Des composants hors norme ont été vus sur les routes du Danemark. Siemens Gamesa semble se préparer à tester celle qui pourrait devenir la plus puissante éolienne du monde. Un engin de 21 mégawatts (MW), qui surpasse de très peu la tenante du titre actuellement testée en Chine.
Depuis le début de cette année 2024, la rumeur enflait. Des informations fuitaient. Notamment par le biais de documentations publiées par la Commission européenne concernant des fonds d’innovation de 30 millions d’euros attribués à un projet baptisé Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator (HIPPOW). Par le biais de discussions informelles également. Mais Siemens Gamesa n’avait toujours pas confirmé son ambition de développer une nouvelle éolienne hors norme. Un engin appelé à devenir l’éolienne la plus puissante du monde, un petit mégawatt au-dessus de l’actuelle.
Une nouvelle éolienne hors norme
Et le 6 décembre, la société germano-espagnole est finalement sortie du bois de façon assez spectaculaire. En lançant des pièces de son prototype sur les routes. Un convoi de plusieurs camions transportant la nacelle, le moyeu et le générateur à entraînement direct de celle qui pourrait être baptisée SG21-276 DD a été vu quittant le centre de R&D de Siemens Gamesa à Brande (Danemark) direction le port. Les pièces ont alors été chargées sur une barge qui les a emportées au plus près du centre d’essais d’Østerild (Danemark). Puis, elles ont fini le trajet par la route. Un découpage imposé par leurs dimensions colossales. La nacelle pourrait faire 10 mètres de haut. C’est l’équivalent d’un immeuble de trois étages !
La tour de l’éolienne semble déjà avoir été installée sur le centre d’essais d’Østerild. Depuis plusieurs mois, peut-être. La presse danoise rapporte qu’elle mesure entre 160 et 170 mètres. Pour le reste, Siemens Gamesa n’ayant toujours pas divulgué d’informations officielles au sujet du prototype que les ingénieurs s’apprêtent visiblement à tester, il n’est pas possible de proposer plus que des détails quant à ses spécifications techniques.
Le convoi transportant les pièces du prototype vers le centre d’essais d’Østerild / Images : Windletter.
Quelles spécifications pour l’éolienne la plus puissante du monde ?
Côté puissance, l’éolienne devrait pouvoir varier entre 21 et 23 mégawatts (MW) grâce à la fonction Power Boost développée par Siemens pour ses éoliennes offshore. C’est plus de 50 % de plus que ce dont est capable aujourd’hui la plus puissante éolienne de la société germano-espagnole. Pour une production annuelle qui augmenterait de 30 à 35 %.
Les pales de la nouvelle éolienne Siemens Gamesa seraient longues de 135 mètres et le rotor aurait un diamètre de 276 mètres. Et pour la première fois, une éolienne pourrait utiliser un niveau de tension typique des sous-stations et des lignes de transmission à haute tension avec 132 kilovolts (kV) entrevus du côté haute tension des transformateurs situés dans la nacelle. Affaire à suivre avec de premiers essais qui ne sont tout de même pas attendus avant plusieurs semaines.
Certains ont imaginé monter des panneaux solaires sur des cerfs-volants. Aujourd’hui, des chercheurs présentent un ballon photovoltaïque gonflé à l’hélium qui pourrait aider à alimenter en électricité surtout les régions reculées.
Certaines régions du monde ne sont pas les plus adaptées à la production d’énergie solaire. Les régions du nord, par exemple, où de la neige peut se déposer sur les panneaux photovoltaïques. C’est notamment pour contourner ce problème que des chercheurs de l’université de Mälardalen, en Suède, soutenus par d’autres en Chine, ont développé une solution innovante : le balloon-integrated photovoltaic system (BIPVS).
Le ballon — qui ressemble plus à un dôme — est rempli d’un mélange d’air et d’hélium qui permet de l’envoyer dans les airs. Juste assez haut pour l’affranchir de l’ombre des arbres et des bâtiments. Constitué d’un matériau transparent, le ballon capte la lumière du soleil qui lui arrive de toutes les directions et commence à la concentrer. Le socle du dôme est, quant à lui, composé d’un matériau réellement conçu pour concentrer cette lumière afin de limiter la taille de la cellule solaire à suspendre en dessous sans sacrifier l’efficacité de l’ensemble.
Des ballons qui produisent de l’électricité en altitude
Installées sur le socle du ballon, les cellules photovoltaïques en tellurure de cadmium (CdTe) à couche mince sont protégées de la pluie, de la neige, du grésil ou encore de la grêle. Et les chercheurs ont ajouté au système des modules de stockage et de contrôle pour gérer le flux d’énergie. Le tout est stabilisé grâce à 4 câbles. Mais aussi, relié au sol par un câble électrique.
En cas de surexposition au soleil, le ballon est équipé d’un système d’échappement qui permet d’éviter les surpressions. Il peut également automatiquement atterrir lorsque la météo se gâte. Pour éviter les dommages. Lorsque les températures sont trop basses — et le rayonnement solaire trop faible —, les chercheurs conseillent de maintenir le BIPVS au sol.
Illustration du concept issue de l’étude.
Pour évaluer l’efficacité que leur balloon-integrated photovoltaic system pourrait avoir dans 5 grandes villes du monde — Vasteras (Suède), Vancouver (Canada), New York (États-Unis), Shanghai (Chine) et Hong Kong (Chine) —, les chercheurs ont utilisé des simulations. Ils ont aussi mené quelques tests réels. Et ils rapportent que la production mensuelle moyenne — pendant les mois de production effective, soit en dehors du plus fort de l’hiver — d’un de leurs ballons se situe entre 3,3 et 4,2 gigawattheures (GWh) d’électricité. Au total, sur sa durée de vie, elle se situe entre 480 et 710 GWh. Les chercheurs notent également que plusieurs ballons pourraient être envoyés dans les airs pour générer autant d’énergie que nécessaire pour un site donné.
Les kits de panneaux solaires photovoltaïques plug and play, c’est bien. Mais c’est encore mieux quand on peut les associer à une batterie. C’est ce que propose désormais la société nantaise Beem Energy.
Beem Energy est une entreprise nantaise connue pour ses kits de panneaux solaires photovoltaïques prêts à brancher — plug and play, comme disent les anglophones. Le premier a été mis sur le marché en 2019. Un Beem kit conçut en France pour être simple à installer et à utiliser. Mais auxquels il manquait jusqu’ici le petit plus qui pourrait faire la différence : une batterie domestique.
En janvier dernier, Beem energy avait annoncé sa volonté d’étoffer sa gamme. Avec un kit d’autoconsommation plus compact et encore plus simple, le Beem On. Mais aussi avec un kit qui se différencie des autres, parce que destiné à une installation en toiture, le Beem Roof. Et, la tant attendue batterie domestique. La Beem Battery était présentée comme la solution pour une maison autonome en électricité — au moins dans certaines régions.
Jusqu’à 60 % d’autonomie électrique
Cette Beem Battery — une technologie LFP — est désormais disponible à l’achat. Même si ses performances semblent avoir été légèrement revues à la baisse. Il y a quelques mois, Been Energy espérait garantir grâce à sa batterie domestique reliée à une solution Beem Roof de 3 kilowatts crête (kWc), une autonomie de 75 % et une économie de presque 1 500 euros pour un foyer chaque année.
Aujourd’hui, la société nantaise annonce une autonomie jusqu’à 60 % et en moyenne 1 000 euros d’économies annuelles sur 20 ans. Le tout grâce à une Beem Battery de 6,6 kilowattheures (kWh) associée à 6 stations Beem On — la batterie est aussi compatible avec les Beem Kit et le Beem Roof — d’une puissance totale de 2,760 kWc. C’est le minimum recommandé — le maximum accepté étant de 9 kWc — par les experts de Beem Energy pour que leur solution devienne économiquement intéressante. Et cela permet une autonomie d’alimentation de 12 heures. Et, promet la société nantaise, l’alimentation de tous les appareils d’un foyer, même s’ils fonctionnent simultanément.
Une solution pour optimiser l’autoconsommation solaire
La Beem Battery existe aussi en version 10 kWh — autonomie jusqu’à 18 heures — ou même 13,4 kWh — autonomie de 24 heures. Toutes les versions sont présentées comme intelligentes. Comprenez qu’elles détectent en temps réel la situation du foyer. S’il consomme plus qu’il produit, la batterie se décharge. S’il produit plus qu’il consomme, elle se charge. Une fonction permet aussi de déclencher un appareil de son choix — un ballon d’eau chaude, par exemple — lorsque la production est importante. Pour maximiser l’autoconsommation. Mais la possibilité est laissée à l’utilisateur de prendre la main à sa guise par l’intermédiaire d’une application. Pour programmer la décharge en fonction des tarifs de son abonnement au réseau, par exemple, et maximiser ainsi ses économies. Une fonction « secouru », enfin, permet à la batterie de prendre le relais instantanément en cas de coupure sur le réseau.
Notez que Beem Energy recommande d’installer la batterie en intérieur dans un espace à 20 °C et bien ventilé. Il est ainsi intéressant de savoir que sa hauteur varie entre 120 et 165 centimètres pour une largeur de 75 cm et une profondeur de 22 cm.
Côté prix, les 6 stations Beem On sont affichées à 3 594 euros. Et la Beem Battery de 6,6 kWh à 5 390 euros. Cette dernière est garantie 6 000 cycles à 60 % de son état original, soit environ 15 ans. Mais le site de Beem Energy propose des formules à partir de 6 190 euros — kit plug and play plus batterie — hors pose et coffrets de protection ou de 11 900 euros — kit toiture plus batterie — pose incluse, mais aides déduites.
Le projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Pioneer-Burdekin, en Australie, aurait été le plus grand projet de ce type au monde. Mais le gouvernement vient d’y mettre un terme.
