Encore 563 millions d’euros du gouvernement pour sauver Areva

Encore 563 millions d’euros du gouvernement pour sauver Areva

Finalement la concurrence entre Areva et EDF aura coûté une fortune à l’État. Non seulement en France mais aussi à l’étranger où il faut soutenir la dérive des prix des EPR en cours de construction. Ainsi l’État va financer indirectement Areva. 

L’État va racheté les dernières parts du capital du groupe nucléaire Orano possédées par Areva pour un montant de plus de 563 millions d’euros, selon un arrêté paru dimanche au Journal officiel. Ce rachat représente plus de 24,8 millions d’actions de la société Orano SA, environ 9,4% du capital de la société, auprès de la société Areva SA.

Mi-juillet, l’État avait déjà racheté 12% du capital d’Orano auprès d’Areva, et 4,56% des parts à la Caisse des dépôts, ce qui lui avait permis de monter à 70,59% du capital d’Orano. Areva ne disposait plus que de 9,4% des parts d’Orano, qu’elle va donc revendre à l’État, lequel possédera donc, à l’issue de l’opération, environ 80% des parts.

Les 563 millions correspondent à peu près au surcoût de l’EPR construit en Finlande que devra supporter Areva. Notons que ces dépassements financiers concernent la plupart des jeux EPR actuellement en construction en France comme à l’étranger. Une insuffisance technique évidente liée à une gestion approximative. Comme pour les sous-marins australiens il faudra que les industriels français de l’énergie apprennent à mieux respecter leurs engagements à la fois technique et financier.

Énergie–Fusion nucléaire : l’avenir ?

Énergie–Fusion nucléaire : l’avenir ?

 

 

Récemment les États-Unis ont réalisé des expérimentations significatives en matière de fusion. Une technologie sur laquelle on fonde beaucoup d’espérance car elle ne produit pratiquement pas de déchets. La France est dans une phase d’expérimentation pour un réacteur à fusion dans le cadre du projet international ITER, la Chine a déjà mis au point un réacteur à fusion . Les réacteurs en service actuellement sont à fission nucléaire et ont surtout le désavantage de générer des déchets très toxiques. La fusion nucléaire est considérée par ses défenseurs comme l’énergie de demain car elle est infinie, tout comme celle du soleil, et ne produit ni déchets ni gaz à effet de serre.

La Chine dispose à cet effet d’un réacteur Tokamak HL-2M, le plus performant du pays, dans la province du Sichuan (sud-ouest). Il s’agit d’une chambre de confinement magnétique qui génère une chaleur phénoménale dans le but de fondre des noyaux atomiques.

Ce tokamak est surnommé « soleil artificiel » en raison de la température qui peut y dépasser les 150 millions de degrés, selon Chine nouvelle – soit dix fois la chaleur produite au cœur même du soleil.

La France a lancé en juillet à Saint-Paul-lès-Durance (Bouches-du-Rhône) l’assemblage d’un gigantesque réacteur à fusion dans le cadre du projet Iter. Il vise les 150 millions de degrés mais les premiers tests ne sont pas attendus avant 2025.

L’assemblage du réacteur expérimental ITER, dont l’ambition est d’apprendre à maîtriser la fusion nucléaire, a débuté mardi 28 juillet dans le sud de la France. Mais les connaissances scientifiques en la matière progressent trop lentement au vu de l’urgence climatique.

Le projet a débuté en 2006, avec la signature d’un accord international réunissant 35 pays, dont les membres de l’Union Européenne (avec, à l’époque, le Royaume-Uni), la Suisse, l’Inde, le Japon, la Corée du Sud et les États-Unis. Depuis environ 15 ans, le site ITER (réacteur thermonucléaire expérimental international) s’édifie lentement dans le sud de la France, à Cadarache, dans les Bouches-du-Rhône.
Après plusieurs contretemps, sa construction  a franchi ce mardi 28 juillet une étape symbolique : le lancement de l’assemblage du réacteur, qui devrait encore durer près de cinq ans. Un événement salué par Emmanuel Macron, en visioconférence, ainsi que par les dirigeants de sept des États partenaires du projet.
“Avec la fusion, le nucléaire peut être une promesse d’avenir”, en offrant “une énergie non polluante, décarbonée, sûre et pratiquement sans déchets”, d’ici à 2050”.
Théoriquement, la fusion nucléaire permet effectivement d’accéder à une source d’énergie décarbonée, aux déchets radioactifs peu nombreux et à courte durée de vie. Une technologie bien plus propre que la fission nucléaire employée dans les centrales actuelles, et quasiment infinie : la fusion ne nécessite en effet pas d’uranium, minerai dont les réserves tendent à s’épuiser. Elle reproduit, à peu de choses près, les réactions observées au cœur des étoiles, d’où l’expression “mettre le soleil en boîte” pour décrire son mode de fonctionnement.

