Un peu plus d’un an après sa mise en service, le parc éolien offshore de Saint-Nazaire contribue-t-il réellement à réduire les émissions de CO2 du mix électrique français ? Sans surprise, la réponse est oui, mais le parc souffre tout de même de la comparaison avec d’autres moyens de production d’électricité bas-carbone.

Un an et demi après la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, premier parc éolien en mer français, l’heure est au bilan. EDF Renouvelables, exploitant du parc, peut se rassurer : ces premiers chiffres sont plutôt prometteurs. Si la production initialement visée de 1,75 TWh par an n’a pas été atteinte, la première année de service aura tout de même permis de produire 1,5 TWh, et ce, malgré un arrêt complet de 3 semaines en décembre dernier. Dès 2024, EDF Renouvelables prévoit une augmentation de la production entre 1,6 TWh et 1,7 TWh, pour un facteur de charge approchant l’objectif initial de 40 %.

Du côté de l’impact carbone, une étude sur l’ensemble de son cycle de vie est venue confirmer, à 1 gramme près, le premier bilan projeté dès 2014. À l’époque, comme on pouvait le lire dans le dossier du maître d’ouvrage préalable aux premiers débats publics, le facteur d’émission du parc avait été estimé à 17,3 g CO2e/kWh pour une durée de vie de 24 ans. La note de synthèse récemment publiée par le bureau de conseil OUVERT, indique un bilan carbone de 794 628 tonnes de CO2 équivalent sur l’ensemble du cycle de vie du parc. Ramené à la production totale estimée du parc éolien, cela équivaut à un facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh.

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Un retour d’expérience précieux pour les parcs suivants

Avec ce facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh, le parc de Saint-Nazaire devrait tout de même se positionner comme le parc éolien posé le plus émissif de France, devant celui de Saint-Brieuc (15,8 g CO2e/kWh) ou celui de Fécamp (13,3 g CO2e/kWh). Ces chiffres s’expliquent en partie par le caractère novateur du parc, première ferme éolienne offshore de France. Sans surprise, c’est la fabrication des matériaux qui représente la plus grande part des émissions de CO2. Celle-ci compte pour 61 % des émissions totales tandis que le transport des composants et leur installation sur le parc représentent 14 % des émissions. L’acier, qui représente 62 % du poids total des matériaux du parc, est responsable de la moitié des émissions totales de CO2.

Malgré un facteur d’émission moyen plus élevé que des éoliennes terrestres (14 g CO2e/kWh), les éoliennes offshore posées sont nettement moins émissives que les éoliennes flottantes. Premier parc flottant français, le projet Provence Grand Large affiche un facteur d’émission franchement supérieur aux autres projets en cours avec plus de 50 g CO2e/kWh contre 47 gCO2e/kWh pour EolMed et même 24,1 gCO2e/kWh pour EFGL.

Des émissions encore loin du nucléaire

Selon le gouvernement, le facteur d’émission du mix électrique français se situe, en 2018, à 57 gCO2e/kWh. Dans ce contexte, l’éolien offshore constitue une réelle solution pour réduire les émissions de CO2 associées à la production d’électricité en France. C’est encore plus frappant lorsque l’on compare ce chiffre au facteur d’émission du mix énergétique français qui s’élève à 72 g CO2e/kWh. Néanmoins, il est important de souligner que, quand on le compare exclusivement à des moyens de production d’énergie bas-carbone, le parc de Saint-Nazaire ne fait pas office de référence. Selon la base empreinte de l’Ademe, il est certes moins émetteur que le photovoltaïque (25,2 g CO2e/kWh), mais plus que l’éolien terrestre ou l’hydroélectricité, qui n’émet que 6 g CO2e/kWh.

Surtout, il fait pâle figure face au parc nucléaire français qui émet seulement 3,7 g CO2e/kWh, selon une étude réalisée par EDF, et approuvée par l’ADEME. Si ce chiffre de 3,7 g CO2e/kWh ne prend pas en compte le démantèlement des centrales nucléaires, le bilan carbone de l’éolien ne prend, lui, pas en compte les besoins en stockage plus importants que pour l’industrie nucléaire.

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L’Australie vise à prendre la tête dans le domaine des énergies renouvelables. Mardi 14 mai 2024, le ministre des Finances, Jim Chalmers, a dévoilé le budget prévu par le pays pour développer les énergies propres sur son territoire pour l’exercice 2024-2025.

 

L’Australie prend le virage des énergies renouvelables

Les États-Unis, l’Union européenne, le Canada, le Japon et la Chine ont tous lancé des programmes pour attirer les investissements étrangers dans le secteur des énergies renouvelables. Partant de ce constat, « l’Australie ne peut pas se permettre de rester sur la touche », a tenu à insister le Premier ministre Anthony Albanese. Jim Chalmers, ministre des Finances, a annoncé un budget de 13,9 milliards d’euros qui sera « investi dans (nos) ambitions de superpuissance en matière d’énergie renouvelable ». Cette enveloppe sera principalement dédiée aux panneaux solaires, aux carburants bas carbone et aux technologies de réduction des émissions.

 

Ces investissements se traduisent au travers du programme Future Made in Australia Act. Celui-ci, inspiré du Inflaction Reduction Act américain, comprend des réductions fiscales qui visent à encourager l’exploitation des minerais essentiels et d’autres domaines stratégiques pour le développement des technologies vertes. Selon Jim Chalmers, la transformation énergétique mondiale représente une « occasion en or » pour l’Australie. Ces investissements visent de fait à saisir la demande mondiale croissante pour une énergie propre et à renforcer la compétitivité de l’industrie australienne.

 

Atteindre la neutralité carbone d’ici à 2050

 

Avec des émissions de 15,3 tonnes de CO2 par habitant, l’Australie figure parmi les plus gros émetteurs de gaz à effet de serre au monde, derrière l’Arabie Saoudite et le Qatar, et devant les États-Unis. « Nous devons agir maintenant pour garantir un avenir durable », a ainsi tenu à affirmer Jim Chalmers. Le pays s’est engagé à réduire ses émissions de 43 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2005 et à atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

 

Actuellement, le charbon et le gaz représentent encore 60 % de la consommation en électricité australienne. À noter néanmoins qu’en l’espace de dix ans, la part du solaire et de l’éolien a doublé, et représente près de 40 % de la consommation électrique. Le gouvernement australien doit néanmoins trouver un équilibre entre ces avancées et sa dépendance économique aux combustibles fossiles : 75 % de sa production de charbon est exportée, et 90 % de son gaz naturel liquéfié (GNL).

 

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Le secteur de la rénovation énergétique est en perpétuel mouvement. À compter de ce mercredi 15 mai, de nouveaux changements concernent MaPrimeRénov’. Le gouvernement fait marche arrière.

La rénovation énergétique évolue encore

Depuis le début de l’année, l’intérêt pour les aides à la rénovation énergétique a chuté drastiquement. Conséquence directe de la décision du gouvernement de limiter les subventions aux rénovations d’envergure. Cette approche a dissuadé de nombreux propriétaires, causant une baisse de 65 % des demandes auprès de l’Anah, l’agence distribuant ces aides. Ainsi, face à la nécessité de maintenir le chantier de la rénovation énergétique, le gouvernement revoit sa copie. Dès le 15 mai 2024, MaPrimeRénov’ redevient accessible pour des travaux de moindre ampleur. Par exemple, isoler une pièce ou changer un système de chauffage peut désormais être subventionné.

Les effets de ce changement sont non négligeables. Par exemple, pour un propriétaire souhaitant isoler les murs de sa maison de 100 m², il peut désormais prétendre à des aides. Jusqu’à 7 500 euros d’économisés depuis le 15 mai 2024. Avant cette date, il ne pouvait prétendre qu’aux Certificats d’Économie d’Énergie, laissant une charge considérable de sa poche.

Attention aux délais

Cependant, il est crucial d’agir rapidement. La politique de financement pour des gestes simples n’est confirmée que jusqu’à la fin de l’année 2024. De plus, les règles changent régulièrement. Autrement dit, retarder vos travaux pourrait vous coûter cher. De plus, une attention particulière est accordée aux propriétaires de « passoires thermiques », les logements classés F ou G. Bien que précédemment exclus du financement pour des gestes simples, ces propriétés sont désormais éligibles à nouveau.

Selon Imodirect, pour améliorer significativement l’efficacité énergétique de ces logements, il est souvent nécessaire d’effectuer plusieurs améliorations. Cependant, pour près d’un quart des cas, un seul changement, comme l’installation de robinets thermostatiques, peut induire une réduction de la consommation d’énergie de 3 à 5 %.

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En juin 2024, les utilisateurs de gaz naturel en France subiront une augmentation de leurs factures. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a annoncé une hausse du prix repère, après une période de baisse. Cet ajustement impacte directement les ménages, particulièrement ceux qui utilisent le gaz pour le chauffage et la cuisson.

Gaz : pourquoi une nouvelle hausse pour les consommateurs ?

