Les parcs éoliens et centrales solaires se multiplient, mais les centrales à charbon aussi. Du moins, en Chine et en Inde, respectivement premier et troisième plus gros consommateur d’électricité au monde. Ces centrales extrêmement polluantes permettent à ces pays de répondre rapidement à leurs besoins croissants en électricité, mais également à écouler le charbon que la Chine produit. 

On vous en parle ici au quotidien : les énergies renouvelables se développent à grande vitesse. Pas une semaine ne passe sans qu’un nouveau parc éolien, une nouvelle centrale solaire, ou une innovation dans le domaine des renouvelables ne voit le jour. Des records de production à partir d’énergies renouvelables sont régulièrement battus, en particulier en Europe, et le recours aux énergies fossiles pour la production d’électricité est de moins en moins fréquent.

Et pourtant, un rapport publié par le Global Energy Monitor vient remettre en question l’un des narratifs de la transition énergétique planétaire. En 2023, si l’équivalent de 21,1 GW de centrales à charbon ont été mises hors service, on dénombre pas moins de 69,5 GW de nouvelles centrales branchées sur le réseau ! Et ce chiffre ne fait pas valeur d’exception, puisque, depuis 2000, la puissance totale des centrales à charbon dans le monde est passée de 1 068 GW à 2 079 GW. Un chiffre alarmant qui pose question sur les véritables efforts faits à travers le monde sur le sujet.

Document : Global Energy Monitor, traduit et adapté par Révolution Énergétique.

La Chine et l’Inde ruinent les efforts du reste du monde

En y regardant de plus près, on constate rapidement que la répartition de ces nouvelles centrales à charbon dans le monde est très inégale. Dans les pays historiquement développés, comme l’Europe et les États-Unis, la tendance est même clairement à la baisse. Si, en 2000, l’Europe comptait 164,1 GW de centrales à charbon, ce chiffre est passé à 107,1 GW en 2022. Du côté des États-Unis, le constat est encore plus flagrant avec une baisse de 155 GW de capacité de production à partir de charbon. Pour ces pays, on constate une prise de conscience et une direction franche prise à partir de 2015, à la suite des Accords de Paris.

En réalité, la Chine, qui mène pourtant la danse dans la production d’énergies renouvelables et du nucléaire, n’en reste pas moins une très grande consommatrice de charbon. Preuve en est, sur les 20 dernières années, sa capacité de production d’électricité à base de charbon est passée de 189,7 GW à 1 137 GW ! Elle dispose, à elle toute seule, plus de trois fois la puissance de centrales à charbon que l’Europe et les États-Unis réunis.  Cependant, cette situation ne semble pas prête de s’arrêter, puisque 578 GW de centrales à charbon sont en projet dans le monde, dont 70 % en Chine.

L’Empire du Milieu n’est pas le seul à adopter cette trajectoire, puisque l’Inde affiche, dans une moindre mesure, la même tendance. Depuis 2015, le pays a ajouté à son mix énergétique près de 47 GW de centrale à charbon pour un total de 237 GW en 2022.

La Chine construit des centrales à charbons pour que nous n’ayons pas à le faire ?

La Chine nous étonnera toujours par sa démesure. Capable de réaliser les plus grandes installations de production d’énergies renouvelables, elle reste aussi la championne des centrales à charbon pour une raison simple : elle a des besoins colossaux. Parfois qualifiée d’usine du monde, elle assure l’équivalent de 35 % de la production industrielle mondiale. Selon l’économiste américain Richard Baldwin, la Chine produirait davantage que les neuf pays suivants réunis. Elle s’est rendue indispensable dans le domaine de la transition énergétique en devenant, par exemple, le leader mondial de la production de panneaux photovoltaïques.

Outre sa capacité de production industrielle, la Chine s’est également imposée dans l’extraction de minerais, dont certains ont une importance stratégique pour la transition énergétique. Selon une étude du CEPII (Centre d’études prospectives et d’informations internationales), la Chine produit plus de 70 % des matériaux contenus dans les batteries des véhicules électriques.

Ce n’est pas tout. Malgré une volonté affichée de l’Empire du Milieu de décarboner son économie, le pays reste le premier fournisseur de charbon au monde, assurant à lui tout seul la moitié de la production mondiale. Dans la même logique, l’Inde est le second plus grand producteur de charbon au monde. Ainsi, on imagine mal ces pays faire une croix sur une telle source d’énergie, et de profit, du jour au lendemain.

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Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

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Grâce à son impact environnemental beaucoup plus faible, le train pourrait devenir, dans les années à venir, le choix le plus adapté pour voyager en France métropolitaine. Mais pour y parvenir, il y a encore du travail, car le réseau ferroviaire français est loin d’être parfait. Voici quelques pistes qui permettraient d’en faire le choix numéro un. 

Depuis de nombreuses années, le transport aérien et le transport ferroviaire se tirent la bourre pour s’accaparer le plus part de marché des trajets intérieurs en France métropolitaine. Pendant très longtemps, prendre le train pour voyager en France était une évidence. Mais à partir des années 90, la dérégulation du transport aérien a eu pour conséquence de rendre l’avion plus accessible, et de lancer une véritable guerre entre l’aérien et le ferroviaire en France.

Récemment, le ferroviaire est revenu sur le devant de la scène grâce au développement de son réseau à grande vitesse, et surtout à son impact environnemental beaucoup plus faible que celui de l’avion. Néanmoins, le réseau ferroviaire s’avère hétérogène et nécessite de nombreuses améliorations pour devenir la norme pour voyager dans le pays.

Le renforcement du réseau ferroviaire entre Paris et la province a porté ses fruits

Selon le ministère de l’Écologie, en 2001, 25 millions de passagers prenaient l’avion pour des vols intérieurs. La majorité de ces vols étaient réalisés entre Paris et les régions avec 19 millions de passagers. Mais depuis, notamment grâce à des travaux d’envergure, le train est devenu une alternative de plus en plus prisée pour ces trajets entre Paris et les régions. Ainsi, alors qu’en 2001 on comptait l’équivalent de 38 milliards de kilomètres-passagers réalisés par des trains à grande vitesse (ou plutôt aptes à la grande vitesse), ce chiffre est passé à 48,6 milliards de kilomètres passagers en 2021, et ce malgré la crise du COVID. Dans le même temps, le nombre de passagers à prendre l’avion entre Paris et les provinces a chuté à 12 millions de passagers en 2022.

Ce renforcement des trajets réalisés en train s’explique par le développement de nombreuses lignes à grandes vitesses. En 20 ans, on aura notamment assisté à la création de la ligne LGV Est-Europe reliant Paris à Strasbourg, ou encore de la LGV Sud-Europe-Atlantique, reliant Paris à Bordeaux.

Néanmoins, si le ferroviaire a gagné du terrain sur l’aérien concernant les liaisons entre Paris et les grandes villes régionales, la tendance s’est inversée pour les destinations transversales. En 2001, le transport aérien de région à région représentait seulement 5,8 millions de passagers, mais il est passé à 9 millions de passagers en 2022. Côté ferroviaire, si le trafic associé aux TER (Train Express Régionaux) a augmenté (de 8,7 milliards de kilomètres-passagers en 2001 à 14,7 milliards de kilomètres-passagers en 2021), le trafic des trains interurbains s’est littéralement effondré, passant de 15,3 milliards de kilomètres-passagers en 2001 à seulement 3,1 milliards de kilomètres-passagers en 2021.

Redynamiser les lignes ferroviaires transversales

Face à ce constat, il paraît évident que, pour renforcer l’attractivité du ferroviaire face à l’aérien en métropole, il est nécessaire d’améliorer les liaisons interrégionales à travers le pays. À ce sujet, la liaison Bordeaux-Lyon est un cas d’école. Les itinéraires historiques, passant autrefois par Clermont-Ferrand ou Limoges, ont été remplacés et/ou supprimés. Par conséquent, relier les deux villes nécessite un changement à Paris et près de 6 heures pour parcourir les 430 km qui séparent les deux villes à vol d’oiseau. Problème : ce même trajet, en avion, ne demande qu’une heure et dix petites minutes. Avec un tel écart, malgré un bilan écologique avantageux pour le train, on comprend le succès de la liaison aérienne. D’autant que les tarifs sont nettement plus attractifs pour l’avion que le train.

Et ce cas de figure n’est pas une exception. Il suffit de relever les lignes aériennes transversales (de province à province) les plus empruntées pour comprendre où sont les points faibles du réseau ferroviaire. Les trois premières places reviennent à Bordeaux-Lyon, Lyon-Nantes et Marseille-Nantes suivi de Marseille-Bordeaux. On pourra également citer Nantes-Toulouse qui demande 6 heures de train dans le meilleur des cas contre 1h10 en avion. Concernant les lignes radiales, Paris-Nice et Paris-Toulouse sont logiquement en tête, puisque ces deux villes de province sont fort mal reliées par le rail à la capitale.

Carte des lignes ferroviaires à réaliser pour concurrencer l’avion / Révolution Énergétique.

