Avant le début de la guerre en Ukraine, l’Autriche dépendait déjà largement du gaz russe. Un héritage du passé. Mais cette dépendance vient d’atteindre de nouveaux sommets.

Lorsque la Russie a envahi l’Ukraine, en février 2022, la plupart des pays d’Europe se sont accordés à dire qu’ils devaient d’urgence réduire leur dépendance au gaz russe. L’Autriche comptait alors sur Gazprom pour un impressionnant 80 % de son approvisionnement. L’héritage d’un accord gazier conclu… avec l’Union soviétique dans les années 1960. Après le début de la guerre, le chiffre est, un temps, tombé à moins de 20 %. À la faveur, principalement toutefois, des restrictions de livraison décidées par Gazprom. Mais la ministre autrichienne de l’Énergie, Leonore Gewessler, constate aujourd’hui que la tendance s’est lourdement inversée. Au mois de décembre dernier, l’Autriche a importé de Russie une part record de 98 % de son gaz fossile !

Le chiffre s’explique en partie par le prix de ce gaz. Car pour l’Autriche aussi, d’autres solutions existent. Mais elles demeurent plus coûteuses.

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Un contrat avec Gazprom jusqu’en 2040

Et puis le chiffre est quelque peu à relativiser. D’abord, parce que la consommation autrichienne de gaz fossile a diminué. Selon les données du ministère de l’Énergie, elle est passée de 100 TWh à 75 TWh en 2023. Or un contrat court jusqu’en 2040 entre la compagnie autrichienne OMV et Gazprom : le pays s’est engagé sur un volume d’achat de 60 TWh par an. Le tout, pour l’année écoulée, pour une facture qui devrait s’élever à environ 3 milliards d’euros. « Une facture qui finance indirectement une guerre abominable en Ukraine », s’est désolée Leonore Gewessler dans la presse.

Par ailleurs, il est intéressant de noter que, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie, le gaz comptait, en 2022, pour environ 16 % de la production d’électricité en Autriche. Pour comparaison, le gaz fossile occupe une part sensiblement identique dans le mix électrique allemand, mais moins de 10 % en France. Et l’Autriche s’est fixé pour objectif d’atteindre le 100 % renouvelable d’ici à 2030. Déjà, près de 80 % de son électricité est aujourd’hui verte. Grâce à un secteur de l’hydraulique très développé.

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Sortir de la dépendance au gaz russe

La part du gaz fossile dans le mix énergétique de l’Autriche, quant à elle, frôle les 22 %. Quelque 4 millions de résidences principales comptent ainsi sur lui pour être chauffées. Dans le mix énergétique de l’Allemagne, la part du gaz fossile est de plus de 24 % et dans celui de la France, de moins de 16 %.

Rappelons que l’Union européenne a prévu de se passer totalement du gaz russe d’ici à 2028. Mais pour l’heure, l’Autriche ne s’est pas fixé d’objectif clair à ce sujet. Aujourd’hui, la ministre de l’Énergie espère pouvoir contraindre les entreprises énergétiques nationales à éliminer progressivement le gaz russe. Elle souhaite également mettre fin de manière anticipée au contrat qui lie OMV — qui a annoncé de son côté être pour la poursuite des importations de gaz russe — à Gazprom. Cela pourrait coûter très cher au pays et lui poser quelques défis juridiques et politiques.

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Ce composant est un générateur de vapeur aux dimensions spectaculaires, d’une hauteur de 21 mètres, d’un diamètre de 4,5 mètres et d’un poids de 330 tonnes. Trois unités ont été livrées et seront installées en 2024 dans le bâtiment du réacteur de l’unité 3, en remplacement de ceux en place.

L’unité 3 de la centrale fait l’objet d’une 4ᵉ inspection décennale, nécessitant l’arrêt du réacteur et le contrôle de l’ensemble de l’installation. C’est une étape importante dans la poursuite de l’exploitation de l’unité de production pour 10 ans supplémentaires de fonctionnement.

Le remplacement des générateurs de vapeur est essentiel en termes de sécurité et de performance. Leur durée de vie étant atteinte, leur efficacité sera augmentée de l’ordre de 15 %, grâce à une surface d’échange thermique plus importante que sur les anciens modèles.

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Comment ça marche ?

Un générateur de vapeur est un échangeur thermique avec un circuit dit « primaire ». Il est constitué de milliers de mètres cumulés de tubes, noyés dans une énorme cuve servant de circuit dit « secondaire ». Il est positionné entre la cuve du réacteur et la turbine servant à la production d’électricité.

1. Dans le circuit primaire, on fait circuler l’eau dans l’ensemble des tubes internes du générateur, provenant de la cuve du réacteur à haute température, conservée à l’état liquide sous haute pression.
2. Dans la cuve servant de circuit secondaire, on alimente en eau le réservoir, qui, au contact des tubes du primaire, se transforme en vapeur. Cette vapeur est ensuite acheminée à la turbine, entraînant la rotation de l’alternateur servant à produire l’électricité.

 

Les deux circuits sont fermés et indépendants :

• Le circuit primaire a une eau radioactive. Seul le contact avec la grande surface des tubes sert au transfert de la chaleur au circuit secondaire. L’eau refroidie revient à la cuve du réacteur pour être remontée en température en boucle fermée.
• Le circuit secondaire contient de l’eau liquide à l’entrée du générateur, et à l’état vapeur à la sortie pour entraîner la turbine. La vapeur résiduelle est ensuite transmise à un condenseur, qui permet de transformer la vapeur en eau, pour être réinjectée dans la cuve du générateur en boucle fermée. Le condenseur est raccordé à la tour de refroidissement et à l’apport d’eau extérieur (rivière, lac, mer). Le condenseur est également un échangeur thermique dans le sens inverse du générateur de vapeur.

C’est de l’eau ordinaire qui est utilisée comme fluide caloporteur en circuit primaire et transformée en vapeur en circuit secondaire. Les quantités d’énergie à évacuer sont importantes, ce qui explique la nécessité de construire les centrales nucléaires à proximité d’une grande quantité d’eau, ou de construire des tours de refroidissement.

Dans la cuve et en circuit primaire d’un REP (réacteur à eau sous pression), les températures de l’eau sont de l’ordre de 300°C, maintenues sous haute pression de 160 bars, permettant qu’elle reste en phase liquide, avant d’être transférée au générateur de vapeur.

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Un chantier important bien maitrisé

Les réacteurs de Cruas-Meysse sont des REP (réacteur à eau sous pression) comme 80% des réacteurs dans le monde. Le parc français comprend 56 réacteurs en fonctionnement, tous des REP, où l’eau joue le rôle de fluide caloporteur, c’est-à-dire qu’elle permet de transmettre la chaleur aux générateurs de vapeur, et aux condenseurs.