En 2022, le gouvernement du Queensland, un état du nord-est de l’Australie, voyait la Pioneer Valley et ses montagnes comme l’endroit rêvé pour installer le plus grand projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage (STEP) au monde. Une topographie adaptée et un énorme potentiel de production d’énergies renouvelables solaire et éolienne. Le projet Pioneer-Burdekin était lancé. Faisabilité technique, impact environnemental. La société Queensland Hydro s’est alors mise à réaliser toutes sortes d’études. Et tout semblait sur de bons rails. Elle avait même commencé à racheter des terres.
Un projet jugé trop cher de tous les points de vue
Mais il y a quelques jours, le gouvernement – du Parti libéral national (LNP) – nouvellement élu du Queensland, conformément à une promesse de campagne, a mis un terme à ce projet finalement jugé « pas viable financièrement et pas approprié sur le plan environnemental ». Le premier ministre évoque des coûts qui auraient explosé. Passant de l’ordre de 12 milliards de dollars australiens à près de 37 milliards. Les populations locales, elles, se seraient montrées réticentes. Et il faudra désormais trouver une solution pour ceux qui ont « perdu » leurs terrains dans l’opération.
Rappelons que le projet Pioneer-Burdekin devait offrir à l’Australie une solution de stockage d’électricité renouvelable de longue durée. Le principe : pomper de l’eau d’un bassin inférieur lorsque la demande en électricité est faible – ou lorsque la production, renouvelable surtout, est excédentaire – et restituer l’électricité par turbinage depuis un bassin supérieur lorsque la demande augmente – ou que la production diminue. Plusieurs options avaient été proposées. Allant jusqu’à une puissance de 5 gigawatts (GW) et une capacité de stockage de 120 gigawattheures (GWh) pour une durée de décharge de 24 heures.
Vers des systèmes de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage plus modestes ?
Dans un rapport remis récemment au gouvernement, les experts de Queensland Hydro reconnaissaient que l’option la plus puissante peinerait à trouver sa rentabilité. Mais ils se montraient plus optimistes pour les deux autres options envisagées – 2,5 GW/48 heures ou 3,75 GW/32 heures. Toutes étant estimées compatibles – à condition de quelques aménagements – avec les contraintes environnementales locales.
Le gouvernement du Queensland se déclare désormais plus disposé à soutenir le déploiement de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage à plus petite échelle. Ils seraient plus viables économiquement et plus faciles à gérer. Leur impact cumulé et leur coût s’avèreront-ils réellement plus intéressants ? La question reste en suspens.
Mais une chose est à peu près sûre. Pour atteindre les objectifs de l’État en matière de production renouvelable – 50% d’ici 2030 et 80% d’ici 2035 -, le gouvernement aura besoin de tels systèmes de stockage de longue durée. D’ailleurs, un autre projet du genre, le projet Borumba de 2 GW, est, lui, toujours en cours. Il devrait entrer en activité d’ici 2030. Lui aussi semble connaître des difficultés à respecter son budget. Son coût total avait été d’abord estimé à 6 milliards de dollars. Il serait désormais de l’ordre de 14 milliards.
Les impacts des éoliennes sur la biodiversité commencent à être connus. Mais avec des éoliennes de plus en plus grandes mises en service, les chercheurs découvrent de nouveaux effets. Sur la météo cette fois.
Lorsqu’on réfléchit à l’impact des éoliennes sur l’environnement, la première question qui vient à l’esprit, c’est celle de leurs effets sur la biodiversité. Ils existent. Certains sont désormais bien connus des chercheurs. D’autres sont encore en cours d’étude. Et déjà, des mesures sont mises en œuvre pour protéger aussi bien les oiseaux et les chauves-souris que la biodiversité marine.
Mais se pourrait-il que les éoliennes aient une influence sur la météo ? Si vous ne vous étiez jamais posé cette question, sachez que des chercheurs l’ont fait pour vous. En janvier 2023, une équipe de la Ludong University (Chine) a conclu qu’à long terme, le potentiel des parcs éoliens terrestres à réduire la vitesse du vent à l’échelle mondiale ou à affecter ses schémas de distribution est très faible.
Mais ce qui est vrai au niveau global, ne l’est pas nécessairement au niveau local. Ainsi, en novembre 2021, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (États-Unis) montraient déjà que dans certaines conditions, des éoliennes peuvent induire un déficit de vent en altitude et une accélération de la vitesse du vent près de la surface. Jusqu’à plus de 30 % à quelques kilomètres sous le vent des éoliennes.
Le gigantisme des éoliennes peut-il changer la météo ?
Et la question se repose de manière un peu plus prégnante aujourd’hui avec l’installation d’éoliennes offshore géantes. Celle que la société Mingyang Smart Energy, par exemple, a posé dans la province chinoise de Hainan il y a quelques semaines. Une MySE 18.X-20 MW. Tout simplement, à ce jour, l’éolienne la plus puissante du monde. Elle culmine à pas moins de 280 mètres. Et son rotor qui peut atteindre 292 mètres balaye une surface équivalente à 12 terrains de football américain.
Des caractéristiques qui laissent penser aux chercheurs que cette éolienne, à elle seule, pourrait avoir un effet sur les conditions météo alentour. Des schémas de vent changeant qui provoqueraient localement une redistribution des températures. Des mesures de suivi sont en cours. Et les scientifiques comptent bien analyser en détail ce qui se joue autour de cette éolienne géante. L’enjeu est double. Il faut comprendre les mécanismes à l’origine de ces modifications dans les schémas des vents. Mais aussi, savoir si ces changements ont des impacts sur les écosystèmes. C’est d’autant plus important que des projets d’éoliennes encore plus grandes sont déjà dans les tuyaux. Et que l’objectif de Mingyang Smart Energy – et d’autres constructeurs – est de déployer toujours plus de ce type d’éoliennes au large de nos côtes.
En Inde, l’hydrogène vert, produit à partir d’énergies renouvelables, devient moins cher que l’hydrogène dit « gris », fabriqué à partir de ressources fossiles. Plusieurs mécanismes permettent de l’expliquer.
Hygenco Green Energies Pvt Ltd. l’affirme : son hydrogène vert peut désormais être moins cher que l’hydrogène gris produit en Inde. Et c’est une excellente nouvelle pour soutenir les efforts de décarbonation d’un pays en pleine croissance et dont la demande énergétique ne cesse d’augmenter. Rappelons qu’Hygenco avait été à l’origine de la première centrale à hydrogène 100 % vert en Inde. Le projet « Heartland » avait été mis en service en mars 2022. Une centrale alimentée par 75 mégawatts (MW) de panneaux solaires photovoltaïques et 200 MW d’éoliennes.
Les différentes « couleurs » de l’hydrogène selon son mode de production / Infographie : Révolution Énergétique.
La hausse des prix du gaz fossile et des contrats à long terme
Pour proposer un hydrogène vert — celui qui est fabriqué à partir d’une énergie renouvelable — moins cher que l’hydrogène gris — que l’on produit à partir notamment de gaz fossile —, Hygenco profite d’abord d’une situation conjoncturelle favorable. La guerre en Ukraine a fait grimper les prix du gaz. Et comme l’Inde importe le gaz fossile dont elle a besoin pour produire de l’hydrogène, les coûts de fabrication de l’hydrogène gris ont également augmenté dans le pays. Ils varient désormais entre 2,7 et 4 dollars par kilogramme.
Si Hygenco est aujourd’hui en mesure de proposer des prix compétitifs pour son hydrogène vert, c’est aussi parce que la société propose des contrats à long terme qui permettent de stabiliser les prix. Le projet « Steel One » est de ceux-là. Une centrale solaire flottante, un électrolyseur et un contrat à prix fixe sur 20 ans pour une production qui devrait aller jusqu’à 250 tonnes d’hydrogène vert par an. Un hydrogène vert destiné à décarboner la fabrication d’acier de Jindal Stainless.
Les prix de l’hydrogène vert tirés vers le bas par l’innovation
Mais pour proposer des tarifs si compétitifs, Hygenco a aussi travaillé sur l’efficacité de sa production. Son objectif est de ramener le prix de l’hydrogène vert à pas plus de 1 à 2 dollars le kilo. Comment ? Grâce à des technologies de pointe. Des électrolyseurs — ceux avec lesquels on produit l’hydrogène vert — sans cesse améliorés. Mais aussi l’Internet des objets (IoT), l’intelligence artificielle (AI) et l’apprentissage automatique qui permettent de maximiser les rendements en temps réel. Ils permettent aussi d’optimiser productions d’énergies renouvelables et consommations. Le système a montré son efficacité dès le projet « Heartland ».
D’autres, comme Reliance Industries (RIL), Adani Group, Avaada Group ou encore Thermax, sont engagés sur la même voie. Une concurrence qui devrait encore favoriser un peu plus les innovations et les gains d’efficacité. Pour faire baisser encore les prix de l’hydrogène vert en Inde sans pour autant porter atteinte à la rentabilité de ceux qui en produisent.
Le gouvernement joue lui aussi son rôle en la matière. Il a fixé un objectif de prix et de production pour l’hydrogène vert dans le pays d’ici 2030 de 1,50 dollar le kilo et 5 millions de tonnes. Pour y arriver, plusieurs incitations ont été mises en place comme la réduction des droits d’importation sur les machines nécessaires à la production. Mais des défis subsistent. L’investissement initial, notamment, reste élevé.
Hygenco prévoit de produire 75 000 tonnes d’hydrogène vert par an dès 2026 et d’investir quelque 2,5 milliards de dollars sur 3 ans pour développer ses projets dans tout le pays. D’ores et déjà, le spécialiste de la production d’hydrogène vert vient de lancer un appel d’offres pour quelque 1 125 mégawatts (MW) d’énergie renouvelable — 625 MW de solaire photovoltaïque et 500 MW d’éolien — destinés à alimenter une production d’ammoniac vert. Objectif : en produire 1,1 million de tonnes d’ici 2030. C’est Tata Steel, une entreprise indienne spécialisée dans la sidérurgie, qui en profitera.
Construire, au large des côtes de la Belgique, une île énergétique qui permette de dispatcher l’électricité produite par des éoliennes en mer. L’idée est belle. Mais elle pourrait bien coûter beaucoup plus cher que prévu.
