. En complément, des réservoirs stockeraient environ 800 kg d’hydrogène.

Une solution qui se rapproche du coût du vaporeformage du méthane

Outre son caractère autonome, l’installation se distingue par un coût de production relativement faible, puisque l’étude annonce 2,89 €/kg d’hydrogène. Aujourd’hui, les solutions de production d’hydrogène vert sont onéreuses et ne parviennent pas à concurrencer la production d’hydrogène gris, obtenu par vaporeformage du méthane. Le prix de celui-ci oscille entre 1,5 et 2,5 €/kg, tandis que l’hydrogène obtenu par électrolyse de l’eau à partir d’électricité éolienne ou photovoltaïque dépasse généralement les 5 €/kg. À la pompe, le tarif se situe entre 12 et 18 €/kg TTC en France.

Pour atteindre un prix de revient aussi bas, les scientifiques misent sur la valorisation de l’excès d’énergie produite par les éoliennes et les panneaux photovoltaïques. Ils proposent ainsi l’intégration, dans l’installation, d’équipements de traitement des eaux usées grâce à une technique d’électrocoagulation. Celle-ci utilise un courant électrique pour éliminer des particules polluantes en suspension, émulsifiées ou dissoutes dans l’eau. Cette technique a l’avantage de ne nécessiter aucun additif chimique. Efficace, elle dispose d’une empreinte environnementale contenue. Il reste désormais à savoir dans quelle mesure ce type d’installation pourrait être déployé. Une telle infrastructure nécessiterait, en effet, beaucoup de surface au sol compte tenu du nombre d’éoliennes et de panneaux solaires, et un investissement financier beaucoup plus important qu’une simple station de recharge pour voitures électriques.

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Alors que le réacteur nucléaire EPR de Flamanville s’apprête à réaliser sa première divergence, une étonnante installation solaire vient, elle, de réaliser sa première convergence. Les deux paraboles géantes du « Présage », l’unique restaurant solaire d’Europe situé à Marseille, ont produit de la chaleur en concentrant les rayons de notre étoile pour la première fois.

Ces miroirs paraboliques de 10 m² chacun développent une puissance minimale de 4,4 kilowatts (kW) au solstice d’hiver, et de 6,5 kW au solstice d’été. Rien de bien comparable, donc, avec les 1 650 000 kW que revendiquera l’EPR de Flamanville à plein régime. Si ce dernier doit diverger les neutrons dans les prochaines semaines, les miroirs ont déjà convergé les rayons solaires il y a quelques jours. Ces deux paraboles constituent le cœur d’un restaurant unique en Europe : Le Présage, situé dans le quartier de Château Gombert à Marseille.

Fonctionnant sur le même principe que la première guinguette solaire du même nom, ce restaurant solaire en dur imaginé par Pierre-André Aubert, va encore plus loin. À son ouverture prévue en juin 2024, il proposera une carte préparée à 80 % grâce à l’énergie solaire. Pour y parvenir, les deux miroirs concentrent les rayons du soleil en halos de quelques dizaines de centimètres de diamètre, qui chauffent deux plaques de cuisson. Au centre de ces plaques, la température peut monter jusqu’à 450 °C. Plus on s’éloigne du centre, plus la température descend, permettant ainsi aux cuisiniers de réaliser de nombreuses cuissons différentes.

Pour le service du soir, les plats sont préparés en journée, puis finalisés avec un appoint de gaz. Cet appoint de gaz permet également d’assurer le service, même lorsque la météo est mauvaise et ne permet pas la cuisson solaire. À terme, ce gaz devrait être fourni par la méthanisation des déchets organiques produits notamment par le restaurant. Le toit du restaurant est aussi équipé de panneaux photovoltaïques, produisant une partie des besoins en électricité du bâtiment.

 

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De la cuisson solaire, mais pas que

Outre la cuisson solaire, qui a fait la réputation de la cuisine de Pierre-André, c’est toute une démarche qui est mise en place pour limiter les émissions de CO2 de ce restaurant. Le bâtiment, bioclimatique, fait la part belle à des matériaux peu carbonés comme le bois ou le béton de chanvre. Autour, un jardin constitué de 60 arbres et près de 200 plantes vivaces a vocation à fournir la cuisine du restaurant pour un circuit plus court que jamais. Pour l’avenir, les idées ne manquent pas. Outre la méthanisation, Pierre-André envisage de réutiliser les eaux usées grâce à un système de phytoépuration, pour pouvoir arroser le jardin.

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EDF annonce une vague de recrutements en 2024 avec 10 000 nouveaux emplois en CDI, dont 4 500 dans le secteur nucléaire. Cette initiative vise à répondre aux besoins croissants de compétences et à soutenir les projets énergétiques majeurs du groupe.

Des CDI également disponibles dans les énergies renouvelables

EDF, le géant de l’électricité en France, se prépare à embaucher massivement en 2024. Avec 10 000 nouvelles recrues en CDI, dont 4 500 postes destinés au nucléaire, l’entreprise répond à un besoin urgent de main-d’œuvre qualifiée. Jérémy Houstraëte, directeur de l’emploi chez EDF, précise : « On s’inscrit dans la durée, c’est-à-dire que, les prochaines années, on envisage des chiffres au-delà des 10 000 CDI ». Au total, EDF vise près de 20 000 recrutements, incluant alternants et stagiaires. Ces efforts illustrent l’engagement de l’entreprise à moderniser et renforcer ses infrastructures tout en anticipant la transition énergétique.

Le nucléaire est au cœur des priorités de recrutement. Avec des besoins pressants en ingénierie, soudure, tuyauterie et chaudronnerie, EDF doit prolonger la durée de vie de ses centrales existantes. Mais de plus, l’entreprise doit aussi lancer la construction de nouveaux réacteurs de type EPR2, un projet phare annoncé par Emmanuel Macron. Selon un rapport du Groupement des industriels français de l’énergie nucléaire (Gifen), la filière devra recruter en moyenne 10 000 personnes par an d’ici à 2033 pour répondre à la croissance d’activité et remplacer les départs en retraite.

EDF prépare le recrutement pour les réacteurs EPR2

Outre le nucléaire, EDF diversifie ses embauches dans les énergies renouvelables et les services énergétiques. En 2024, l’entreprise projette jusqu’à 1 000 nouveaux CDI dans l’hydraulique et les filiales comme EDF Renouvelables et EDF ENR. De plus, 3 000 postes seront ouverts dans les services énergétiques, principalement chez Dalkia, et 1 500 dans les réseaux, notamment chez Enedis. Cette stratégie globale reflète une volonté d’équilibrer les investissements entre les énergies traditionnelles et les solutions durables, favorisant ainsi une transition énergétique harmonieuse et durable.