Les générateurs de vapeur de l’unité 4 et 1 ont été respectivement remplacés en 2014 et 2017. Ceux de l’unité 2 seront à remplacer en 2027. Les anciens générateurs sont démontés et stockés dans un bâtiment spécialement construit sur le site en vue de leur démantèlement. L’inspection décennale va durer environ sept mois. Le remplacement des générateurs de vapeur durera 3 mois, impliquant 1000 travailleurs sur le site.

Les générateurs de vapeur sont construits par Framatome, dans leur usine de Chalon-sur-Saône. Pour chaque unité, le transport fluvial est effectué par barge spéciale sur 283 km, pour un voyage de deux jours entre Saône-et-Rhône, et 3 km par la route pour livraison à la centrale.

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L’Allemagne envisage d’importer de l’hydrogène algérien pour décarboner son industrie. Un plan d’action vient d’être signé entre les deux pays pour développer l’importation d’hydrogène depuis l’Algérie vers l’Europe.

Afin d’atteindre une production électrique 100 % neutre en carbone d’ici à 2035, l’Allemagne mise sur l’éolien et le photovoltaïque. Mais, pour compléter la variabilité de leur production, le pays mise sur les centrales « Hydrogen Ready » qui fonctionnent au gaz naturel, mais qui pourront être converties à la consommation d’hydrogène. L’Allemagne envisage la construction de ce type de centrales pour une puissance de 17 à 21 GW (gigawatts) entre 2025 et 2031.

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Une délégation allemande en visite en Algérie pour signer un accord entre les deux pays

Pour s’approvisionner en hydrogène, notre voisin d’outre-Rhin se tourne vers l’Algérie. C’est dans ce contexte que le vice-chancelier allemand s’est rendu en Algérie ces derniers jours. À cette occasion, les deux pays ont signé une déclaration d’intention dans le but de coopérer pour la production d’hydrogène vert.

Un projet expérimental de production d’hydrogène vert devrait ainsi voir le jour sur le site de la compagnie algérienne d’hydrocarbures Sonatrach, à Arzew. La capacité du site sera de 50 MW (mégawatts) et pourra se développer grâce à une contribution financière de l’État allemand de l’ordre de 20 millions d’euros.

Le transport de l’hydrogène vert devrait être assuré par le gazoduc Corridor Sud H2, actuellement à l’étude et qui devrait transiter sur 3 300 km via la Tunisie, l’Italie et l’Autriche avant d’atteindre l’Allemagne en utilisant des gazoducs existants.

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Un contrat de fourniture de gaz entre Algérie et Allemagne

Cette visite en Algérie a également été l’occasion pour le groupe allemand VNG de signer un contrat avec Sonatrach pour la livraison à moyen terme de gaz naturel. Il s’agit de la première entreprise allemande à acheter du gaz par canalisation depuis l’Algérie.

Ce partenariat « marque le début des livraisons de gaz naturel à l’Allemagne, pays avec lequel nous estimons qu’un grand potentiel existe pour développer davantage cette coopération commerciale et l’étendre dans le futur vers d’autres domaines de la chaine de valeur énergétique tel que l’hydrogène » a déclaré Rachid Hachichi, PDG de Sonatrach dans un communiqué de presse.

Rappelons toutefois que l’investissement allemand prévu en faveur de l’hydrogène vert, notamment avec la construction de centrales « hydrogen ready » a été bousculé ces dernières semaines pour des raisons budgétaires. Il se pourrait donc que notre voisin soit finalement obligé de lever le pied sur sa frénésie en faveur de l’hydrogène.

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Une entreprise américaine vient de signer un accord d’exclusivité de 6 ans pour le lancement d’un service de taxis volants commerciaux dans la capitale des Émirats Arabes Unis dès 2026. Cette annonce marque une étape importante dans le développement des eVTOL comme futur de la mobilité urbaine.

On n’est pas encore dans le Cinquième Élément, mais on s’en rapproche. Après des années de promesses, le marché des eVTOL (electric vertical take-off and landing), ces véhicules à propulsion électrique à la croisée des drones, des hélicoptères et des avions, commence enfin à décoller avec en tête la société Joby Aviation. La startup américaine, qui a récemment fait l’actualité en proposant une démonstration de vol de son prototype dans la ville de New York, devrait fournir à Dubaï ses premiers taxis volants électriques dès 2026, par le biais d’un contrat d’exclusivité de 6 ans.

Ce contrat porte sur des premières phases de tests dès 2025, et sur le lancement de vols commerciaux à partir de 2026. Pour l’occasion, l’entreprise Skyports va construire quatre vertiports au niveau de l’aéroport de Dubaï, au Palm Jumeirah, à la Marina et dans le centre-ville. Selon Joby Aviation, ses taxis volants permettront, en seulement 10 minutes, de réaliser un trajet qui prend habituellement 45 minutes en taxi classique.

Le eVTOL développé par Joby Aviation pourra embarquer 4 passagers en plus du pilote, voler à une vitesse maximale de 320 km/h et parcourir 161 km en une seule charge.

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Les eVTOL, futur de la mobilité urbaine ?

Depuis une quinzaine d’années maintenant, les projets d’eVTOL se multiplient à travers le monde. Et pour cause, ces véhicules volants électriques, dont le nombre de place est généralement limité à 4 ou 6 personnes, disposent de nombreux avantages face aux hélicoptères. Ils sont plus silencieux, moins polluants, et disposent d’une meilleure efficacité énergétique que ces derniers. De plus, les vertiports, plateformes nécessaires à leur décollage ou leur atterrissage, sont moins grands que les héliports. Côté tarif, ils pourraient être bien plus abordables que les vols en hélicoptère grâce à l’utilisation de la propulsion électrique et à des besoins en maintenance nettement inférieurs.

Si les eVTOL promettent d’être plus efficaces et mieux adaptés à l’espace urbain que les hélicoptères, de nombreuses interrogations demeurent à leur sujet, tant au niveau des nuisances sonores que de leur impact environnemental ou encore de leur tarif. Les prochains Jeux Olympiques de Paris pourraient nous apporter un début de réponse, puisque l’entreprise Volocopter devrait y proposer des services de taxi pendant la durée de la compétition à titre expérimental.

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Une entreprise écossaise va profiter de la fermeture récente d’une des plus grandes mines d’Europe pour la transformer en batterie géante. À l’heure où le stockage d’énergie devient un enjeu international, cette solution de stockage par gravité a un potentiel très important.

Au cœur de la Finlande, l’ancienne mine de cuivre et de zinc de Pyhäjärvi pourrait bien retrouver une nouvelle jeunesse, après avoir permis l’extraction de soixante millions de tonnes de minerai au cours de ses 60 années d’exploitation. La startup Gravitricity souhaite, en effet, y implanter son premier prototype à taille réelle de stockage d’électricité par gravité.