C’est au large des côtes belges, quelque part en mer du Nord, que doit prochainement être lancé le chantier de la toute première île énergétique au monde — un autre projet du genre est en cours au Danemark. L’île Princesse Élisabeth. La Banque européenne d’investissement (BEI) vient d’ailleurs d’accorder au porteur du projet, Elia Transmission Belgium (ETB), une subvention de 650 millions d’euros pour mener à bien la première phase. Les fondations de l’île sont déjà en construction aux Pays-Bas.
Cette île énergétique de 6 hectares pourrait être comparée à une rallonge high-tech avec des multiprises. Des câbles sous-marins d’éoliennes en mer s’y rejoindront et des transformateurs permettront d’acheminer le courant vers la terre d’une part et de mieux connecter la Belgique à ses voisins européens d’autre part. Le Royaume-Uni et le Danemark, dans un premier temps. Le tout alliant courant continu et courant alternatif pour optimiser les transmissions. Objectif : intégrer, d’ici 2030 — date des premiers raccordements pour une fin de travaux annoncée en 2027 —, pas moins de 3,5 gigawatts (GW) d’électricité éolienne offshore au réseau — de quoi alimenter 3 millions de foyers, selon les projections d’Elia Transmission Belgium.
Du feu vert environnemental à l’explosion du budget
Il y a un an environ, le projet avait obtenu son feu vert environnemental. Et ce n’était pas la moindre des choses pour une île énergétique construite en pleine zone Natura 2000. Des mesures spécifiques ont donc été prévues pour protéger la biodiversité. Des corniches en surface pour accueillir les oiseaux et des structures sous l’eau pour créer un récif artificiel riche et diversifié, par exemple.
Désormais, voici que l’île énergétique de la princesse Élisabeth fait face à un obstacle inattendu. Une explosion de son coût. Elle devait en effet coûter environ 2,2 milliards d’euros. Mais la semaine dernière, c’est un chiffre très différent qui a été évoqué au Parlement. Un chiffre de l’ordre de 7 milliards d’euros, soit presque autant qu’un réacteur nucléaire. « Cette augmentation est très préoccupante », estime la ministre belge de l’Énergie, Tinne Van der Straeten, auprès de l’AFP. ETB, qui n’a pas souhaité confirmer le chiffre, explique tout de même que la guerre en Ukraine a provoqué une sorte de ruée vers les énergies renouvelables et vers le matériel indispensable à leur déploiement à grande échelle. La pression sur les câbles, sur les convertisseurs courant alternatif/courant continu, les transfomateurs ou même sur les bateaux d’accès aux chantiers a fait grimper les prix.
Les gros industriels craignent une envolée des prix de l’électricité dans le pays pour compenser le surcoût. Ils demandent donc la suspension — ou au moins la révision — du projet d’île énergétique. Le gouvernement belge, quant à lui, souhaite maintenir le cap et espère limiter le dérapage budgétaire en obtenant des financements supplémentaires de la part de l’Europe. Le projet, après tout, concerne également d’autres pays européens. Et devrait aider l’Europe à atteindre ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables.
Ni l’éolien ni le solaire ne sont capables de produire « à la demande ». Ces deux sources renouvelables ne génèrent de l’électricité qu’en fonction des conditions météo et de l’ensoleillement, par nature aléatoires. Mais doit-on les qualifier d’énergies intermittentes ou d’énergies variables ? La réponse n’est pas si simple.
Pour le Larousse, le terme « variable » se rapporte à quelque chose « qui change avec le temps ». Le terme « intermittent », quant à lui, qualifie quelque chose « qui est coupé d’interruptions ». La différence est subtile. Mais elle existe. Ainsi, se poser la question de savoir lequel de ces adjectifs caractérise le mieux l’éolien et le solaire peut bel et bien trouver du sens.
Car rappelons en préambule que les panneaux photovoltaïques, tout comme les éoliennes, ne produisent de l’électricité que lorsque le soleil brille, le jour et pas la nuit, par exemple, pour les premiers ou lorsque le vent souffle pour les secondes. Ainsi a-t-on été initialement tenté de regrouper solaire et éolien sous la bannière des « énergies renouvelables intermittentes ». L’abréviation EnRi apparaît alors dans bon nombre d’écrits et de publications.
Mais au fil du temps, le terme semble avoir acquis une connotation négative. Il est notamment employé par des opposants au déploiement du solaire ou de l’éolien qui présentent cette intermittence comme un défaut majeur de ces énergies. Un défaut qui met en danger le réseau électrique et qui contraint à conserver en état de fonctionnement, des moyens de production « non intermittents ». Des moyens dits « de base » comme les centrales à gaz — qui émettent du dioxyde de carbone (CO2) — ou les centrales nucléaires.
Les partisans des renouvelables, notamment, préfèrent désormais qualifier le solaire et l’éolien d’énergies variables. Pour mieux rendre compte de la réalité, disent-ils. Parce que, selon eux, il est plus juste de dire que la production éolienne « change avec le temps » que de dire qu’elle « est coupée » d’interruptions.
Il est vrai que le terme « intermittent » peut renvoyer à l’image d’un moyen de production qui serait actionné par un interrupteur. Qui produirait donc soit à 100 %, soit à 0 %. Or, ce n’est pas tout à fait le cas. Une éolienne, par exemple, s’arrête rarement de tourner d’un coup d’un seul. Sa production peut tout à fait tomber à zéro, mais elle varie aussi au fil des heures en fonction de la vitesse du vent. Et la variabilité ne doit pas nécessairement s’envisager à l’échelle d’une seule éolienne. Mais au moins à celle d’un parc dans son ensemble, voire d’un pays ou d’un continent tout entier. Il devient alors d’autant plus rare que la production ne devienne réellement nulle. Surtout lorsque la région considérée présente une géographie variée qui favorise des régimes de vent différents. C’est toutefois un peu moins vrai pour les panneaux photovoltaïques qui ne produisent effectivement pas du tout pendant la nuit.
De l’intermittence choisie à l’intermittence subie
Des chercheurs français ont tenté une définition. Ils confirment que la « variabilité » caractérise les fluctuations d’une source d’énergie. Mais ils précisent qu’elle ne présage en rien de leur rapidité ou de leur amplitude. C’est le terme « intermittence » qui apporte ce détail. Il permet, selon eux, en effet, de qualifier des fluctuations rapides et de grande amplitude. Et une puissance fournie par la source qui peut devenir nulle.
Leurs travaux sont aussi l’occasion d’introduire deux autres concepts, celui d’intermittence subie et celui d’intermittence choisie. La première forme d’intermittence, on le comprend assez facilement, s’applique plutôt aux énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien. Parce que leurs variations de production dans le temps dépendent de la météo ou de l’heure de la journée. La seconde forme d’intermittence peut, quant à elle, décrire la situation d’un moyen de production thermique. Une centrale à gaz que l’on éteint ou que l’on rallume en quelques heures, en fonction des besoins du réseau et des consommateurs, par exemple. Notez que les centrales thermiques peuvent aussi être le fait d’une part d’intermittence subie. Lorsqu’une panne survient notamment. La production peut alors chuter rapidement en peu de temps.
La variabilité des énergies solaire et éolienne pose-t-elle problème ?
Vous l’aurez compris, la véritable difficulté, c’est de réussir à faire avec l’intermittence subie. Mais des solutions existent. Il y a d’abord celui que les spécialistes appellent l’effet de foisonnement. Celui qui permet d’atténuer les variations de production en multipliant des sources éloignées dans l’espace. La complémentarité des sources aide également à limiter les fluctuations. Ainsi le solaire produit beaucoup en été. L’éolien, lui, produit plus en automne et au printemps. Enfin, il faut signaler que les prévisions météorologiques se sont améliorées depuis quelques années. Elles facilitent les opérations des gestionnaires du réseau électrique. Même si le changement climatique pourrait venir rendre les prévisions moins fiables à l’avenir. La fumée émise par des feux de forêt pourrait ainsi provoquer une division par deux de la production solaire dans une région. Et ce, de manière très peu prévisible. Même lorsque la qualité de l’air semble correcte.
La technologie peut aussi aider à gérer l’intermittence et la variabilité des énergies éolienne et solaire. En la matière, les systèmes de stockage jouent un rôle essentiel. Ils stockent l’excédent d’électricité qui peut être produit en période de pointe pour le restituer lorsque la production baisse ou lorsque la demande augmente. Les réseaux intelligents ont, eux aussi, leur rôle à jouer. En aidant à piloter au mieux les productions et les consommations.
Pour certains, tout cela restera insuffisant. Mais la question reste ouverte. L’Académie des sciences, par exemple, conclut, dans un rapport de 2022, que l’intermittence des énergies solaire et éolienne impose de disposer aussi, dans le mix d’un pays, de ressources pilotables — qui peuvent produire ou s’effacer au besoin — et bas-carbone. D’autres études montrent qu’en déployant des batteries à grande échelle, les énergies renouvelables intermittentes pourraient répondre à plus de 80 % de la demande des États-Unis.
L’affaire fait grand bruit depuis quelques jours. Des préfectures auraient ouvert la porte des parcs éoliens à des pratiques ésotériques douteuses, dans le cadre des autorisations environnementales indispensables au lancement des projets.
« L’affaire de la géobiologie ». Tout le monde, maintenant, en a entendu parler. Dans une vidéo postée au début de ce mois d’octobre 2024, le youtubeur d’investigation G Milgram révélait ce qu’il considère comme « une arnaque ésotérique soutenue par l’État ». Pour ceux qui ne connaissent pas ce vidéaste, précisons qu’il teste parfois la capacité des médias à vérifier, avant de les reprendre, les informations jetées sur les réseaux sociaux. Mais cette fois, l’information est belle et bien vraie.
Selon ses recherches, des préfectures imposent l’intervention de géobiologues avant de valider des projets de parcs éoliens. Et c’est un problème. « Parce que la géobiologie, c’est clairement une pseudoscience », affirme Wiktor Stoczkowski, anthropologue et directeur d’études à l’École des hautes études en sciences sociales (EHESS). Comprenez, une doctrine qui se présente comme une discipline scientifique fondée sur des études et disposant de données factuelles et de preuves. Un jargon qui fait plus vrai que nature — des « cheminées telluriques » aux « champs de torsion » en passant par les « homéostasies perturbées » —, des études mystérieuses, des chercheurs fantômes. Dans la géobiologie, tout y est.