La fusion est largement plus complexe que la fission nucléaire et les expérimentations nécessitent la construction de tokamaks de plus en plus grands et performants. En effet, chaque changement d’échelle provoque l’apparition de nouveaux phénomènes, qu’il faut apprendre à maîtriser. D’où la naissance d’ITER, tokamak encore plus vaste que Jet et qui aura lui même un successeur.

Politique énergétique : le Japon mise sur l’Hydrogène

Politique énergétique : le Japon mise sur  l’Hydrogène

 

Un article du Wall Street Journal (extrait)

 

Selon certains experts, si le Japon réussit (comme il l’avait fait dans les années 1970 avec la démocratisation du gaz naturel liquéfié), l’hydrogène pourrait enfin se frayer un chemin dans la chaîne logistique mondiale et supplanter le pétrole et le charbon.

L’hydrogène a souvent fait l’actualité, mais des défis économiques et techniques existent toujours. Tokyo devrait choisir de s’éloigner petit à petit des énergies fossiles et d’étaler la transition sur plusieurs années : la réduction des émissions de carbone sera d’abord très progressive. Et, quoi qu’il arrive, cela ne résoudra pas son problème de dépendance aux importations, puisque le pays veut, dans un premier temps, produire l’essentiel de son hydrogène à partir d’énergies fossiles achetées à l’étranger.

Comme tant d’autres pays, le Japon comprend peu à peu qu’il ne pourra pas atteindre la neutralité carbone d’ici 2050 sans énergies renouvelables telles que le solaire ou l’éolien. L’hydrogène ne produit pas de gaz à effet de serre responsables du réchauffement climatique (comme le dioxyde de carbone par exemple), mais de la vapeur d’eau. Il peut être utilisé pour remplacer les énergies fossiles dans les secteurs dans lesquels les énergies renouvelables ne fonctionnent pas bien.

L’Etat japonais a plus que doublé le budget de R&D alloué à l’hydrogène, le portant à près de 300 millions de dollars entre 2018 et 2019, un chiffre qui ne tient pas compte des sommes dépensées par les entreprises privées.

En décembre, le pays a publié une feuille de route préliminaire qui définit deux objectifs : porter à 10 % la part de l’hydrogène et des carburants connexes dans la production d’électricité (contre quasiment 0 % aujourd’hui) et augmenter significativement le poids de l’hydrogène dans des secteurs comme le transport ou la production d’acier d’ici 2050. Le gouvernement peaufine la version finale du plan pour l’énergie, qui pourrait comporter des objectifs officiels de montée en puissance de l’hydrogène et des estimations de coût.

Il devrait aussi proposer des subventions et prévoir des sanctions à l’encontre des technologies émettrices de carbone. Les géants industriels se sont lancés dans la production de bateaux, de terminaux gaziers et d’infrastructures pour que l’hydrogène s’impose dans le quotidien des Japonais.

JERA, premier producteur d’électricité du Japon, entend réduire ses émissions de carbone en utilisant de l’ammoniac dans ses centrales à charbon et a signé, en mai dernier, un protocole d’accord avec l’un des plus grands spécialistes mondiaux de l’ammoniac pour en développer la production.

Les conglomérats nippons cherchent des fournisseurs d’ammoniac et d’hydrogène. Les transporteurs maritimes, dont Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, imaginent de leur côté des bateaux qui fonctionnent à l’hydrogène.

« Si le Japon réussit et que toute la chaîne logistique s’adapte aux besoins du marché japonais, tout sera différent et l’adoption pourrait être rapide » au niveau mondial, estime David Crane, ancien directeur général de NRG Energy, un producteur américain d’électricité qui siège aujourd’hui au conseil de JERA.

De fait, l’hydrogène possède de sérieux atouts. Il peut être utilisé (sous réserve de modifications) dans des centrales électriques ou des équipements conçus pour fonctionner au charbon, au gaz ou au pétrole, ce qui ferait économiser des milliards de dollars aux pays qui pourraient utiliser l’infrastructure existante pour la transition énergétique.