Dans ce contexte, la création d’une ligne à grande vitesse entre Bordeaux et Lyon aurait beaucoup de sens. Pour l’heure, seule une ligne LGV relie Lyon à Montpellier tandis qu’à l’ouest de la France, la ligne entre Bordeaux et Toulouse vient d’entrer en phase chantier. Une ligne entre Toulouse et Narbonne est également en projet, mais non programmée. Toujours pour limiter la durée des lignes transversales, relier Nantes et Rennes au sud de la France via la LGV Aquitaine permettrait d’éviter les correspondances à Paris et ainsi limiter la durée des trajets en train entre Nantes, Rennes, Bordeaux, Toulouse, Marseille et même Lyon.

Pour résoudre ces mêmes problématiques de liaisons transversales, un autre projet a été imaginé au début des années 2000. Appelée T3A ou Transversale Alpes Auvergne Atlantique, cette liaison à travers le Massif-Central, permettrait d’assurer des liaisons de base suivantes : Lyon-Bordeaux, Lyon-Nantes et Bordeaux-Nantes. Cette grande transversale à travers le pays continue d’être étudiée par l’association ALTRO (Association logistique transport Ouest). Ce projet suscite cependant des interrogations, notamment en termes de rentabilité. La traversée complexe du Massif Central pourrait entraîner des coûts de construction disproportionnés par rapport au trafic potentiel.

Relancer les trains de nuit, et augmenter le nombre de rames

Outre le développement des lignes à grande vitesse, et en particulier des lignes transversales, le train reste, sur de longues distances, invariablement plus lent que l’avion. Face à ce constat, la remise au goût du jour des liaisons de nuit pourrait être une solution pour contourner cette limite physique. Les trains de nuit ont été populaires dès la démocratisation du train jusqu’à la fin des années 80. À cette époque, de nombreux trains « lents » circulaient la nuit un peu partout à travers la France. On en trouvait même sur des lignes courtes, comme entre Paris et Rennes ou Nantes. Sur ces lignes, les trains restaient plusieurs heures en gare, pour permettre à ses passagers de faire une nuit complète. Relancer les trains de nuit à des tarifs attractifs permettrait d’offrir une véritable alternative à l’avion pour les trajets sur de longues distances.

Enfin, pour que le train soit définitivement privilégié face à l’avion, il faut tout simplement… qu’il y en ait plus ! L’année 2023 a été marquée par une hausse de la fréquentation des trains, qu’il s’agisse des TGV ou même des TER. Néanmoins, la SNCF a été confrontée à des problèmes de saturation. À l’heure actuelle, elle ne dispose que de 364 rames, soit une centaine de moins qu’il y a dix ans. Heureusement, à partir de 2025, Alstom devrait commencer à livrer les premières rames du TGV-M.

La nécessité d’une volonté politique forte

Si l’attractivité du train s’est améliorée ces dernières années, augmenter encore l’attractivité du train au détriment de l’avion ne pourra se faire sans une volonté politique forte. En effet, la mise en place de nouvelles lignes ferroviaires nécessite des investissements très importants, et une planification sur le long terme. À titre d’exemple, le premier débat public pour la ligne LGV Aquitaine (entre Saint Pierre-des-Corps et Bordeaux) a eu lieu entre 1994 et 1995 pour une mise en service le 28 février 2017. Au total, cette ligne de 302 km aura coûté 7,8 milliards d’euros.

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Le gouvernement vient de combler une lacune en publiant mardi dernier un décret portant sur l’agrivoltaïsme. Le texte encadre la pratique consistant à associer agriculture et production d’énergie solaire. Cette base réglementaire devrait donner un socle solide et permettre à la filière de se développer sereinement.

Cela fait quelque temps que la pratique de l’agrivoltaïsme suscitait l’intérêt des parlementaires. En 2022, une mission flash confiée à des députés avait abouti à la publication d’un rapport tentant d’encadrer l’agrivoltaïsme. Cette même année, le Sénat adoptait en première lecture une proposition de loi en faveur du développement de l’agrivoltaïsme, laquelle a été déposée ensuite à l’Assemblée nationale où elle attend encore d’être examinée. De son côté, l’ADEME avait publié une étude sur la filière pour proposer sa définition et un cadre de mise en œuvre.

Un décret pour encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme

Sans texte législatif clair pour l’encadrer, à l’exception de la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables qui l’évoque, l’agrivoltaïsme peine à accélérer son déploiement. Dans la lignée de la loi précitée, le gouvernement vient enfin de publier mardi 9 avril un décret qui définit clairement les conditions de développement de la filière.

En pratique, l’agrivoltaïsme consiste à installer des panneaux solaires au-dessus des cultures telles que des vignes, des arbres fruitiers ou des parcelles abritant de l’élevage. L’intérêt est double pour l’agriculteur : réduire le risque de gel sur les cultures en hiver et les abriter des fortes chaleurs en été, tout en générant un revenu issu de la revente de la production solaire.

Des garde-fous posés par le décret pour préserver l’agriculture

L’émergence de l’agrivoltaïsme avait fait craindre chez certains une dérive qui aurait conduit à délaisser l’activité agricole au profit des seuls revenus issus de la production d’énergie. Le décret répond à cette inquiétude en encadrant strictement la pose des panneaux solaires sur les surfaces agricoles : un même terrain ne peut pas être couvert à plus de 40 % par des installations photovoltaïques. En outre, la baisse de rendement sur la parcelle dotée de panneaux ne peut aller en deçà de 10 %, comparativement à une parcelle dépourvue de panneau qui assume le rôle de parcelle « témoin » (hors élevage). Afin de ne pas gêner l’activité agricole, le texte prévoit aussi que l’installation photovoltaïque doit être en mesure de permettre « une exploitation normale et assure notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ».

Enfin, le décret aborde un autre point important : celui de l’installation de panneaux photovoltaïques sur des terrains qui ne peuvent pas être cultivés et dénommés « incultes ». Un document cadre doit être établi dans les 9 mois par les chambres départementales d’agriculture afin d’identifier ces terrains, lesquels pourront faire l’objet d’installations photovoltaïques.

Un texte accueilli favorablement par les acteurs de la filière de l’agrivoltaïsme

Ce décret ne constitue qu’un premier pas dans l’élaboration de la législation liée à l’agrivoltaïsme et il est prévu qu’il soit complété par la suite. Du côté des acteurs de la filière, ce décret a reçu un accueil plutôt favorable. La Fédération française des producteurs agrivoltaïques (FFPA) a publié un communiqué indiquant qu’elle « accueille avec satisfaction le décret sur l’agrivoltaïsme ». Elle précise qu’un point d’étape sera indispensable d’ici 3 ans pour vérifier « l’impact du nouveau cadre légal et réglementaire sur le développement de l’agrivoltaïsme en France ». Du côté du syndicat des énergies renouvelables (SER), son président Jules Nyssen déclare que ce texte « est aussi le fruit d’un dialogue efficace entre les acteurs des filières renouvelables et agricoles, dont on ne peut que se féliciter ! ».

Sur la base de ce nouveau texte, la filière va pouvoir accélérer son développement pour devenir un réel acteur de la transition énergétique.

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L’Allemagne a fêté Pâques à sa manière en mettant près de 15 centrales à charbon à l’arrêt en Rhénanie et dans le Brandebourg. Avec cette opération, le pays confirme sa volonté de se passer de cette ressource, qui est la plus émettrice de gaz à effet de serre.

Si pour beaucoup, ce long week-end de Pâques rimait avec chasse aux œufs et repas en famille, les électriciens allemands, eux, avaient du pain sur la planche. Dimanche, ils ont, en effet, déconnecté 7 centrales à charbon pour une puissance totale de 3,1 GW. Puis, ils ont remis le couvert lundi avec 8 centrales supplémentaires de petite et moyenne capacité totalisant une puissance de 1,3 GW.

La déconnexion de ces 15 centrales était prévue de longue date, mais la guerre en Ukraine et la flambée des prix de l’électricité avaient poussé les autorités allemandes à repousser cette opération pour sécuriser sa production électrique. Désormais, notamment grâce à l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable, elles n’ont plus d’utilité pour le réseau électrique allemand. Le ministre allemand de l’Économie Robert Habeck a ainsi déclaré qu’elles n’étaient « ni nécessaires, ni rentables ». La préservation de l’environnement et du climat ne semble donc pas avoir été la première des motivations à ces fermetures.

L’Allemagne pourra-t-elle vraiment sortir du charbon en 2030 ?

Si, fin 2022, RWE avait confirmé l’objectif de sortie du charbon d’ici 2030, le ministre fédéral des Finances, Christian Lindner, a, depuis, tenu un discours beaucoup moins catégorique. Néanmoins, avec la déconnexion de ces 4,4 GW de centrales à charbon, l’Allemagne envoie un nouveau signal fort concernant sa volonté de décarboner son mix électrique au plus vite. Difficile de savoir si ce sera suffisant pour sortir entièrement du charbon d’ici à 2030, mais les chiffres restent impressionnants : en 2023, la production d’électricité issue du charbon (et du lignite) est descendue à 131,6 TWh, après avoir été de 179,9 TWh en 2022. Si le charbon reste la seconde source de production d’électricité du pays avec 26,1 % du mix en 2023, il en représentait le tiers en 2022.