Mais finalement, la géobiologie, c’est quoi ? « Une pratique de “haut niveau” », selon l’École française de géobiologie. Une école, il est peut-être utile de le souligner, non reconnue par l’État. Pour la Chambre d’agriculture de la Creuse, c’est une « étude qui s’intéresse à l’influence du sol et du sous-sol, mais aussi des pollutions modernes comme les courants électriques. » Et nous y voilà.
« Autrefois, on appelait ça… de la magie ! Cette idée selon laquelle tout autour de nous — les humains ou les animaux, les êtres vivants ou les objets inanimés — est relié par des réseaux d’influence invisibles. Des ondes, des courants, des fluides. Peu importe le nom qu’on leur donne, l’idée est la même. Et donc tout l’art de la magie, c’était de manipuler ces influences occultes pour les rendre sympathiques ou antipathiques. Pour guérir ou pour ensorceler. C’est bien la même idée que l’on retrouve dans la géobiologie. Des courants d’eau souterrains, des réseaux telluriques, des failles géologiques sont censées avoir une influence sur les organismes vivants. Une influence bénéfique ou maléfique », décrypte pour nous Wiktor Stoczkowski qui est également l’auteur de « À la recherche d’une autre Genèse. L’anthropologie de l’“irrationnel” » (La Découverte, 2022).
Mais comment cette forme de magie du XXIe siècle a-t-elle pu se faire une place au cœur même des protocoles d’autorisation de projets éoliens ? « Le public est généralement plus réceptif lorsqu’il se trouve dans une situation nouvelle, perçue comme angoissante », nous signale l’anthropologue de l’EHESS. Et pour certains, l’installation massive d’éoliennes dans leur environnement, ces géantes de béton, d’acier et de plastique, est pour le moins angoissante. Ils ont entendu dire que des vaches tombent malades lorsqu’elles sont installées dans leur pré. Alors ils s’inquiètent. « Les chambres d’agriculture réagissent. Les préfectures s’en mêlent. L’État, même, intervient. Or, l’administration française est à l’image de l’ensemble de la société. Beaucoup de gens croient à des théories pseudoscientifiques. Dans le corps préfectoral ou dans les Chambres d’agriculture, on trouve des gens convaincus qu’il existe des influences invisibles que l’on peut gérer en faisant appel à des gens qui se présentent comme des spécialistes de la question, des géobiologues. »
« Informer le béton pour qu’il renoue avec la vie »
À coups de baguette magique… ou plutôt d’une « antenne de Lecher » qu’il faut choisir de bonne qualité et apprendre à manipuler avec précaution, le géobiologue peut rassurer, ou parfois inquiéter, le public. Son antenne indiquerait la meilleure orientation pour les éoliennes, par exemple. Pour éviter les résonances avec le vivant, annoncent-ils. Et pour mieux faire encore, le géobiologue dit pouvoir « informer » le béton des fondations en l’éclaboussant d’une mystérieuse potion bleue préparée en lisant la Bible appelée Pneumatit. Une potion diluée à l’infini, rappelant le principe de l’homéopathie. Que tout le monde soit rassuré, la fameuse Pneumatit, une marque déposée par ailleurs, est là pour aider le béton, ainsi devenu biodynamique, à « renouer avec les processus de la vie ». Des milliers de mètres cubes ont ainsi déjà été traités en France. Et la facture est salée, cette eau colorée en bleu étant vendue 22,5 € les 125 ml, ce qui permettrait de « traiter » 1 m³ de béton. Plus de 11 000 € seraient ainsi nécessaires pour traiter les 500 m³ de béton d’une fondation d’éolienne.
Mais la paix est revenue. L’administration est satisfaite. L’ordre des architectes s’y met. Alors, de plus en plus, des questions se posent. Des rapports recommandent de reconnaître enfin le métier. Des rapports rédigés par… des géobiologues. « L’entrisme et le lobbying favorisent le développement de ces pratiques pseudoscientifiques. L’ennui, c’est qu’au milieu de tout ça, il y a des agriculteurs qui ne savent toujours pas pourquoi leurs vaches tombent malades.Il fut un temps, on leur aurait répondu qu’une sorcière leur avait jeté un sort. Mais pour savoir ce qu’il en est, il faut mener des études scientifiques : d’abord constater les faits, ensuite chercher une explication vérifiable. Une fois que le vrai problème sera identifié, nous pourrons lui chercher une solution. Toutefois, une chose est d’ores et déjà certaine, ce n’est pas la géobiologie qui apportera la réponse », affirme Wiktor Stoczkowski.
« Au-delà de ça, le fait que l’on destine de l’argent public — parce que les projets éoliens sont encore très largement subventionnés, NDLR — à financer une pseudoscience, c’est très préoccupant. Mais au fond, c’est dans la veine de ce que nous avons vécu pendant la crise du Covid. Un imposteur à Marseille affirme avoir trouvé un remède miracle à cette maladie qui fait peur au monde entieret sans plus y réfléchir, notre président de la République lui apporte la caution de son autorité en allant lui serrer la main. Si l’État et l’administration donnent leur caution à tous les escrocs qui promettent la lune… », commente le chercheur.
Alors que faire ? « Seule une éducation de qualité peut prémunir les gens de l’adhésion à ce genre d’idées magiques. Malheureusement, le système éducatif en France, autrefois l’un des meilleurs au monde, est désormais très dégradé. C’est d’autant plus préoccupant que la géobiologie n’est que le sommet émergé de l’iceberg. Les phénomènes similaires sont légion. Et d’ailleurs souvent liés. Il y a la biodynamie, les écoles Steiner-Waldorf, les mouvements antivax. Tout cela est très préoccupant. »
Dans le monde, il y a de plus en plus de capacités de production d’électricité solaire. Bientôt suffisamment pour répondre à la hausse de la demande. Mais pour rester dans les limites de l’accord de Paris sur le climat, nous aurons besoin d’autres sources bas-carbone et d’un déploiement encore plus rapide.
Il y a eu l’âge de pierre et puis l’âge du bronze. L’âge du fer, ensuite. Désormais, les experts de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) estiment que nous sommes entrés dans celui qu’ils appellent l’âge de l’électricité. Ils détaillent, dans le dernier World Energy Outlook (WEO), comment ils en sont arrivés à cette conclusion.
D’abord, parce que la demande en électricité explose. Selon l’AIE, chaque année, c’est « l’équivalent de la consommation d’électricité des dix plus grandes villes de la planète qui s’ajoute à la demande mondiale ». Résultat, la demande en électricité devrait augmenter 6 fois plus rapidement que la demande en énergie en général d’ici 2035. Pour comparaison, elle n’a augmenté que 2 fois plus vite depuis 2010. Et l’AIE estime qu’elle augmentera déjà de 1 700 térawattheures (TWh) d’ici 2030. C’est 5 % de plus que l’estimation du World Energy Outlook de l’année dernière. Le résultat, notamment, de l’adoption plus rapide que prévu des véhicules électriques et d’une activité industrielle fortement mobilisée pour la fabrication… de technologies propres.
La nouvelle est seulement bonne — pour notre climat en tout cas — si ce surplus d’électricité peut être produit à partir de sources bas-carbone. Et l’AIE note qu’il y a désormais 40 fois plus de puissance solaire installée dans le monde qu’en 2010 et 6 fois plus d’éolien. En 2023, une capacité record de ces renouvelables a même été installée : 560 gigawatts (GW). Cependant, cela restait, jusqu’ici, insuffisant pour répondre à la demande croissante en électricité. Alors que les énergies fossiles ont continué de progresser, elles aussi. Mais, leurs jours semblent désormais comptés.
Notamment grâce à l’essor de l’électricité solaire – désormais généralement moins chère que ses cousines fossiles. Les données de l’AIE montrent en effet que le photovoltaïque devrait être multiplié par 4 d’ici 2030. Et encore par 9 à l’horizon 2050. Les productions solaires dépasseront ainsi le nucléaire, l’hydraulique et l’éolien dès 2026, le gaz en 2031, et enfin le charbon d’ici 2033. Le photovoltaïque sera alors la première source d’électricité au monde. Il contribuera ainsi pour une part significative au recul de la production au charbon. L’AIE estime d’ailleurs que celle-ci reculera de 13 % d’ici 2030 et de 34 % d’ici 2035.
Peut-être plus intéressants encore, les chiffres présentés par les experts. En 2050, ils voient la capacité solaire passer à 16 000 GW. Soit 10 fois plus qu’en 2023. Ce n’est pas moins de 30 % de plus que ce qui était annoncé… l’année dernière seulement.
Le rapport souligne malgré tout la nécessité de « disposer d’un large éventail de sources d’énergie bas carbone ». Comprenez du solaire et de l’éolien, mais aussi de l’hydraulique, des bioénergies et du nucléaire. Le regain d’intérêt pour ce dernier devrait d’ailleurs permettre aux sources bas-carbone de produire plus de la moitié de l’électricité mondiale d’ici 2030. Le rapport insiste aussi sur la nécessité d’investir également dans les réseaux électriques et les capacités de stockage.
Ainsi, l’électricité pourrait compter pour 24 % de l’énergie consommée dès 2030 et pour 32 % dès 2050. C’est 50 % de plus qu’aujourd’hui. La Chine, championne du monde de l’installation de capacités renouvelables, consomme déjà 26 % de son énergie sous forme d’électricité et elle pourrait atteindre les 45 % en 2050.
Résultat, le charbon, le pétrole et le gaz devraient bientôt atteindre leur pic d’utilisation. Dès 2025 pour le premier, mais en tout cas avant 2030 pour les deux autres. L’explosion des achats de voitures électriques en Chine, par exemple, ralentit d’ores et déjà la croissance de la demande en pétrole dans le monde. D’ici 2030, ce sont 6 millions de barils de pétrole qui devraient ainsi être remplacés chaque jour. Le WEO 2023 misait encore seulement sur 4 millions.