Il peut également être stocké et utilisé dans des piles à combustible capables d’emmagasiner plus d’énergie qu’une batterie électrique de même taille : l’hydrogène est donc parfaitement adapté aux avions ou aux bateaux qui doivent embarquer des grandes quantités de carburant pour pouvoir parcourir de très longue distance.

Autre avantage : il s’agit d’une technologie dont le Japon peut devenir spécialiste, ce qui lui permettrait de moins dépendre de la Chine, qui s’impose petit à petit comme numéro un mondial des énergies alternatives et premier fournisseur de panneaux solaires et de batteries électriques.

A l’heure actuelle, 80 % des panneaux solaires viennent de Chine, « une source d’inquiétude » pour l’avenir de la sécurité énergétique, indique Masakazu Toyoda, président de l’Institute of Energy Economics qui fait également partie de la commission qui conseille le gouvernement nippon sur la stratégie énergétique.

En mai, l’Agence internationale de l’Energie (AIE) a déclaré que l’hydrogène serait, aux côtés du solaire et de l’éolien, nécessaire pour que le monde atteigne la neutralité carbone d’ici 2050. Selon sa feuille de route détaillant la stratégie la plus « techniquement réalisable », l’hydrogène et les carburants connexes devraient représenter 13 % du mix énergétique mondial à cet horizon, pour des investissements dépassant 470 milliards de dollars par an.

Aux Etats-Unis, des Etats et des entreprises misent aussi sur des projets liés à l’hydrogène, notamment des stations-service, mais les efforts restent sporadiques.

L’an passé, l’Union européenne a dévoilé sa stratégie pour l’hydrogène et estimé que les investissements dans ce secteur pourraient se chiffrer en centaines de milliards de dollars d’ici 2050. Plusieurs groupes pétroliers européens, dont Royal Dutch Shell et BP, soutiennent aussi des projets dans ce domaine. Cette année, Airbus a présenté les plans de trois avions fonctionnant à l’hydrogène.

En Asie, un consortium de conglomérats coréens, dont Hyundai, a annoncé en mars dernier allouer 38 milliards de dollars d’ici 2030 à un projet lié à l’hydrogène. La Chine, elle, veut s’équiper de centaines de bus roulant à l’hydrogène avant les Jeux olympiques d’hiver début 2022.

Mais le problème, c’est que l’hydrogène n’existe pas en tant que tel dans la nature : ( ou en faible quantité NDLR);  il faut donc l’extraire, par exemple de l’eau ou des combustibles fossiles, ce qui consomme de l’énergie. De fait, il faut plus d’énergie pour fabriquer de l’hydrogène pur que ce que cet hydrogène est ensuite capable de générer.

En règle générale, il est extrait du gaz naturel ou du charbon, ce qui produit aussi beaucoup de dioxyde de carbone. A long terme, l’objectif est un hydrogène « vert » obtenu avec une électricité issue de sources renouvelables, qui coûte aujourd’hui plus cher.

Le stockage et le transport peuvent également se révéler complexes. Le gaz est si léger et occupe tant d’espace à température ambiante qu’il doit être compressé ou liquéfié pour pouvoir être transporté. Mais il ne devient liquide qu’à moins 253 °C, soit seulement 20° de plus que le zéro absolu.

Si le projet japonais est susceptible de tout changer, c’est parce que le pays a eu l’idée révolutionnaire d’utiliser l’ammoniac. Mélange d’azote et d’hydrogène, il n’émet pas de dioxyde de carbone, ce qui résout une partie des problèmes. Il est plus coûteux à fabriquer, mais plus simple à transporter et à stocker (donc à vendre) que l’hydrogène pur. Et il est déjà produit en grande quantité, essentiellement pour fabriquer des engrais.

Son groupe avait découvert que l’ammoniac pouvait être utilisé dans les centrales thermiques à charbon ou à gaz, qui produisent actuellement les trois quarts de l’électricité nipponne. La combustion produit du protoxyde d’azote, un gaz à effet de serre, mais les ingénieurs japonais ont réussi à en réduire la quantité et affirment que le reste peut être filtré pour ne pas finir dans l’atmosphère.