EDF doit toutefois garantir que ses nouveaux employés disposent des connaissances techniques nécessaires pour opérer dans un secteur en constante évolution. Les initiatives de formation sont donc essentielles pour préparer les recrues aux exigences complexes de l’industrie nucléaire et des énergies renouvelables. La capacité d’EDF à attirer et à retenir des talents qualifiés sera déterminante pour le succès de ses projets à long terme, assurant ainsi la stabilité et la durabilité de ses opérations énergétiques.

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Il fait très chaud au Texas en ce moment. Conséquence, la demande en électricité est importante. Elle devrait même battre un record à cause de températures trop élevées.

Le Texas gourmand en électricité

Le Texas fait face à une augmentation spectaculaire de la demande d’électricité en raison de la vague de chaleur qui frappe l’État. Cette semaine, la consommation électrique est sur le point de dépasser le record du mois de mai. Il s’établit à 72 261 mégawatts (MW) le 20 mai 2024. L’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) prévoit un pic de 75 952 MW le 26 mai 2024. Ainsi, cette demande accrue est due principalement à l’utilisation intensive des climatiseurs par les foyers et les entreprises pour se rafraîchir.

ERCOT, responsable de la gestion du réseau électrique pour 27 millions de Texans, assure que le système fonctionne normalement. Mais surtout, que l’offre d’électricité est suffisante pour répondre à la demande prévue. Toutefois, la situation rappelle le gel extrême de février 2021, où des millions de personnes ont été privées d’électricité et de chauffage, causant plus de 200 morts.

Les défis du réseau électrique

Le réseau électrique texan est mis à rude épreuve par cette vague de chaleur. En effet, les analystes prévoient que la consommation d’électricité atteindra des niveaux record cet été, notamment en raison de la demande croissante des centres de données, de l’intelligence artificielle et du minage de crypto-monnaies. De fait, il s’agit de secteurs très gourmands en énergie.

Pour illustrer l’ampleur de cette demande, un mégawatt peut généralement alimenter environ 800 foyers lors d’une journée normale. Cependant, ce chiffre chute à 250 foyers lors d’une chaude journée d’été au Texas. Les températures à Houston, la plus grande ville du Texas, devraient atteindre 99 degrés Fahrenheit (37,2 degrés Celsius) le 27 mai, bien au-dessus de la moyenne saisonnière de 88 degrés Fahrenheit (31,1 degrés Celsius). Heureusement, le Texas peut compter sur l’énergie solaire. Néanmoins, des imprévus comme des pannes de centrales électriques ou des conditions météorologiques extrêmes peuvent toujours perturber l’alimentation des foyers ou des entreprises.

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De violentes tornades ont traversé l’Iowa (États-Unis) en ce début de semaine. Elles ont détruit une dizaine d’éoliennes sur plusieurs parcs de l’État.

Ce mardi 21 mai 2024, de violentes tornades ont traversé l’État de l’Iowa, aux États-Unis. Le National Weather Service a reçu plus de 20 signalements différents pour cet État du centre du pays. La ville de Greenfield, à quelque 100 km au sud-ouest de Des Moines, a été particulièrement touchée, avec une tornade classée EF3 sur une échelle allant jusqu’à 5. Un type de tornade qualifiée de « sévère », avec des vents compris entre 220 et 270 km/h. Mais selon l’évaluation des dégâts encore en cours, le classement de cette tornade pourrait être revu à la hausse. Elle a emporté toitures, arbres et voitures. Des maisons ont été détruites et des débris ont été retrouvés à plus de 150 km de là. Les autorités font état d’au moins 5 morts et plusieurs dizaines de blessés.

Les éoliennes n’ont pas résisté à la violence des vents

Dans la région, la tornade a aussi détruit une dizaine d’éoliennes dans plusieurs parcs différents. Plus exactement, cinq turbines des plus de 200 que compte le parc éolien Orient de MidAmerican – un parc d’une puissance totale d’environ 500 MW – et une des 125 de son parc éolien Arbour Hill – un parc d’une puissance totale de 250 MW – ainsi que quatre autres, situées sur le parc éolien de Prescott – qui compte 13 turbines d’un peu plus de 4 MW de puissance chacune -, propriété de RPM Access. Des éoliennes toutes fabriquées par le danois Vestas.

Jamais un évènement d’une telle ampleur était arrivé. Même si des tornades ou des ouragans avaient déjà pu endommager des éoliennes par le passé. Et aujourd’hui, l’American Clean Power Association se veut rassurante. Son porte-parole affirme que de tels événements restent extrêmement rares.

Multiple wind turbines at an Iowa wind farm were destroyed by a tornado on Tuesday afternoon, leaving behind burning wreckage. #IAwx pic.twitter.com/yx7G35eFgq

— AccuWeather (@accuweather) May 21, 2024

Des éoliennes incapables de résister aux tornades ou aux ouragans ?

Rappelons que les éoliennes sont aujourd’hui de plus en plus conçues pour résister à des vitesses de vent élevées et à des conditions météorologiques extrêmes. D’autant qu’elles se trouvent souvent implantées dans des régions dites à risque. Comme les plaines du centre des États-Unis. En mer, les éoliennes de classe T, pour « typhoon proof », sont imaginées pour résister à des cyclones de catégorie 5. À grand renfort de structures flottantes en béton armé, de charnières pivotantes ou encore d’un contrôle actif de la position de la nacelle. Les chercheurs pensent même qu’elles peuvent aider à ralentir les vents et à les dissiper plus rapidement, diminuant les dommages à terre.

Toutefois, aucune éolienne terrestre ne peut actuellement résister à l’impact direct d’une tornade de l’ampleur de celles qui ont traversé l’Iowa en ce début de semaine. Ce qui apparaît logique au regard de la puissance et de la nature tourbillonnaire des vents au cœur de ces phénomènes. Rares sont les constructions humaines capables de supporter le passage d’une tornade de forte intensité, à l’exception des bâtiments intégralement réalisés en béton armé.

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Pour lutter contre la concurrence des produits étrangers dans les secteurs stratégiques liés à la transition énergétique et préserver leur industrie, les États-Unis prennent des mesures drastiques. Récemment, le pays

Cela fait deux ans que l’administration Biden a pris les choses en main pour préserver son industrie face à la concurrence de produits venant de Chine, dans le secteur de la transition énergétique. En effet, l’Inflation Reduction Act pris en 2022 consiste en un texte qui vise à soutenir l’industrie verte grâce à des incitations financières en faveur des produits fabriqués sur le sol américain. Ce texte a notamment permis de développer la filière des panneaux solaires aux États-Unis, et de la préserver de la concurrence des panneaux solaires chinois vendus à très bas coût.