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La pollution des mers et des océans ne se limite pas aux déchets et substances chimiques qui y sont rejetés. Il y existe une autre forme de pollution, invisible, mais tout aussi dévastatrice : les nuisances sonores sous-marines. Les bruits émis par les activités humaines dans les milieux sous-marins représentent une agression sévère pour les espèces aquatiques, pouvant aller jusqu’à causer leur mort. Afin de limiter ces dégâts, une startup française propose une solution technologique qui serait efficace à plus de 90 %.

Loin d’être un milieu calme où règne le grand silence, le monde sous-marin est animé de bruits d’origines différentes. Alors que certains proviennent de sources naturelles (chants de baleine, vagues, houle…), d’autres sont issus des activités humaines. Ces bruits « artificiels » sont souvent extrêmement puissants. En effet, certains travaux maritimes peuvent générer des bruits allant jusqu’à 260 décibels (dB), bien au-delà du seuil de danger fixé à 90 dB pour l’oreille humaine, par exemple. La faune marine ne sort pas toujours indemne de ces opérations, qui se multiplient pourtant, notamment avec l’essor de l’éolien en mer.

Dans le but de réduire ces nuisances sonores dans les océans, l’entreprise nantaise Greenov a développé une solution baptisée SubSea Quieter (SSQ). Résultant de six ans de recherches et de développement, la technologie a été initialement conçue par Naval Group, un acteur majeur de l’industrie de défense maritime, dans le but de masquer le bruit des sous-marins dans un contexte militaire. Greenov l’a ensuite rachetée et adaptée pour un usage industriel, pour minimiser l’impact environnemental des travaux maritimes sur la vie sous-marine.

Une membrane acoustique pour limiter la propagation des bruits

Le SSQ est une membrane acoustique au sein de laquelle une couche d’air peut être introduite. Le gonflage du système peut être piloté à distance. L’insertion d’air dans cette membrane, lorsqu’elle est immergée, altère la propagation du son en raison de la différence des propriétés acoustiques entre l’air et l’eau. Ce phénomène crée un environnement moins propice à la transmission des ondes sonores.

Le principe de fonctionnement de la technologie s’appuie sur divers mécanismes physiques. L’un d’eux est la capacité de la membrane à se déformer sous l’impact du bruit, ce qui lui permet d’absorber une part de l’énergie sonore émise. De plus, cette technologie se distingue par sa structure composée de près de vingt mille fils par mètre carré, créant une structure qui contribue à la réduction des bruits. D’après Greenov, le SSQ parviendrait à neutraliser jusqu’à 99,9 % du bruit pour les fréquences au-dessus de 1 kilohertz. Pour les basses fréquences, celles qui se propagent sur de longues distances sous l’eau, le système assurerait une réduction du bruit d’environ 94 %.

Deux versions différentes

L’entreprise Greenov a déployé deux variantes de son système, chacune répondant à des besoins spécifiques. La première, nommée « SubSea Quieter Blue Shield », est conçue comme un rideau sous-marin et est particulièrement adaptée aux opérations réalisées dans les zones portuaires. Ce dispositif a été testé en conditions réelles dans le bassin de La-Seyne-sur-Mer, dans le département du Var, durant l’automne dernier.

La seconde variante, le « SubSea Quieter Pile Driving », a récemment fait l’objet d’un test à Saint-Nazaire. Conçue pour prendre la forme d’un cylindre une fois déployée, elle sert à encercler un pieu pendant le processus de battage, confinant ainsi le bruit émis durant l’opération. Les résultats des tests sont prévus pour être présentés au salon Seanergy, un événement dédié aux énergies marines, qui se tiendra à Nantes en juin.

Vers une version plus adaptée aux éoliennes ?

Le système testé à Saint-Nazaire n’est encore qu’un prototype convenant aux pieux de 2,5 mètres de diamètre. Cependant, Greenov travaille sur une version beaucoup plus grande, qui répond mieux aux besoins spécifiques de l’industrie éolienne en mer. Celle-ci est destinée à être utilisée sur des fondations monopieux ayant jusqu’à 12 mètres de diamètre et plus de 60 mètres de hauteur. Avec l’augmentation du nombre de projets de construction de parcs éoliens en mer, la demande pour des solutions efficaces et écologiques pour installer ces structures sans nuire à la vie marine est en hausse. Ce nouveau modèle encore en phase de développement sera testé à La-Seyne-sur-Mer. À terme, le système SSQ Pile Driving sera commercialisé au prix de 5 millions d’euros.

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La politique de transition énergétique allemande, appelée « Energiewende » vise à sortir du nucléaire et à parvenir à un taux de 100 % d’électricité renouvelable d’ici 2050. Pour cela, l’Allemagne a fait des choix qui ne se sont pas tous avérés gagnants. Et si nos voisins d’outre-Rhin étaient tout simplement en train de rater leur transition énergétique ?

Porté par le charbon et le nucléaire jusqu’au début des années 2000, le mix électrique allemand a ensuite progressivement changé de visage. L’Energiewende, qui se traduit littéralement par « transition énergétique », donne un nouvel aspect à son mix électrique pour parvenir à une électricité entièrement renouvelable d’ici 2050. Pour cela, plusieurs choix ont été adoptés.

L’abandon du nucléaire, un choix porté par la population en Allemagne

D’abord, la décision a été prise d’abandonner le nucléaire. En effet, la population allemande étant culturellement anti-nucléaire depuis le début des années 1970, avant un renforcement du mouvement suite aux accidents de Tchernobyl puis de Fukushima, cela a incité les pouvoirs publics à acter la fin l’atome. La catastrophe de Fukushima a par ailleurs condamné définitivement l’énergie nucléaire outre-Rhin.

Ainsi, les trois dernières centrales encore en activité sur le territoire ont été déconnectées du réseau en avril 2023. On peut se demander si le calendrier était bon, étant donné le contexte difficile sur le plan énergétique avec la flambée des prix de l’énergie et les tensions d’approvisionnement en gaz liées à la guerre en Ukraine. En outre, rappelons que le nucléaire est une source de production d’électricité décarbonée qui aurait pu peser dans l’atteinte des objectifs du pays.

Le gaz, un allié privilégié pour la transition énergétique allemande

Afin d’atteindre son ambition d’électricité 100 % renouvelable, nos voisins d’outre-Rhin doivent s’appuyer sur une source de production flexible, indispensable pour accompagner les énergies renouvelables dont la production est extrêmement fluctuante. Ces sources de production flexibles sont le fioul, le gaz, le charbon, l’hydroélectricité dans certains cas, et le nucléaire. L’énergie nucléaire ayant été expulsée de l’équation par choix politique et le potentiel hydroélectrique étant faible, il ne reste donc plus qu’à l’Allemagne le charbon et le gaz, qui sont des énergies fossiles.

Dans les faits, le pays exploite actuellement le charbon, le gaz et les interconnexions (imports/exports de ses pays voisins) pour compenser la variation de l’éolien et du solaire. L’Allemagne est productrice de charbon et particulièrement de lignite, une sorte de charbon à faible pouvoir calorifique. Du côté du gaz, le pays était fortement dépendant des importations en provenance de la Russie. La situation géopolitique a donc perturbé les approvisionnements en gaz, incitant les Allemands à trouver des solutions : importations de gaz naturel liquéfié (GNL) auprès d’autres pays et importations de gaz naturel depuis la Norvège. Miser sur le gaz naturel pour sa transition énergétique tout en étant extrêmement dépendant de la Russie pour ses approvisionnements était un pari risqué pour l’Allemagne qui s’est trouvée en difficulté et a dû trouver des solutions en urgence avec la guerre en Ukraine.

Sur le plan climatique, le gaz et le charbon émettent du CO₂. Ceci explique que, malgré le développement des énergies renouvelables (ENR) dans le pays qui ont permis de faire baisser les émissions de CO₂ de 10 % en 2023, le niveau de ces émissions reste malgré tout très élevé en Allemagne (673 millions de tonnes en 2023).

L’hydrogène pour décarboner la production d’énergie

L’Allemagne a également fait un parti technologique incertain, en choisissant de développer de l’hydrogène dans le cadre de son Energiewende. On parle ici d’hydrogène vert, donc produit à partir de l’électrolyse de l’eau et d’électricité 100 % renouvelable. L’Allemagne mise sur cette source de production pour décarboner son industrie ainsi que le secteur de la mobilité lourde. Le pays s’est fixé comme objectif d’atteindre une capacité de production d’au moins 10 gigawatts (GW) d’ici à 2030. Pour cela, des pipelines d’hydrogène doivent être installés sur 1 800 km d’ici 2030, ce projet bénéficiant d’un soutien financier de l’État dans le cadre du programme européen des projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC).