En juin 2024, le prix repère moyen TTC du gaz naturel, essentiel pour les consommateurs, connaît une hausse significative de 1,8 % par rapport à mai 2024. Il s’établit à 0,089 €/kWh pour le chauffage et à 0,091 €/kWh pour la cuisson et l’eau chaude. Cette augmentation découle d’une légère remontée des prix du marché de gros du gaz naturel, qui avait pourtant connu une baisse depuis la fin de 2023.

Cette hausse, bien que modeste, a des implications directes pour les 11 millions de Français qui dépendent du gaz pour leur quotidien. La part variable TTC, qui comprend le coût de l’énergie hors taxes et les taxes elles-mêmes, augmente de 2,00 €/MWh pour tous les types de consommation. Pour les ménages, cela signifie une augmentation directe sur les factures de juin.

Choisir le bon fournisseur 

Pour les consommateurs, cette hausse est une mauvaise nouvelle, surtout après une série de baisses en début d’année 2024. Pour comprendre l’impact, prenons l’exemple d’un couple avec enfants. Le prix pour un abonnement type « chauffage » reste stable à 257,18 € par an, mais la consommation variable augmente. La CRE a annoncé que la part variable hors taxes augmente de 1,66 €/MWh. Cela signifie que le coût moyen par MWh consommé passe à 113,19 €, contre 111,19 € le mois précédent.

Face à cette hausse, les consommateurs ont plusieurs options. Premièrement, vérifiez si votre contrat est indexé sur le prix repère ou si vous avez un tarif fixe. Les abonnements à prix fixe peuvent vous protéger contre de telles augmentations pendant leur durée. Ensuite, comparez les offres. Selon les données de la CRE, les offres les moins chères pour un couple avec enfants varient de 25 € à 46 € par mois, en fonction du fournisseur. Il est aussi judicieux de considérer le service client et le taux de litiges d’un fournisseur avant de faire un choix. Une offre moins chère peut sembler attrayante, mais un bon support client et une faible propension aux problèmes sont essentiels pour éviter les mauvaises surprises.

 

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Et si les mâts d’éoliennes servaient de data center ? C’est le paris qu’a pris une entreprise allemande pour proposer des centres de données peu émissifs. Si l’idée fait sens, cette solution pourra-t-telle répondre aux besoins gargantuesques de l’IA et du cloud computing ?

En matière d’énergies renouvelables, l’Allemagne sait surprendre et innover. Dernier exemple en date : ces centres de données directement installés dans des mâts d’éoliennes par l’exploitant Westfalen Wind et l’entreprise d’équipements électroniques Rittal. Cette idée permet de répondre à de nombreuses problématiques, en donnant un usage aux espaces normalement vides à l’intérieur des éoliennes, et en rapprochant un système particulièrement consommateur d’un point de production d’électricité.

Cette proximité directe entre ces deux équipements limite ainsi les besoins en infrastructure. Ainsi, cette solution entraînerait une baisse de coût. Mais également une baisse des émissions de CO2, car le data center, même s’il est raccordé à d’autres sources de production pour des questions de sécurité, pourrait fonctionner grâce à l’énergie de l’éolienne presque 90 % du temps. WindCores annonce un facteur d’émission de 10 gCO2e/kWh, là où le facteur d’émission du mix électrique allemand se situe à plus de 400 gCO2e/kWh en 2022.

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Une puissance trop limitée pour être réellement intéressante ?

Cette solution pourrait répondre aux besoins précis de certaines entreprises, mais doit encore faire ses preuves sur le terrain. Si aucun chiffre n’a été fourni par l’entreprise en matière de puissance disponible, les éoliennes terrestres ont une puissance installée moyenne de 3 MW. En considérant un facteur de charge de 23,5 %, qui correspond à la moyenne de l’éolien terrestre en Europe entre 2018 et 2021, on obtient une puissance moyenne disponible de 0,71 MW par mât. Or, rien qu’en Île-de-France, en 2018, la puissance moyenne des data center était déjà de 5 MW. Depuis, la course au gigantisme n’a fait qu’accélérer, du fait des besoins grandissants liés à l’IA et au Cloud Computing. Toujours en Île-de-France, on compte déjà deux data center de 140 MW.

Néanmoins, l’idée de positionner des installations très gourmandes en énergie à proximité directe d’un site de production fait sens. C’est d’ailleurs ce que cherche à faire Amazon avec son nouveau data center d’une puissance colossale de 960 MW. Pour permettre son alimentation électrique, celui-ci sera construit sur le campus de Cumulus Data Assets, à proximité directe de la Susquehanna Steam Electric Station, une centrale nucléaire de 2,5 GW de puissance.

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Remplacer un véhicule thermique par un modèle électrique est une des meilleures solutions pour réduire les émissions de carbone et améliorer l’efficacité énergétique. Mais comment abandonner la station-service pour la borne de recharge ? Si, comme l’immense majorité des possesseurs de véhicules électriques, vous souhaitez recharger votre voiture électrique à domicile, vous devez installer une prise ou borne dédiée. Pour savoir à quoi vous attendre et comment faire le bon choix, voici tous nos conseils sur le sujet, si vous choisissez une wallbox.

Bien que de plus en plus facile, le passage d’une voiture thermique à une voiture électrique demande de revoir son organisation, en particulier pour la gestion des recharges. Fini les stations services, bonjour les bornes de recharges sur les parkings, au travail et à la maison ! Pour limiter le coût des recharges et gagner en confort, installer une borne est bien souvent une excellente solution. Bien que plus chères que les prises renforcées (lire notre dossier), les bornes de recharge offrent souvent un niveau de sécurité plus élevé, un grand nombre de fonctionnalités et de meilleurs temps de charge. Pour vous aider à choisir et installer votre borne de recharge, nous vous proposons un tour d’horizon de tout ce qu’il faut savoir avant de franchir le pas, que l’on habite en logement individuel ou collectif.

Pourquoi installer une borne de recharge chez soi ?

S’il est tout à fait possible de recharger sa voiture électrique avec une simple prise domestique, il ne faut pas être pressé. Prenons l’exemple de la récente MG4 qui rencontre actuellement un franc succès. En version Comfort, il vous faudra quasiment 17 heures pour la recharger de 20 à 80 % sur une prise domestique classique de 10A et 2,3 kW de puissance. Même avec une prise renforcée comme la Legrand Green’Up, on obtient un temps de recharge avoisinant les 10h30.

Avec une borne de recharge, c’est différent. Si votre installation électrique le permet, vous pourrez recharger votre MG4 en 5h40 avec une installation en monophasé et même 3h30 avec une installation en triphasé ! Outre un temps de recharge plus court, une wallbox dispose également de nombreux avantages comme la possibilité de programmer votre recharge, vous permettant ainsi de profiter des heures creuses, et donc de faire des économies substantielles.

Souvent connectées, les bornes de recharges permettent également d’avoir accès à vos données de consommation électrique en temps réel et de la commander à distance en cas de besoin. Enfin, elles permettent d’obtenir un niveau de sécurité plus élevé grâce à un excellent contrôle de la puissance utilisée. Certains modèles peuvent, d’ailleurs, s’adapter en temps réel à votre utilisation d’électricité : si vous utilisez votre cafetière ou vos plaques de cuisson électriques pendant que votre voiture est en cours de recharge, la borne sera capable d’ajuster automatiquement la puissance délivrée pour éviter que votre compteur ne disjoncte pour cause de puissance dépassée.

Comment choisir sa borne de recharge ?

En quelques années, le marché des bornes de recharge s’est grandement diversifié. On y retrouve des marques automobiles comme Tesla, des géants de l’électricité comme Legrand, Schneider ou Hager, mais aussi des nouveaux venus comme Wallbox, Evbox ou Easee. Face à ce large éventail, il va falloir procéder de façon méthodique afin de trouver un modèle qui soit compatible avec votre installation électrique, mais aussi avec votre voiture.

Le choix de votre borne se fera, d’abord, en fonction de la puissance maximale que peut délivrer votre installation électrique, notamment si vous disposez d’une installation monophasée ou triphasée. Côté véhicule, tous n’ont pas le même convertisseur AC/DC embarqué, et n’acceptent donc pas forcément la même puissance de recharge. Pour reprendre l’exemple de notre MG4, celle-ci dispose d’un convertisseur triphasé de 11 kW. D’autres modèles, comme la Renault Mégane en version Optimum Charge, bénéficient d’un chargeur de 22 kW triphasé qui permet d’atteindre des vitesses de recharge plus importantes. Pour tout savoir sur les capacités de recharge des voitures électriques du marché, vous pouvez jeter un œil chez nos confrères d’Automobile Propre.

 

 

Où et comment installer sa wallbox ?

La plupart des bornes de recharge du marché sont résistantes aux intempéries. Ainsi, il est virtuellement possible de les mettre à peu près partout. La meilleure solution consiste à la positionner là où vous avez l’habitude de garer votre véhicule. Il faut tout de même garder en tête que, sauf dans le cas d’un forfait d’installation global, éloigner la borne du tableau électrique risque d’augmenter le montant du devis.