Cette solution, conçue par l’entreprise écossaise, consiste à mettre en place un système de masses suspendues à l’aide de treuils dans le puits auxiliaire de la mine, d’une profondeur de 530 mètres. En cas de surplus d’énergie sur le réseau électrique, les poids seront hissés dans le puits auxiliaire à l’aide de ces treuils. A l’inverse, en cas de besoin en électricité, les poids seront relâchés, transformant les treuils en générateurs. Si la capacité de stockage n’a, pour le moment, pas été dévoilée par l’entreprise, la puissance obtenue pourrait avoisiner les 2 MW.

Selon ses concepteurs, cette technique multiplie les avantages. Elle permet notamment de réguler la puissance obtenue en faisant varier la vitesse de relâchement des poids. De plus, contrairement au système de stockage par batterie, les performances de l’installation ne seront pas altérées dans le temps. Seuls les câbles devront être remplacés périodiquement.

Cette technique a également l’avantage de pouvoir produire de l’électricité presque instantanément, permettant de répondre aux besoins immédiats du réseau électrique.

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Les mines représentent un potentiel de stockage de 70 TWh dans le monde

Selon l’Institut international d’analyses des systèmes appliqués, l’utilisation des mines désaffectées comme moyen de stockage d’énergie aurait un très gros potentiel, notamment grâce à un coût d’investissement limité. Selon l’institut, le potentiel mondial se situerait entre 7 TWh et 70 TWh, dont la plupart en Chine, en Inde, en Russie et aux USA.

Outre le fait que le stockage d’énergie soit un sujet majeur de la transition énergétique, cette solution a aussi l’avantage de permettre le prolongement de la durée de vie des mines. À Pyhäjärvi, par exemple, la mine ouverte en 1962 avait un rôle colossal sur l’économie de la région. Rien qu’en 2019, la mine représentait encore 400 emplois pour les 5 200 habitants que compte la petite ville de Pyhäjärvi. Transformer les mines en stockage d’énergie permettrait de maintenir une activité économique locale, et limiter les frais liés à la mise hors service des mines.

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Le prix de l’uranium explose et atteint son plus haut niveau depuis 17 ans. Déjà malmenés par les hausses spectaculaires des dernières années, les Français vont-ils voir les prix de l’électricité continuer leur envol ?

Le contrat de référence sur l’oxyde d’uranium, appelé U3O8 (ensuite enrichi) est monté jusqu’à 106 dollars la livre (environ 450 g). C’est plus de deux fois le prix encore observé en avril 2023 et plus de quatre fois celui de 2019. La fièvre observée depuis ces dernières années résulte d’une multitude de facteurs, entre conflits en cours et rebond de la demande.

Côté demande, la période Fukushima est révolue. La Suède a abrogé une loi empêchant la construction de nouvelles centrales sur son sol et au même moment la France relance la construction d’EPR. Nombreuses sont les prolongations de réacteurs comme au Royaume-Uni et en Belgique (+ 10 ans). En Californie, le régulateur a validé l’extension de cinq ans la durée de vie de deux réacteurs de Diablo Canyon qui devaient initialement fermer en 2024 et 2025. Globalement, plus de 100 réacteurs sont actuellement en construction dans le monde, majoritairement soutenu par la Chine (25 en projet). Lors de la COP28, une vingtaine de pays menés par la France a appelé à tripler la capacité nucléaire dans le monde d’ici à 2050.

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Une offre d’uranium en berne

Côté offre, plusieurs entreprises connaissent des ralentissements aux causes multiples. Les perspectives d’extraction sont plus faibles qu’anticipé chez plusieurs industriels du secteur, comme le kazakh Kazatomprom, qui fait face à une pénurie d’acide sulfurique nécessaire à l’extraction. Près de la moitié de la production mondiale d’uranium provenait du Kazakhstan en 2022. Chez le français Orano, le ralentissement de l’approvisionnement vient du retrait du Niger, pays connaissant un coup d’État militaire. Ce pays représentait 4 % de la production mondiale d’uranium en 2022 et 20 % de l’approvisionnement français sur ces dix dernières années.

La Russie, représentant 5 % de la production mondiale, est devenue un partenaire commercial embarrassant dans le cadre de la guerre qu’elle mène contre l’Ukraine et s’est vue imposer un embargo voté par la Chambre de représentants américaine. À ces phénomènes physiques et géopolitiques s’ajoutent une dose de spéculation financière puisque le cours ne cesse de monter, accumulant d’importantes réserves et alimentant la montée des prix.

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Quel impact sur la facture d’électricité ?

Le minerai n’est plus extrait sur le territoire français depuis la fermeture de la dernière mine en 2001 car « les gisements n’étaient plus exploitables économiquement », explique Orano. Depuis que la France a décidé de cesser d’en extraire sur son sol, le 3ᵉ mineur mondial s’est doté d’instruments pour limiter son exposition à la volatilité du marché. Il maintient, en permanence, plus de 20 ans de ressources et réserves, et diversifie ses approvisionnements. Pour ce faire, il signe des contrats long terme à prix fixe, avec ses partenaires historiques comme le Kazakhstan, le Canada et le Niger, ainsi qu’avec de nouveaux partenaires comme l’Ouzbékistan ou la Mongolie. L’entreprise française constitue des stocks naturels d’uranium correspondant à 2 ans de production d’électricité nucléaire.

Enfin, le prix de l’uranium n’est qu’une faible composante du coût du nucléaire, récemment réévalué à 70 euros par mégawattheure (€/MWh). D’après la Cour des Comptes, l’uranium compte pour moins de 5 % du coût de production du parc nucléaire actuel, loin des 34 % que représentent les coûts d’exploitation des réacteurs et des 41 % des coûts de construction. Un doublement du prix de l’uranium ne conduirait ainsi conduit qu’à une augmentation du coût de production de l’électricité de l’ordre de 3,5 €/MWh. La situation est très différente des centrales au gaz, par exemple, dont le coût d’achat du gaz représente la majeure partie des coûts du MWh.

Cette hausse permettra peut-être de relancer les investissements dans l’amont du cycle du combustible, pour relancer les mines et répondre à la demande grandissante de la filière nucléaire.

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Dans la famille des énergies renouvelables, l’énergie houlomotrice est à la traîne et se fait même devancer par l’hydrolien. Mais l’entreprise finlandaise AW Energy compte bien faire bouger les choses grâce à son concept baptisé WaveRoller. En effet, il devrait bientôt être implanté en Namibie. 