Mais, outre les pertes d’énergie considérables engendrées par la production, le transport et la consommation de l’hydrogène, l’Allemagne ne pourra pas en produire suffisamment pour couvrir sa consommation. Il est donc prévu d’en importer à hauteur de 70 % de ses besoins. Plusieurs accords ont été signés avec des pays comme le Canada, les Émirats arabes unis, l’Australie ou encore la Norvège. En pratique, l’hydrogène vert n’est pas forcément à la hauteur des attentes de l’Allemagne. Par exemple, après avoir lancé en grande pompe le train à hydrogène, nos voisins ont finalement revu leur stratégie pour décarboner le secteur ferroviaire. En effet, le train à hydrogène s’est avéré peu rentable économiquement, incitant le pays à l’abandonner au profit des trains à batterie.

L’Allemagne, un peu seule dans la défense des carburants de synthèse

Par ailleurs, l’Allemagne défend les carburants synthétiques au point de peser fortement dans la balance des négociations européennes pour faire accepter la poursuite des ventes de voitures thermiques neuves après 2035, à condition qu’elles roulent avec ce type de carburant. Fervents défenseurs de l’e-fuel et opposés au tout électrique pour les véhicules, les Allemands pensaient rassembler de nombreux États autour des carburants de synthèse afin de les inciter à construire des usines de production.

Mais nos voisins peinent à convaincre et seuls trois pays ont signé la déclaration commune préparée par l’Allemagne : la Tchéquie, le Japon et le Maroc. Il semble donc qu’à ce jour, l’Allemagne soit assez isolée sur la défense des carburants de synthèse. Pour conclure, l’Allemagne a fait des choix radicaux pour sa transition énergétique qui s’avèrent peut-être un peu risqués compte tenu de la conjoncture, notamment du fait de l’abandon de l’atome et de l’importance laissée au gaz naturel. L’avenir nous dira si ces choix étaient les bons pour parvenir à ses objectifs.

L’article Hydrogène, gaz, nucléaire : comment l’Allemagne est en train de rater sa transition énergétique est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une entreprise s’est donnée pour mission d’injecter de l’oxygène dans la mer tout en produisant de l’hydrogène vert. Il s’agitait d’une bonne façon de lutter contre le développement des zones mortes, notamment dans la mer Baltique, particulièrement touchée par ce phénomène.

Le réchauffement climatique associé aux activités industrielles agit sur le milieu marin en le privant peu à peu d’oxygène. En effet, l’augmentation de la température de l’eau ralentit le brassage des océans et ralentit la solubilité de l’oxygène dans l’eau. Et les rejets des activités des industries ou de l’agriculture provoquent une hausse des nutriments, entrainant le développement des algues, lesquelles consomment de l’oxygène. Ce manque d’oxygène dans les océans, appelé « anoxie », crée des zones mortes. La mer Baltique est particulièrement touchée par ce phénomène en raison de son caractère intracontinental.

Redonner vie au milieu marin en lui réinjectant de l’oxygène

Pour remédier à la situation, une entreprise a décidé de redonner vie à la mer en lui redistribuant de l’oxygène. Fondée en 2017, Lhyfe est un groupe européen spécialisé dans la production et la fourniture d’hydrogène vert. La société est d’ailleurs connue pour avoir testé la première plateforme pilote de production d’hydrogène vert en mer au monde.

À terme, elle souhaite à la fois produire de l’hydrogène vert en mer et distribuer de l’oxygène dans le milieu marin. En effet, l’électrolyse de l’eau qui permet la production d’hydrogène vert produit aussi de l’oxygène qui trouvera ainsi une utilité en étant réinjecté dans le milieu marin. Pour se donner une idée des quantités, la production d’un kilo d’hydrogène vert renouvelable par électrolyse de l’eau conduit à la coproduction de 8 kilos d’oxygène, selon Lhyfe.

L’entreprise a débuté des travaux de recherche dès 2020, pour permettre de redonner vie aux zones marines privées d’oxygène en mer Baltique. En 2023, le projet prend une nouvelle dimension avec le financement du fonds du plan d’action pour la mer Baltique (BSAP). Baptisé « BOxHy », il réunit, outre Lhyfe, une entreprise qui développe des projets d’hydrogène, Flexens ainsi que l’université de Stockholm (Suède).

Un site pilote dans la mer Baltique pour tester la réinjection de l’oxygène dans l’eau

Ces trois entités ont dévoilé l’avancée de leurs recherches qui se termineront en octobre 2024. La préparation d’un site pilote devrait voir le jour pour tester la redistribution d’oxygène en profondeur dans la mer Baltique. Cela permettra de mesurer l’impact de cet apport d’oxygène sur le milieu marin avant d’envisager un déploiement à plus grande échelle.

En pratique, il s’agira d’injecter de l’oxygène gazeux pur dans les profondeurs marines, « en dessous d’une zone où se produisent de fortes variations de la densité de l’eau (pycnocline), à l’aide d’un système qui répartit l’oxygène en micro bulles de manière homogène », selon le communiqué de presse. Ce système aurait déjà fait ses preuves aux États-Unis, au sein de plusieurs lacs d’eau douce. Pour le PDG de Lhyfe, Matthieu Guesné, « à travers ce type d’initiatives, en plus de réduire notre empreinte carbone, nous pouvons imaginer apporter un service à l’environnement et avoir un impact positif sur l’écosystème naturel ».

L’article Réoxygéner l’eau des océans grâce à la production d’hydrogène ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pour respecter ses engagements en faveur du climat, l’Union européenne ne mettrait pas suffisamment la main à la poche. Il manquerait annuellement 406 milliards d’euros d’investissements annuels, soit 2,6 % du PIB, selon l’Institut de l’économie pour le climat (I4CE).

Le think tank I4CE a épluché les investissements climatiques européens. Bien que 407 milliards d’euros aient été investis en 2022, c’est sur le double qu’il faudrait compter pour tenir nos objectifs climatiques pour 2030. 406 milliards d’euros sont donc manquants chaque année, soit 2,6 % du PIB, pour que les 22 secteurs d’activités ciblés réduisent leurs émissions de gaz à effet de serre de 55 % d’ici à 2030 par rapport aux niveaux de 1990. La rénovation énergétique des bâtiments, l’installation de pompes à chaleur, véhicules électriques, énergies renouvelables… comptent parmi ces investissements.

En tout, le cercle de réflexion comptabilise un nécessaire objectif d’investissement de 813 milliards d’euros annuels, public et privé. Cela représente environ 1 800 euros par an et par habitant de l’UE. Cette estimation vient, selon les auteurs du rapport, combler « une lacune » car « l’UE ne dispose pas d’un outil cohérent pour assurer le suivi annuel du déficit d’investissement dans le domaine du climat. » C’est d’ailleurs la proposition du Conseil scientifique consultatif sur le climat de « s’efforcer d’obtenir une vue d’ensemble plus granulaire et plus précise des investissements requis et réels dans l’atténuation du changement climatique afin de suivre et d’évaluer les progrès réalisés. »

Une « approche globale » nécessaire

Le déficit d’investissements durables nécessitera « une approche globale » associant règlementations existantes et futures, mesures de tarification du carbone et « un certain nombre de financements publics supplémentaires de la part de l’UE. » L’estimation de l’I4CE est deux fois moindre que les 40 000 milliards sur lesquels l’institut Rousseau planche pour décarboner l’économie de l’union, dans une étude commandée par les Verts. Les auteurs expliquent que « les trois quarts de ces fonds peuvent être obtenus en réaffectant les dépenses actuelles qui sont soit superflues, soit nuisibles à la transition. » Les dépenses publiques devront donc doubler et cela n’a pas à effrayer selon eux : c’est « moins que les dépenses de relance post-Covid (338 milliards d’euros par an) ou que les subventions aux combustibles fossiles des Vingt-Sept (359 milliards d’euros par an). » L’énergie de son côté doit capter 22 % (79 milliards d’euros par an) de l’investissement supplémentaire total (public et privé confondus).

Cesser de restreindre les investissements

Les précédents montants avancés sont considérables, plus grands que ceux envisagés par la Banque européenne d’investissement (BEI), Banque centrale européenne (BCE) et l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : 530 milliards d’euros par an d’ici à 2030 contre 330 milliards selon leur calcul en 2022. Lors d’une conférence de haut niveau en septembre 2023, elles notent que les dépenses consacrées au solaire, stockage des batteries, efficacité énergétique « dépassent déjà ou sont sur le point d’atteindre » les dépenses requises pour une transition réussie, quand d’autres « sont loin d’atteindre les niveaux requis » : bâtiments, réseaux, électrification de l’industrie notamment.

La BEI joue déjà un rôle « actif » dans ce domaine. Et son effet levier à travers ses prêts devra augmenter (1 pour 1,4 aujourd’hui). En témoigne « le plus grand prêt vert conclu en Europe », se réjouit la Commission, d’un montant de 1 milliard d’euros à la Suède pour la giga-usine de batteries Nothvolt pour 5 milliards levés (1 pour 5 donc). Cette même banque d’investissement devra, selon le responsable du Green Deal, « restaurer la neutralité technologique en étant moins dogmatique » dans les choix d’investissements énergétiques. »

« La Commission européenne devrait mieux évaluer et traiter le déficit d’investissement climatique de l’UE, sous peine de voir le Pacte vert (Green Deal) ne pas tenir ses promesses économiques, sociales et environnementales », prévient l’I4CE. Les récentes coupes budgétaires dans le domaine du climat pour contenir le déficit ne sont pas de bon augure, même dans le cadre d’une croissance économique timorée.