Si vous êtes bricoleur, rien ne vous empêche d’installer vous-même votre borne de recharge, si celle-ci fait 3,7 kW de puissance maximum. Il faudra bien veiller à respecter la norme NFC 15-100 qui régit l’ensemble des règles à respecter pour la réalisation d’une installation électrique. Pour une puissance supérieure, l’intervention d’un électricien certifié IRVE est néanmoins obligatoire depuis le décret du 12 janvier 2017. Celui-ci devra, en effet, procéder à des modifications à même le compteur électrique.

Avant de se lancer, il est indispensable de s’assurer de la puissance disponible au niveau du compteur électrique. De manière plus générale, l’installation d’une borne de recharge peut induire des intensités de courant très élevées, ce qui augmente le risque de surchauffe ou d’incendie par rapport à une installation plus classique. C’est pourquoi, il est fortement conseillé de faire appel à un électricien qualifié pour toute installation d’un équipement de recharge.

Combien coûte l’installation d’une borne de recharge ?

Le prix d’une borne de recharge peut varier fortement en fonction de la puissance de celle-ci, mais également des travaux de préparation et d’électricité qui seront requis pour l’installation. Pour avoir une idée précise du prix auquel s’attendre, le plus simple est de faire réaliser un devis par un professionnel certifié. Pour être mis en contact avec des professionnels de votre région, vous pouvez vous rendre sur le site de nos confrères de Mister EV.

Quelles aides financières pour l’installation d’une borne de recharge ?

Il est, dans certains cas, possible de bénéficier d’aides de l’État pour l’installation d’une borne de recharge à domicile. D’abord, vous pouvez bénéficier d’un crédit d’impôt égal à 75 % du montant des dépenses engagées dans la limite de 300 euros par installation. Et si vous pouvez patienter un peu, ce crédit d’impôt va atteindre 500 euros par installation en 2024.

Si vous êtes locataire ou propriétaire d’un logement de plus de 2 ans, il est également possible de bénéficier de la TVA à taux réduit de 5,5 %. Pour cela, l’installation doit nécessairement avoir été réalisée par un professionnel qualifié IRVE.

Des alternatives plus abordables

Malgré les aides de l’État, l’installation d’une borne de recharge constitue un investissement conséquent qu’on ne peut pas toujours se permettre. Si vous êtes dans cette situation, sachez tout de même qu’il existe des alternatives intéressantes, en particulier les prises renforcées de type Green’Up que nous avons évoquées au début de l’article. Celles-ci ressemblent à des prises de jardin traditionnelles, mais ont la particularité d’avoir un circuit dédié à la recharge avec des connexions renforcées. Cela leur permet d’atteindre une puissance de l’ordre de 3,2 kW contre 2,3 kW pour une prise standard. Ce gain de puissance significatif permettra de faire baisser de plusieurs heures le temps de charge de votre voiture.

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Cette entreprise a mis au point une éolienne verticale avec un but bien précis : supprimer les générateurs diesel habituellement utilisés pour produire de l’électricité sur des sites isolés, aux conditions météorologiques difficiles. Capable de supporter des vents de plus de 200 km/h, l’éolienne pourrait participer, à sa manière, à la décarbonation dans certains cas très spécifiques.

Comment se débarrasser des générateurs fonctionnant au diesel, lorsque l’on souhaite avoir de l’électricité dans des zones reculées aux climats extrêmes ? On utilise généralement des panneaux photovoltaïques et de robustes éoliennes reliées à des batteries. En ce sens, la start-up islandaise IceWind a mis au point une éolienne qu’elle promet capable de résister aux conditions les plus extrêmes. Grâce à une conception unique, et l’usage de matériaux comme l’aluminium et la fibre de carbone, l’éolienne pourrait générer de l’électricité par des vents démarrant à 7,2 km/h et jusqu’à 210 km/h. Grâce à son axe vertical, elle produirait du courant peu importe la direction du vent. Pour réussir cette prouesse, elle dispose notamment de deux sortes de pales. Les pales intérieures, grâce à leur design spécifique, permettent un démarrage par très faible vent, mais également un freinage de l’éolienne quand le vent est trop violent.

Côté production, la puissance des différents modèles proposés varie de 100 à 600 W. Pour l’heure, l’entreprise se concentre principalement sur les tours de télécommunications en site isolé. Grâce à ce type d’éolienne, il serait ainsi possible de se débarrasser, sur ces sites reculés, des générateurs thermiques habituellement utilisés, et de toute la logistique qui y est associée. Jusqu’à maintenant, une vingtaine d’éoliennes de ce type ont été mises en service en Islande, et l’entreprise s’apprête à lancer une commercialisation à l’échelle internationale.

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Difficile de concurrencer les panneaux photovoltaïques pour un usage domestique

Pour autant, difficile de considérer cette éolienne comme une solution de choix pour un usage domestique. La startup a bien lancé, en 2020, un modèle destiné aux habitations et l’a commercialisée aux États-Unis. Mais celui-ci ne semble plus être disponible. Cela n’est pas très surprenant quand on sait que le tarif d’entrée de l’éolienne était de 3 200 $ pour une puissance maximale de 600 W. Dans ces conditions, difficile de privilégier l’éolien au photovoltaïque. Plus productives, les installations solaires sont également beaucoup moins chères, et leur tarif continue de baisser. À titre d’exemple, l’entreprise Dualsun a récemment lancé un kit solaire prêt à brancher au tarif de 680 euros pour une puissance crête de 420 Wc. Celui-ci permet également d’avoir un système de production d’énergie renouvelable, pour seulement 30 % du prix (ramené à la même puissance).

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À l’occasion du sommet dédié à la réindustrialisation Choose France, l’entreprise Carbon a annoncé la construction d’une usine pilote de production de modules photovoltaïques, avant l’ouverture de son usine géante à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône).

Le marché européen du photovoltaïque va mal. Face à la concurrence des panneaux chinois vendus à bas prix, les usines européennes ferment les unes après les autres. Pour tenter d’inverser la tendance et de préserver une certaine souveraineté industrielle dans la filière, la contre-attaque s’organise. Le Parlement européen a ainsi adopté une loi pour une industrie « zéro net » en avril dernier. Ce texte a pour vocation de soutenir les technologies nécessaires à la transition énergétique et favoriser les produits fabriqués en Europe dans le cadre des procédures d’achat public.

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Un projet d’usine pilote pour fabriquer 1 million de panneaux solaires par an

En France, le président de la République organise chaque année depuis 2018 le sommet Choose France qui vise à inciter les entreprises étrangères à investir sur le territoire. Cette année, ce sommet a été l’occasion pour l’entreprise française Carbon d’annoncer l’implantation d’une usine de production de modules photovoltaïques avec une mise en service prévue à l’automne 2025. Il s’agit d’une unité de production pilote, qui précédera l’ouverture de la gigafactory de panneaux solaires prévue à Fos-sur-Mer fin 2026.

Appelé Carbone one, le projet d’usine pilote a pour objectif de produire plus d’un million de panneaux solaires par an, soit une capacité de production de 500 mégawatts-crête (MWc). Selon l’entreprise, le site devrait permettre de créer 200 emplois directs et durables. Aucun lieu n’a cependant été dévoilé à ce stade. Il paraît toutefois probable que Carbon choisisse de s’implanter non loin de sa future usine géante de Fos-sur-Mer.

Un test grandeur nature avant l’ouverture de la gigafactory en 2026

Carbone one permettra de tester les procédés de production et constituera donc un accélérateur pour le projet de gigafactory qui viendra ensuite. Cette méga usine, dont le permis de construire vient d’être déposé, ambitionne d’atteindre une capacité de production de 5 GWc/an, ce qui correspond à plus de 10 millions de panneaux photovoltaïques chaque année. Elle sera en mesure de fabriquer les modules photovoltaïques dans leur totalité. À terme, ce sont 3 000 emplois directs et 9 000 emplois indirects qui seront créés.

Après le projet avorté de méga usine en Moselle par Rec Solar, l’annonce de l’usine pilote de Carbon est une bonne nouvelle pour la filière du photovoltaïque et permet de confirmer l’avancée du projet de gigafactory de Fos-sur-Mer. À noter qu’un autre projet de giga usine de fabrication de panneaux solaires est en cours dans la région Grand Est et vient même d’obtenir une subvention de 3 millions d’euros.

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Joe Biden envisage de multiplier par quatre les droits de douane sur certains produits chinois ciblés. Une mesure ultra-protectionniste qui vise à protéger l’industrie américaine des prix compétitifs de la Chine sur son propre marché.