Les producteurs d’électricité locaux pourraient, dans un premier temps, utiliser de l’ammoniac provenant d’énergies fossiles et trouver des stratégies de capture ou de compensation des émissions de carbone, s’était dit Shigeru Muraki. La demande augmentant et les prix baissant, ils pourraient dans un second temps passer à l’ammoniac « vert ».

Shigeru Muraki a présenté son idée aux pouvoirs publics, notamment au ministre de l’Economie. Le problème, c’est qu’il fallait réaliser des économies d’échelle pour faire baisser les prix de l’hydrogène ou de l’ammoniac et qu’aucun gros consommateur ne semblait exister.

C’est à ce moment-là que JERA est entré dans l’équation. Le groupe avait été créé après la catastrophe de Fukushima, qui avait mis Tokyo Electric Power, l’opérateur de la centrale, en grandes difficultés financières. En 2019, Tepco et un autre groupe de services collectifs ont transféré leurs centrales thermiques à JERA, qui s’est retrouvé avec des installations produisant un tiers environ de l’électricité japonaise.

JERA s’est rendu compte que, pour que la totalité de l’électricité nipponne provienne de sources renouvelables, il faudrait bâtir un nouveau réseau, un processus coûteux et chronophage, raconte Hisahide Okuda, le responsable du département stratégie du groupe. En revanche, le réseau existant pouvait supporter assez d’électricité renouvelable pour répondre à la moitié de la demande nationale.

Pour décarboner le reste, Hisahide Okuda s’est tourné vers l’ammoniac et convaincu les sceptiques. JERA a dévoilé son projet de conversion des centrales au charbon en octobre dernier.

A Yokohama, le groupe industriel IHI adapte les turbines au mélange gaz/ammoniac qui sera utilisé.

Masahiro Uchida, l’un de ses chercheurs, explique qu’il suffit de changer le brûleur, un cylindre couleur bronze placé au-dessus de la turbine. IHI a aussi réussi à adapter les chaudières et espère les vendre à des pays comme l’Australie ou la Malaisie, en plus du Japon.

JERA et IHI ont lancé un essai (subventionné par l’Etat) de combustion d’un mélange contenant 20 % d’ammoniac dans l’une des plus grandes centrales de JERA. Si tout se passe bien, JERA espère déployer cette technologie dans toutes ses centrales à charbon d’ici 2030, puis progressivement augmenter le pourcentage d’ammoniac, ce qui réduira les émissions de carbone.

Pour ce faire, il faudra cependant beaucoup, beaucoup d’ammoniac. Quelque 500 000 tonnes par an, selon les premiers tests de JERA, soit près de la moitié de la consommation annuelle du Japon. D’ici 2050, le pays pourrait consommer 30 millions de tonnes d’ammoniac et 20 millions de tonnes d’hydrogène par an, selon les projections du ministère de l’Economie et un comité consultatif. A l’heure actuelle, 20 millions de tonnes sont vendues chaque année dans le monde.

C’est à des groupes comme Mitsubishi et Mitsui, qui importent l’essentiel des carburants et des produits chimiques que consomme actuellement le Japon, qu’échoit la délicate mission de l’approvisionnement.

Le principal défi ? Le prix. Des responsables publics et privés estiment qu’une électricité produite avec un mélange à 20 % d’ammoniac coûtera environ 24 % plus cher que si elle est produite uniquement avec du charbon. Certains chefs d’entreprise nuancent toutefois en indiquant qu’avec des aides publiques, cet écart peut être gérable.

Mitsui discute actuellement de la construction d’une gigantesque usine d’ammoniac avec l’Arabie saoudite, pays qui, selon le conglomérat, est la source la moins onéreuse. Mitsubishi, lui, négocie avec ses fournisseurs en Amérique du Nord, au Moyen-Orient et en Asie, ainsi qu’avec des transporteurs nippons pour la construction de navires de plus grande capacité.

Hausse du prix du gaz : L’Europe responsable

Hausse du prix du gaz : L’Europe responsable

 

Le prix du gaz est en forte augmentation depuis le début de l’été en Europe et en Asie. Le 15 septembre, il a atteint 79,31 euros le mégawattheure, un plus haut historique sur le marché européen, avec une augmentation de plus de 30 % en une semaine. Plus de 40 eurodéputés ont demandé à la Commission d’ouvrir une enquête sur les agissements du fournisseur russe Gazprom, qu’ils suspectent de manipulation du marché. Le sujet devrait s’inviter à la table des ministres européens de l’Energie, qui se réunissent mercredi et jeudi.