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Les émissions mondiales de CO₂ liées à l’énergie ont augmenté de 410 millions de tonnes en 2023, pour atteindre un niveau record de 37,4 milliards de tonnes. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) souligne l’importance du déploiement des renouvelables et d’autres technologies, qui ont limité la hausse.

C’est une mauvaise nouvelle sur le front du climat, les émissions de gaz à effet de serre devant diminuer pour tenir la limite de + 1,5 °C de l’accord de Paris. L’augmentation de 410 millions de tonnes montre que les économies en développement comme la Chine, qui a ajouté 565 millions de tonnes de CO2 au bilan mondial, les augmentent à mesure que leur PIB augmente. Une autre information plus positive que recèle cette augmentation est que les économies développées quant à elles les diminuent, en moyenne de – 4,5 %, pour atteindre un plus bas niveau depuis 50 ans. Cette diminution atteint même – 9 % pour l’Union européenne.

Un déclin structurel

Cette nouvelle augmentation de + 1,1 % des émissions de gaz à effet de serre liées à l’énergie, aussi mauvaise soit elle, montre que « la transition vers les énergies propres se poursuit rapidement et freine les émissions – même avec une demande énergétique mondiale augmentant plus rapidement en 2023 qu’en 2022 », explique le directeur de l’AIE, Fatih Birol. Entre 2019 et 2023, la croissance des énergies renouvelables a été deux fois supérieure à celle des combustibles fossiles. À côté, des progrès structurants ont permis de baisser les émissions, du remplacement du charbon par le gaz aux progrès en matière d’efficacité énergétique ont fait baisser les émissions. Dans les pays développés et pour la première fois en 2023, la moitié de la production d’électricité était bas-carbone (renouvelable et nucléaire). Sans le solaire, l’éolien, le nucléaire, les pompes à chaleur et les véhicules électriques, l’AIE souligne que la hausse aurait été trois fois plus importantes.

En réalité, le bilan global 2023 supérieur à l’année 2022 a lourdement été plombé par l’historiquement faible production hydroélectrique. Des sécheresses records ont affecté certains pays comme le Mexique, la Chine, le Canada par exemple, qui se sont par conséquent reportés sur des moyens de production polluants comme le fioul ou le charbon. Tout l’enjeu est donc de sortir au plus vite des fossiles et d’accélérer le déploiement des technologies bas-carbone.

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Les épisodes de canicule et de sécheresse ont un impact sur le fonctionnement des centrales nucléaires. EDF prend-elle suffisamment en compte ce facteur pour planifier l’avenir de la filière ? La Cour des comptes s’est penchée sur la question.

Le changement climatique conduit à l’augmentation des épisodes de canicules et sécheresse, ce qui a un impact sur la ressource en eau. Or, les centrales nucléaires ont besoin d’eau pour fonctionner et elles sont soumises à des normes en matière de rejet d’eau chaude dans le milieu aquatique. En cas de canicule, la température de la mer et des fleuves augmente et les centrales peuvent être contraintes de limiter leur rejet d’eau. Cela peut conduire à une indisponibilité temporaire des réacteurs.

Peu de pertes de production nucléaires liées aux contraintes climatiques

Dans son rapport annuel publié le 12 mars 2024, la Cour des comptes fait un état des lieux de l’impact du changement climatique sur le fonctionnement des centrales. D’abord, l’institution reconnait qu’EDF, exploitant du parc nucléaire en France, tient compte de ce facteur dans ses projections.

Certes, jusqu’ici, les indisponibilités du parc nucléaire liées à des tensions sur la ressource en eau sont limitées. Sur les deux dernières décennies, les pertes de production liées à ce phénomène climatique sont restées inférieures à 1 % de la production annuelle, sauf lors de la canicule de 2003 où le niveau a atteint 1,5 %. Si cela semble faible, la Cour rappelle que les indisponibilités ont atteint plus de 6 gigawatts (GW) en 2003, soit près de 10 % de la capacité nucléaire installée. Et le mouvement va s’accentuer dans les années à venir. En effet, à l’avenir, non seulement les canicules et sècheresses seront plus fréquentes, mais les besoins en électricité vont s’accentuer, notamment en été, du fait de l’électrification des usages et de l’utilisation accrue de la climatisation.

Si la réglementation en vigueur tient compte des risques climatiques dans le fonctionnement des centrales, l’institution déplore qu’aucun chiffrage précis n’existe sur les dépenses nécessaires pour adapter les installations au changement climatique. EDF doit se montrer plus innovante en la matière « non seulement sur les systèmes de refroidissement sobres en eau, mais également sur des systèmes de traitement biocide rejetant moins de réactifs chimiques dans le milieu naturel ».

Considérer le changement climatique dès la conception des EPR2

Concernant les futurs réacteurs EPR2 (6 d’abord, puis peut-être 8 complémentaires par la suite), la question de la ressource en eau doit être sérieusement étudiée dès leur phase de conception. Par exemple, les futurs réacteurs EPR2 situés à Penly, en bord de mer, seront installés 11 mètres au-dessus du niveau de la mer, conformément au scénario le plus pessimiste du GIEC à l’horizon 2100 concernant l’élévation du niveau marin. Mais « ils n’offrent aucune marge à la hauteur des effets éventuels d’une accélération de la fonte des calottes glaciaires » souligne la publication.

Pour les 8 EPR2 additionnels en cours d’étude qui seront probablement installés au sein de centrales existantes en bord de rivière, la Cour des comptes réclame un examen minutieux de leur localisation. En effet, la perte de production pourrait être accrue du fait du rejet cumulé des eaux du parc actuel avec celles des nouveaux réacteurs.

4 recommandations pour l’avenir du nucléaire face au changement climatique

Pour conclure, la Cour des comptes considère qu’EDF et l’État doivent en faire davantage pour que les conséquences du changement climatique soient mieux intégrées à l’étude de l’avenir de la filière. Pour cela, l’institution recommande de :

• Fiabiliser les mesures de prélèvement et de consommation d’eau des centrales nucléaires ;
• Calculer les coûts d’adaptation des centrales nucléaires au changement climatique ;
• Communiquer les impacts de la contrainte hydrique sur les centrales situées en bord de rivière ou d’estuaire et au besoin, adapter leurs capacités de stockage ;
• Élaborer une approche commune d’adaptation du nouveau nucléaire au changement climatique.

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GRTGaz prépare le terrain pour pouvoir exporter de CO2 émis en France vers des sites de stockage géologiques. Ces sites, qui sont souvent d’anciens gisements de gaz naturels ou de pétrole, représentent une solution pour la décarbonation d’industries lourdes. Mais l’idée n’est pas exempte de défauts.

Et si on renvoyait le CO2 issu des énergies fossiles, là d’où il vient ? C’est, en substance, l’une des solutions qui est envisagée pour décarboner les industries lourdes comme la fabrication de ciment, de chaux, ou encore la métallurgie. Pour rendre cette opération possible, GRTGaz vient de lancer un appel à manifestation d’intérêt portant sur le transport de CO2 grâce à un long pipeline reliant de grandes industries de l’ouest de la France jusqu’au terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Montoir-de-Bretagne. Ainsi, le CO2 émis par les cimentiers Lafarge et Lhoist, le producteur de chaux Heideberg Materials, ainsi que la raffinerie de Donges sera envoyé jusqu’au terminal pour y être liquéfié par Elengy, une filiale d’Engie. Ensuite, ce CO2 pourra être transporté par bateau via des zones de stockage géologique, dans le cadre des objectifs français de captation et de stockage du carbone pour réduire les émissions du pays.

Le pipeline devrait permettre le transport de 2,6 MTPA (millions de tonnes par an) de CO2 d’ici 2030, et même 5 MTPA d’ici 2050. Ce type d’infrastructure n’est, d’ailleurs, pas nouveau en France puisqu’on en retrouve une similaire près de Dunkerque. Ces deux installations vont permettre d’envoyer le CO2 émis par ces industries lourdes vers la Norvège, pour qu’il soit stocké de manière pérenne, grâce au projet Northern Lights.

Northern Lights : un projet destiné à séquestrer le CO2 au large de la Norvège

Autorisé par la Norvège en 2020, le projet Northern Lights consiste à proposer aux industries lourdes d’Europe de transporter, puis de stocker de manière définitive leur CO2 dans de vastes réservoirs géologiques situés au large de Øygarden, à 2600 mètres de profondeur. Pour atteindre ses objectifs, l’entreprise du même nom a déjà commandé 4 navires spécifiques capables de transporter le CO2 sous forme liquide grâce à des réservoirs maintenus à -26 °C. Grâce à ces navires, le CO2 devrait être acheminé jusqu’au terminal terrestre de Northern Lights pour y être stocké provisoirement, avant d’être envoyé vers son site de stockage définitif via un pipeline d’une centaine de kilomètres de long.