Flambée des droits de douane pour les batteries des véhicules électriques venant de l’étranger

Pour aller encore plus loin, l’administration américaine vient d’annoncer de nouvelles mesures visant à renforcer la protection de son industrie verte. Il s’agit d’augmenter les droits de douane de façon significative à l’égard des batteries lithium-ion pour véhicules électriques (VE) qui passeront de 7,5 % à 25 % cette année, tout comme les pièces détachées de batteries. Les batteries non électriques de type lithium-ion EV seront également concernées par la même augmentation à partir de 2026. Le graphite naturel et les aimants permanents utilisés dans la fabrication des VE ainsi que certains minéraux critiques seront taxés à hauteur de 25 %. Plus généralement, les droits de douane sur les véhicules électriques seront réévalués à 100 % contre 25 % actuellement.

L’augmentation des droits de douane profitera également aux produits solaires américains puisque ces taxes vont être augmentées sur les cellules solaires, pour passer de 25 % à 50 %. De quoi rendre moins compétitifs les produits fabriqués à l’étranger.

Des conséquences sur le marché européen qui réagit à son tour

Le gouvernement Biden ne cache pas que ces mesures visent à freiner la concurrence des produits chinois vendus à bas coût sur le territoire américain. En augmentant les droits de douane, le prix des produits fabriqués en Chine va en effet fortement augmenter et devenir moins compétitifs par rapport à leurs concurrents américains.

Mais la politique américaine a également un impact sur le marché européen. En effet, le protectionnisme américain conduit les entreprises chinoises à rediriger leurs produits vers les pays européens. Les entreprises de l’UE se trouvent donc durement touchées par cette concurrence chinoise qui proposent des produits à bas coûts. Des entreprises de panneaux solaires européennes ont d’ailleurs déjà commencé à fermer sur le sol européen et certains groupes délocalisent leurs usines aux États-Unis, comme Meyer Burger, afin de bénéficier des aides américaines pour se développer.

L’Union européenne tente de réagir à son tour en adoptant, en avril dernier, une loi pour une industrie « zéro net ». Le but de ce texte est d’encourager le développement sur le sol européen des technologies permettant d’atteindre les objectifs climatiques. Il est également question de favoriser les produits européens dans le cadre des procédures d’achat public. À terme, le but est de permettre à l’UE de produire 40 % de ses besoins annuels en déploiement de technologies à émission nette zéro d’ici 2030. Reste à savoir si cela sera suffisant pour protéger les produits fabriqués en UE et dans quelle mesure les récentes augmentations de droits de douane prises par nos voisins d’outre-Atlantique affecteront le marché européen.

L’article Panneaux solaires, batteries : comment les États-Unis protègent leurs usines de l’invasion chinoise est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Écosse va-t-elle devenir le nouvel empire des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ? C’est bien possible. La nation pourrait bien mettre à profit la géologie avantageuse de ses Highlands pour mieux exploiter la production de ses parcs éoliens en mer. Dernier projet en date : une STEP de 30 GWh de capacité de stockage, soit autant que la centrale française de Montézic. 

L’entreprise écossaise Glen Earrach Energy Limited espère bientôt pouvoir implanter, aux abords du Loch Ness, une station de pompage turbinage d’une puissance de 2 GW qui permettrait de stocker l’équivalent de 30 GWh d’électricité. Des mensurations comparables à la STEP de Montézic en France, en service depuis 1982. Le vaste projet sera situé aux environs de Balmacaan Estate, à 25 km au sud-ouest d’Inverness. Nécessitant un investissement colossal de 2 à 3 milliards de livres sterling (2,4 à 3,5 milliards d’euros), il devrait permettre, selon les porteurs de projets, de réduire de 10 % les émissions de CO2 du réseau électrique écossais. Il pourrait également faire économiser près de 2 milliards de livres sterling en coûts de fonctionnement pour le réseau.

L’Écosse brille par sa production remarquable d’électricité renouvelable, et dispose d’un mix électrique presque entièrement décarboné. Mais parfois, des difficultés d’exportation de la production électrique obligent les opérateurs de parcs éoliens à brider les éoliennes, représentant un véritable manque à gagner.

Les projets se multiplient dans les Highlands

Pour résoudre ce problème, l’entreprise Glen Earrach Energy Limited n’est pas la seule à vouloir stocker de l’électricité en exploitant le relief des Highlands. En plus de la centrale hydroélectrique Foyers, mise en service en 1974, on dénombre pas moins de 4 projets de STEP dans la région des Lochs, dont deux se servent du Loch Ness comme réservoir haut ou bas.

La multiplication de ces projets suscite d’ailleurs des inquiétudes concernant l’éventuelle fluctuation de niveau du Loch Ness, et ses répercussions sur la faune locale. Une étude d’impact environnementale, réalisée dans le cadre du projet Loch Kemp, a indiqué que l’effet combiné des centrales de Foyer (300 MW), Loch Na Cathrach (450 MW) et Loch Kemp (600 MW)  pourrait entraîner une baisse de 73 centimètres du Loch Ness tout entier. Le projet de Glen Earrach Energy Limited viendrait potentiellement augmenter ce chiffre. Néanmoins, les différents exploitants de STEP se sont montrés rassurants, avançant qu’un fonctionnement simultané des stations, bien que possible, serait très rare. Au contraire, ces stations de pompage turbinage permettraient de réguler l’eau du Loch Ness en fonction des conditions climatiques.

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Le Premier ministre, Gabriel Attal, a dévoilé les premiers chiffres du Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique (Citepa) concernant la baisse de CO2 de la France en 2023 lors d’un meeting en Mayenne le mercredi 22 mai 2024. Celle-ci s’est avérée meilleure que prévu. 

La France a réduit ses émissions de CO2 de 5,8 % en 2023

Selon les données du Citepa (Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique), les émissions de CO2 de la France ont diminué de 5,8 % en 2023 par rapport à 2022, année qui enregistrait pour sa part une baisse de 2,7 %. Une bonne nouvelle donc, d’autant plus du fait que le Citepa tablait sur une réduction de 4,8 % en mars 2024.

Selon les déclarations du Premier ministre, cette diminution représente environ 23 millions de tonnes de CO2 en moins par rapport à 2022. Gabriel Attal n’a pas manqué de souligner les actions du gouvernement pour atteindre ses objectifs environnementaux en déclarant que la France n’a « de leçons à recevoir de personne en matière d’efficacité écologique et environnementale ». Si les ONG environnementales ne semblent pas partager l’enthousiasme du gouvernement, ce dernier semble assez confiant dans l’atteinte de ses objectifs environnementaux, qui consistent à réduire de moitié les émissions de CO2 de la France d’ici à 2030, et à atteindre la neutralité carbone en 2050.