Aller plus vite pour respecter l’accord de Paris sur le climat
Tout cela ne semble toutefois pas encore suffisant pour nous ramener sur une trajectoire de réchauffement climatique « bien en dessous » des 2 °C évoquée par l’accord de Paris sur le climat. Même si nos émissions de dioxyde de carbone (CO2) devraient, elles aussi, enfin atteindre bientôt un pic. Possiblement dès 2025. L’AIE entrevoit une réduction de 4 % de nos émissions d’ici 2030. Alors que pour être en ligne avec l’objectif de l’accord de Paris, elles devraient reculer, à la même échéance, de… 33 % !
Ainsi notre monde a-t-il « la nécessité d’aller beaucoup plus vite » en matière d’énergie solaire, d’énergie éolienne, de nucléaire, de véhicules électriques, de pompes à chaleur, d’hydrogène bas-carbone et de captage et de stockage du carbone. Mais les experts de l’AIE l’assurent, « nous avons la capacité de le faire ».
Les panneaux solaires installés en toiture sont un atout pour la transition énergétique. Sauf s’ils se mettent à faire grimper les températures de nos villes. Mais les scientifiques ont déjà des solutions pour l’éviter.
Les études scientifiques visant à comprendre les effets des panneaux photovoltaïques sur la température du sol se multiplient. Elles doivent encore être améliorées pour donner des résultats fiables. Car elles sont importantes pour évaluer le véritable impact sur l’environnement des installations solaires. Et prendre les mesures qui s’imposent pour le limiter.
Le photovoltaïque de toiture fait grimper les températures de nos villes
Aujourd’hui, des chercheurs de l’université de Calcutta (Inde) et de l’université de Nouvelle-Galles du Sud (Australie) publient de nouveaux résultats en la matière. Les chercheurs se sont intéressés à l’effet sur la température de nos villes de l’installation de panneaux solaires en toiture. Leur modélisation montre d’une part que, dans un scénario de couverture complète, la température urbaine pourrait augmenter pendant la journée jusqu’à 1,5 °C pendant les périodes les plus chaudes de l’été. Et d’autre part, qu’elle pourrait diminuer jusqu’à 0,6 °C pendant la nuit.
Les chercheurs ont travaillé sur 5 grandes villes : Calcutta (Inde), Sydney (Australie), Austin (États-Unis), Athènes (Grèce) et Bruxelles (Belgique). Et ils ont mis à jour une corrélation linéaire entre l’augmentation de la température et le pourcentage de toits couverts de panneaux photovoltaïques. Un comble, pour une ville comme Sydney notamment, où 40 % de l’électricité photovoltaïque produite sert à alimenter… la climatisation !
Pour expliquer le phénomène, les chercheurs invoquent à la fois le flux d’air et l’albédo plus faible des panneaux photovoltaïques qui ont donc plus tendance à absorber la chaleur. Pendant la nuit, le transfert de chaleur par rayonnement fait que la température de surface des panneaux solaires est inférieure à la température ambiante. L’avantage est de taille dans un contexte de réchauffement climatique anthropique qui promet à nos villes, des nuits étouffantes.
Des solutions pour éviter une hausse des températures urbaines
Les chercheurs notent que l’effet de l’augmentation de la température pendant la journée peut être en partie compensé par d’autres phénomènes que leur modélisation a révélés. Des vitesses de vent plus élevées et la pénétration des brises marines côtières plus à l’intérieur des terres, par exemple. Ainsi que, cerise sur le gâteau, la dilution des polluants de l’air.
Loin de condamner l’idée d’utiliser les panneaux photovoltaïques comme moyen de transition, les chercheurs proposent plutôt des solutions qui permettent d’atténuer leurs effets négatifs pendant la journée tout en conservant leurs avantages pendant la nuit. Ils parlent notamment de systèmes hybrides qui intègrent des panneaux photovoltaïques et une solution de collecte thermique — des tuyaux placés à l’arrière des panneaux — pour produire de l’eau chaude grâce à l’excès de chaleur tout à faisant baisser la température des panneaux. Autres options : les matériaux hautement réfléchissants qui aideraient à renvoyer la chaleur ou encore la végétalisation des toits. Les deux peuvent en plus augmenter la capacité de production solaire de 6 à 7 %.
Les événements météorologiques extrêmes mettent nos installations de production d’énergie à rude épreuve. Le passage de l’ouragan Milton en Floride il y a quelques jours a causé d’importants dégâts sur une centrale solaire.
Dans le contexte de réchauffement climatique, les événements météorologiques extrêmes se multiplient. Ils s’intensifient aussi. Les ingénieurs qui développent des solutions de production d’électricité renouvelable en sont conscients. Les concepteurs d’éoliennes, par exemple, ont d’ores et déjà imaginé des machines qu’ils annoncent capables de résister aux ouragans. Et la nature commence à les mettre à l’épreuve. En plein typhon, une éolienne hors norme — un modèle Goldwind GWH252-16MW — installée au large de la province du Fujian (Chine) a battu un record mondial de production le 1ᵉʳ septembre 2023.
Mais les choses n’ont pas si bien tourné pour la centrale solaire de Lake Placid, en Floride (États-Unis). Il y a quelques jours, elle a été touchée de plein fouet par une tornade qui a accompagné l’ouragan Milton. Celui-ci a fait au moins 10 morts dans l’est des États-Unis. Et une vidéo publiée par le propriétaire du site, Duke Energy, et largement partagée sur les réseaux sociaux, montre l’étendue des dégâts. Une bande complète de panneaux solaires réduits à l’état de débris métalliques.
Après le passage de la tornade, il ne reste que des débris de panneaux solaires
Rappelons que la centrale solaire a été mise en service en 2019. Pas moins de 180 000 modules photovoltaïques pour une puissance installée de 45 mégawatts (MW) sur plus de 150 hectares. De quoi produire assez d’électricité renouvelable pour alimenter quelque 12 000 foyers américains. Le tout pour un budget de 100 millions de dollars.
Après le passage de Milton, 97 % de la population du comté de Highlands, qui abrite la centrale solaire de Lake Placid, se sont retrouvés privés d’électricité. Des arbres couchés sur les lignes. Des ondes de tempêtes qui inondaient les installations. Les responsables de Duke Energy promettaient de mettre tout en œuvre pour réparer le tout au plus vite. Mais ils reconnaissaient que dans certains cas, il faudrait reconstruire. Sans aucun doute, dans le cas de la centrale solaire.
D’autant qu’au-delà des dégâts immédiatement visibles sur une partie des panneaux photovoltaïques de Lake Placid, des images infrarouges suggèrent que les dommages pourraient être plus importants encore. Sur les panneaux restants, les vents ont pu rompre des colliers, desserrer des boulons ou briser des rayonnages. Pour les concepteurs, il reste du travail à accomplir pour renforcer à la fois la résistance des panneaux photovoltaïques et celle des structures qui les supportent.
Dans le monde de l’éolien, la tendance est clairement au gigantisme. Et la Chine vient de présenter une nouvelle machine aux dimensions folles. Une éolienne offshore de 310 mètres de diamètre pour une puissance de 26 mégawatts.
Lorsqu’il est question des plus grandes éoliennes au monde, les regards ont tendance à se tourner vers la Chine. Il y a quelques mois, une turbine de quelque 250 mètres de diamètre — une Goldwind GWH252-16MW — plantée au large de la province du Fujian produisait ainsi un record de plus de 384 mégawattheures (MWh) en un seul jour. En plein typhon. Pour comparaison, le diamètre des plus grandes éoliennes de France est de l’ordre de 160 mètres « seulement ». Des éoliennes Vestas d’une puissance de 5,6 MW. Les éoliennes en mer du parc de Saint-Nazaire affichent une puissance de 6 MW pour un diamètre d’environ 150 mètres.
À la fin de l’été dernier, le fabricant chinois d’éoliennes Mingyang Smart Energy avait encore surenchéri avec sa MySE 18.X-20 MW installée au large de la province du Hainan. Conçue, elle aussi, pour résister aux typhons, elle présente un diamètre de plus de 260 mètres. Objectif : produire à elle seule 80 gigawattheures (GWh) d’électricité renouvelable par an.
Les générateurs éoliens de 26 MW développés par Dongfeng / Image : Dongfeng.
Une éolienne de 310 mètres de diamètre pour une puissance de 26 mégawatts
Aujourd’hui, nouveau record. Une éolienne offshore de 26 MW a été dévoilée dans une usine de la province du Fujian, à l’est du pays. Elle culmine à pas moins de 185 mètres. C’est l’équivalent d’un immeuble… de 63 étages ! Et le diamètre de son rotor est tout simplement énorme. Plus de 310 mètres. Le tout entièrement conçu et fabriqué en Chine par Dongfang Electric Corporation.
Cette nouvelle éolienne la plus grande du monde est destinée à des zones à vents moyens à forts. De 8 mètres par seconde (m/s) et plus. Elle aussi est présentée comme résistante aux typhons et à la corrosion. Ainsi, une seule de ces machines, si elle est poussée par des vents de 10 m/s en moyenne, peut produire 100 GWh d’électricité verte par an. De quoi alimenter quelque 55 000 foyers. Ce qui pourrait éviter au pays de brûler 30 000 tonnes de charbon. Éviter aussi les émissions de 80 000 tonnes de dioxyde de carbone (CO2) qui vont avec.
Et utilisée dans un parc éolien offshore — à la place d’éoliennes bientôt classiques de 18 MW —, elle permet de réduire le nombre de turbines nécessaires de 30 % et le coût par kilowattheure de plus de 10 %, affirme Dongfang Electric Corporation. Reste désormais à implanter cette gigantesque turbine quelque part au large des côtes chinoises alors que le pays considère l’éolien offshore comme un élément essentiel pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2060.
Le projet de loi de finances pour 2025 a été présenté ce jeudi 10 octobre. Il confirme que la taxe sur l’électricité va être augmentée. Mais à quel point ?