Le site devrait entrer en service cette année et permettre de stocker 1,5 MTPA de CO2. À partir de 2026, ce sont 5 millions de tonnes qui pourront être stockées chaque année. Des études sont déjà en cours pour étendre cette capacité à 12 MTPA de CO2.

Le CCS pour décarboner les industries lourdes

Notamment adoubé par le GIEC, le CCS, pour Captage et Stockage du Carbone, est une solution à part entière pour atteindre les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050. La France compte, elle aussi, sur cet outil et a pour objectif de stocker 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030 et même 20 millions de tonnes de CO2 d’ici 2050. Elle devrait cependant être réservée aux industries lourdes extrêmement difficiles à décarboner comme les cimentiers ou encore les industries de métallurgie.

Si elle apparaît comme indispensable pour atteindre les objectifs mondiaux, elle possède de nombreuses limites. Comme le rappelle l’ADEME, cette solution est très énergivore, en particulier pour la phase de liquéfaction du CO2, et très onéreuse. L’ADEME estime son prix entre 100€ et 150 € par tonne de CO2 séquestré contre 20 à 25 € par tonne de CO2 traité pour d’autres solutions. Enfin, outre le fait que les réservoirs géologiques ne sont pas illimités, ce type de solution nécessite une cavité parfaitement étanche et stable pour éviter tout risque de fuite. Le CO2 étant plus lourd que l’air, une fuite de CO2 pourrait avoir des conséquences désastreuses en asphyxiant les personnes alentour. C’est ce qui s’était produit au niveau du lac Camerounais de Nyos, en 1986. Lors d’une éruption limnique, une énorme bulle de CO2 était remontée à la surface, entraînant la mort de 1 700 personnes.

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En évoquant la quête mondiale vers la neutralité carbone, impossible de ne pas mentionner les crédits carbone, aussi appelés quotas carbone. Derrière ces termes se cachent des mécanismes de compensation des émissions de CO₂ aussi indispensables qu’imparfaits. Dans cet article, nous revenons sur ce que sont les crédits carbone, sur leurs intérêts mais également sur leurs limites. 

Dès son premier rapport, en 1990, le Groupe d’experts intergouvernemental sur l’évolution du climat, plus connu sous le nom de GIEC, annonçait la couleur : « Nous sommes certains des éléments suivants : il existe bel et bien un effet de serre naturel; les émissions résultant des activités humaines augmentent considérablement les concentrations atmosphériques des gaz à effet de serre : CO₂, méthane, chlorofluorocarbures et protoxyde d’azote. Ces augmentations renforceront l’effet de serre, entraînant un réchauffement supplémentaire de la surface de la Terre. »

Le second rapport, paru en 1995, apporte des preuves supplémentaires de l’activité humaine sur le climat, entraînant une réaction internationale avec la signature, en 1997, du Protocole de Kyoto par 191 pays. Ce protocole international, mis en application à partir de 2005, avait pour objectif de réduire d’au moins 5%, entre 2008 et 2012, des émissions de gaz à effet de serre (GES) suivants : dioxyde de carbone, méthane, protoxyde d’azote, et trois substituts des chlorofluorocarbones.

C’est dans le cadre de ce protocole qu’est apparue, pour la première fois, la notion de compensation carbone. Cette notion désigne le principe selon lequel une organisation pourrait compenser ses propres émissions de gaz à effet de serre, considérées comme incompressibles, par l’investissement dans un projet destiné à neutraliser du carbone. De ce principe est né le crédit carbone, ou quota carbone, un certificat relatif à l’évitement, la réduction ou l’élimination d’une tonne de dioxyde de carbone ou son équivalent d’autre gaz à effet de serre.

Les quotas d’émission engendrent un marché d’échange de ces quotas

De ce principe simple découlent deux mécanismes principaux qui en permettent l’application. On retrouve d’abord le marché réglementaire, dit « de conformité », qui fait référence aux mécanismes de compensation carbone mentionnés dans le Protocole de Kyoto. Dans ce cadre, les pays qui se sont engagés à réduire leurs émissions de GES peuvent avoir recours à des mécanismes de flexibilité qui leur permettent de compenser une partie de leurs émissions en finançant des projets de permettant une réduction des GES en dehors de leur territoire.

De manière plus concrète, ce type de marché fonctionne de la manière suivante : une entité publique, appelée autorité de régulation, fixe aux émetteurs de GES un plafond d’émissions maximal à ne pas dépasser sur une période donnée, d’une valeur inférieure aux émissions actuelles. L’entité publique distribue ensuite des quotas correspondant à la quantité d’émissions de GES à ne pas dépasser.

À la fin de la période, les émetteurs doivent rendre leur quotas carbone. Cependant, si leurs émissions dépassent l’objectif fixé, ils doivent acheter des quotas carbone, correspondant à une tonne de GES non émise, pour arriver à la bonne quantité d’émissions. À l’inverse, les entreprises ayant moins émis que prévu peuvent vendre les émissions qu’elles n’ont pas générées sous la forme de quotas carbone. Ces quotas peuvent ainsi être échangés grâce à un marché du carbone. Le prix d’un quota carbone varie en fonction de l’équilibre entre l’offre et la demande.

Sur ce principe, de nombreux marchés carbone ont été créés au fil des années. En 2020, l’International Carbon Action Partnership dénombrait 21 marchés du carbone mis en place, et 24 autres en projet. En Europe, le Système d’échanges de quotas d’émissions de l’Union Européenne (SCQE) aussi appelé EU-ETS, a été créé dès le 1er janvier 2005. Sur ce marché, le prix du quota carbone a fortement augmenté sur les dernières années, passant de 37,45 euros en février 2021 à presque 90 euros en mars 2023. En Europe, sont concernées par le SCQE toutes les industries spécialisées dans la production de papier, d’acier, de ciment, de verre, et plus généralement toute industrie dont la puissance thermique est supérieure à 20 MW.

Différences avec les crédits carbone volontaires

En parallèle de ces marchés réglementaires, on retrouve le marché des crédits carbone volontaires. Ce marché s’est développé en même temps que le marché de conformité, et n’est pas le fruit d’une réglementation, mais plutôt de la volonté de certaines entreprises de concrétiser un engagement écologique. Dans ce type de marché, aucune certification n’est imposée. Néanmoins, au fil des années, des labels se sont développés pour apporter de la légitimité aux crédits carbones en question.

Par ce mécanisme, les entreprises soucieuses de leur image peuvent réduire leur impact environnemental, ou plutôt le compenser. A titre d’exemple, Apple a annoncé, lors de sa dernière keynote, que certaines versions de la toute nouvelle Apple Watch étaient neutre en carbone. Cette annonce n’a été rendue possible que grâce à l’utilisation, par Apple, de la compensation carbone.

Comment générer un crédit carbone ?

En d’autres termes, Apple a acheté des crédits carbone en finançant des projets environnementaux permettant la neutralisation d’une certaine quantité de carbone. Ces projets environnementaux permettent, en théorie, de compenser les émissions de CO₂ incompressibles générées par la production de ladite Apple Watch.

Pour générer un crédit carbone, les porteurs de ce type de projet doivent remplir certains impératifs. D’abord, il faut que le projet respecte la notion d’additionnalité, ce qui signifie que le financement et la mise en œuvre du projet doivent pouvoir justifier que le financement et la mise en place du projet impactent réellement, et de manière positive, l’environnement.

D’autre part, les émissions de gaz à effet de serre captées ou séquestrées doivent pouvoir être mesurées et comptabilisées sur la base d’une méthodologie reconnue et approuvée par un tiers indépendant. Tout au long de la durée du projet, les économies de gaz à effet de serre doivent pouvoir être vérifiées annuellement par un auditeur. Enfin, il faut que l’impact environnemental du projet soit durable dans le temps, et que les émissions de GES soient neutralisées pendant au moins sept ans.

Un système qui fonctionne, mais qui présente des faiblesses

Si le principe de compensation carbone présente un intérêt non négligeable dans la réduction des émissions de CO₂, il présente néanmoins de nombreux défauts. Tout d’abord, les méthodes de calcul des crédits carbone seraient parfois mal réalisées, entraînant ainsi un déséquilibre entre les émissions de CO₂ réalisées, et des compensations qui ne sont pas à la hauteur. En janvier 2023, une analyse réalisée conjointement par Die Zeit, The Guardian et SourceMaterial annonçait que 90% des crédits carbone ne valaient rien. Cette analyse se basait notamment sur l’attribution de crédits carbone par VERRA, plus gros label de compensation carbone au monde. Ce dernier recevait ainsi des fonds privés pour protéger la forêt primaire dans des zones sensibles. Néanmoins, il semble que cette protection n’a permis d’empêcher la déforestation que dans de très rares cas. Ainsi, 94% de ces crédits carbone n’auraient pas eu d’impact sur la lutte contre le changement climatique.

Ce n’est pas tout. Le mécanisme des crédits carbone est également critiqué pour encourager les entreprises à compenser leurs émissions plutôt que les réduire. Or, la neutralité carbone ne pourra passer que par la réduction des émissions. Greenpeace pointe également du doigt une dérive récurrente qui veut que les projets de compensation carbone sont commandités par des organisations venant de pays développés pour des projets à destinations des pays du Sud. Ce type de mécanisme pourrait causer, dans les pays concernés, des problèmes de sécurité alimentaire et de déplacement des populations locales.