Et si c’était l’entreprise AW Energy, l’heureuse élue qui permettrait la démocratisation de l’énergie houlomotrice ? L’entreprise finlandaise semble, en tout cas, en bonne voie pour faire partie des premières à commercialiser un système efficace de production d’électricité à partir des vagues. Son procédé, appelé WaveRoller, repose sur le phénomène du ressac, ce va-et-vient permanent, et facilement prévisible, que l’on retrouve le long de tous les littoraux du monde. La startup propose ainsi trois types d’unités distincts, aux puissances variant de 350 kW à 1 MW, qui peuvent être connectées pour former des fermes houlomotrices.

Destinées à être positionnées à moins de 2 kilomètres du rivage, à une profondeur comprise entre 8 mètres et 20 mètres, ces unités ont l’avantage d’être, selon ses concepteurs, particulièrement efficaces et surtout faciles à poser. Après de premiers essais concluants au large des côtes portugaises, AW Energy va continuer son développement en Namibie, et y implanter une ferme à vagues sur la côte de Swakopmund qui devrait accompagner le développement de la production d’hydrogène vert dans le pays.

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L’énergie houlomotrice, une ressource difficile à maîtriser

L’énergie houlomotrice a un très grand potentiel puisque l’énergie qu’on pourrait en tirer est estimée à 30 000 TWh par an, d’après les Techniques de l’Ingénieur. À l’échelle du continent, l’Union Européenne espère en tirer 10% de sa production énergétique d’ici à 2050, soit l’équivalent de la consommation de 40 millions de foyers.

Les projets et les prototypes se multiplient, comme Seaturns et sa bouée cylindrique ou encore DIKWE et sa digue houlomotrice pour ne citer que les projets français. Néanmoins, très peu de projet atteignent un niveau de production quasi commercial. Il y a bien l’installation inaugurée par Eco Wave Power sur le port de Jaffa, en Israël, mais la puissance d’installation est limitée à seulement 100 kW.

Le faible développement de cette filière est dû, en partie, à la combinaison de la complexe dynamique des vagues qui rendent leur énergie difficile à capturer. De plus, du fait de leur positionnement sous-marine, ce type d’équipement est soumis, comme les hydroliennes, à un environnement particulièrement difficile.

 

 

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Le décret publié le 13 février 2024 change les montants versés au titre du bonus écologique pour l’achat d’un véhicule électrique. Qu’en est-il pour la catégorie spécifique des voitures à hydrogène ?

Dans la famille des véhicules électriques, la version la plus courante est celle des voitures à batterie. Mais les véhicules à hydrogène font également partie de cette catégorie des véhicules électriques. La différence réside dans le fait que les voitures à hydrogène sont équipées d’une pile à combustible qui leur permet de transformer l’hydrogène en électricité. Les véhicules à hydrogène sont beaucoup plus onéreux que les modèles électriques classiques et donc beaucoup moins répandus.

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Le bonus écologique en baisse pour les ménages les plus aisés

Mais à l’heure de la parution du décret du 13 février 2024 sur le bonus écologique versé pour l’achat d’un véhicule propre, il est intéressant de se pencher sur les règles applicables aux voitures à hydrogène.

Le récent décret modifie les montants accordés pour l’achat d’un véhicule électrique. Voici ce qu’il faut en retenir. Les ménages les plus aisés sont touchés par une baisse de l’aide puisque le montant maximum qui leur sera accordé passe à 4 000 euros, contre 5 000 euros l’an passé.

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Les ménages modestes priorisés par le bonus écologique pour l’achat d’un véhicule propre

Quant aux ménages modestes, le montant du bonus reste inchangé à 7 000 euros. Et le palier entre foyers modestes et aisés est augmenté en 2024. Le revenu fiscal de référence pris en compte pour passer d’une catégorie à l’autre passe de 14 089 à 15 400 euros.

Par ailleurs, le bonus écologique est désormais supprimé pour l’achat d’un véhicule propre d’occasion, que l’achat soit réalisé par une personne physique ou morale.

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Un régime plus strict pour les entreprises

Le gros changement concerne les entreprises qui ne pourront plus obtenir de prime pour l’achat d’un véhicule particulier. Et pour les utilitaires électriques, l’aide sera désormais de 5 000 euros lorsque l’achat est réalisé par une personne physique et 3 000 euros lorsqu’il s’agit d’une personne morale.

Cela vise les véhicules électriques, mais existe-t-il un dispositif spécifique pour les voitures à hydrogène ? Non, le texte ne fait aucune distinction au sein de la famille des véhicules électriques. L’achat d’un véhicule à hydrogène donne donc droit aux aides classiques précitées. L’absence de régime spécifique pénalise l’achat des voitures à hydrogène puisqu’elles sont plus chères à l’achat.

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Les acteurs de la construction navale se lancent enfin dans la décarbonation du transport maritime. Après Fincantieri, c’est au tour du géant coréen KSOE de se lancer dans la propulsion maritime nucléaire en s’associant à TerraPower. 

L’entreprise HD Korea Shipbuilding & Offshore Engineering, plus connue sous l’acronyme KSOE, est en passe de se lancer dans la course à la propulsion nucléaire dans le secteur maritime. L’entreprise vient, en effet, de signer un accord avec TerraPower et Core Power pour le développement conjoint d’un réacteur nucléaire destiné à une application maritime.

Chez KSOE, l’idée n’est pas nouvelle puisque l’entreprise avait investi, dès novembre 2022 par l’intermédiaire de sa maison mère HD Hyundai, 30 millions de dollars dans la startup TerraPower, fondée par Bill Gates. Désormais, les deux entreprises veulent aller plus loin et développer un réacteur nucléaire commun sur la base de la technologie de réacteurs à sels fondus développée par TerraPower.

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Décarbonation du secteur maritime : l’union fait la force

Depuis peu, on constate une accélération des projets de décarbonation dans le secteur maritime international et passant en particulier par la propulsion nucléaire. L’Organisation Maritime Internationale vient d’ailleurs de valider un objectif net zéro carbone d’ici 2050. En Europe, c’est le constructeur italien Ficiantieri qui a ouvert le bal des porte-conteneurs nucléaires en s’associant à Newcleo et RINA. En Chine, c’est le chantier naval Jiangnan qui se lance dans la propulsion nucléaire grâce à son projet KUN-24A, d’une capacité de 24 000 conteneurs standards (EVP).

Mais c’est bien en Corée du Sud que la course pourrait véritablement battre son plein. Outre cet accord trouvé par KSOE, Samsung Heavy Industries s’est, de son côté, associé à Korea Hydro & Nuclear Power Corp et au dannois Seaborg Technologies pour produire son propre navire nucléaire. Enfin, Hanwha Ocean Co. (anciennement Daewoo) a également lancé dans son propre projet avec la société ThorCon.

Outre les travaux de recherche et développement avec TerraPower pour le développement de ce SMR à sels fondus, KSOE devrait participer à la mise en place à la mise en place de standards et de classifications pour l’énergie nucléaire dans le secteur maritime avec l’Agence internationale de l’énergie atomique (IAEA).