Le bouclier tarifaire décidé par le Gouvernement en 2022 avait pour objectif de limiter la hausse du tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) dans un contexte de marché en tension. Comment ? En faisant dégringoler la « taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité » (TICFE). Elle avait ainsi été réduite, pour les ménages, de 32 à seulement 1 euro du mégawattheure (€/MWh). Alors, lorsqu’en février dernier, la décision a été prise de mettre un terme au bouclier tarifaire, la décision a aussi été prise de revenir à la valeur de 2022 de la taxe sur l’électricité. Dans un premier temps, elle est repassée à 21 €/MWh. Et l’objectif était de la rehausser à 32 €/MWh en février prochain.
Pour aider à combler le déficit et profitant de la baisse annoncée du prix du kilowattheure pour maintenir une baisse des factures autour de 9 %, le Gouvernement annonce désormais son souhait de la faire grimper un peu plus. À un montant qui n’a pas été précisé à l’occasion de la présentation du projet de loi de finances pour 2025 ce jeudi 10 octobre.
Pour mieux comprendre, rappelons qu’en France, le prix que les particuliers paient pour l’électricité qu’ils consomment se découpe en trois parties. Une part liée au coût de l’acheminement de cette électricité, fixée par le Tarif d’Utilisation des Réseaux publics d’électricité (TURPE). Une autre part se rapportant au coût d’approvisionnement. Une dernière part de fiscalité. Elle est, elle-même, découpée en trois. Il y a d’abord la Contribution tarifaire d’acheminement (CTA) en lien avec le TURPE. Puis une TVA qui s’applique sur l’abonnement et sur la quantité d’énergie consommée. Et enfin, la Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité qui fait tant parler d’elle depuis quelques jours. Les experts parlent aussi d’accise sur l’électricité, car elle est versée au budget général de l’État.
Notons que le gaz fossile est également soumis à la CTA et à la TVA. Dans des ordres de grandeur semblable à l’électricité. La différence se fait du côté de la taxe intérieure sur la consommation (TICGN). En 2023 — et depuis 2018 —, elle était, pour le gaz fossile, de l’ordre de 8 €/MWh. Soit plus que la taxe sur l’électricité sous bouclier tarifaire. Depuis le 1ᵉʳ janvier 2024, elle était passée à environ 16 €/MWh. La TICFE était ainsi redevenue plus lourde. Pour l’heure, le projet de loi de finances pour 2025 ne précise pas ce qu’il en sera de la TICGN au-delà du 1ᵉʳ février prochain. Il ne précise pas non plus à quoi il faut s’attendre pour la taxe intérieure de consommation sur les produits énergétiques qui touche le fioul domestique. En 2024, celle-ci s’élevait à 15,6 €/MWh. Elle était donc, elle aussi, inférieure à la taxe sur l’électricité. Ce que le projet de loi de finances pour 2025 annonce, c’est une « hausse des accises sur l’énergie » qui devrait rapporter 3 milliards d’euros à l’État. Ainsi, on pourrait imaginer que les taxes sur le gaz fossile et sur le fioul augmentent, elles aussi, en février 2025. Mais de là à rattraper ou dépasser celle sur l’électricité…
Les conséquences d’une électricité lourdement taxée
Tout cela fait grincer des dents. Car rappelons-le, pour atteindre nos objectifs climatiques, nous devons nous orienter le plus possible vers des énergies bas-carbone. Or notre électricité est aujourd’hui déjà largement décarbonée. Et lorsqu’elle est en concurrence avec le gaz fossile ou le fioul, son prix reste incitatif… ou dissuasif. La fiscalité appliquée aux différentes énergies peut donc jouer un rôle. Elle devrait, au moins, porter un message politique clair.
Au-delà de la question de la transition énergétique se pose celle de la balance commerciale de notre pays. Car acheter des énergies fossiles dont nous ne disposons pas sur notre sol coûte cher. Plus cher que de vendre de l’électricité bas-carbone produite en France. Se pose aussi celle du réel impact sur les finances de l’État. Car développer les énergies renouvelables, tout comme le nucléaire, dans un contexte où les usages de l’électricité ne sont pas encouragés, risque d’alourdir la facture.
Notons enfin que le projet de loi de finances pour 2025 évoque tout de même un « verdissement de la fiscalité » par le biais de « mesures par amendement » concernant les énergies fossiles — et les prix des billets d’avion — ainsi qu’une « fiscalité environnementale » qui fera passer la TVA sur les chaudières à gaz de 5,5 à 20 %. Dans un domaine un peu différent, le malus automobile va être durci, rendant les voitures thermiques plus chères. Mais en parallèle, l’enveloppe réservée au bonus écologique pour l’achat d’un véhicule plus performant sur le plan environnemental sera réduite…
Du point de vue du climat, mieux vaut consommer du gaz fossile que du charbon. Oui. Mais peut-on en dire autant du gaz naturel conditionné sous forme liquide, le GNL ? Des chercheurs ont fait les calculs. Et ils sont catégoriques. Les émissions du GNL produit aux États-Unis sont pires que celles du charbon.
Rappelez-vous, février 2022. La Russie se lançait dans une guerre en Ukraine. L’Europe, alors, avait craint pour son approvisionnement en gaz fossile. Et très rapidement, elle avait fait le choix de privilégier le gaz naturel — mais tout aussi fossile que l’autre — liquéfié (GNL). Lui aussi est importé. Non plus par gazoducs, mais par bateau. Toujours de Russie, pour une part non négligeable d’environ 15 % aujourd’hui, mais surtout, des États-Unis pour près de 50 % du volume.
Les pays d’Europe ont alors beaucoup investi pour augmenter leurs capacités d’importation de GNL. Ils ont planifié la construction de nouveaux terminaux méthaniers à coups de milliards d’euros. La France, par exemple, s’est dotée d’un cinquième terminal méthanier, un terminal flottant, installé au Havre. Pourtant, dans le même temps, la consommation de gaz fossile dans notre pays n’a cessé… de diminuer. Durant l’été 2023, elle a même atteint son niveau le plus bas depuis 10 ans. Et c’est plutôt heureux puisque notre pays compte toujours atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.
Or, le gaz naturel liquéfié importé des États-Unis n’a vraiment rien de neutre en carbone. D’abord, parce qu’il provient essentiellement de gaz de schiste. Son exploitation émet 2 à 3 fois plus de gaz à effet de serre que celle du gaz fossile conventionnel. Elle nécessite en effet plus d’énergie et expose à plus de risques de fuites de méthane.
Mais ce n’est pas tout, assurent aujourd’hui des chercheurs de l’université Cornell (États-Unis). Pour nous aider à prendre des décisions éclairées en matière de climat, ils ont voulu quantifier les émissions de gaz à effet de serre liées à la production de GNL aux États-Unis. Leur conclusion est sans appel. « Le gaz fossile et le gaz de schiste sont tous deux mauvais pour le climat. Le gaz naturel liquéfié est pire. » En cause, le fait, comme mentionné plus haut, que le GNL américain est avant tout issu d’un gaz de schiste dont la production et le transport émettent des quantités substantielles de gaz à effet de serre. Mais aussi, les émissions libérées par la liquéfaction de ce gaz puis son transport, généralement sur de très longues distances. Le tout compte finalement pour la moitié de l’empreinte carbone du GNL.
Ainsi, non seulement, le gaz naturel liquéfié est pire que le gaz fossile — et même que le gaz de schiste, d’un point de vue climat, en tout cas —, mais il est également pire, en termes de potentiel de réchauffement, que le charbon. Largement lorsque l’on analyse les chiffres sur 20 ans. L’empreinte carbone du GNL est alors 33 % plus importante que celle du charbon ! Sur 100 ans, les potentiels de réchauffement des deux combustibles fossiles se rejoignent.
Pourquoi ? Parce que le pouvoir réchauffant du méthane est 80 fois plus important que celui du dioxyde de carbone (CO2). Or, du méthane, il s’en échappe dans notre atmosphère à presque toutes les étapes du processus d’exploitation du gaz naturel liquéfié. Dès la production jusqu’à la distribution en passant par le transport. C’est un fait bien établi. Mais aussi, lors de la phase de liquéfaction de ce gaz. Parce que pour apporter le gaz fossile qui arrive à l’usine à -160 °C, il faut en consommer environ 10 %. Selon les chercheurs de l’université Cornell, l’étape compte ainsi pour près de 9 % du pouvoir réchauffant du GNL.
Et puis, il y a l’étape de stockage et de transport. Les méthaniers modernes utilisent une part du GNL qu’ils transportent pour leur alimentation. Ils sont énergétiquement plus efficaces que les anciens méthaniers à vapeur. Mais lorsqu’ils brûlent du gaz naturel liquéfié, ils laissent s’échapper un méthane plus dommageable pour le climat — surtout à court terme — que le CO2. Selon les méthaniers, la part du transport dans le pouvoir réchauffant du GNL varie de 4 à 8 %. S’ajoute à cela quelques fuites difficiles à éviter.
La relative bonne nouvelle vient d’une analyse du think tank Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA). Au premier semestre 2024, les importations européennes de GNL ont en effet diminué par rapport à l’année précédente. De plus de 10 % pour les seuls pays de l’Union. Selon les experts, notre vieux continent aurait ainsi déjà passé son pic de consommation de gaz naturel liquéfié. D’ici 2030, la demande en GNL pourrait tomber sous la barre des 100 milliards de mètres cubes — contre entre 150 milliards en 2024 —. Avec pour conséquence, toutefois, le risque que les capacités de nos terminaux méthaniers deviennent largement trop importantes. Déjà, en 2024, leur taux d’utilisation moyen n’a pas atteint les 50 %.
Tous les vols au départ de notre France sont soumis à la taxe de solidarité sur les billets d’avion. Pendant près de 20 ans, elle est restée légère. Mais le Gouvernement envisage de nouvelles modalités qui pourraient faire exploser les prix des billets.
La taxe de solidarité sur les billets d’avion (TSBA). Vous connaissez ? Elle a été instaurée en France en 2006. Elle était alors de l’équivalent de 1 € sur les vols vers la France — et les pays européens — et de 4 € sur les autres vols. Pour un billet en classe économique. La taxe était 10 fois plus élevée pour la classe affaires et la première classe. Objectif : alimenter le Fonds de solidarité pour le développement et participer ainsi notamment à la lutte contre les trois grands fléaux que sont le sida, la tuberculose et le paludisme.