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L’Allemagne a fait le choix de supprimer le nucléaire de son mix énergétique, malgré ses objectifs climatiques qui l’obligent à décarboner sa production électrique. Mais est-ce le bon choix ? Notre voisin d’outre-Rhin ne devrait-il pas revenir en arrière pour miser à nouveau sur l’atome ? La sortie du nucléaire n’est-elle pas un frein à la réussite de sa transition énergétique ?

Selon les données de l’agence internationale de l’énergie (AIE), le mix électrique allemand était dominé par le charbon et le nucléaire au début des années 2000. Mais pour son avenir, l’Allemagne a fait le choix de sortir du nucléaire, dans le cadre de son plan de transition énergétique appelé « Energiewende ». Pourquoi une telle décision ? D’abord et surtout parce que les Allemands sont pour la plupart farouchement anti-nucléaires. Après la catastrophe de Tchernobyl, celle de Fukushima en 2011 au Japon a été la goutte d’eau qui a fait déborder le vase, poussant la chancelière de l’époque, Angela Merkel a prendre une décision stricte.

L’Allemagne a fait le choix de la sortie du nucléaire

En effet, nos voisins ont alors fait le choix de sortir du nucléaire pour des raisons de sécurité. En avril 2023, c’était chose faite avec l’arrêt des trois dernières centrales nucléaires qui fonctionnaient encore jusque-là. Pour le futur de son mix électrique, le pays mise sur le développement massif des énergies renouvelables et sur le gaz naturel. D’ailleurs, pour l’année 2023, les énergies renouvelables ont représenté plus de 50 % de la consommation électrique allemande. L’objectif est de porter ce niveau à 80 % d’ici 2030.

Néanmoins, les émissions de CO₂ sont toujours très élevées dans le pays, notamment du fait de la part importante du charbon dans le bouquet énergétique allemand. Même si en 2023, les émissions allemandes de gaz à effet de serre (GES) ont atteint un niveau historiquement bas avec 673 millions de tonnes, le pays reste le plus gros émetteur de l’Union européenne (UE).

Énergies renouvelables et gaz naturel en hausse dans un contexte géopolitique tendu

En effet, rappelons que les énergies renouvelables n’étant pas une source de production pilotable, elles doivent être accompagnées de moyens de flexibilité qui permettent d’ajuster en temps réel l’offre à la demande en électricité. Ces moyens de production pilotables sont le charbon, le gaz ou encore le nucléaire. Les Allemands ayant fait le choix de se passer de nucléaire, la part du charbon et du gaz naturel reste donc nécessairement importante dans leur mix électrique.

Or, avec la crise en Ukraine, les approvisionnements en gaz naturel en provenance de Russie se sont arrêtés. Et le gazoduc Nord Stream 2 qui devait alimenter l’Allemagne via la mer Baltique n’a pas été mis en service du fait des sanctions par l’Union européenne à l’encontre de la Russie, et de son sabotage le 26 septembre 2022.

Le pays possède toutefois sur son territoire encore du charbon, mais surtout une abondante réserve de lignite qui est un charbon à faible pouvoir calorifique. Sources d’indépendance énergétique pour le pays, charbon et lignite sont toutefois particulièrement néfastes pour l’environnement.

Le retour vers l’atome est-il envisageable en Allemagne ?

Le charbon et le gaz naturel étant des énergies fossiles, on peut se demander si nos voisins d’outre-Rhin ont bien fait de se passer du nucléaire, source de production pilotable décarbonée. Et ne serait-il pas judicieux de revenir sur la décision de sortie de l’atome et de relancer les centrales pour atteindre les objectifs climatiques du pays ?

Sur le plan environnemental, il est clair que privilégier l’atome permettrait de se désengager du charbon et du gaz naturel, ce qui serait bénéfique pour les émissions du pays. Cela permettrait également au pays de réussir plus facilement sa transition énergétique.

Mais pour cela, il faudrait que ce revirement dans la politique énergétique allemande soit accepté par la population. Or, ce n’est pas le cas pour l’instant. Et l’Allemagne s’oppose d’ailleurs régulièrement à la France sur la scène européenne, pour critiquer notre choix de laisser au nucléaire une place prépondérante dans notre mix électrique. Il semble donc que le retour de l’atome dans le mix électrique allemand relève d’un choix politique qui n’est pas à l’ordre du jour.

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Vanté pour ses nombreuses qualités, et en particulier sa capacité à stocker le carbone, le biochar a, depuis quelques années, le vent en poupe. Porté par de nombreux projets destinés à générer des crédits carbone, il pourrait être un allié indispensable de la transition énergétique. 

1541, Amérique du Sud. Le navigateur espagnol Francisco de Orellana descend le fleuve Amazone, et rapporte dans ses cahiers la description d’une civilisation dense, à l’agriculture riche et sophistiquée. De cette description, il ne reste plus rien, si ce n’est la Terra Preta, une terre sombre à la fertilité exceptionnelle que l’on retrouve au cœur de la forêt amazonienne. Créée par l’homme durant l’époque précolombienne, cette terre tient une partie de sa richesse à sa teneur en un élément aujourd’hui de plus en plus prisé : le biochar.

Pendant longtemps oubliée, cette poudre noire est désormais obtenue grâce à la pyrolyse de la biomasse dans des fours spécialement conçus. Cette opération consiste à chauffer la matière organique à une température comprise entre 350°C et 650°C sans oxygène. Le biochar bénéficie d’un regain d’intérêt pour ses capacités qui vont au delà de la simple amélioration de la qualité d’un sol. En 2018, le GIEC l’a reconnu comme technologie d’émission négative pour son rôle de puits carbone. Une tonne de biochar peut, en effet, stocker de manière stable et durable l’équivalent de 2,5 tonnes à 3 tonnes de CO₂.

Ainsi, la combinaison de cette capacité à stocker le carbone, et à améliorer la qualité des sols a entraîné un véritable engouement pour ce matériau que certains n’hésitent pas à qualifier de « nouvel or noir ».

Le biochar possède des avantages indéniables

Au-delà des nombreux témoignages qui vantent l’impact du biochar sur la fertilité des sols, les études scientifiques sur le sujet se multiplient pour évaluer ces bienfaits et comprendre les mécanismes qui y sont associés.

En août 2023, une étude a été publiée en ce sens par l’université A&M du Texas. Celle-ci portait sur les effets d’un biochar obtenu à partir de résidus de culture de blé sur une culture de tomates. Différents paramètres ont été observés, comme la croissance des plants de tomates et le développement de leur système racinaire, ainsi que la diversité microbienne du sol. Les résultats de cette étude ont été saisissants, puisque les chercheurs ont découvert que le microbiome du sol traité bénéficiait à la fois d’un accroissement de l’activité de plusieurs microbes bénéfiques à la plante, ainsi qu’une réduction de l’activité de certains champignons pathogènes. De plus, l’activité symbiotique entre la plante et le microbiome s’est également trouvée améliorée. Si cette étude ne montre pas d’effet immédiat du biochar sur le rendement des plants de tomate, elle pose les bases d’effets sur le long terme du matériau, une fois incorporée dans le sol.

D’autres études ont également démontré la capacité du biochar à améliorer la fertilité d’un sol grâce à un rôle restructurant qui permettrait aux plantes de mieux absorber les nutriments, même dans un sol historiquement pauvre, comme c’est le cas dans la forêt amazonienne.

Un intérêt pour l’agriculture, mais pas que

Les possibles applications du biochar ne se limitent pas à l’agriculture, puisqu’il pourrait même participer à la décarbonation du béton, une aubaine quand on sait que celui-ci est responsable de 7% à 8% des émissions de CO₂ à l’échelle de la planète. Ces émissions sont principalement causées par le processus de fabrication du ciment, un liant composé de clinker : un matériau obtenu par la cuisson à très haute température (environ 1400°C) d’un mélange de calcaire et d’argile. Outre l’énergie nécessaire à la montée en température du matériau, la réaction chimique qui en résulte entraîne un dégagement de CO₂ issu du calcaire. En France, selon un rapport de CIM Béton de 2018, l’empreinte carbone du ciment se situe aux alentours 624 kg eq CO₂/t.

Que vient faire le biochar dans cette histoire ? Il vient tout simplement équilibrer le bilan carbone du ciment en étant ajouté à la formulation de celui-ci. En France, le cimentier Vicat a réussi à créer un nouveau liant, appelé Carat, qui a la particularité d’avoir une empreinte carbone de -15 kg eq CO₂/t. En d’autres termes : il stocke du carbone !

L’impulsion des crédits carbone

Pour l’heure, le biochar est encore peu utilisé car il a un (très) gros défaut : il coûte cher. En Europe, la tonne de ce matériau se négocie généralement entre 600 euros et 800 euros. Or, la quantité requise pour un usage agricole est de l’ordre de plusieurs tonnes par hectare, un coût financier trop élevé pour un grand nombre de culture.