 

 

100% de droits de douanes sur les voitures électriques et autres secteurs stratégiques

 

La Maison-Blanche s’apprête à imposer une taxe de 100 %, contre 25% auparavant, sur certains produits ciblés en provenance de la Chine : les voitures électriques, les batteries, les semi-conducteurs, les panneaux solaires, les éoliennes et les médicaments. L’administration Biden a ainsi justifié cette mesure en affirmant que la surcapacité de production de la Chine menaçait les entreprises américaines sur leur propre sol. La directrice du Conseil national économique, Lael Brainard, a déclaré que l’Empire du Milieu « finance sa croissance aux dépens des autres ». Sur la même tonalité, Janet Yellen, la secrétaire au Trésor, a également exprimé ses préoccupations concernant l’impact de cette surproduction sur ces secteurs stratégiques et en plein essor aux États-Unis.

Cette hausse des droits de douane concernerait l’équivalent de 18 milliards de dollars de produits chinois. En pratique, une voiture électrique chinoise du constructeur BYD par exemple – qui avait réussi à détrôner Tesla au niveau mondial – vendue 20 000 $ pourrait désormais coûter 40 000 $ aux États-Unis après l’application des nouvelles taxes. La Maison-Blanche espère ainsi encourager la relocalisation de la production de ces secteurs stratégiques aux États-Unis.

Quel impact pour le marché international ?

En augmentant drastiquement les droits de douane sur les véhicules électriques et autres produits chinois liés à la transition énergétique, Joe Biden prend un pari risqué. Les relations sino-américaines, déjà fragiles, risquent de se détériorer encore davantage, ce qui pourrait avoir des répercussions sur le marché international.

L’Empire du Milieu, par la voix du porte-parole du ministère des Affaires étrangères, a d’ailleurs vivement critiqué la décision du président américain : « La Chine s’oppose toujours aux hausses de droits de douane unilatérales en violation des règles de l’Organisation mondiale du commerce et prendra toutes les mesures nécessaires pour sauvegarder ses droits et intérêts légitimes ». Les fabricants des deux côtés du Pacifique risquent bien de n’avoir d’autre choix que d’adapter leurs stratégies et leurs chaînes d’approvisionnement pour faire face à ces nouvelles barrières commerciales.

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Les temps ont changé, il n’y a plus de loi de programmation de l’énergie, il n’y a plus de majorité au Parlement, il n’y a plus d’argent dans les caisses de l’Etat, il n’y a plus de doux commerce dans le monde, il n’y a plus de paix entre les nations. L’Europe n’interdit plus à ses membres de subventionner leurs industries, la France ne ferme plus ses centrales nucléaires, le protectionnisme est de retour, les océans continuent de se réchauffer et le climat de divaguer. C’est dans ce contexte que la politique française de l’énergie a été confiée aux ministres de l’économie et de l’industrie qui ont sonné l’heure de la mobilisation.

L’exigence de souveraineté est venue épauler celle de la décarbonation, il n’y aura pas d’avenir ni écologique ni économique ni politique sans une puissante industrialisation de la France dans l’Europe. Ils ont immédiatement annoncé plan sur plan en faveur de l’énergie nucléaire, des batteries électriques, des panneaux photovoltaïques et, tout récemment, des pompes à chaleur.

Ces annonces sont bienvenues, si elles sont suivies d’effets, car en dépit des projections annonçant une irrésistible progression de la part de l’électricité dans la consommation d’énergie, celle-ci diminue ! Est-ce dû aux appels à la sobriété qui ont paru résumer en 2023 l’essentiel de la politique française de l’énergie, ou aux hésitations, voire la réticence, de certains de nos responsables inquiets des efforts à consentir ou prévenus contre l’électricité par les partisans d’autres formes d’énergie ? Si l’on veut diminuer les émissions de 55% en 2030 par rapport à 1990 il faudra bien que la consommation d’électricité décarbonée suive du même pas la progression de sa production. C’est un fait notable que la consommation d’électricité avait également stagné aux Etats-Unis, mais elle vient de repartir à la hausse sous l’impulsion de la croissance du photovoltaïque et des centres de données. L’intelligence artificielle est un consommateur vorace !

L’électrification est nécessaire, les pouvoirs politiques doivent la promouvoir, mais elle doit être rationnelle. Les flexibilités doivent progresser au même rythme que les consommations, les tarifs contribuer à piloter celles-ci, notamment pour les recharges automobiles, les systèmes de gestion active de l’énergie doivent être développés, la synergie entre la production d’origine solaire et les usages doit être programmée.

Les pompes à chaleur constituent le moyen le plus puissant de réduire à la fois la consommation d’énergie et les émissions de GES dans les bâtiments puisqu’elles permettent de produire 2 à 4 fois plus d’énergie sous forme de chaleur prise dans l’environnement que la dépense électrique pour faire fonctionner la machine. Bien entendu, il est souhaitable que le bâtiment soit convenablement isolé, sans pour autant se lancer dans les travaux systématiques et souvent excessifs vantés par les professionnels de la surenchère. Entre la rénovation des bâtiments et la décarbonation de l’énergie, l’Etat doit fixer un curseur réaliste, accepter les étapes et cesser de pénaliser l’électricité dans la réglementation et le DPE.

Félicitons nos deux ministres des mesures qu’ils ont annoncées pour soutenir l’industrie, créer une véritable filière française, orienter la commande publique, simplifier les normes, former les installateurs et mieux contrôler les installations. Ils n’ont pas noté en passant que le fluide frigorigène poussé par l’Europe était du propane dont le risque d’incendie pourrait compliquer les installations. Ils n’ont point évoqué non plus la pompe air-air qu’il faut pourtant aider car non seulement elle peut servir à rafraîchir le bâtiment en été, mais également à soulager la facture des logements chauffés à l’électricité. Je le fais à leur place.

Il n’y a pas de solution unique dans la lutte contre le changement climatique. Avançons pas à pas, soyons pragmatiques, apprenons de nos erreurs mais ne changeons pas les règles tous les quinze jours. Les indispensables outils de la transition, véhicules électriques, pompes à chaleur, nécessitent d’être apprivoisés. Nous devons tous apprendre à les utiliser.

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Vous avez peut-être déjà vu ces étranges éléments métalliques de forme arrondie que l’on retrouve dans certains postes de transformation d’électricité à très haute tension. Mais savez-vous à quoi ils servent ? Dans cet article, nous revenons sur l’effet corona, et sur les dispositifs qui existent pour le limiter. 

Avez-vous déjà remarqué ces sortes d’anneaux que l’on trouve parfois entre des pylônes et les lignes à haute-tension qu’ils soutiennent ? Ce dispositif, dont la forme peut varier entre un gros anneau, une coupelle ou une boule à facettes dans les laboratoires, est appelé « corona ring » ou « dispositif anti-effluve » en français. Il a pour rôle de contenir l’effet corona, un phénomène physique qui se produit lorsque deux électrodes à haut potentiel sont séparées par un fluide neutre, généralement l’air. Dans ces conditions, certains atomes de l’air perdent ou gagnent des électrons. Ils sont alors chargés électriquement, et viennent s’accumuler autour des aspérités, ou des éléments pointus des électrodes en question. Ce phénomène se matérialise bien souvent par une sorte de grésillement, voire dans certains cas, par une lueur bleutée au niveau de ces électrodes.

Outre ce grésillement, l’effet corona pose plusieurs problèmes. D’abord, il témoigne du passage d’une petite quantité de courant hors des conducteurs, et donc d’une perte d’énergie. Il peut également entraîner des perturbations radio-électriques, et même se montrer dangereux : sa présence souligne une hausse de la différence de potentiel entre les deux électrodes, et donc un risque accru de créer un véritable arc électrique. Enfin, ce phénomène engendre la création d’ozone troposphérique, un gaz à effet de serre irritant, aussi nocif pour la santé que le climat.

Un phénomène physique parfois visible à l’oeil nu

Ce phénomène physique, bien que rare, peut se matérialiser de manière spontanée dans la nature. Il est particulièrement visible à l’extrémité du mât d’un navire ou des ailes d’un avion à l’approche d’un orage. On parle alors de feu de Saint-Elme. Dès l’Antiquité, ce phénomène suscite des interrogations, et sera même observé par Magellan et son équipage, en 1519, lors de leur voyage autour du monde. Dans certains cas très rares, il peut être observé directement sur le corps, comme ces personnes observant le phénomène au bout de leurs doigts. Si vous vous trouvez, un jour, dans la même situation, on vous déconseille tout de même de vous extasier trop longtemps, mais plutôt de vous mettre à l’abri au plus vite. Les feux de Saint-Elme sont, en effet, très souvent le signe précurseur d’un impact de foudre !

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L’effet corona : parfois utile, souvent délétère

Revenons à notre effet Corona. Dans certaines situations, celui-ci peut rendre service. Il est notamment utilisé dans la production d’ozone pour l’industrie, et employé certains systèmes de filtrage et de purification d’eau et d’air, détruisant des particules organiques en suspension. Enfin, c’est ce phénomène que l’on retrouve au cœur des boules à plasma décoratives.