 

 Par Thierry Bros est professeur à Sciences Po, spécialiste de la géopolitique de l’énergie, considère que l’Europe est responsable de la flambée des prix du gaz( l’Opinion, extrait)

Comment expliquez-vous l’augmentation du prix du gaz ?

Pour bien comprendre l’évolution d’un marché, il faut regarder trois variables. Commençons par la demande, qui revient au même niveau que 2019, après avoir baissé pendant la pandémie. Or, pendant ce temps-là, les industriels ont très peu investi, ce qui est à l’origine d’un déclin naturel des champs de gaz, occasionnant une baisse d’environ 1 % des capacités de production mondiales en dix-huit mois et donc une offre plus faible. Dernière variable : les stocks, qui baissent mécaniquement quand le marché est tendu, et sont actuellement très bas pour la période.

La Russie cherche-t-elle à tendre le marché pour obtenir la mise en service du gazoduc Nord Stream 2 ?

Je ne crois pas. La mise en service d’un gazoduc est compliquée techniquement, et Nord Stream 2 (NS2) ne sera sans doute pas opérationnel avant plusieurs années. Pour l’heure, Gazprom dévoile ses objectifs d’exportations vers l’Europe en précisant « avec ou sans NS2 ». D’un autre côté, il est vrai que la Russie exprime son mécontentement par son attitude. Gazprom remplit ses obligations contractuelles mais refuse de faire transiter des volumes additionnels via l’Ukraine. Moscou est mécontent car à Bruxelles, le dogme a changé : ce qu’on appelait « gaz naturel » est devenu « gaz fossile ». Je crois donc que les Russes voudraient que les Européens fassent le geste que Joe Biden a consenti sur le pétrole par rapport à l’Opep le 11 août : reconnaître qu’ils ont besoin de plus de gaz. Enfin, les règles de concurrence européenne imposent qu’aucun opérateur ne dépasse 40 % du marché. Gazprom ne peut donc pas faire transiter plus de gaz, à moins de s’exposer à une enquête de la Commission.

Pour vous, les Européens sont donc les principaux responsables de l’augmentation du prix du gaz ?

Absolument, oui. Les responsables politiques et l’Agence internationale de l’énergie diabolisent le gaz et disent qu’il ne faut plus investir. Avec le Pacte vert, la Commission ne se focalise que sur l’hydrogène à l’horizon 2050 en omettant de dire comment les Européens vont se chauffer et se nourrir d’ici là. On va se retrouver dans une situation de rationnement par le prix, mais personne ne le dit aux peuples. Et pour éviter les black-out, on risque de devoir rallumer les centrales à charbon, comme on le fait déjà dans certains pays européens. Sans compter que l’augmentation des prix affecte encore plus durement les pays asiatiques comme l’Inde.

« Soit on continue, face à des prix élevés, à faire de plus en plus de “chèques énergie” pour permettre aux consommateurs de payer leurs factures. Soit on revient aux fondamentaux en se focalisant de nouveau sur notre sécurité d’approvisionnement à des coûts acceptables »

Que peut-on attendre de la réunion des ministres de l’Energie européens ?

Ils ne sont certainement pas en capacité de freiner la flambée des prix. Mais ils sont à la croisée des chemins : maintenant que nous sommes à quelques mètres du mur, faut-il encore accélérer ou essayer de minimiser les dégâts ? Soit on continue, face à des prix élevés, à faire de plus en plus de « chèques énergie » pour permettre aux consommateurs de payer leurs factures. Soit on revient aux fondamentaux en se focalisant de nouveau sur notre sécurité d’approvisionnement à des coûts acceptables.

Énergie : le Japon mise sur l’Hydrogène et pourrait révolutionner le marché de l’énergie

Énergie : le Japon mise sur  l’Hydrogène et pourrait révolutionner le marché de l’énergie

 

Un article du Wall Street Journal (extrait)

 

Selon certains experts, si le Japon réussit (comme il l’avait fait dans les années 1970 avec la démocratisation du gaz naturel liquéfié), l’hydrogène pourrait enfin se frayer un chemin dans la chaîne logistique mondiale et supplanter le pétrole et le charbon.

L’hydrogène a souvent fait l’actualité, mais des défis économiques et techniques existent toujours. Tokyo devrait choisir de s’éloigner petit à petit des énergies fossiles et d’étaler la transition sur plusieurs années : la réduction des émissions de carbone sera d’abord très progressive. Et, quoi qu’il arrive, cela ne résoudra pas son problème de dépendance aux importations, puisque le pays veut, dans un premier temps, produire l’essentiel de son hydrogène à partir d’énergies fossiles achetées à l’étranger.