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Bluetti commence la nouvelle année comme il avait fini la précédente : sur les chapeaux de roues. Le fabricant sort un nouveau modèle au prix contenu et à la puissante idéale pour les balades en plein-air. On vous en dit plus.

ⓘ Inclut une communication commerciale pour Bluetti

Qu’est ce qui fait 3,6 kgs et qui ne coûte que 229€ ? La toute nouvelle batterie de chez Bluetti intitulée AC2A ! Le fabricant de batteries domestique vient, en effet, de présenter un tout nouveau modèle qui fait la part belle à la légèreté sans faire de compromis sur la puissance. Avec plus de 200 Wh de capacité pour un tarif abordable, il est, en effet, difficile de trouver mieux. Et pour couronner le tout, ce nouveau modèle dispose de nombreux ports de charge et se recharge à la vitesse de l’éclair. Vous allez pouvoir partir en voyage l’esprit tranquille.

Un modèle conçu pour les aventures en plein air

Pour ce nouveau modèle appelé AC2A, Bluetti a donc mis l’accent sur la compacité et la légèreté, et le pari est réussi. La batterie mesure 25 centimètres de large pour 15 centimètres de profondeur et 18 centimètres de hauteur seulement. L’ensemble ne pèse que 3,6 kg, un record pour la catégorie.

Malgré sa taille de guêpe, l’AC2A n’en est pas moins puissante et embarque une capacité de 204,8 Wh pour une puissance de 300W, avec un mode « Power Lifting » de 600W. Elle peut délivrer cette puissance grâce à deux prises 230V, deux ports USB-A, et une prise allume-cigare de 12V. Et pour recharger son son smartphone le plus rapidement possible, l’AC2A dispose également d’un port USB-C de 100W !

Grâce à cette combinaison, la polyvalence est de mise. Il sera possible, sans effort, de gonfler un matelas, d’alimenter une pompe à eau ou encore une glacière électrique. Pour rapporter le plus de souvenirs possibles de son aventure, on pourra également recharger tous ses appareils électroniques : Reflex, PC, Mac, GoPro et même drone. Pour les plus gourmands en énergie, il est possible de coupler la batterie à un module d’extension B80, d’une capacité de 800 Wh.

Pour finir, si cette batterie, grâce à sa compacité, se place comme la reine du plein-air, elle n’en reste pas moins très pratique comme batterie de secours à domicile. Elle permettra, en cas de coupure, d’alimenter de nombreux appareils comme des luminaires, la TV, une petite cafetière ou encore un ordinateur.

Une batterie rapide à recharger et surtout ultra pratique

Question recharge, l’AC2A fait également fort, ou plutôt vite. Branchée à une prise 230V, la batterie se rechargera à 80% en 45 minutes seulement, grâce à un chargeur de 270W. Elle peut également être rechargée en 70 minutes en étant raccordée aux panneaux photovoltaïques Bluetti PV200. Pour partir en road trip, il est aussi possible de la recharger via une prise allume-cigare ou même directement sur une batterie au plomb.

Dans l’optique de toujours faciliter son utilisation, Bluetti a intégré un module Bluetooth à son nouveau modèle pour permettre son contrôle à l’aide d’une application dédiée qui permettra d’avoir accès à différentes informations et en particulier le niveau de charge. Les informations sont également accessibles depuis un écran de contrôle LCD.

Bluetti élargit sa gamme pour répondre aux besoins de tous

Côté technologie, Bluetti a, encore une fois, opté pour des cellules LiFePO4 qui confèrent à la batterie une durée de vie remarquable. Le fabricant annonce plus de 3000 cycles à + de 80% de la capacité d’origine et garantit sa batterie 5 ans.

Grâce à la sortie régulière de nouveaux produits, Bluetti a réussi à mettre sur pied une gamme très large, permettant à chacun de trouver le modèle qui correspondra à ses besoins et ses utilisations. De la petite AC2A et ses 3,6 kg, à l’ultra puissante EP760, capable de réalimenter un logement entier en cas de coupure, impossible de ne pas trouver le modèle idéal. En outre, le fabricant propose une grande sélection d’accessoires comme des batteries d’extensions, des panneaux solaires ou encore des chariots pliants qui permettent d’améliorer un peu plus l’expérience.

 

 

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Parmi les technologies de stockage énergétique à grande échelle modernes, les batteries se distinguent comme une solution de premier plan. En plus d’équilibrer les fluctuations de la demande énergétique, elles jouent un rôle crucial dans l’intégration des sources renouvelables. La demande de batteries a, d’ailleurs, connu une croissance soutenue ces dernières années, une tendance qui devrait se poursuivre au cours de l’année 2024. La Chine et les États-Unis mènent le peloton dans l’exploitation de cette technologie.

Selon le dernier rapport du cabinet d’analyse EnergyTrend, les perspectives du marché mondial du stockage par batterie pour l’année 2024 sont prometteuses. Les prévisions indiquent une puissance nouvellement installée de 53 GW pour les systèmes à grande échelle, avec une capacité totale de 129 GWh. Ces chiffres représentent une augmentation significative de 38 % en puissance et de 42 % en capacité par rapport à l’année précédente.

Cette croissance est largement due à l’expansion rapide des énergies renouvelables, où le stockage joue un rôle essentiel dans la gestion de leur intermittence. Le rapport met en lumière la position dominante de la Chine et des États-Unis dans ce secteur. En effet, ces deux pays, avec l’Europe, représentant plus de 84 % du marché estimé.

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55 GWh de batteries ajoutées pour la Chine

La Chine est le leader mondial dans le domaine du stockage d’énergie à grande échelle, une position attribuable à plusieurs facteurs clés. L’adoption accélérée des énergies renouvelables, notamment le solaire et l’éolien, a fait du stockage un « besoin immédiat », selon les analyses d’EnergyTrend. En outre, les politiques gouvernementales chinoises soutiennent activement le déploiement de ces systèmes de stockage, avec des initiatives tant au niveau national que provincial. Les projections d’EnergyTrend indiquent que les nouvelles installations de batteries à grande échelle en Chine devraient atteindre une puissance de 24,8 GW et une capacité de 55 GWh en 2024, ce qui représente une augmentation d’environ 37 % en capacité de stockage par rapport à l’année précédente.