Malgré ces usages, l’effet corona est, dans la majorité des cas, délétère. Comme évoqué plus tôt, il est signe d’une perte de puissance, ainsi qu’une usure prématurée du matériel. Il engendre également des bruits parasites et des perturbations radioélectriques. Si le phénomène est souvent négligé pour des tensions inférieures à 345 000 volts, il est systématiquement étudié pour des tensions supérieures. Sur les lignes à haute tension, cet effet peut être contrôlé en augmentant le diamètre des conducteurs, ce qui a pour effet de limiter le champ électrique de surface. Il est aussi possible d’augmenter la distance entre les différentes phases.

Pour la gestion de points singuliers comme l’extrémité de pylônes, les contacteurs dans les sous-stations, ou pour certains équipements spécifiques de transformateurs à haute tension, on utilise principalement des corona ring. Ces éléments métalliques, souvent en aluminium ou en acier inoxydable, ont une forme d’anneau ou de coupelle dans les installations extérieures. Dans les laboratoires, ils se présentent souvent sous la forme d’une boule creuse à facettes. Ils sont disposés sur les parties exposées électriquement, et permettent de répartir le champ électrique sur une surface plus grande et plus uniforme.

Différents corona rings installés dans une sous-station (en haut à gauche), dans des laboratoires (en haut à droite et en bas) et sur une ligne haute-tension (milieu droit) / Images : Artisan Industry, Hitachi, Wikimedia, Highvpower.

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Alors que le démarrage de l’EPR de Flamanville est prévu dans quelques semaines, comment la réaction nucléaire est-elle initiée pour la toute première fois dans un réacteur neuf ? Loin du simple appui sur un bouton, l’opération met en jeu des matériaux très spécifiques qui constituent tout un pan de la technologie nucléaire.

L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) vient de transmettre le 7 mai 2024 son autorisation pour la mise en service du réacteur EPR de Flamanville. Cette autorisation va permettre de procéder aux multiples opérations nécessaires au démarrage du réacteur : chargement du combustible nucléaire dans le réacteur, réalisation des essais de démarrage, et enfin exploitation commerciale du réacteur.

EDF va donc enfin pouvoir dérouler son calendrier, 17 ans après le premier coup de pioche. Ce dernier prévoit que le réacteur démarre au cours de l’été 2024. Sa puissance sera ensuite progressivement augmentée, jusqu’à atteindre 100 % de sa puissance nominale d’ici la fin de l’année. Mais comment les ingénieurs initient la toute première réaction nucléaire afin « d’allumer » un réacteur flambant neuf ?

Les neutrons, fondamentaux dans le démarrage de la réaction en chaîne

Lorsque l’on démarre sa voiture, on tourne une clé, ou sur les modèles plus récents, on appuie sur un bouton, et le moteur démarre. Toutefois, les choses sont plus complexes mécaniquement. Prenons le cas d’un moteur diesel. Pour ce dernier, il est nécessaire d’utiliser un démarreur pour lancer le moteur, et permettre, à l’aide d’une bougie de préchauffage, de produire la première flamme. Le moteur est alors amorcé, et le cycle de combustion est ensuite auto-entretenu. Comment produire l’équivalent de cette première flamme pour l’EPR de Flamanville, et plus généralement pour un réacteur nucléaire ?

Rappelons le fonctionnement de base d’un réacteur nucléaire : il repose sur la réaction en chaîne de fission nucléaire. Dans le cas d’un réacteur à eau pressurisée (REP) comme ceux du parc français, un neutron réagit avec un noyau d’atome d’uranium-235. Cette réaction va produire une grande quantité d’énergie, des noyaux d’atomes plus légers (les produits de fission), ainsi que plusieurs neutrons. Le nombre de neutrons est variable à chaque fission, il est approximativement égal à 2,5 neutrons en moyenne. Ces derniers pourront réagir à leur tour avec d’autres noyaux d’uranium-235, produisant toujours plus de neutrons, et donc toujours plus de fissions, et ainsi de suite, conduisant à une croissance exponentielle du nombre de fissions. D’où le nom, bien sûr, de réaction en chaîne.

Cette croissance de la « population de neutrons » se traduit par une croissance tout aussi exponentielle de la quantité de chaleur générée, et donc in fine de la puissance du réacteur. Par l’action de nombreux facteurs (température des composants du cœur, absorption des neutrons par les absorbants neutroniques dissous dans le caloporteur et ceux contenus dans les grappes de contrôle), la population de neutrons est régulée. Cela se traduit par la stabilisation du nombre de fissions, et donc de la puissance, au niveau souhaité.

Dans ce schéma, nous n’avons pas évoqué un point, pourtant essentiel : d’où vient le premier neutron ? Comment produire « la première flamme », pour reprendre l’analogie précédente avec un moteur automobile ?

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Les sources de neutrons entrent en jeu

Il faut en effet un premier neutron pour produire la première fission qui va initier la réaction en chaîne. Pour ce faire, on utilise ce qu’on appelle une « source de neutrons ». Il s’agit d’un matériau radioactif, qui, au cours de sa désintégration, va produire un neutron, éjecté avec une grande énergie, c’est-à-dire une grande vitesse. Ce neutron pourra ensuite réagir avec un atome d’uranium-235 voisin, et amorcer la réaction de fission.

Dans la pratique, il est préférable d’avoir une source de neutron très radioactive, de sorte qu’elle génère dès le début un très grand nombre de neutrons. Cela permet au réacteur de démarrer plus rapidement. Dans le cas contraire, en effet, en dépit du fait que la réaction progresse selon un rythme exponentiel, il faudrait attendre une très longue durée pour que la population de neutrons soit suffisante pour produire des puissances sensibles à nos échelles.

Ainsi, on utilise par exemple une source de californium-252. Cet élément synthétique, qui n’existe plus à l’état naturel sur Terre, a une période radioactive courte de 2,6 ans, et il produit une très grande quantité de neutrons. D’après une publication de Martin et al., une source de la taille du petit doigt, et contenant 50 mg de californium, produit jusqu’à cent milliards de neutrons chaque seconde. Point important, l’énergie de ces neutrons, à savoir en moyenne 2,1 mégaélectronvolts (MeV), est tout à fait compatible avec celle des neutrons dans les réacteurs nucléaires. Elle est donc tout à fait propice pour réagir avec l’uranium-235 et produire la fission nucléaire.

Le processus de démarrage du réacteur

Avant le démarrage, les grappes de contrôle sont abaissées dans les assemblages de combustible, qui constituent le cœur du réacteur. Elles contiennent un absorbant neutronique qui empêche la réaction en chaîne de s’amorcer, en dépit de la présence des sources primaires dans le cœur. La situation est donc stable et la puissance est nulle. Au moment du démarrage, les grappes sont relevées pour permettre aux neutrons émis par le californium de réagir avec l’uranium-235. La hauteur des grappes, le nombre de grappes actionnées, ainsi que la concentration d’absorbant neutronique dilué dans l’eau sont précisément calculés pour contrôler la montée en puissance, et le niveau de puissance souhaité. Ainsi, peu à peu, la puissance va s’élever dans le réacteur. Il atteindra la pleine puissance après une longue période de test permettant de vérifier, à chaque niveau de puissance, le bon fonctionnement de l’installation.

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Les sources ont été livrées à Flamanville en début d’année

Les source de californium sont intégrées dans des grappes dites « primaires », dont la géométrie est similaire à celle des grappes de contrôle du réacteur. Ces grappes sont constituées d’un ensemble de tubes allongés, destinés à se déplacer dans des canaux dédiés situés dans les assemblages de combustible. Pour l’EPR de Flamanville, les sources de californium ont été livrées et montées début février. Et ce sont des opérations bien sûr éminemment délicates, du fait de leur très forte radioactivité.

Outre l’amorçage du réacteur, les sources primaires serviront également à tester et calibrer les moyens de mesure de la population de neutrons dans le cœur, des appareils complexes, indispensables au pilotage du réacteur. Après un cycle de fonctionnement, elles seront retirées du cœur. Le relais sera ensuite assuré par des sources dites « secondaires », constituées d’antimoine et de béryllium. Ces dernières ne sont pas radioactives, mais, après un cycle de fonctionnement, elles seront activées et généreront à leur tour un grand nombre de neutrons. Les sources secondaires seront à leur tour retirées après plusieurs cycles. Le cœur sera en effet alors devenu assez radioactif pour générer par lui-même ses propres neutrons, nécessaires au démarrage des fissions à l’issue des arrêts du réacteur.

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Que va devenir l’hydrolienne D10 de 1 MW, qui, depuis le Fromveur, alimente quotidiennement en électricité l’île d’Ouessant ? Pour l’heure, le dossier peine à avancer et sa vente est loin d’être actée.

Souvenez-vous, il y a quelques mois, la société Sabella, spécialisée dans l’hydrolien, était placée en liquidation judiciaire, seulement 3 mois après avoir été mise en redressement judiciaire. Si le personnel et les brevets avaient bien été repris par le français Entech, l’avenir du démonstrateur dénommé D10, en service au large d’Ouessant, restait en suspens. Quelques mois plus tard, l’hydrolienne a bien été mise en vente par l’État et la Région, mais la situation peine à avancer. Pourtant, l’hydrolienne fonctionne parfaitement et fournit même la moitié de l’électricité nécessaire à l’île d’Ouessant.