Mais cela pourrait bientôt changer, car sa capacité à stocker du carbone est de plus en plus mise à profit pour générer des crédits carbone. C’est, par exemple, ce que propose la startup française NetZero, qui a ouvert deux usines de production de biochar, dont la première se situe en Afrique et la deuxième en Amérique du Sud. Le biochar obtenu, particulièrement efficace pour des sols tropicaux, est revendu aux agriculteurs locaux.

En France, la société Carbonloop promeut la décarbonation énergétique des sites industriels avec la mise en œuvre d’une solution de pyrolyse de biomasse permettant de produire de la chaleur, de l’électricité ainsi que du biochar qui pourra ensuite être revendu.

Désormais, il reste à la filière de trouver un équilibre économique permettant de rendre le tarif du biochar abordable grâce à la vente de crédits carbone.

Le biochar, un produit à utiliser avec parcimonie

Malgré cette dynamique encourageante, le biochar doit faire l’objet d’une production mesurée, comme toutes les technologies résultant de la biomasse. Car si son bilan carbone est positif avec des résidus de culture, il devient mauvais dès lors qu’il est produit à partir de forêts anciennes ou de forêts primaires. D’autre part, une production trop intensive pourrait entraîner des conflits d’usage en limitant la disponibilité de matières premières pour la construction bois ou encore la biomasse.

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En installant des panneaux solaires photovoltaïques dans les oliveraies, on peut produire efficacement de l’électricité renouvelable. Mais on peut aussi doper le rendement des oliviers.

L’idée de l’agrivoltaïsme n’est pas de convertir brutalement des terres agricoles à la production d’électricité solaire photovoltaïque, mais bel et bien de combiner les deux en optant pour les configurations qui, au moins, ne nuisent pas aux cultures. Au mieux, l’implantation de panneaux solaires en plein champ pourrait même doper la production agricole. En protégeant les cultures des aléas climatiques comme les gelées tardives ou en maintenant un certain niveau d’humidité au sol. Une nouvelle étude publiée aujourd’hui dans la revue Applied Energy vient confirmer que c’est possible dans les oliveraies du sud de l’Europe.

Les oliveraies naturellement adaptées à l’agrivoltaïsme

Pourquoi les oliveraies ? Parce que les cultures d’oliviers dites super intensives sont plantées sur des sols modérément inclinés. Cela facilite l’installation de panneaux solaires. Par ailleurs, les schémas de plantation des oliviers laissent naturellement suffisamment d’espace pour cela entre les rangées.

Les chercheurs ont travaillé sur trois variétés d’olives — qui ne réagissent pas de la même manière à la lumière — et différentes configurations de systèmes photovoltaïques, tous bifaciaux. Leur objectif : optimiser à la fois la production d’électricité solaire et la production des oliveraies. Ils ont fait varier les angles d’inclinaison — de 0 à 90 degrés — et la hauteur des modules — de 3 à 4,5 mètres. Enfin, ils ont simulé les effets en prenant pour base 16 heures d’ensoleillement et une température de 21 °C à 40 % d’humidité.

Schéma de la culture d’olives et de panneaux solaires / Image : Mouhib et al 2024

Jouer sur l’inclinaison et la hauteur des panneaux solaires

La conclusion des chercheurs, c’est que l’angle d’inclinaison des panneaux solaires influe surtout sur le rendement photovoltaïque. La hauteur des systèmes solaires affecte quant à elle essentiellement le rendement des oliviers. Aucune des olives testées, en revanche, ne s’est montrée dépendante à l’ensoleillement au point de ne pas pouvoir supporter l’agrivoltaïsme.

Pour se faire une idée de l’intérêt de la solution, les scientifiques s’appuient sur un indicateur, le Land Equivalent Ratio (LER). Il correspond à la surface relative nécessaire pour avoir la même production avec une seule qu’avec l’association de deux productions différentes. Dans le cas des oliveraies, le LER maximal est estimé à 171 %. Il est atteint avec une inclinaison de 20° et des panneaux solaires installés à une hauteur de 3 mètres — pour les oliviers hauts de 2,5 mètres maximum. Cette étude reste toutefois théorique. Elle aidera à la conception de futures installations, qui permettront de valider les conclusions des chercheurs.

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La récente hausse des tarifs de l’électricité annoncée le 1ᵉʳ février 2024 résulte d’une hausse de la fiscalité décidée par le ministre de l’Économie. Une étude de l’Observatoire de l’industrie électrique montre que les taxes appliquées à l’électricité sont 9 fois plus importantes que celles pratiquées pour le gaz, 5 pour le gazole et 11 pour le fioul domestique, relativement aux émissions de CO₂ générées.

En augmentant de 8,6 % le tarif de base de l’électricité au 1ᵉʳ février, le ministre de l’Économie et des Finances assume vouloir sortir progressivement du bouclier tarifaire. Cette aide d’État, instaurée en février 2022, avait pour objectif de plafonner les hausses des prix de l’énergie et a coûté jusqu’ici 90 milliards d’euros. L’augmentation pour les ménages impose une hausse sur les factures de 18 euros par mois pour une maison de quatre pièces chauffée à l’électricité et pour un appartement d’une pièce chauffée à l’électricité, elle devrait être de 8,3 euros.

L’électricité est grandement taxée par rapport à sa faible empreinte carbone

Dans une étude publiée par l’Observatoire de l’industrie électrique (OIE), nous apprenons premièrement que la hausse des tarifs découle d’une hausse de la fiscalité, auparavant allégée durant le bouclier tarifaire : diminution de l’accise sur l’électricité, une des quatre taxes qui s’appliquent à l’électricité, de 22 euros par mégawattheure (€/MWh) en 2021 à 1 €/MWh en 2022 et augmentation de 1 €/MWh en 2023 à 21 €/MWh en 2024. Le deuxième enseignement, et peut-être le plus important, est qu’en comparant les taxes appliquées aux différentes énergies, l’électricité sort grandement perdante du fait de sa grande taxation par rapport à son empreinte carbone.

Selon l’étude, la consommation d’électricité en France est, depuis le 1ᵉʳ février 2024, taxée à hauteur de 1 312 euros par tonne de CO₂ émise. Ce chiffre est calculé sur une base d’une intensité carbone moyenne 2022 de 52 g de CO₂ équivalent par kilowattheure et de la dernière hausse des taxes. En comparaison, la tonne de CO₂ générée par la combustion d’essence est 4 fois moins taxée, celle de fioul domestique 11 fois moins et celle du gaz 9 fois moins. Et ce, malgré l’augmentation de l’accise sur le gaz.

Taxes sur l’énergie rapportées aux émissions de carbone équivalent / Image : OIE

La comparaison effectuée sur la taxation relativement aux émissions est intéressante, mais nécessite d’apporter deux nuances. Premièrement, imaginons que nous décarbonions plus encore le mix électrique français. Cela impliquerait que le contenu carbone de l’électricité française tendrait vers 0. D’après la formule employée, la pénalisation de l’électricité (€/CO₂) tendrait ainsi vers l’infini. Deuxièmement, les taxes ne viennent pas uniquement pénaliser le contenu carbone des énergies. Elles financent aussi les infrastructures nécessaires à leur transport et plus généralement alimentent le budget de l’État (éducation, armée, transition écologique …). Il y a donc, dans ces taxes, une part qui ne dépend pas de l’empreinte écologique.

Une poursuite de la hausse des taxes qui interroge

La hausse brutale de février 2024 n’est pas la dernière. Le « retour à la normale » est prévu pour le 1ᵉʳ février 2025, selon Bercy, avec une accise sur l’électricité passant de 21 €/MWh aujourd’hui à 32 €/MWh le 1ᵉʳ février 2025. L’écart avec les énergies fossiles continuera donc de se creuser et permettra de remplir les caisses de l’État. En effet, les taxes sur l’électricité alimentent directement le budget de l’État et ne sont plus fléchées vers les énergies renouvelables comme c’était le cas jusqu’en 2017. Rien ne permet donc d’affirmer avec certitude que cette hausse de taxe viendra financer la transition écologique.

Au-delà de limiter l’investissement dans des technologies de production propre, la hausse des tarifs de l’électricité encourage le report vers les fossiles. Nous devrions faire l’inverse. La hausse de taxe est de 8,6 % pour les tarifs de base (10,6 millions de consommateurs fin 2022) et de 9,8 % pour les tarifs heures pleines-heures creuses (9,3 millions de consommateurs). La hausse la plus prononcée s’adresse ainsi aux consommateurs qui sont incités à décaler leur consommation des heures de pic de consommation, moment pendant lequel le prix de l’électricité est le plus élevé et le plus carboné à cause du grand recours aux énergies fossiles. Au sein même des offres tarifaires d’électricité, l’augmentation différenciée décourage les contrats visant à faire baisser les prix et décarboner le mix électrique. Rien donc pour faire changer les comportements.

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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.

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.

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.

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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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.

Installation-pilote de Seabound / Image : Seabound

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.

Lit de carbonate de calcium après capture du dioxyde de carbone / Image : Seabound

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.

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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