En 2020, la taxe de solidarité sur les billets d’avion avait été majorée par une écocontribution, destinée, elle, à financer des travaux sur le réseau ferré. Elle était alors passée à respectivement près de 3 € et quelque 7,5 €. Puis la Convention citoyenne pour le climat avait proposé de l’augmenter un peu plus encore. Pour rendre les prix des billets d’avion plus dissuasifs. La proposition n’avait pas été retenue.
Vers une augmentation de la taxe de solidarité sur les billets d’avion
Aujourd’hui, c’est, semble-t-il, pour une tout autre raison que l’idée d’augmenter la taxe de solidarité sur les billets d’avion est remise sur la table. Avec l’espoir de réduire le déficit public d’environ 1 milliard d’euros. Ce qui correspondrait à une multiplication de la TSBA par trois — une partie de la taxe devant rester réservée à financer la solidarité. Il se murmure, par exemple, que d’environ 60 € pour un vol de plus de 5 000 km en classe affaires, elle passerait à 200 €. Les jets privés pourraient même être taxés à hauteur de 3 000 €. Rappelons qu’en 2024, la taxe de solidarité sur les billets d’avion avait rapporté quelque 460 millions d’euros.
Avant même confirmation, les industriels, aussi bien français qu’européens, estiment que la mesure pourrait nuire gravement à la compétitivité du secteur. Les compagnies aériennes, quant à elles, préviennent qu’elles pourraient ne pas avoir d’autre option que de répercuter cette hausse de la TSBA sur les prix des billets. Ce qui ne serait pas pour déplaire aux organisations environnementales. De leur côté, elles réclament depuis longtemps qu’une taxe puisse aider à ralentir le trafic aérien.
Dans un rapport publié récemment, le Réseau Action Climat France estime ainsi qu’une augmentation de la taxe de solidarité sur les billets d’avion — qu’il évalue, lui, à 4 milliards d’euros — serait à la fois « juste et efficace ». Efficace parce qu’elle représenterait une manière de réduire directement les émissions du secteur de 8 %. Juste parce qu’elle ferait peser le poids de cette réduction sur les plus aisés. Car ce sont bien les CSP+ urbains qui prennent le plus souvent l’avion pour des voyages lointains. Contrairement à d’autres formes de taxes carbone — comme celle sur les carburants —, celle-ci concernerait donc surtout les hauts revenus. Ceux qui contribuent le plus au réchauffement climatique par leurs modes de transport. Pour savoir plus exactement de quelle manière, il faudra attendre la présentation du budget 2025 prévue ce jeudi 10 octobre.
La dernière centrale électrique au charbon du Royaume-Uni vient de fermer ses portes. Le plus polluant des modes de production d’électricité y est donc définitivement enterré. Pour réussir ce tour de force, cette puissance économique a su saisir toutes les mains tendues du destin.
La Révolution industrielle du XVIIIe siècle est née au Royaume-Uni. À partir de machines à vapeur qui se nourrissaient des ressources en charbon dont disposait alors le pays. Des ressources massives que ces machines, justement, permettaient d’aller chercher toujours plus en profondeur. À partir de 1770, l’exploitation du charbon a connu une croissance exponentielle. Elle s’est poursuivie jusqu’à un pic de 300 millions de tonnes de charbon extrait du sous-sol britannique en 1913. Le charbon était alors bon à presque tout. À partir de 1830, par exemple, il a aidé à soutenir le développement des chemins de fer du Royaume-Uni. Puis, il a commencé à être utilisé pour fabriquer de l’électricité. En 1920, le pays produisait ainsi 4 térawattheures (TWh) d’électricité à partir de charbon. De quoi répondre à 97 % de la demande nationale. Même au lendemain de la Seconde Guerre mondiale, 90 % de l’électricité produite au Royaume-Uni le restait grâce au charbon. Tout ceci offrant au pays une place de choix au tableau des principaux émetteurs de gaz à effet de serre historique.
Pendant la seconde moitié du XXe siècle, toutefois, les usages autres du charbon hors production d’électricité ont commencé à diminuer. En cause, le déclin du chemin de fer à vapeur, la mondialisation et la désindustrialisation du pays ainsi que la montée en puissance du gaz fossile venu de la mer du Nord.
La dernière centrale à charbon du Royaume-Uni a baissé le rideau
Et voici aujourd’hui que la toute dernière centrale à charbon du Royaume-Uni vit ses tout derniers instants. Pour la centrale de Ratcliffe-on-Soar, dans le centre de l’Angleterre, la fin de plus d’un demi-siècle de production. Mais pour le Royaume-Uni, une page d’une histoire longue de 142 ans qui se tourne. De quoi faire du pays, la première des économies majeures, le premier des pays du G7 — d’autres comme la Suède ou la Belgique l’ont également déjà fait — à sortir du charbon. Un clin d’œil à l’histoire puisque le Royaume-Uni avait aussi été le premier pays à produire de l’électricité à partir de charbon.
Depuis 1882, le Royaume-Uni a ainsi, selon une analyse de Carbon Brief, brûlé pas moins de 4,6 milliards de tonnes de charbon. Pour une émission colossale estimée à 10,4 milliards de tonnes de dioxyde de carbone (CO2). Rendant ses centrales à charbon, à elles seules, historiquement plus responsables du réchauffement climatique anthropique qu’un pays comme l’Argentine. Et la fermeture de la centrale de Ratcliffe-on-Soar démontre que, même pour un pays qui a été un temps fortement dépendant, sortir du charbon, demeure possible.
Les effets de la combustion du charbon sur la santé
C’est à 1952 que remonte la prise de conscience des dangers du charbon au Royaume-Uni. Ce mois de décembre là, les Londoniens ont allumé des feux de charbon pour se protéger d’un froid qui s’installait sur la ville. Et un anticyclone a emprisonné l’air pollué des fumées au-dessus de la capitale. Le tout se mêlant aux fumées des usines et formant ce qui reste, dans l’histoire, connu sous le nom de « Great smog » — comprenez, « Grand brouillard ». Selon le Met Office, le service national de météorologie britannique, il a duré 4 jours. Pendant lesquels la population a littéralement étouffé sous jusqu’à 200 mètres d’épaisseur de pollution. Les hospitalisations ont bondi et 4 000 morts lui ont été imputées. En réponse, 4 ans plus tard, le Parlement adoptait le Clean Air Act qui fixait des limites aux émissions.
Il a tout de même fallu attendre 1957 pour que la part du charbon dans la production d’électricité du Royaume-Uni passe enfin sous la barre des 90 %. Même si dans le même temps, la capacité de production d’électricité au charbon continuait de grimper. Jusqu’à 57,5 gigawatts en 1974. La production en elle-même a atteint son pic en 1980 avec 212 TWh. Et en 1990, le charbon comptait toujours pour 65 % de l’électricité produite au Royaume-Uni.
Les centrales à charbon responsables de catastrophes environnementales
Ainsi, ni les centrales nucléaires ni les centrales au fioul développées toutes les deux à partir des années 1950 n’avaient réussi à réellement faire décliner le charbon dans le mix électrique du pays. Mais dans les années 1990, un phénomène a provoqué le déclic. Ce phénomène : les pluies acides. Elles étaient alors causées par nos émissions de dioxyde de soufre. Or les centrales à charbon en étaient la principale source. Et les technologies de réduction de ces émissions ont fait grimper les prix. Alors qu’en parallèle, la production d’électricité au gaz fossile apparaissait plus propre — grâce aux turbines à cycle combiné — et devenait moins chère. En une décennie, la part du charbon a été divisée par 2, passant de 65 % en 1990 à 32 % en 2000.
S’en est suivi une phase de stabilisation. Pourtant, au début des années 2000, des objectifs de production d’électricité renouvelable ont commencé à apparaître pour alléger le poids de la production d’électricité nationale sur le changement climatique. Mais il a fallu attendre l’adoption de plusieurs politiques — la mise en place d’un marché du carbone au sein de l’Europe, par exemple, ou encore des contraintes sur la capture et le stockage du CO2 émis — destinées à limiter toujours plus la pollution atmosphérique générée par les centrales de production d’électricité pour qu’une deuxième phase d’élimination du charbon commence. Au moment où le charbon était devenu trop peu compétitif face au gaz fossile, au nucléaire et aux énergies renouvelables. De nouveaux projets nucléaires ont vu le jour. Celui d’Hinkley Point C, notamment. Et les productions renouvelables ont doublé entre 2013 et 2018. Elles ont atteint les 150 TWh en 2024.
Objectif : une électricité zéro carbone d’ici 2030
En parallèle, la consommation d’électricité a diminué au Royaume-Uni dès 2005. Le résultat de mesures d’efficacité énergétique. Mais aussi, de la délocalisation de quelques industries à forte intensité énergétique. En 2015, la part du charbon dans le mix du pays n’était plus que de 22 %. Et l’objectif était fixé de sortir du charbon d’ici 2025. En 2016, le Royaume-Uni a connu sa première heure sans électricité au charbon. Puis sa première journée sans charbon un an plus tard. Sa première semaine sans charbon en 2019. Et un mois entier sans électricité produite à partir de charbon en 2020. En juin dernier, la centrale de Ratcliffe-on-Soar a reçu sa dernière livraison de charbon. Cette centrale, la dernière au charbon du Royaume-Uni, a définitivement éteint la flamme le 30 septembre 2024.
Au fil des décennies, le pétrole, le nucléaire et le gaz fossile ont ainsi chacun joué un rôle dans l’élimination du charbon du mix électrique du Royaume-Uni. Désormais, ce sont les énergies renouvelables qui ont pris le relais. Et notamment la biomasse, dont le recours massif est d’ailleurs très controversé. Leur développement se poursuit et en 2024, elles pourraient avoir assuré environ 50 % de la production d’électricité du pays. Et le National Energy System Operator(NESO) espère qu’en 2025, le réseau fonctionnera au moins une demi-heure sans aucun combustible fossile. Objectif : la décarbonation totale de la production d’électricité dans le pays dès 2030.