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Une hausse de 27 % aux États-Unis

Les États-Unis se positionnent aussi comme un marché clé pour le stockage d’énergie par batteries. À la fin de l’année 2023, le pays affichait une puissance cumulée de 16 GW, dominée par la Californie et le Texas avec respectivement 7,3 GW et 3,1 GW. Ces deux États jouent un rôle de premier plan dans la transition énergétique américaine. Selon les prévisions d’EnergyTrend, les nouvelles installations de stockage aux États-Unis devraient atteindre 11,6 GW pour 38,2 GWh en 2024, marquant des augmentations de 15 % en puissance et de 27 % en capacité. Toutefois, l’Administration américaine des informations sur l’énergie (EIA) propose une estimation légèrement supérieure, et prédit que le pays devrait atteindre les 30 GW d’ici la fin de l’année, soit un ajout de 14 GW. EnergyTrend attribue cette forte demande en stockage à un modèle de rentabilité économiquement viable et diversifié, incitant les investissements dans le secteur.

Bien que ces chiffres indiquent une croissance notable, le rythme de développement devrait ralentir par rapport aux augmentations impressionnantes de 157 % et 144 % enregistrées en 2023. Pourtant, l’année passée, les États-Unis ont dû faire face à des défis majeurs, notamment des perturbations dans la chaîne d’approvisionnement et des retards de raccordement au réseau.

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Le Royaume-Uni : le principal marché du stockage européen

L’Europe, selon EnergyTrend, devrait également connaître un ralentissement de la demande en stockage par batteries cette année. Néanmoins, l’expansion du stockage à grande échelle dans la région reste prometteuse. Le Royaume-Uni se distingue comme le marché leader sur le continent. Pour 2024, le pays envisage d’ajouter 4,2 GW de puissance et 6,4 GWh de capacité de stockage, soit une augmentation de 93 % en puissance et de plus de 100 % en capacité par rapport à l’année précédente.

Cette dynamique au Royaume-Uni s’explique par une combinaison de politiques gouvernementales favorables, d’investissements soutenus et d’une adoption croissante des énergies renouvelables qui nécessitent un stockage efficace. En outre, l’année s’annonce riche en projets renouvelables majeurs devant être connectés au réseau, ce qui devrait stimuler davantage le marché du stockage.

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Batteries : des coûts se rapprochant de ceux de la STEP ?

La demande mondiale pour les solutions de stockage d’énergie est en nette augmentation, avec une attention particulière portée aux batteries. Bien que les stations de transfert par pompage-turbinage (STEP) soient reconnues pour leur efficacité et leur maturité, l’intérêt pour les batteries croît rapidement. En Chine, par exemple, la part des batteries dans le mix du stockage énergétique a doublé, passant de 21 % à plus de 40 % en l’espace d’une année. Cette tendance est largement encouragée par la diminution des coûts des matières premières observée en 2023. Selon les prévisions de l’institut de recherche Green power global industrial institute (GGII), les prix devraient se stabiliser en 2024, en particulier sur le marché chinois, avec des fluctuations ne dépassant pas ±20 %, rassurant les investisseurs. De plus, le GGII estime que le coût du stockage par batterie lithium-ion pourrait bientôt rivaliser avec celui des STEP.

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Plusieurs pays se sont lancés dans la course à la fabrication des réacteurs nucléaires miniaturisés (SMR), pour répondre à la demande mondiale liée à la décarbonation de la production d’énergie. Dans cette compétition, le Royaume-Uni semble avoir une longueur d’avance.

Le « petit réacteur modulaire » ou « small modular reactors » est généralement dénommé sous son acronyme SMR. Il s’agit d’un petit réacteur miniature de puissance moindre qu’un réacteur classique (entre 50 et 300 mégawatts [MW] au lieu de 900 à 1650 MW). Son intérêt réside dans son coût plus faible ainsi que ses délais de construction rapides liés à la possibilité de le fabriquer en série en usine.

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Plus de 70 projets de SMR en cours dans le monde

Plusieurs entreprises se sont lancées dans l’étude de ce type de projets qui peuvent intéresser de nombreux pays à la recherche de moyens pour décarboner leur mix énergétique. Ils peuvent aussi permettre d’approvisionner en électricité un site isolé ou un site industriel énergivore. On compte plus de 70 projets dans le monde alors que les mises en service sont rares pour le moment et localisées en Chine et en Russie.

Mais c’est un projet anglais qui semble prendre le dessus dans cette course aux SMR. Un accord vient d’être signé entre les entreprises Westinghouse et Community Nuclear Power (CNP) pour l’installation d’une flotte de SMR dont l’exploitation commerciale débuterait dans les années 2030.

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Un accord pour la construction de 4 SMR en Angleterre

L’accord concerne la construction de 4 SMR de type AP300 qui seront implantés au nord-est de l’Angleterre, dans la région de North Teesside. Le communiqué de presse justifie le choix de cet emplacement par « un développement industriel et économique important entraînant une demande croissante d’électricité fiable et sans carbone ».

Ce projet présente la particularité d’être entièrement financé par des fonds privés. La firme fait valoir que ce projet est conforme à la consultation du gouvernement sur les voies alternatives d’accès au marché pour les nouveaux projets nucléaires.

Le SMR AP300 a été lancé par Westinghouse en mai 2023. Westinghouse a déjà mis en service en Chine un grand réacteur avancé de génération III+, l’AP1000. Ainsi, contrairement à ses concurrents, Westinghouse indique pourvoir s’appuyer sur l’ingénierie, les composants et la chaîne d’approvisionnement de l’AP1000, pour accélérer la mise en service du SMR AP300.

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Où en est le projet français Nuward ?

En France, le projet Nuward a été lancé en 2019 par une entreprise du même nom détenue par EDF. Subventionné à hauteur de 500 millions d’euros, il vise la construction d’une centrale de deux réacteurs de 170 MW chacun. Ce SMR est équipé d’un réacteur à eau pressurisée de génération III+ entièrement intégré et d’un design standardisé.

EDF le présente comme « une solution complémentaire aux énergies renouvelables qui vise le remplacement des centrales à charbon autour de 300-400 MW de puissance, l’approvisionnement en électricité des communes isolées et des sites industriels énergivores, ainsi que les réseaux aux capacités trop limitées pour les centrales électriques de forte puissance ».

Sur le site dédié de Nuward, on peut lire que le projet est entré « en phase de Basic Design (Avant-projet détaillé) début 2023 ». L’objectif est de démarrer la construction de la centrale de référence en 2030, en France.

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La startup anglaise Seabound vient d’annoncer avoir réussi à capturer jusqu’à 78 % du CO₂ émis par un vieux porte conteneur lors d’une expérimentation de deux mois, et espère ainsi participer à la décarbonation du secteur maritime. Mais, derrière ce chiffre se cache un fonctionnement qui interroge. 

La startup londonienne Seabound vient d’annoncer avoir réussi une expérimentation de 2 mois, pendant laquelle elle est parvenue à réduire de près de 78 % les émissions de CO₂ d’un navire porte-conteneur de la société de transport Lomar. Pour y parvenir, la startup a créé une installation qui s’installe sur un navire sous la forme d’un retrofit. Composée de plusieurs conteneurs, l’installation se branche directement sur le système d’échappement des machines diesel du navire.