Les secteurs clés de la baisse des émissions de CO2

Plusieurs secteurs ont joué un rôle déterminant dans cette réduction des émissions de CO2 en France en 2023. Tout d’abord, la reprise de la production d’énergie nucléaire, notamment via la remise en service de plusieurs centrales nucléaires, qui a permis de diminuer la dépendance aux énergies fossiles et de produire de l’électricité décarbonnée.

Ensuite, le développement des énergies renouvelables, notamment avec l’expansion des parcs éoliens et solaires, mais aussi les divers programmes de rénovation énergétique qui ont permis d’améliorer l’efficacité énergétique des bâtiments. Enfin, le secteur des transports grâce au déploiement progressif des voitures électriques.

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Les amoureux du camping peuvent remercier Bluetti : le fabricant de batterie vient de lancer, ce 20 mai, un nouveau modèle qui allie puissance, autonomie tout en résistant à la pluie. Voilà un combo parfait qui permet d’avoir de l’électricité n’importe où, et par tous les temps.

ⓘ Ceci est une communication commerciale pour Bluetti

La toute dernière batterie du fabricant Bluetti pourrait bien donner envie de sortir des sentiers battus pour les prochaines vacances estivales. Appelée AC240, cette nouvelle batterie, plus puissante et résistante que jamais, ouvre de nouvelles perspectives pour partir à l’aventure sans faire de compromis sur le confort. On y retrouve, en effet, tout ce qui a fait la force de Bluetti avec l’usage de la technologie LFP, une multitude de ports et la possibilité d’étendre les capacités de stockage.

Mais ce n’est pas tout. Ce nouveau modèle, qui vient remplacer l’ancienne AC60, se distingue par une résistance accrue à l’eau et la poussière. Cette particularité en fait un modèle unique sur le marché, surtout à un tarif de lancement très attractif de 1 699 €. Et ce n’est pas tout, vous pourrez bénéficier de 100 € de remise supplémentaire sur le site officiel de Bluetti avec le code AC240Revolution, ou sur Amazon avec le code AC240NEW. Dans ces conditions, difficile de ne pas craquer à quelques semaines de l’été !

Une batterie de stockage qui résiste à tout

Avec l’indice de protection IP65 de sa nouvelle batterie, Bluetti annonce la couleur ! Son nouveau modèle AC240 sera destiné aux conditions extrêmes. Cet indice de protection signifie que l’appareil est entièrement étanche à la poussière et résiste aux projections d’eau comme la pluie. Pour cela, le fabricant a développé plusieurs technologies brevetées, dont des circuits électroniques parfaitement étanches, des ports de branchement à double protection, et un ventilateur capable d’évacuer l’eau qui aurait pénétré dans la batterie. Contrairement à d’autres modèles moins bien protégés, cette résistance à toute épreuve permet d’utiliser la batterie en extérieur sans appréhension.

AC240 : la batterie idéale pour les voyages, les chantiers et la sécurité domestique

Grâce à cette puissance de 2 400 W, qui peut monter à 3 600 W sur une courte période, l’AC240 peut répondre à tous les usages. Il est ainsi possible d’alimenter une cafetière, une perceuse, un ordinateur ou encore un frigo. Malgré ses 1 536 Wh de capacité de stockage, elle arbore un design discret et ne pèse « que » 33 kg. Vous pourrez donc l’emmener dans toutes vos expéditions, qu’elles soient en voiture, en camping-car ou même en voilier ! Elle vous permettra, dans ces conditions, de bénéficier de tout le confort moderne, même à l’autre bout du monde, que vous soyez en plein désert, au bord de la plage, en forêt, qu’il pleuve ou qu’il vente.

Outre les voyages, l’AC240 se montre idéale pour travailler sur des chantiers hors réseau. Sa puissance 2 400 W permet d’alimenter un grand nombre d’appareils comme une scie circulaire, un perforateur ou un éclairage d’appoint. Grâce aux nombreux ports disponibles, il sera possible de recharger drones, batteries de perceuse, téléphones et autres ordinateurs portables. De la taille d’un micro-ondes pour un poids de 33 kg, l’AC240 viendra se loger discrètement dans un coffre de voiture, à l’arrière d’un van ou dans la cale d’un bateau.

Le générateur Bluetti AC240 peut prendre en charge jusqu’à 4 batteries d’extension B210 de 2 150 Wh chacune, pour une capacité totale de 10 136 Wh. Ces batteries peuvent également fonctionner indépendamment comme des banques d’alimentation avec trois sorties DC et des options de charge.

LiFePO4 : l’assurance d’une longue durée de vie

Au cœur des produits Bluetti, on retrouve une technologie de batterie qui allie performances, durée de vie et respect de l’environnement : LiFePO4. Cette technologie, reposant sur un assemblage de lithium, de fer et de phosphate, confère une durée de vie plus élevée que les autres technologies au lithium. Grâce à cela, l’AC240 conservera 80 % de ses capacités d’origine, même après 3 500 cycles ! De quoi la recharger presque quotidiennement pendant presque 10 ans. Sûr des qualités de sa batterie, Bluetti a décidé de proposer une garantie remarquable de 6 ans.

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La loi fusionnant l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) en une nouvelle entité, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), a été promulguée. Cette réforme, visant à fluidifier les décisions pour répondre aux ambitions nucléaires de la France, entrera en vigueur en janvier 2025, malgré de nombreuses contestations et débats.

Une réforme vivement contestée

Promulguée après un rejet final du Conseil constitutionnel pour un ultime recours, la loi du 21 mai 2024 crée l’ASNR, issue de la fusion de l’ASN et de l’IRSN. Ce rapprochement, initié en février 2023, vise à améliorer la gouvernance de la sûreté nucléaire pour soutenir la relance de la filière nucléaire française. Cependant, cette réforme a été vivement contestée par des parlementaires de gauche et indépendants, ainsi que par de nombreux experts et associations. Ils redoutent une perte d’indépendance des experts et une opacité dans les décisions, critiquant la remise en cause du système dual actuel qui sépare l’expertise de la décision.