Un groupe américain spécialiste de l’hydrolien envisagerait de racheter l’hydrolienne, mais surtout pour avoir accès à son site d’expérimentation, ses autorisations de fonctionnement et son câble de raccordement. Cet ensemble lui permettrait de pouvoir tester d’autres machines sur place. Selon le maire d’Ouessant, rien ne se concrétise à cause des nombreux obstacles juridiques et financiers qui viennent entraver la potentielle vente.

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Un entretien coûteux

Même si l’hydrolienne fonctionne correctement, sa prise en main, son entretien et sa maintenance représentent des enjeux techniques et financiers importants. La société Entech, où travaillent désormais les anciens salariés de Sabella, se disent prêt à mettre en place un accompagnement technique pour le futur repreneur. Néanmoins, chaque opération pourrait coûter cher. Déjà, en avril 2022, la mise à l’eau de l’hydrolienne avait coûté la bagatelle de 250 000 euros. Sachant que sa mise en service avait été prévue pour 5 ans, une nouvelle opération de maintenance pourrait être nécessaire dans trois ans.

Du côté d’Ouessant, on espère vivement que l’hydrolienne soit rachetée pour permettre à l’île de continuer à verdir son mix énergétique. Mais en cas d’absence de repreneur, l’hydrolienne pourrait être sortie de l’eau et mise en cale sèche pour un montant avoisinant le million d’euros. Espérons tout de même qu’un terrain d’entente soit trouvé, pour éviter que la D10 ne soit mise hors-jeu pour des questions juridiques.

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Utiliser une IA est devenu aujourd’hui aussi simple qu’utiliser un moteur de recherche. Mais cette facilité cache une réalité énergétique bien plus complexe. Car les modèles qui tournent derrière chaque requête sont particulièrement énergivores. Devant la croissance colossale de ses besoins, Microsoft envisage un projet tout aussi colossal.

L’IA s’introduit peu à peu dans nos vies, aussi bien pour réaliser des recherches générales, que pour automatiser des tâches répétitives, que ce soit du texte ou du développement informatique, ou pour générer des images, voire des films ou encore de la musique.

Dans ce contexte, Microsoft ne pouvait rater ce virage technologique. Le géant américain a en effet misé gros sur l’IA. La société s’appuie notamment sur la société OpenAI et son modèle phare : le générateur de texte ChatGPT, et le générateur d’image DALL-E. Et les montants sont colossaux : en 2019, Microsoft investit 1 milliards de dollars dans OpenAI, suivis en février 2023 par un investissement supplémentaire de 10 milliards de dollars. Un investissement vraisemblablement rentable, puisque la société est aujourd’hui valorisée à hauteur de 80 milliards de dollars.

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Quelles sont les besoins énergétique de l’IA ?

Face à ces milliards de dollars, revenons à nos sujets de prédilection et posons la question en ces termes : combien de milliards de watts-heures consomme l’IA ? Posons la question directement à ChatGPT :

 

L’IA ne nous aura donc pas été d’une grande aide en l’occurrence. Mais creusons. D’après un article de Luccioni et collègues, publié en 2022 sur la plateforme Arxiv, l’entraînement de BLOOM, un modèle contenant 176 milliards de paramètres, représente plus d’un million d’heures de calcul, une dépense énergétique de l’ordre de 500 MWh et des émissions de CO₂ de l’ordre de 50 tonnes. Le modèle GTP-3 de ChatGPT comprend 175 milliards de paramètres, et l’on peut supposer que son entraînement a conduit à consommer une quantité similaire d’énergie. L’entraînement d’un modèle de ce type, appelé LLM pour Large language model (en français : Grand modèle de language), consomme donc l’équivalent de ce que consomment chaque année environ 100 foyers en France.

Qu’en est-il de l’utilisation du modèle, une fois ce dernier entraîné ? L’Agence internationale de l’énergie (IEA) fournit pour sa part quelques estimations dans son analyse 2024 du secteur électrique. Elle indique notamment (p 34) : « En comparant la demande moyenne d’électricité d’une recherche Google (0,3 Wh d’électricité) au ChatGPT d’OpenAI (2,9 Wh par requête), et en considérant 9 milliards de recherches quotidiennes, cela nécessiterait près de 10 TWh d’électricité supplémentaire en un an. ».

D’après l’IEA, donc, une requête utilisant l’IA consomme dix fois plus d’énergie qu’une requête de moteur de recherche classique. En faisant l’hypothèse d’une requête par personne et par jour, l’agence estime donc les besoins à 10 TWh/an. C’est un peu moins que ce que peut produire un réacteur nucléaire de type EPR, à savoir environ 12 TWh/an. Pour fixer les ordres de grandeur, la production d’électricité en France en 2020 est de l’ordre de 500 TWh. La consommation de l’IA est donc significative, et il est possible que le besoin s’avère à l’avenir nettement plus grand que celui estimé par l’IEA.

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Un investissement conséquent dans le renouvelable

Microsoft s’est engagé à ce que ses besoins énergétiques soient assurés à 100% par des moyens renouvelables d’ici 2030. La prise en compte de la consommation d’énergie de l’IA, et de l’explosion potentielle de son marché et de son utilisation conduit donc à prévoir des moyens de production d’énergie à la hauteur.

Par le biais d’un projet signé avec Brookfield Asset Management, Microsoft prévoit ainsi de développer au moins 10,5 GW de capacité renouvelable, pour ses besoins propres. Ces capacités seront réparties sur la plupart des continents : États-Unis, Europe, Amérique latine, Asie et Pacifique. L’investissement serait compris entre 11,5 et 17 milliards de dollars sur la durée du programme. Nous pouvons souhaiter qu’au-delà de la taille des moyens de production, une optimisation des outils conduise par ailleurs à une réduction de leur consommation d’énergie. Vers « l’IA sobre », en quelque sorte.

 

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Deux champions français de l’énergie durable ont été désignés comme finalistes du Prix européens de l’énergie durable 2024, qui récompense des acteurs et des projets exceptionnels pour leur contribution à l’efficacité énergétique et aux énergies renouvelables. Ces prix sont décernés chaque année depuis 2005 dans le cadre de la Semaine européenne de l’énergie durable, à Bruxelles.

1ère finaliste / Catégorie « Femme dans l’énergie »

Françoise Réfabert, a été présélectionnée dans la catégorie « Femme dans l’énergie », pour sa vision innovante du financement accessible de la rénovation énergétique des logements. En 2010, après une carrière de 25 ans dans le secteur bancaire, en particulier dans le financement de projets énergétiques : « Je voulais développer une nouvelle offre de financement des travaux d’efficacité énergétique assortie d’une garantie de performance. Cependant, j’ai constaté que cette tentative était impossible à réussir de l’intérieur », se souvient-elle.

Elle s’est donc tournée vers des régions et collectivités locales françaises, intéressées par ce projet, cohérent avec leurs objectifs énergie-climat, pour développer des opérateurs-ensembliers de rénovation : les sociétés de tiers-financement, qui ont la capacité de proposer des prêts à leurs clients – ce qui rend les rénovations performantes accessibles en particulier à ceux qui n’ont pas accès au crédit à long terme bancaire. En 2022, ces sociétés de tiers-financement se sont regroupées pour créer l’association SERAFIN : Services territoriaux : Accompagnement et Financement qui est devenue un acteur majeur de la rénovation performante de l’habitat privé en France.

« Les SERAFIN facilitent l’accès des ménages aux ressources modestes aux éco-prêts à taux zéro », explique Françoise. « Les SERAFIN paient directement les entreprises et ne demandent pas d’avance. Les ménages ne commencent à rembourser qu’une fois les travaux terminés ».

Depuis la création de la première société de tiers-financement en Picardie en 2013, Françoise a mobilisé plusieurs programmes d’assistance technique européens : en particulier le programme Horizon 2020 qui a permis de doter le projet ORFEE de 2 millions d’euros pour structurer le centre de ressources du réseau SERAFIN. Les SERAFIN ont aussi bénéficié du soutien de la Banque européenne d’investissement : via l’assistance technique ELENA et une ligne de financement de long terme . En 2023, les membres du Réseau SERAFIN ont rénové plus de plus de 6 000 logements, ce qui représente un investissement de 175 millions d’euros. Ces travaux ont permis une économie d’énergie de 7,2 MWh d’énergie primaire par an en moyenne par logement (soit une réduction de consommation de 46%). Le réseau SERAFIN devrait passer de 5 à 20 membres d’ici trois ans, pour couvrir 90% de la population française et atteindre 50 000 rénovations performantes par an.

2e finaliste / Catégorie « Action locale pour l’énergie »

Dans la catégorie Action locale pour l’énergie, l’Association des Centrales Villageoises basée à Villeurbanne (Rhône-Alpes), a été sélectionnée pour ses efforts visant à rassembler les citoyens, les collectivités et les entreprises locales pour développer des solutions locales en matière d’énergie renouvelable.