Comme tant d’autres pays, le Japon comprend peu à peu qu’il ne pourra pas atteindre la neutralité carbone d’ici 2050 sans énergies renouvelables telles que le solaire ou l’éolien. L’hydrogène ne produit pas de gaz à effet de serre responsables du réchauffement climatique (comme le dioxyde de carbone par exemple), mais de la vapeur d’eau. Il peut être utilisé pour remplacer les énergies fossiles dans les secteurs dans lesquels les énergies renouvelables ne fonctionnent pas bien.

L’Etat japonais a plus que doublé le budget de R&D alloué à l’hydrogène, le portant à près de 300 millions de dollars entre 2018 et 2019, un chiffre qui ne tient pas compte des sommes dépensées par les entreprises privées.

En décembre, le pays a publié une feuille de route préliminaire qui définit deux objectifs : porter à 10 % la part de l’hydrogène et des carburants connexes dans la production d’électricité (contre quasiment 0 % aujourd’hui) et augmenter significativement le poids de l’hydrogène dans des secteurs comme le transport ou la production d’acier d’ici 2050. Le gouvernement peaufine la version finale du plan pour l’énergie, qui pourrait comporter des objectifs officiels de montée en puissance de l’hydrogène et des estimations de coût.

Il devrait aussi proposer des subventions et prévoir des sanctions à l’encontre des technologies émettrices de carbone. Les géants industriels se sont lancés dans la production de bateaux, de terminaux gaziers et d’infrastructures pour que l’hydrogène s’impose dans le quotidien des Japonais.

JERA, premier producteur d’électricité du Japon, entend réduire ses émissions de carbone en utilisant de l’ammoniac dans ses centrales à charbon et a signé, en mai dernier, un protocole d’accord avec l’un des plus grands spécialistes mondiaux de l’ammoniac pour en développer la production.

Les conglomérats nippons cherchent des fournisseurs d’ammoniac et d’hydrogène. Les transporteurs maritimes, dont Nippon Yusen Kabushiki Kaisha, imaginent de leur côté des bateaux qui fonctionnent à l’hydrogène.

« Si le Japon réussit et que toute la chaîne logistique s’adapte aux besoins du marché japonais, tout sera différent et l’adoption pourrait être rapide » au niveau mondial, estime David Crane, ancien directeur général de NRG Energy, un producteur américain d’électricité qui siège aujourd’hui au conseil de JERA.

De fait, l’hydrogène possède de sérieux atouts. Il peut être utilisé (sous réserve de modifications) dans des centrales électriques ou des équipements conçus pour fonctionner au charbon, au gaz ou au pétrole, ce qui ferait économiser des milliards de dollars aux pays qui pourraient utiliser l’infrastructure existante pour la transition énergétique.

Il peut également être stocké et utilisé dans des piles à combustible capables d’emmagasiner plus d’énergie qu’une batterie électrique de même taille : l’hydrogène est donc parfaitement adapté aux avions ou aux bateaux qui doivent embarquer des grandes quantités de carburant pour pouvoir parcourir de très longue distance.

Autre avantage : il s’agit d’une technologie dont le Japon peut devenir spécialiste, ce qui lui permettrait de moins dépendre de la Chine, qui s’impose petit à petit comme numéro un mondial des énergies alternatives et premier fournisseur de panneaux solaires et de batteries électriques.

A l’heure actuelle, 80 % des panneaux solaires viennent de Chine, « une source d’inquiétude » pour l’avenir de la sécurité énergétique, indique Masakazu Toyoda, président de l’Institute of Energy Economics qui fait également partie de la commission qui conseille le gouvernement nippon sur la stratégie énergétique.

En mai, l’Agence internationale de l’Energie (AIE) a déclaré que l’hydrogène serait, aux côtés du solaire et de l’éolien, nécessaire pour que le monde atteigne la neutralité carbone d’ici 2050. Selon sa feuille de route détaillant la stratégie la plus « techniquement réalisable », l’hydrogène et les carburants connexes devraient représenter 13 % du mix énergétique mondial à cet horizon, pour des investissements dépassant 470 milliards de dollars par an.