Le gouvernement a expliqué que cette réforme vise à adapter la gouvernance nucléaire aux nouvelles ambitions de la France. Il s’agit notamment de la construction de nouveaux réacteurs, dont six EPR de deuxième génération. Pour ce faire, il est nécessaire de “fluidifier” les décisions et d’optimiser les processus de gouvernance. La loi prévoit que le futur règlement intérieur de l’ASNR organise précisément le rapprochement des deux organismes, fixant les modalités de distinction entre les agents chargés d’expertiser les dossiers et ceux prenant les décisions finales.

Nucléaire : un organigramme va devoir être dessiné

La fusion de l’ASN et de l’IRSN soulève des questions quant aux moyens prévisionnels humains, techniques et financiers nécessaires pour la nouvelle entité. Avant le 1ᵉʳ juillet 2024, le gouvernement doit remettre un rapport au Parlement, élaboré avec les acteurs concernés, pour évaluer ces besoins. En termes d’effectifs, l’ASN emploie actuellement environ 530 agents et l’IRSN 1 740 agents, dont une partie sera transférée à la Défense et au CEA. La loi prévoit également la nomination d’un “préfigurateur” pour anticiper l’organigramme de la future organisation et arbitrer les désaccords existants entre l’IRSN et l’ASN.

La mise en œuvre de cette réforme doit faire face à un calendrier serré et à des défis importants. Les syndicats, notamment l’intersyndicale CGT-CFDT-CFE CGC de l’IRSN, ont exprimé leur détermination à relever ce défi pour assurer la continuité des activités dès le 1ᵉʳ janvier 2025. Ils demandent la nomination rapide d’un préfigurateur neutre pour faciliter la réorganisation. Le rapport gouvernemental devra évaluer la faisabilité de cette nomination et des moyens nécessaires pour que l’ASNR puisse fonctionner efficacement et répondre aux exigences de la sûreté nucléaire.

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L’inauguration du parc éolien flottant Provence Grand Large approche, 13 ans après le lancement du projet. Alors que la dernière étape majeure du chantier, à savoir le raccordement des éoliennes, est en passe d’être terminée, les premiers tours de pales semblent plus proches que jamais.

Les équipes d’EDF Renouvelables vont bientôt pouvoir souffler : la mise en service des trois éoliennes flottantes totalisant 25,2 MW du projet Provence Grand Large (PGL) se précise semaine après semaine. Déjà, en octobre dernier, leur ancrage définitif au large de l’embouchure du Rhône avait marqué une étape décisive du projet (voir notre reportage vidéo). Depuis, les différentes entreprises se concentrent sur le raccordement du parc, afin de permettre l’injection de l’électricité produite sur le réseau national. Ce chantier consiste à relier les trois éoliennes entre elles par le biais de câbles dynamiques. Un autre câble, appelé câble d’export, long 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), vient d’être déployé entre l’éolienne la plus proche de la terre ferme et le poste de transformation de RTE à Port-Saint-Louis du Rhône.

Initialement prévue au début de l’année 2024, la mise en service aura finalement lieu au deuxième semestre. Selon EDF Renouvelables, l’inauguration du parc devrait avoir lieu en septembre, afin que l’évènement ne soit pas noyé en pleine organisation des Jeux olympiques.

Les éoliennes flottantes bientôt à l’épreuve de la réalité

Si tout se passe bien d’ici la mise en service, le projet aura duré 13 ans et coûté au moins 300 millions d’euros. Des chiffres élevés qui s’expliquent par le caractère novateur de ces éoliennes et en particulier de leurs flotteurs. La technologie utilisée pour ces derniers, dite à ligne d’ancrage tendue, est une première mondiale appliquée à l’éolien. Inspirée des systèmes utilisés pour les plateformes pétrolières, cette technologie repose sur des structures flottantes semi-submersibles arrimées au fond de l’eau par des ancres à succion.

Si EDF Renouvelables espère atteindre un facteur de charge de 50 % grâce à des vitesses moyennes de vent proches des 10 m/s, seuls les premiers mois d’exploitation pourront confirmer ces attentes. À l’autre bout de la France, le facteur de charge du premier parc éolien offshore français était estimé à 40 %, mais il n’a, pour le moment, pas atteint ce chiffre malgré une année 2024 en hausse (37 % contre 35 % en 2023).

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Les fermes solaires ont-elles un effet positif ou négatif sur la température de surface au sol ? Si les études se multiplient, les résultats, eux, restent encore difficiles à interpréter.

Une équipe de chercheurs japonais vient de publier une étude sur l’effet des installations photovoltaïques sur la température de surface au sol, afin de mieux comprendre l’impact environnemental de ces moyens de production d’énergie. Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont analysé la température de surface d’une zone de plus de 700 km² autour de la rivière Kushida, sur une période de 10 ans. Ils ont découvert que la mise en place d’une installation photovoltaïque avait pour effet d’augmenter, en moyenne, la température au sol de 2,85 °C. Cet effet serait encore plus flagrant pendant les mois chauds avec une hausse de 3,35 °C contre 2,5 °C pour les mois les plus frais.

Le Land Surface Temperature, un indicateur global pour mesurer l’impact des centrales solaires

La température de surface au sol, dont il est question dans cette étude, est aussi appelée Land Surface Température (LST). Cet indicateur caractérise la température de ce qui se trouve à la surface du sol terrestre, qu’il s’agisse de roches, d’herbe, d’arbres, de glace ou même de bâtiments. Déterminé à l’aide de satellites en orbite autour de la Terre, il permet de mieux comprendre les échanges d’énergie, mais aussi d’eau, entre la surface terrestre et l’atmosphère. Cette température de surface est un marqueur du changement climatique, et peut servir à caractériser l’état des glaciers, des calottes glaciaires, mais aussi de la végétation dans les écosystèmes de la Terre.

Dans le cadre d’installations solaires, le calcul du LST a un rôle important pour tenter de mieux comprendre l’impact des centrales sur leur environnement direct, et en particulier sur les écosystèmes naturels qui les entourent.

Les études sur le sujet se multiplient, mais ne font pas consensus

L’énergie solaire a le vent en poupe depuis plusieurs années, et est un outil indispensable de la transition énergétique. Mais son impact environnemental doit être encore largement étudié, car ses implications sont multiples, en particulier sur le développement de la biodiversité environnante. De nombreuses études ont notamment montré l’impact de ces installations sur la porosité des sols, sur l’écoulement de l’eau en surface, pouvant ainsi engendrer une réduction de l’activité biologique d’un sol. De plus, la végétation qui se développe sous les panneaux est bien souvent différente de celle qui était présente avant l’installation, du fait, notamment, d’un apport plus faible en lumière. Mais ce n’est pas tout. Les panneaux jouent un rôle très important sur la température, en réduisant, généralement, la température à proximité du sol, et en prouvant un effet « îlot de chaleur » au-dessus des panneaux. Ces variations thermiques sont encore mal comprises, de nombreuses études ont donc lieu à ce sujet.