Lorsque le navire est en fonctionnement, les gaz d’échappement circulent, à température ambiante, à travers des galets d’oxyde de calcium, plus connus sous le nom de chaux vive. Cette chaux vive réagit au contact du CO₂, et capture ce dernier pour former du carbonate de calcium, autrement dit du calcaire pur. Selon la startup, ce système multiplie les avantages, puisque la chaux vive nécessaire au fonctionnement de cette solution est bon marché, et le calcaire obtenu peut être utilisé dans de nombreux secteurs comme la construction ou l’agriculture. Il peut ainsi être revendu une fois le navire à quai.

Déplacer les émissions de CO2, plutôt que les supprimer

La solution de Seabound repose sur la réaction chimique selon laquelle du dioxyde de carbone et de l’oxyde de calcium réagissent pour donner du carbonate de calcium : CaO + CO₂ -> CaCO₃.

Or, l’oxyde de calcium, autrement dit la chaux vive, est très rare à l’état naturel. Pour en produire, il est nécessaire d’utiliser… du carbonate de calcium ! Des minéraux calcaires sont chauffés dans des fours à haute température. Lorsque la température dépasse les 900 °C, le carbonate de calcium présent dans ces minéraux se transforme en oxyde de calcium moyennant un dégagement de dioxyde de carbone : CaCO₃ -> CaO + CO₂. C’est ce qu’on appelle la calcination du calcaire.

En d’autres termes, la solution proposée par Seabound ne permet pas de décarboner. Elle ne semble être, au mieux, qu’un déplacement de l’endroit d’où sont générées les émissions de CO₂. Celles-ci n’ont plus lieu au niveau du navire, mais en amont, au niveau de l’usine de production d’oxyde de calcium. Dans le pire des cas, si le site de production de chaux vive n’a pas de mix énergétique décarboné, cette solution entraîne même des émissions supplémentaires de CO₂ du fait de l’énergie nécessaire pour générer la réaction de calcination. Si la société ne le précise pas, on peut imaginer que cette solution ait l’intérêt de concentrer les émissions de CO₂ en des lieux précis, à terre, ce qui permettrait de mieux les valoriser pour produire, par exemple, des carburants de synthèse.

Cette solution présente également l’avantage de capturer les sulfures, un gaz à effet de serre moins connu que le CO₂, mais tout aussi néfaste. Sur ce point, la startup annonce avoir réussi à en capturer 90 % durant cette expérimentation.

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Un intérêt financier ?

L’intérêt de cette solution pourrait par ailleurs être d’ordre financier pour les entreprises de transport maritime. En effet, le prix de la chaux vive s’échangeait, fin 2023, à 164 dollars la tonne en Europe. Le carbonate de calcium, en fonction de sa pureté, coûte plus cher. En Belgique, lors du dernier trimestre de 2023, il coûtait aux alentours de 340 dollars par tonne. Ainsi, la revente du matériau obtenu grâce au système mis au point par Seabound pourrait compenser le prix de l’installation et de la maintenance du système, voire même générer un bénéfice.

 

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Christophe Béchu, ministre de la Transition écologique, a annoncé dans le Parisien du 12 février 2024 une nouvelle réforme du DPE (diagnostic de performance énergétique) pour exclure les logements de moins de 40 m² de la catégorie des passoires énergétiques.

Selon les professionnels du secteur, les critères de calcul actuels du DPE pénalisent excessivement les petites surfaces en considérant deux causes :

• Le poste eau chaude en fonction de la capacité du ballon et du nombre de personnes. Un ballon électrique de 100 litres est plus impactant pour une surface de 40 m², qu’un ballon de 100 litres pour 80 m².
• Les surfaces de déperdition des murs et des cloisons, locaux non chauffés, sont proportionnellement plus importantes pour une petite surface.

La réforme permet de corriger ce biais, en introduisant un coefficient de pondération pour les petites surfaces. Cette nouvelle méthode permet de sortir une bonne proportion de logement des classes F et G, et permet leur maintien dans le parc locatif en repoussant l’obligation de travaux à l’horizon 2034 si on obtient la lettre E.

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Comment corriger son DPE ?

Dès le 15 février, un simulateur sur le site de l’ADEME permet de vérifier si la réforme modifie la lettre attribuée. Il suffit d’indiquer le numéro d’identification du DPE (13 chiffres), le résultat est disponible immédiatement et gratuitement. La réforme étant applicable à compter du 1 juillet 2024, il ne sera pas possible de télécharger une attestation de modification avant cette date.

Actuellement, seule une simulation est disponible.

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L’importance du DPE

Depuis la loi Climat de 2021, le DPE engendre des effets importants sur le marché de l’immobilier, car on passe de l’incitation à l’obligation.

1. Le DPE influence le prix de vente d’un bien, parce que le propriétaire et l’acheteur sont sous contrainte de l’étiquette attribuée, avec la réalisation ou l’échéancier des travaux à réaliser, pour obtenir un logement économe en énergie. ⚠ Un DPE avec une étiquette F ou G n’interdit pas la vente d’un bien. L’obligation du vendeur consiste à informer l’acquéreur de l’état du logement.
2. Le DPE conditionne la location d’un logement, à savoir la possibilité de le louer, mais il agit également sur le gel et le montant de la location. ⚠ Depuis le 1ᵉʳ janvier 2023, la performance énergétique est un critère de décence en location. La loi impose un seuil de consommation énergétique à ne pas dépasser, qui est opposable par le locataire, par une demande de travaux d’amélioration et une réduction du loyer. On parle d’interdiction de location si la consommation dépasse 450 kWh/m2/an. La classe G sera interdite en 2025 et la classe F en 2028.

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Le DPE souvent déclaré inutile ?

Le DPE est un outil pour inciter aux travaux d’amélioration énergétique des logements. Il fait l’objet de critiques incessantes de l’ensemble des parties et de leurs agacements en fonction des modifications fréquentes depuis sa création en 2006.

Toutefois, cette défiance ne doit pas faire oublier l’essentiel de la nécessité inexorable d’améliorer l’isolation et la performance énergétique des bâtiments, pour répondre au dérèglement climatique et à la transition énergétique. Les propriétaires doivent comprendre l’intérêt à bien préparer leur diagnostic, en fournissant un maximum d’informations au diagnostiqueur.

Le DPE est un outil à la décision et à la prise conscience, il n’est pas un document 100 % fiable en termes de résultat du diagnostic et de la consommation du logement. Seul un audit énergétique permet de donner une réponse dans ce sens.