L’idée des Centrales Villageoises est apparue en 2010 dans l’ex région Rhône-Alpes pour proposer « un nouveau modèle de production d’énergie renouvelable qui implique les citoyens et les collectivités locales, génère des retombées économiques pour le territoire et s’intègre davantage au paysage », explique Juliette Rasse, chargée de développement de l’Association des Centrales Villageoises, ajoutant que le modèle a d’abord été mis en œuvre sur huit sites pilotes. 

En 2018, l’Association des Centrales Villageoises (ACV) a été créée pour soutenir le réseau en pleine croissance. Elle a depuis évolué pour devenir un véritable « guichet unique » offrant une assistance technique, économique et juridique aux coopératives citoyennes menant des projets d’énergie renouvelable sur leurs territoires. « Aujourd’hui, le modèle des Centrales Villageoises est mis en œuvre dans plus de 70 territoires à travers 8 régions – sur les 13 que compte la France – qui ont mis en service plus de 500 centrales photovoltaïques sur des toits privés et publics, générant ainsi plus de 11 MWc, équivalent à la consommation de 3 500 foyers », explique Juliette. 

Elle cite l’exemple du village de Naves, une commune de 2 390 habitants en Corrèze, où les Centrales Villageoises locales ont installé plus de 250 panneaux photovoltaïques sur la salle polyvalente de la commune et, au lieu de vendre l’énergie produite au réseau, la partagent avec des consommateurs voisins, tels que l’école et le stade de la commune. Ainsi, dit-elle, « les consommateurs reçoivent de l’énergie verte et produite localement, ce qui permet aussi de réduire les factures d’énergie et de sensibiliser la population aux énergies renouvelables ».

L’association participe à deux projets financés par l’Union européenne, les projets ECOEMPOWER et RECROSSES, respectivement intégrés aux programmes LIFE et lnterreg-ALCOTRA, afin de partager son expertise dans l’accompagnement et le développement de communautés d’énergie renouvelable. 

À propos des prix EUSEW 

Les prix européens de l’énergie durable (EUSEW Awards) récompensent des personnes et des projets remarquables pour leur innovation et leurs efforts en matière d’efficacité énergétique et d’énergies renouvelables. Au total, neuf finalistes ont été sélectionnés par un jury de haut niveau dans trois catégories : Innovation, Action locale pour l’énergie et Femme dans l’énergie. Les finalistes seront soumis à un vote public en ligne, ouvert dès maintenant et jusqu’au 2 juin, et les lauréats seront annoncés lors de la cérémonie de remise des prix EUSEW en juin 2024.   

À propos de la Semaine européenne de l’énergie durable (EUSEW)

La Semaine européenne de l’énergie durable (EUSEW), le plus grand événement annuel consacré aux énergies renouvelables et à l’utilisation efficace de l’énergie en Europe, se déroulera du 11 au 13 juin 2024 sur le thème « Net zero solutions for a competitive Europe ». L’événement rassemblera les autorités publiques, les entreprises privées, les ONG et les consommateurs afin de promouvoir des initiatives accélérant la décarbonisation grâce à des technologies et des solutions vertes en vue d’une transition juste et équitable pour les personnes et les entreprises compétitives. Les inscriptions pour la participation sur place à Bruxelles et la participation en ligne sont maintenant ouvertes.

 

Cet article est publié dans le cadre de la Semaine européenne de l’énergie renouvelable dont EconomieMatin et l’Energeek sont partenaires. 

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Construire un barrage au milieu du désert est-il réellement une aberration environnementale ? Alors qu’EDF termine actuellement une STEP de 250 MW à Dubaï, et travaille avec l’Arabie Saoudite à la réalisation d’un autre projet d’envergure, la question se pose plus que jamais. Mais la réponse, complexe, dépasse le simple cadre du stockage de l’électricité.

EDF Hydro, la filiale d’EDF spécialisée dans la production d’électricité à partir de l’énergie hydraulique, dispose d’un savoir-faire reconnu dans le monde entier, en particulier pour la mise en oeuvre de STEP. Après avoir permis à la France, dès les années 70, d’optimiser son potentiel de stockage d’électricité à travers de nombreuses installations de pompage-turbinage, l’entreprise fait désormais rayonner son savoir-faire un peu partout dans le monde. Parmi les projets d’envergure qu’EDF Hydro mène au-delà de nos frontières, on peut citer la centrale hydroélectrique Hatta, à Dubaï. Cette station de pompage-turbinage, d’une puissance de 250 MW, devrait être mise en service dès cette année. Elle aura nécessité la création d’un réservoir supérieur de 5,1 millions de mètres cubes d’eau grâce à la création de deux barrages mesurant respectivement 35 mètres et 70 mètres de hauteur. Un tunnel de 1200 mètres permet de conduire l’eau jusqu’au réservoir inférieur déjà existant.

Mais ce n’est pas le seul projet d’EDF dans la région. Une autre STEP, répondant au nom de code NESTOR, pourrait bientôt être construire en Arabie saoudite. Cette centrale est vivement critiquée par du personnel interne à EDF, qui y voit un projet « climaticide », qui ne serait pas en adéquation avec les valeurs d’EDF.

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Les STEP, un atout indispensable de la transition énergétique

Ce ne sont pas les dimensions de ces STEP qui font réagir. La centrale Hatta n’a, sur ce point, rien d’exceptionnel. Il s’agit même d’une petite installation en comparaison aux installations françaises. À titre d’exemple, la centrale de Grand’Maison, en France, affiche une puissance de de 1160 MW, et son réservoir supérieur peut stocker 140 millions de mètres cubes d’eau.

En revanche, il paraît surprenant de voir naître, au cœur d’un paysage pour le moins aride, de si grands réservoirs d’eau. D’ailleurs, cette eau des réservoirs devra être prélevée dans la Mer Rouge, puis dessalée avant d’être acheminée jusqu’aux réservoirs. Pourtant, dans une optique de décarbonation des moyens de production d’électricité, le stockage de l’énergie devient peu à peu un enjeu stratégique colossal pour pallier le caractère intermittent de la production des énergies renouvelables. Malgré le développement des batteries chimiques, les STEP jouent, dans ce contexte, un rôle crucial. Contrairement aux BESS (Battery energy storage system), elles ont l’avantage de permettre le stockage d’immenses quantités d’énergie sur de longues périodes. L’investissement initial, nécessairement colossal, est largement compensé par une très longue durée de vie. La centrale de Hatta a été conçue pour stocker de l’énergie pendant au moins 80 ans ! Face à cette situation, créer des centrales de pompage turbinage dans des zones arides comme l’Arabie Saoudite, mais également Dubaï ou le désert d’Atacama n’est pas dénué de sens d’un point de vue environnemental.

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Au cœur de la controverse, The Line, le projet de tous les extrêmes

En revanche, pour le projet saoudien NESTOR, c’est plutôt la finalité qui pourrait poser problème. Celui-ci est est, en effet, associée à The Line, cette ville géante en forme de ligne qui devrait venir déchirer le désert saoudien sur près de 170 kilomètres. C’est d’ailleurs ce qu’a déclaré Jean-Yves Segura, représentant du personnel et délégué Force Ouvrière (FO) à EDF Hydro, au micro de France Info : « Le problème, ce n’est pas de construire une centrale hydroélectrique en Arabie Saoudite, c’est de la construire à Neom. Bien évidemment, l’Arabie Saoudite, comme tous les pays, doit se décarboner. Et les centrales hydroélectriques, notamment les centrales de pompage turbinage, peuvent participer à cette décarbonation, estime le délégué syndical. Mais Neom nous gêne parce que c’est un projet pharaonique qui ne bénéficiera pas à la population saoudienne. Ce sera pour faire du tourisme de luxe au milieu du désert. Et ça, ce n’est pas du tout durable ».

Cette ville intelligente et futuriste, déchaîne, effectivement, les critiques de par son gigantisme. Haute de 500 mètres, large de 200 mètres, et longue de 170 kilomètres, cette ville à la fois verticale et horizontale est prévue pour recevoir à terme 9 millions d’habitants. Annoncée comme décarbonée, The Line est pourtant critiquée d’un point de vue environnemental. Rien que la construction du projet pourrait générer, selon l’enseignant-chercheur Philip Oldfield, près de 1,8 gigatonnes d’équivalent CO₂. Cela correspond à l’équivalent de trois ans d’émissions de CO₂ de la France entière. D’un point de vue environnemental, ce projet est vu de la même manière que, par exemple, l’organisation des jeux asiatiques d’hiver de 2029 dans la région saoudienne de Trojena, où la neige est très rare.

Outre l’aspect écologique, le projet est également critiqué parce qu’il pourrait conduire à l’expulsion de 20 000 membres de la tribu des Huwati, qui habitent le site d’implantation du projet. En octobre 2022, 3 opposants aux projets avaient d’ailleurs été condamnés à mort par l’Arabie Saoudite.