Les résultats de ces premières études ne font pas encore consensus. Si la récente étude japonaise évoquée plus haut indique une hausse du LST, une autre étude, portant sur l’effet des installations solaires sur l’albédo, la végétation et le LST, indique plutôt une baisse de cette température de l’ordre de 0,49 °C en journée. Une telle différence de résultats peut s’explique par des divergences de méthodes de calcul, mais aussi la difficulté d’appréhender globale, d’appréhender et de valider l’indicateur LST, de par sa complexité et par l’hétérogénéité des éléments présents à la surface de la Terre. En tout état de cause, l’enjeu reste de pouvoir fiabiliser ces résultats pour mieux les comprendre. Cela permettra, à l’avenir, de prendre les mesures nécessaires afin de limiter l’impact des installations sur la biodiversité locale.

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L’hydrogène serait-il la clé pour décarboner les villes de demain ? Si un scénario 100 % hydrogène pourrait sembler séduisant sur de nombreux aspects, il présente tout de même des limites qui semblent difficiles à accepter.

Et si Al Khobar, cette ville saoudienne de 500 000 habitants bordée par le golfe Persique, devenait la première ville 100 % hydrogène au monde ? C’est ce qu’a proposé le scientifique indépendant Alberto Boretti dans l’International Journal of Hydrogen Energy, une revue scientifique spécialisée dans l’hydrogène. Dans son article, Alberto Boretti indique que l’Arabie Saoudite, grâce à ses ressources en gaz fossile, pourrait produire dès maintenant de grandes quantités d’hydrogène « noir » permettant d’alimenter des villes entières.

Si cet hydrogène serait fortement carboné puisque produit à partir de ressources fossiles, le pays pourrait ensuite construire progressivement des infrastructures nécessaires à la production d’hydrogène vert. Pour cela, la ville d’Al Khobar présenterait un profil idéal, notamment grâce à son emplacement, ses capacités de production de gaz fossile, ainsi que son potentiel solaire et éolien. D’ailleurs, la société Saudi Aramco crée actuellement un hub dédié à l’hydrogène dans la ville industrielle de Jybail, à seulement 100 km de là.

Pour un besoin en puissance de l’ordre de 200 MW pour la ville d’Al Khobar (500 000 habitants), il faudrait, selon Alberto Boretti, environ 1 GW d’installation de production solaires et éoliennes, voire 1,3 GW pour pouvoir produire également du combustible renouvelable. À ces moyens de production devrait être associé l’équivalent de 997 MW d’électrolyseurs (509 MW dans le cas d’une utilisation combinée à des batteries). Grâce à ces installations, et moyennant l’ajout d’une capacité de stockage d’hydrogène de l’ordre de 145 000 MWh, Al Khobar pourrait devenir la première ville au monde alimentée par un mix d’hydrogène bleu, blanc et vert ainsi que par l’électricité solaire. En dimensionnant ces installations, Alberto Boretti a même pris en compte la possible évolution interannuelle des capacités de production, principalement liées au changement climatique actuel.

L’hydrogène, un problème de rendement

La solution proposée par Alberto Boretti a du sens sur de nombreux aspects. Le recours massif à l’hydrogène permettrait, en effet, de décorréler en grande partie la production d’énergie, et son utilisation. À l’instar des énergies fossiles traditionnelles, avec des moyens de stockage adaptés, il serait possible de se soustraire presque complètement aux contraintes liées à l’intermittence des énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien.

Pourtant, cette solution a un inconvénient colossal : son rendement. Alberto Boretti annonce un rendement de 75 % pour la production d’hydrogène, et un rendement de 55 % pour la production d’électricité à partir d’hydrogène, l’électrolyse. En d’autres termes, pour 100 MWh d’électricité, on obtiendrait l’équivalent de 75 MWh d’énergie sous forme d’hydrogène. Ensuite, pour que cette énergie soit de nouveau utilisée, l’hydrogène devrait de nouveau être transformé en électricité, avec un rendement de 55 %, donnant ainsi 41,15 MWh d’électricité.

Par conséquent, dans la proposition d’Alberto Boretti, la chaîne hydrogène aurait un rendement global de 41 %. Bien plus faible que de nombreux autres systèmes de stockage d’énergie comme les STEP, qui affichent un rendement compris entre 75 et 80 %, ou encore les batteries, qui affichent un rendement supérieur à 90 %. Pourtant, les chiffres proposés par le scientifique indépendant sont très optimistes. Une note de l’ADEME sur le sujet annonce un rendement global plus proche des 25 % que des 41 %, en fonction des technologies retenues.

Privilégier l’utilisation directe et le stockage journalier

Pour cette raison, privilégier un fonctionnement entièrement électrique, en limitant au maximum les étapes de transformation intermédiaires, paraît être une solution plus avantageuse d’un point de vue environnemental. Il conviendrait de favoriser, en journée, l’utilisation directe de l’énergie produite, ainsi qu’un système de stockage journalier. La STEP de Hatta, en Arabie Saoudite, les systèmes de stockage d’électricité par batterie, ou encore les installations de stockage gravitaire, sont quelques exemples.

L’hydrogène, lui, paraît surtout adapté à la décarbonation d’installations très gourmandes en électricité, ainsi qu’à certains moyens de transport pour lesquels le poids des batteries représenterait un obstacle insurmontable. On pense notamment à l’aviation.

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Les mers contiennent une énergie thermique considérable et méconnue. Grâce à la différence de température entre la surface de l’eau (chaude) et le fond (froid), il est possible de produire de l’électricité. Voici l’analyse du fonctionnement de ces centrales de production, dont les prototypes viseront à remplacer les centrales polluantes des états insulaires.

Dans les États insulaires, on se demande comment se passer des générateurs diesel, majoritaires dans la production d’électricité. L’électricité y coûte souvent cher et les habitants en payent les frais. Lorsqu’elles sont rattachées à un État, comme les DOM pour la France, une péréquation tarifaire (compensation par l’État) est réalisée pour garantir le même prix d’électricité pour tous. L’enjeu est donc de trouver un moyen propre pour produire de l’électricité et qui ne prend pas beaucoup de place dans ces îles aux petites superficies.

Le projet Plotec, consortium de 7 entreprises européennes, espère avoir trouvé une solution. Il teste un prototype de conversion, en électricité, de l’énergie marine dans les îles Canaries. Pour ce faire, il met au point une centrale flottante, résistante aux évènements extrêmes tels que les ouragans, utilisant le différentiel de température entre la surface de l’eau, particulièrement chaude à ces latitudes, et les profondeurs, constamment froides.