⚠ Depuis le 1ᵉʳ avril 2023, un audit énergétique doit être réalisé en cas de vente d’un bien à usage d’habitation, d’un logement individuel et d’un immeuble collectif d’habitation en mono-propriété appartenant aux classes énergétiques F ou G. Ce document vient compléter le DPE et ne le remplace pas. C’est également le cas pour l’obtention de primes rénovation globale de France Rénov.

Le DPE est un document de valeur comparative qui, dans le cadre de la location, est parfois imparfait pour les petites surfaces et souvent perfectionnable pour les autres en s’orientant vers un audit.

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Le premier petit réacteur modulaire français devrait être installé à Marcoule, dans le Gard. Ce site du Commissariat à l’énergie atomique (CEA) est en effet pressenti pour accueillir la tête de série du réacteur Nuward.

Même s’il prend moins de place qu’un réacteur nucléaire classique, un petit réacteur modulaire (SMR) nécessite un foncier conséquent pour l’implanter. Il faut de l’espace pour intégrer la zone de chantier, la conversion d’énergie… Dans la course à l’implantation de SMR, c’est désormais à la sécurisation des terrains que s’attaque les startups. Bien que les travaux ne démarreront pas avant 2030, la filiale Nuward a d’ores et déjà un lieu où s’installer : à Marcoule, dans le Gard. Alors que l’emplacement aurait dû être entériné lors du prochain conseil du nucléaire, le projet a pris une longueur d’avance selon Les Echos.

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Un réacteur de 3ᵉ génération

Emmené par le consortium EDF, TechnicAtome, Naval Group, CEA, Tractebel et Framatome, le projet vise l’installation de 2 réacteurs indépendants de 170 mégawatts électriques (MWe). Le réacteur de troisième génération se veut standardisé, simplifié et s’adresse à de nombreux usages de l’énergie : production de dihydrogène, cogénération de chaleur (2 × 540 mégawatts thermiques) et d’électricité (340 MWe), chauffage urbain et dessalement d’eau de mer.

Installé sur le site préalablement envisagé pour le réacteur ASTRID (neutrons rapides), le projet entraînerait l’investissement de 1 à 2 milliards d’euros. Il apportera des emplois pérennes sur le territoire, non loin des 4 réacteurs (900 MWe chacun) à eau pressurisée du Tricastin (Drôme/Vaucluse). Rappelons que ce dernier site n’avait pas obtenu de paire d’EPR2 lors de l’annonce de la première salve de 6 installations décidée par le gouvernement.

Nuward espère conquérir l’Europe grâce à son offre décarbonée. Un marché important pour les SMR est celui du remplacement des centrales à charbon, pour les sites où l’installation de réacteurs de grande taille n’est pas envisageable à cause du faible dimensionnement du réseau électrique ou du débit du cours d’eau. L’intérêt pour les industriels réside également dans la possibilité d’offrir une alternative au gaz russe.

À l’inverse de Nuward, les autres startups n’ont pas encore de lieu où s’installer. Les réacteurs de 4ᵉ génération espèrent en « sécuriser un avec une localisation arrêtée à 2025 » explique Sylvain Nizou, PDG de la startup Hexana, à La Tribune.

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

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

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

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

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

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Un système de surveillance autonome fonctionnant toute l’année

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

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

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

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Une expérimentation déjà menée par le passé

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

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

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

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

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

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Des matériaux organiques pour améliorer la stabilité de la cathode

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

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

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Des résultats encourageants

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

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

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Le nucléaire peut faire de l’économie circulaire ! EDF vient d’annoncer avoir alimenté pour la première fois un réacteur nucléaire avec de l’uranium recyclé. Grâce à cette première étape, l’énergéticien espère pouvoir, à terme, réduire un peu plus les émissions de CO₂ de la production électrique française. 

Le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse, en Ardèche, vient d’être démarré avec la première recharge d’uranium entièrement recyclé. Il s’agît d’une étape importante pour la filière de l’uranium de retraitement (URT) qui avait été suspendue entre 2013 et 2018. Pour l’heure, seuls les quatre réacteurs de la centrale de Cruas sont certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi (URE). Mais EDF compte sur cette première réussite pour étendre l’utilisation de ce type d’uranium à tous les réacteurs de 1300 MW d’ici 2027 (centrales de Cattenom et Paluel). Par ailleurs, l’énergéticien français espère utiliser 30% d’URT sur l’ensemble de son parc nucléaire d’ici 2030. À l’heure actuelle, 75 réacteurs utilisent déjà de l’URT à travers le monde.

Une filière qui dépend, pour le moment, de la Russie

L’uranium de retraitement est issu du recyclage des combustibles usés provenant du parc nucléaire français. Ce combustible est traité sur le site Orano La Hague, où on y récupère du plutonium, et de l’uranium recyclé, représentant respectivement 1% et 95% de la masse du combustible usé. Ainsi, seulement 4% de ce combustible nucléaire est considéré comme un déchet ultime. EDF produit, chaque année, environ 1045 tonnes d’URT.

Pour pouvoir être réutilisé, cet uranium, qui a des propriétés proches de l’uranium naturel, nécessite d’abord de subir une opération de conversion avant d’être de nouveau enrichi. Problème : la seule usine au monde à réaliser cette conversion se trouve en Russie, à l’usine Seversk de l’entreprise Tenex, filiale de Rosatom. Pour cette raison, EDF avait signé un contrat concernant la reconversion et le réenrichissement d’une partie de l’URT français avec Tenex. Ce contrat d’un montant de 600 millions d’euros devrait prendre fin en 2032. Malgré le déclenchement de la guerre en Ukraine, ce contrat a été maintenu.

Une future ligne de production en France ?

Si le recyclage de l’URT n’a pas d’impact sur l’approvisionnement français et sur le fonctionnement du parc nucléaire français, il joue un rôle essentiel pour la mise en place d’une industrie circulaire au sein de la filière nucléaire. EDF souhaite, à terme, pouvoir limiter ses besoins en combustible neuf de 25% et réduire ses émissions de CO₂ de 30% grâce à cette filière.

Compte tenu du contexte géopolitique actuel, des solutions sont étudiées pour pouvoir effectuer ces opérations de conversion en Europe. En France, les technologies nécessaires à la mise en place de ce type de ligne de production sont bien connues, une partie de l’usine George Besse II (Orano) est en effet conçue pour produire du combustible à partir d’URT. Néanmoins, cette conversion entraînerait une baisse de capacité de production de combustible neuf. D’autre part, compte tenu des fortes contraintes administratives liées à l’ouverture de sites nucléaires, l’ouverture d’une nouvelle unité de production dédiée demanderait des investissements conséquents et prendrait entre 7 et 10 ans minimum. Un partenariat avec Westinghouse est également envisagé sur ce sujet.

 

 

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

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

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

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L’électricité pour une transition rapide et économique

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

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

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Électricité et hydrogène se partagent des secteurs clés

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

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

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