 

 

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Vous pensiez que les voitures à batteries avaient définitivement enterré les voitures à hydrogène ? Pas si sûr. Au Royaume-Uni, une startup croit encore en l’avenir de l’hydrogène dans l’automobile, et compte bien le prouver avec une pile à combustible aussi abordable que compacte. 

Au Royaume-Uni, dans les locaux de l’entreprise Intelligent Energy, on croit encore en l’avenir de l’hydrogène et de la pile à combustible dans le domaine de l’automobile. Après 4 années de recherche, l’entreprise vient de présenter une pile à combustible annoncée comme révolutionnaire sur de nombreux aspects. Celle-ci serait, en effet, 30% plus compacte que ses concurrentes grâce à un échangeur de petite taille, et afficherait une puissance brute impressionnante de 157 kW. Côté tarif, l’entreprise annonce 100 £/kW (116 €/kW) d’ici à 2030, un prix inférieur à l’équivalent en matière de batterie, et très largement inférieur au prix moyen des piles à combustible actuelles, proche des 1000 €/kW.

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Un module complet destiné à l’industrie automobile

Cette pile à combustible, entièrement pensée pour l’industrie automobile, est intégrée à l’IE-Drive, un module comprenant la pile, l’unité de commande électronique ainsi que l’échangeur de chaleur et les modules de contrôle indispensables. L’ensemble a la forme d’un moteur thermique conventionnel pour faciliter son intégration dans des véhicules, permettant notamment de maintenir la hauteur de capot relativement basse, ce qui n’est souvent pas possible avec d’autres piles à combustible. Ce facteur de forme permettrait d’intégrer la pile à combustible à des véhicules également conçus pour recevoir des moteurs thermiques.

Pour l’instant, le premier prototype a été intégré avec succès dans un SUV du fabricant chinois Changan, partenaire du projet. Peu d’informations ont été dévoilées par Intelligent Energy à ce sujet, mais l’entreprise a tout de même indiqué que lors de phases d’essais, le véhicule équipé d’un échangeur de seulement 0,34 m², est parvenu à atteindre une vitesse de 130 km/h, et à maintenir une vitesse de 90 km/h sur une route en pente.

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Une réponse concrète aux besoins de la mobilité lourde

La recherche sur la pile à combustible bouillonne, en particulier en Europe et en France. On y retrouve de nombreux acteurs qui croient encore grandement aux avantages de cette technologie, en particulier en matière d’autonomie et de temps de recharge. Néanmoins, si ces points particuliers faisaient sens, quelques années en arrière, l’écart entre les batteries et l’hydrogène s’est très nettement réduit grâce aux nombreuses innovations technologiques autour des batteries au lithium. De plus, si les infrastructures de recharge des véhicules à batterie sont désormais pléthore, les infrastructures de recharge pour l’hydrogène sont, elles, quasiment inexistantes. Fin 2023, on comptait plus de 110 000 points de recharge électriques, contre.. 66 stations à hydrogène.

Dans ce contexte, l’hydrogène pourrait plutôt trouver sa place autour de la mobilité lourde. Pour l’heure, les besoins en énergie sont tellement importants pour les poids lourds que les batteries, à cause de leur poids, ne permettent pas d’atteindre une autonomie importante. C’est pourquoi, plusieurs entreprises de l’hydrogène ciblent ce type de mobilité. C’est le cas d’Hopium, qui s’est fait connaître avec son prototype abandonné « Machina ». Chez Inocel, une startup issue de la surprenante collaboration entre le CEA de Grenoble et l’aventurier Mike Horn, on travaille également sur une pile à combustible qui serait adaptée aux générateurs, au transport routier ainsi qu’au transport maritime.

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La production d’électricité mondiale à partir de sources renouvelables a battu son record en 2023. Comme le souligne le rapport du centre de recherche sur l’énergie Ember, publié le 8 mai 2024, cette augmentation est en grande partie due au solaire et à l’éolien.

 

Plus de 30% de la production d’électricité mondiale est d’origine renouvelable

Selon le rapport d’Ember, publié le 8 mai 2024, 30,3 % de l’électricité mondiale produite en 2023 provenait de sources renouvelables, et ce chiffre grimpe à 40 % lorsque l’on y ajoute le nucléaire. Pour mettre ces chiffres en perspective, la part des énergies renouvelables dans la production électrique mondiale n’était que de 19 % en 2000. Autrement dit, la production d’électricité d’origine renouvelable a augmenté de +11,3 % en moins de 25 ans. Une progression qui est largement attribuable au solaire et à l’éolien, ces deux sources ayant produit, à elles seules, 13,4 % de la production d’électricité mondiale. La Chine a joué un rôle de premier ordre puisque cette dernière représente à elle seule plus de la moitié de la production solaire mondiale (51 %) et 60 % de la production éolienne mondiale en 2023.

Le rapport d’Ember met en avant que la part des énergies fossiles dans la production d’électricité devrait passer sous les 60 % en 2024, ce qui devrait se traduire par une baisse de 2,2 % de la production d’électricité à partir de ces énergies par rapport à 2023.

 

Dépasser les 60% d’ici à 2030

Le rapport d’Ember projette que les énergies fossiles, qui représentaient encore plus de 60 % de la production d’électricité en 2023, passeront sous la barre des 60 % dès 2024, avec une prévision de baisse de 2,2 % pour ce qui concerne la production d’électricité à partir de ces dernières. Toutefois, des défis tels que la baisse de la production hydroélectrique due à des sécheresses ont entraîné une réintroduction temporaire du charbon dans certains pays. La fermeture des dernières centrales nucléaires en Allemagne en avril 2023, une décision poussée par les Verts, a également marqué un pas en arrière dans l’utilisation de sources d’énergie à faible émission de carbone.

Cela n’empêche pas le directeur du programme Global Insights chez Ember, David Jones, de réitérer son optimisme pour l’avenir : « Le déclin des émissions du secteur électrique est désormais inévitable. 2023 était probablement le point pivot, un tournant dans l‘histoire de l’énergie. » Ce dernier encourage ainsi la communauté internationale à intensifier ses efforts, en particulier dans les pays en développement, où le potentiel de croissance des énergies renouvelables est considérable.

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Depuis de nombreux mois maintenant, la Chine inonde le marché mondial de ses panneaux solaires à bas prix. Pour se défaire de ce monopole, certains pays mettent en place des stratégies de protection. Et notamment une liste de modèles et de fabricants approuvés, pour l’Inde.

Aux États-Unis, seuls les composants de panneaux solaires produits sur le territoire national « selon des critères bien définis » — sans recours au travail forcé, par exemple — peuvent désormais prétendre à des subventions. Une manière à peine déguisée de faire barrage au photovoltaïque chinois.

L’Europe, elle, n’a pas encore trouvé sa parade. Et les panneaux solaires chinois envahissent notre marché à des prix défiant toute concurrence. Probablement grâce à des subventions massives accordées par Pékin. Ce que les économistes qualifient de dumping. Résultat, plusieurs fabricants européens se trouvent en difficulté. Norwegian Crystals a déposé le bilan il y a plusieurs mois déjà. L’usine française Systovi a aussi cessé ses activités. En Allemagne, le fabricant suisse de modules solaires Meyer Burger a annoncé quelque 500 licenciements. Et Solarwatt prévoit d’arrêter sa production sur son site de Dresde au mois d’août prochain.

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Une liste de modèles et de fabricants de panneaux solaires pour l’Inde

L’Inde connait les mêmes difficultés. Mais le pays vient de mettre en place une stratégie qui pourrait lui permettre de se défaire du monopole chinois. Le ministère indien des énergies nouvelles et renouvelables (MNRE) a en effet établi une « liste de modèles et de fabricants approuvés » (ALMM). Et les porteurs de projets qui souhaitent obtenir le soutien du gouvernement doivent, depuis le 1^er avril dernier, impérativement en passer par des modèles et fabricants de cette liste qui s’avèrent tous être Indiens. De quoi, selon les professionnels, tout à la fois « élargir le marché pour les fabricants indiens — qui jusqu’ici privilégiait l’export — et les protéger de la concurrence avec leurs homologues chinois ».

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Une production indienne de panneaux solaires suffisante pour le marché national

Précisons que l’idée ne date pas d’aujourd’hui. Mais l’ALMM était suspendue depuis mars 2023. Les autorités craignaient que l’offre de modules fabriqués en Inde soit insuffisante pour répondre à la demande nationale. L’année dernière, finalement, l’Inde a atteint une capacité de fabrication annuelle de plus de 40 gigawatts (GW) — pour les fabricants de l’ALMM. Et 30 GW supplémentaires sont déjà dans les tuyaux. Bien plus que la demande annuelle de panneaux solaires dans le pays. De quoi même laisser encore aux fabricants indiens, des opportunités d’exportations.

En favorisant la production locale de systèmes photovoltaïques, l’Inde espère aussi réussir peu à peu à s’émanciper de sa dépendance à la Chine pour la fourniture de composants tels que le verre ou les cadres de panneaux solaires. Et éviter ainsi que les prix des modules augmentent.

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