Plus grande est la différence de température, meilleur est le rendement

La surface de l’eau emmagasine le rayonnement du soleil et l’énergie du vent. C’est pourquoi elle est plus chaude proche de l’équateur, considérons à une température de 25 degrés celsius (°C). En eaux très profondes, la température y est constante toute l’année, entre 2 et 5 °C vers 1 000 m de profondeur. Comme la densité volumique de l’eau s’accroît lorsque la température diminue, les deux eaux aux températures radicalement différentes ne se peuvent pas se mélanger.

Alors, comment produire de l’électricité à partir de ce gradient ? À l’inverse d’une pompe à chaleur qui transforme de l’électricité en chaleur ou froid à partir du milieu ambiant, la différence de température permettra à un fluide, souvent l’ammoniac, de changer d’état et produire de l’électricité. L’eau chaude en surface va permettre à l’ammoniac de passer à l’état gazeux, car sa température d’évaporation est inférieure à celle de la source chaude. L’ammoniac ainsi évaporé entraîne une turbine qui produit de l’électricité. Le gaz poursuit son chemin au contact de la source froide, généralement de l’eau froide puisée en profondeur. Il est refroidi et redevient liquide. Et recommence le cycle, nommé Carnot.

Un potentiel important sous les tropiques

Comme l’énergie thermique marine est produite proche des côtes et avec des canalisations allant jusqu’à 1000 mètres de profondeur, il faut un emplacement avec des falaises sous-marines. Cela est possible entre les tropiques du Cancer et du Capricorne, c’est-à-dire entre -30° et +30° de latitude. Entre ces mêmes limites, l’eau y est aussi plus chaude en surface comme expliqué précédemment.

L’énergie thermique marine nécessite des volumes d’eau considérables pour être efficace. En raison du faible gradient de température, un très grand débit d’eau de mer est indispensable pour compenser cette inefficacité. De plus, pour minimiser les pertes de charge, les canalisations doivent avoir des diamètres extrêmement importants. Actuellement, les installations utilisent des tuyaux en polyéthylène haute densité (PEHD) d’un diamètre de 1,5 mètre. Toutefois, avec le développement prévu de centrales de grandes puissances à l’avenir, il sera nécessaire d’augmenter encore ces dimensions. On envisage ainsi l’utilisation de canalisations pouvant atteindre des diamètres de 15 mètres, afin de répondre aux besoins en eau massive et garantir une efficacité opérationnelle optimale.

Plotec, un premier projet commun

Sept pays européens unissent leurs forces pour mener le projet Plotec, aux îles Canaries. Soutenu financièrement par l’Union européenne, un démonstrateur à l’échelle un cinquième sera construit. Le consortium n’a pas encore communiqué sa puissance. Global Otec, un des membres du consortium, a déjà validé sa structure au cours d’essais menés en bassin à Londres, en mai 2023.

Selon les porteurs du projet, la cellule flottante doit facilement pouvoir être connectée et déconnectée du réseau afin de la rapatrier en cas d’évènement météorologique extrême. Elle doit produire de l’électricité et pourra aussi servir de production de froid. Elle est réversible, il n’y a qu’à inverser le cycle de Carnot.

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Le rapport du 9 avril 2024 de l’Académie des sciences s’apparente à une véritable douche froide pour les ambitions du gouvernement pour l’hydrogène vert.

Des ambitions démesurées pour l’hydrogène vert

Le gouvernement français avait un plan bien ambitieux pour développer l’hydrogène vert. Emmanuel Macron avait annoncé dès 2021 une enveloppe de 2 milliards d’euros pour accélérer le développement de la filière hydrogène, enveloppe qui a par la suite été augmentée de 9 milliards d’euros dans le cadre du Plan France 2030. 

Cependant, l’Académie des sciences a sévèrement critiqué ce plan. Selon Marc Fontecave, professeur au Collège de France et co-auteur du rapport, celui-ci est tout simplement « irréalistes » déclare-t-il dans un entretien accordé au Point, notamment du fait que la production d’hydrogène propre nécessite une quantité colossale d’électricité. Comme le rappelle l’institution scientifique française : pour produire un million de tonnes d’hydrogène vert, il faut environ 55 TWh d’électricité, soit l’équivalent de 5 réacteurs nucléaires EPR de 1 600 MW chacun. Partant de ce constat, atteindre l’objectif de 4 millions de tonnes d’hydrogène vert en 2035 tel que fixé par le Plan France 2030 nécessiterait 20 réacteurs supplémentaires. Si la production d’hydrogène vert s’appuyant sur l’éolien offshore, celle-ci exigerait la création de 36 à 40 nouveaux parcs d’ici 2035 pour répondre à l’objectif du gouvernement. Sans objectifs crédibles, et qui de fait, risquent de ne pas être atteints, le citoyen pourrait être amené à « considérer que les gens à la tête des affaires sont soit des incompétents, soit des menteurs », avertit Marc Fontecave.

Des défis qui nécessitent pragmatisme et priorisation

Outre les défis techniques, le rapport souligne les contraintes économiques que pose la fabrication d’hydrogène décarboné. Aujourd’hui, l’hydrogène est majoritairement produit à partir de méthane, un procédé polluant mais économiquement viable avec un coût qui avoisine 1 à 2 euros par kilogramme. A contrario, l’hydrogène vert, produit par électrolyse de l’eau, coûte entre 4 et 8 euros par kilogramme, ce qui constitue, de fait, le principal frein pour les investisseurs.

L’Académie des sciences recommande donc de recentrer les efforts sur des objectifs réalistes et prioritaires. Les milliards alloués au plan hydrogène manquent d’arbitrage, déplorent les scientifiques. Marc Fontecave va même plus loin. Pour reprendre ses propos tenus dans les colonnes du Point, selon lui, « aujourd’hui, les milliards du plan France Relance se dispersent sur des dizaines de projets sans avenir, dont l’impact climatique sera ridicule ». Pour un développement crédible et cohérent de la filière hydrogène, l‘Académie des sciences préconise au gouvernement de prioriser ses actions vers la décarbonation de l’hydrogène gris actuel et de cibler les secteurs où l’hydrogène est indispensable, comme la production d’acier et de ciment, ainsi que certains transports lourds. Le conseil des scientifiques enjoint par ailleurs l’exécutif à soutenir les projets d’exploration d’hydrogène naturel, à augmenter les capacités de production d’électricité bas carbone et à continuer à investir dans la recherche pour améliorer les technologies existantes.