Le phénomène devient de plus en plus récurrent. À certains moments de la journée, les éoliennes et panneaux photovoltaïques installés en France produisent trop d’électricité, et doivent être temporairement bridés. Si certains pointent là un défaut de ces sources renouvelables, pour d’autres, il s’agirait d’une incroyable opportunité.
Les enquêtes montrent que les Français sont aujourd’hui favorables au développement des énergies renouvelables. Cela tombe plutôt bien parce que dans notre pays, le solaire et l’éolien continuent de progresser. Selon les données gouvernementales, la production photovoltaïque s’est élevée à 12,1 térawattheures (TWh) au premier semestre 2024. Une hausse de 8 % par rapport à la production sur la même période en 2023. L’éolien, lui, a vu sa production, toujours sur le premier semestre de l’année, augmenter de 3,2 % pour atteindre les 25,5 TWh.
Mais le résultat de ce déploiement du solaire et de l’éolien qui s’accélère — combiné aux mesures de sobriété, choisie ou subie —, c’est que la France connaît de plus en plus de situations de surcapacité. Comprenez que notre pays est, à certains moments, capable de produire plus d’électricité qu’il en consomme. Or, en la matière, pour assurer la sécurité du réseau, il est indispensable de toujours équilibrer production et consommation d’électricité. Alors le gestionnaire est contraint d’écrêter. De plus en plus. Principalement de la production nucléaire et renouvelable, pourtant les plus vertueuses.
Une surproduction renouvelable comme coup de boost à la transition
Doit-on pour autant mettre un frein au déploiement du photovoltaïque et de l’éolien ? Rien n’est moins sûr. Parce que notre transition énergétique est loin d’être achevée.
Certes, le mix électrique de la France est assez largement décarboné. Mais c’est loin d’être le cas de son mix énergétique. Dans l’énergie que nous consommons, il reste en effet encore beaucoup de pétrole et de gaz. Un poil de charbon aussi. En 2020, 28 % pour le premier, presque 16 % pour le second et 2,5 % pour le dernier. Alors de l’énergie bas-carbone comme l’énergie solaire ou éolienne, nous en avons encore besoin. Selon les chiffres de France renouvelables, l’association porte-parole des énergies renouvelables électriques dans notre pays, pour réussir notre trajectoire de décarbonation pour 2035, nous aurions ainsi besoin de multiplier par 5 la puissance photovoltaïque installée aujourd’hui, par 2 la puissance de l’éolien terrestre et par 12, celle de l’éolien en mer. Le tout pour soutenir l’électrification des usages.
Ainsi, justement, dans cette surproduction solaire et éolienne que la France connaît actuellement, on pourrait déceler le signe d’un décalage entre l’allant donné au déploiement des énergies renouvelables et le manque d’électrification de nos usages. Avec plus de voitures électriques ou encore plus de pompes à chaleur, nous pourrions en effet absorber celle qui, en l’absence d’un parc électrique suffisamment développé, apparaît comme une surproduction. À condition, évidemment, que notre système électrique soit adapté et se montre capable de flexibilité.
Plus d’éolien et de solaire pour pousser l’électrification des usages
De manière plus optimiste, on pourrait aussi y voir une opportunité de pousser à cette électrification de nos usages dont nous avons besoin pour réduire notre dépendance aux énergies fossiles importées — et qui nous coûtent cher, individuellement et collectivement — et, in fine, nos émissions de gaz à effet de serre.
Il est vrai, toutefois, que disposer de suffisamment de moyens de production d’une électricité bas-carbone ne suffira probablement pas à encourager le passage des technologies fossiles aux technologies électriques. Il faudra peut-être y ajouter des taxes plus élevées pour le pétrole et le gaz que pour l’électricité, renouvelable ou nucléaire. Et puis, également, des aides à l’investissement. Pour convaincre les foyers de changer leurs équipements. Le tout en souhaitant que l’Europe développe en parallèle une politique industrielle qui permette de produire toujours plus de ces équipements bas-carbone sur nos territoires.
Plusieurs gouvernements se sont récemment engagés à augmenter leur production d’énergie nucléaire. Et aujourd’hui, ce sont les 14 plus grandes banques du monde qui annoncent leur intention de soutenir la filière.
Le Rockefeller Center. Un symbole de New York. Un symbole aussi de l’argent brassé par les géants du pétrole. Mais, alors que la semaine du climat vient tout juste d’être lancée dans la ville « qui ne dort jamais », 14 des plus grandes banques du monde, Bank of America, BNP Paribas, Goldman Sachs, Rothschild & Co, entre autres, s’y sont donné rendez-vous pour présenter un engagement sans précédent pour l’énergie nucléaire.
L’énergie nucléaire, de « mal nécessaire » à « véritable solution »
Jusqu’ici, les banques hésitaient à afficher leur soutien à l’énergie nucléaire. Une énergie jugée « très controversée ». Sûrement trop controversée. Mais l’accord signé par les États-Unis et 24 autres pays à la fin de la COP28, à Dubaï, en décembre 2023, a sans doute aidé à rebattre les cartes. Celui-ci vise en effet un triplement de la production nucléaire mondiale d’ici 2050. Et le tout nouvel investissement des banques dans cette énergie bas-carbone pourrait, selon les experts, la faire passer du statut de « mal nécessaire pour lutter contre le réchauffement climatique » à celui de « solution de choix ». D’autant que les industriels et les entreprises technologiques américaines semblent s’inquiéter de plus en plus de trouver des sources qui répondraient à leurs besoins 24/24 et 7/7. Ce qui n’est pas le cas des énergies renouvelables comme le solaire et l’éolien, en l’absence de système de stockage suffisamment dimensionné.
Il y a quelques mois, Microsoft avait déjà embauché un « directeur des ressources nucléaires ». Et les choses semblent vouloir s’accélérer dans le secteur. Ces derniers jours, Amazon a fait savoir qu’il recrutait un ingénieur nucléaire principal, pour évaluer l’opportunité de répondre à ses demandes croissantes en énergie grâce à des « centrales nucléaires modulaires (SMR) opérationnellement efficaces et sûres ».
Récemment, Microsoft, toujours, a annoncé un accord avec Constellation Energy pour relancer dès 2028 l’unité 1 de la centrale nucléaire de Three Mile Island (Pennsylvanie) mise à l’arrêt en 2019 pour des raisons économiques. Objectif : alimenter ses centres de données. Coût de l’investissement : 1,6 milliard de dollars. La demande d’autorisation officielle pour le redémarrage n’a pas encore été déposée à la Nuclear Regulatory Commission (NRC) qui se dit toutefois d’ores et déjà prête à des discussions.
Plus de financements, plus facilement pour le nucléaire
Certains observateurs estiment que ce pourrait être là l’un des bénéfices collatéraux du nouvel engagement des plus grandes banques du monde en faveur de la filière nucléaire. Les institutions financières pourraient aussi apporter leur expérience internationale, leurs services et leurs solutions pour soutenir les industriels du nucléaire. De manière plus directe encore, les banques devraient choisir d’augmenter les prêts et le financement de projets, d’organiser des ventes d’obligations ou de présenter les entreprises à des fonds de capital-investissement ou de crédit.
Le projet avait été annoncé en fanfare il y a presque deux ans. Mais les parties prenantes viennent de faire machine arrière.La compagnie pétrolière norvégienne Equinor juge la construction d’un pipeline à hydrogène pour rallier l’Allemagne trop risquée financièrement.
En janvier 2023, les gouvernements norvégien et allemand avaient annoncé leur ambition de construire un pipeline entre leurs deux pays pour convoyer de l’hydrogène du nord vers le sud. Un projet de plusieurs milliards d’euros. Une première mondiale portée par la compagnie pétrolière norvégienne Equinor et l’électricien allemand RWE. Tous les deux viennent d’annoncer leur décision d’abandonner le projet. « Le pipeline à hydrogène ne s’est pas avéré viable. Cela implique que les plans de production d’hydrogène sont également mis de côté », a déclaré un porte-parole d’Equinor.
Un pipeline et une production d’hydrogène bleu qui tombent à l’eau
Rappelons que le projet comportait plusieurs parties. La construction d’un pipeline, d’abord. Pour un coût de 3 milliards d’euros. Il devait, en premier lieu, servir à transporter du gaz fossile de Norvège en Allemagne. Puis, le pipeline devait servir à envoyer jusqu’à 10 gigawatts (GW) d’hydrogène bleu vers l’Allemagne chaque année. Finalement, l’objectif était d’en arriver à transporter de l’hydrogène vert.
Une autre partie du projet consistait en la mise en œuvre d’une production d’hydrogène bleu du côté de la Norvège. L’hydrogène bleu, c’est celui que l’on peut produire à partir de gaz fossile. Mais pour lequel on est contraint de capter et de stocker les émissions de dioxyde de carbone (CO2). Des opérations qui coûtent encore très cher aujourd’hui. Et le pétrolier norvégien n’a pas souhaité, « par manque de demande et sans accord à long terme » investir les « dizaines de milliards d’euros » estimés nécessaires à lancer la production dans son pays de cet hydrogène bleu.
La partie du projet visant à construire 3 GW de centrales électriques au gaz « hydrogen ready » — comprenez, « prêtes pour l’hydrogène » — en Allemagne d’ici 2030 reste quant à elle d’actualité. L’hydrogène en question n’arrivera toutefois pas de Norvège. Il devra être produit sur le continent européen. Le ministère des Affaires économiques et de l’action climatique allemand assure d’ailleurs qu’il existe déjà un projet visant à convertir le gaz fossile norvégien en hydrogène bleu aux Pays-Bas. Le CO2 capté serait alors renvoyé vers la Norvège pour y être stocké. Problème : il n’existe pour l’heure pas de gazoduc direct entre les deux pays…
Notons pour conclure qu’Equinor s’est engagé dans d’autres projets de ce type. Avec le Royaume-Uni par exemple. Et… les Pays-Bas. Des projets-là se poursuivront-ils ?
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