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Le tarif heures pleines/heures creuses existe en France depuis 1960. Il est bien ancré dans nos habitudes de consommations. Mais il pourrait bientôt évoluer. Avec l’apparition de nouveaux créneaux d’heures creuses « solaires » qui nous encourageraient à consommer lorsque les centrales photovoltaïques produisent le plus.

En 1960, une nouvelle option tarifaire a fait son apparition dans le paysage français. Aujourd’hui encore, quelque 15 millions d’abonnés — aussi bien à EDF qu’à d’autres fournisseurs d’électricité — disposent de l’option dite heures pleines/heures creuses. Ils bénéficient alors de huit heures creuses par jour d’une électricité 15 % moins chère que le tarif de base. L’idée avait été lancée pour aider à lisser la demande d’électricité en incitant le décalage de certaines consommations — eau chaude sanitaire, lave-linge ou lave-vaisselle, par exemple — au-dehors des périodes de pics. Pour en limiter l’impact. Le gestionnaire du réseau de distribution français, Enedis, avait alors opté pour des heures creuses positionnées essentiellement la nuit, même si quelques clients bénéficiaient d’un petit créneau méridien.

À l’origine, des heures creuses nocturnes pour valoriser le nucléaire et l’hydroélectricité

Mais les choses pourraient bien être en passe d’évoluer. Du moins pour ce qui concerne les plages horaires retenues. La commission de régulation de l’énergie (CRE) en aurait formulé la demande expresse à Enedis. Car le mix électrique français a bien changé depuis les années 1960. À cette époque, le paysage français était dominé par l’hydroélectricité et les centrales au fioul et charbon. Il était pertinent de lisser la courbe de consommation nationale pour favoriser l’hydroélectricité, moins chère. Puis, quelques décennies plus tard, lors de l’expansion massive du nucléaire en France, les heures creuses devaient valoriser la production nocturne excédentaire à très faible coût. Une époque à laquelle il était donc surtout important, pour réussir à maintenir l’équilibre du réseau, de limiter les consommations en plein jour et, à l’inverse, d’augmenter les consommations de nuit.

C’est toujours le cas aujourd’hui. Mais plus seulement. Avec le déploiement massif des centrales solaires photovoltaïques, l’électricité devient également abondante — et donc peu chère – en milieu de journée. Cette électricité, la France peut l’exporter, sauf quand tous nos voisins produisent aussi de grandes quantités d’électricité solaire. C’est souvent le cas dès l’arrivée des beaux jours jusqu’au milieu de l’automne. Ainsi, les prix deviennent nuls ou négatifs et la France, comme certains de ses voisins, est contrainte de brider la production des panneaux photovoltaïques, faute de débouchés.

Pour y remédier, notre pays pourrait alors stocker cette électricité solaire à grande échelle. Grâce à des batteries et des STEP, notamment. Le parc de batteries est déjà passé de 100 MW en 2020 à 700 MW en 2023. Enfin, la France pourrait envisager d’en profiter pour produire de l’hydrogène par électrolyse. Ces deux dernières options pourraient toutefois coûter cher, mais ce ne sont pas les seules solutions.

Faire profiter les consommateurs de la production solaire à bas coût

Une option bien plus économique serait de demander aux clients de consommer plus au moment où les panneaux solaires produisent à plein régime. Et pour cela, l’idée est de réussir, dans les années à venir, à mieux « mettre en cohérence les tarifs et les capacités de production ». Avec des heures creuses qui ne seraient plus applicables la nuit, mais plutôt entre 11 heures et 17 heures. Ou en tout cas, pour ce qui est de l’été.

Encore faudrait-il que cette option redevienne réellement intéressante pour les consommateurs. Aujourd’hui, il existe une dizaine de contrats heures creuses différents et certains doivent décaler jusqu’à 60 % de leurs consommations pour réduire leur facture. Enedis et la CRE se fixent pour l’avenir, un objectif de 30 % des consommations en heures creuses solaires pour réaliser des économies. Grâce à un écart de prix entre heures creuses et heures pleines qui redeviendrait très incitatif.

Concernant le calendrier de mise en place de ces nouvelles heures creuses solaires, les avis divergent légèrement. La CRE préconise une entrée en vigueur dès 2025. Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (RTE) en France attend, quant à lui, une mise en place progressive d’ici deux ou trois ans.

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Jamais un réacteur nucléaire avait produit autant d’électricité en une seule année. Le réacteur n°2 de la centrale de Taishan (Chine), de type EPR, a battu un record absolu de production. En 2023, celui-ci a été capable de produire 12,8 TWh d’électricité grâce à un excellent facteur de charge. Ce record pourra-t-il être battu, dans les années à venir, par Flamanville, l’unique EPR français ?

Décidément, le réacteur n°2 de la centrale de Taishan multiplie les records. L’EPR a battu, en 2023, le record de production d’électricité par un réacteur nucléaire avec 12 884,1 TWh. Un record qui lui appartenait déjà, puisqu’il était parvenu à produire 12 454,8 GWh d’électricité en 2020, dès sa deuxième année d’exploitation. Ce record de production a été rendu possible grâce à un facteur de charge remarquable de 88,6 %.

Avec ses performances, Taishan 2 apporte une lueur d’espoir la filière des EPR dont les difficultés se sont enchaînées avant même le début du chantier du premier EPR, en août 2005. Les différents chantiers internationaux ont cumulé les incidents, engendrant un retard de 9 ans pour le réacteur finlandais de Olkiluoto 3, et 12 ans pour Flamanville. Au Royaume-Uni, les deux réacteurs en construction de la centrale Hinkley Point affichent déjà un retard de 4 ans sur le planning initial.

Flamanville pourra-t-il faire mieux ?

Pour l’heure, difficile de savoir si ce record pourra être battu. Les différents EPR construits à travers le monde affichent tous une puissance quasiment équivalente. Ainsi, dans les années à venir, les records de production annuels devraient principalement se jouer sur les conditions opérationnelles de chaque réacteur, et sur leur gestion. À titre d’exemple, Taishan 1, mis en service seulement quelques mois avec Taishan 2, n’a jamais dépassé les 12 TWh de production à cause de nombreuses défaillances, l’empêchant de fonctionner à pleine puissance sur de longues périodes. Depuis sa mise en service, il affiche un facteur de charge de seulement 48,6 % contre 77,7 % pour Taishan 2. Du côté de Flamanville, espérons que la mise en service signe la fin des difficultés, et puisse fonctionner avec un facteur de charge élevé. Toutefois, un premier arrêt pour maintenance prévu fin 2025 l’empêchera de revendiquer un facteur de charge élevé lors des premières années de fonctionnement.

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