Aux Etats-Unis, des Etats et des entreprises misent aussi sur des projets liés à l’hydrogène, notamment des stations-service, mais les efforts restent sporadiques.

L’an passé, l’Union européenne a dévoilé sa stratégie pour l’hydrogène et estimé que les investissements dans ce secteur pourraient se chiffrer en centaines de milliards de dollars d’ici 2050. Plusieurs groupes pétroliers européens, dont Royal Dutch Shell et BP, soutiennent aussi des projets dans ce domaine. Cette année, Airbus a présenté les plans de trois avions fonctionnant à l’hydrogène.

En Asie, un consortium de conglomérats coréens, dont Hyundai, a annoncé en mars dernier allouer 38 milliards de dollars d’ici 2030 à un projet lié à l’hydrogène. La Chine, elle, veut s’équiper de centaines de bus roulant à l’hydrogène avant les Jeux olympiques d’hiver début 2022.

Mais le problème, c’est que l’hydrogène n’existe pas en tant que tel dans la nature : ( ou en faible quantité NDLR);  il faut donc l’extraire, par exemple de l’eau ou des combustibles fossiles, ce qui consomme de l’énergie. De fait, il faut plus d’énergie pour fabriquer de l’hydrogène pur que ce que cet hydrogène est ensuite capable de générer.

En règle générale, il est extrait du gaz naturel ou du charbon, ce qui produit aussi beaucoup de dioxyde de carbone. A long terme, l’objectif est un hydrogène « vert » obtenu avec une électricité issue de sources renouvelables, qui coûte aujourd’hui plus cher.

Le stockage et le transport peuvent également se révéler complexes. Le gaz est si léger et occupe tant d’espace à température ambiante qu’il doit être compressé ou liquéfié pour pouvoir être transporté. Mais il ne devient liquide qu’à moins 253 °C, soit seulement 20° de plus que le zéro absolu.

Si le projet japonais est susceptible de tout changer, c’est parce que le pays a eu l’idée révolutionnaire d’utiliser l’ammoniac. Mélange d’azote et d’hydrogène, il n’émet pas de dioxyde de carbone, ce qui résout une partie des problèmes. Il est plus coûteux à fabriquer, mais plus simple à transporter et à stocker (donc à vendre) que l’hydrogène pur. Et il est déjà produit en grande quantité, essentiellement pour fabriquer des engrais.

Son groupe avait découvert que l’ammoniac pouvait être utilisé dans les centrales thermiques à charbon ou à gaz, qui produisent actuellement les trois quarts de l’électricité nipponne. La combustion produit du protoxyde d’azote, un gaz à effet de serre, mais les ingénieurs japonais ont réussi à en réduire la quantité et affirment que le reste peut être filtré pour ne pas finir dans l’atmosphère.

Les producteurs d’électricité locaux pourraient, dans un premier temps, utiliser de l’ammoniac provenant d’énergies fossiles et trouver des stratégies de capture ou de compensation des émissions de carbone, s’était dit Shigeru Muraki. La demande augmentant et les prix baissant, ils pourraient dans un second temps passer à l’ammoniac « vert ».

Shigeru Muraki a présenté son idée aux pouvoirs publics, notamment au ministre de l’Economie. Le problème, c’est qu’il fallait réaliser des économies d’échelle pour faire baisser les prix de l’hydrogène ou de l’ammoniac et qu’aucun gros consommateur ne semblait exister.

C’est à ce moment-là que JERA est entré dans l’équation. Le groupe avait été créé après la catastrophe de Fukushima, qui avait mis Tokyo Electric Power, l’opérateur de la centrale, en grandes difficultés financières. En 2019, Tepco et un autre groupe de services collectifs ont transféré leurs centrales thermiques à JERA, qui s’est retrouvé avec des installations produisant un tiers environ de l’électricité japonaise.

JERA s’est rendu compte que, pour que la totalité de l’électricité nipponne provienne de sources renouvelables, il faudrait bâtir un nouveau réseau, un processus coûteux et chronophage, raconte Hisahide Okuda, le responsable du département stratégie du groupe. En revanche, le réseau existant pouvait supporter assez d’électricité renouvelable pour répondre à la moitié de la demande nationale.

Pour décarboner le reste, Hisahide Okuda s’est tourné vers l’ammoniac et convaincu les sceptiques. JERA a dévoilé son projet de conversion des centrales au charbon en octobre dernier.

A Yokohama, le groupe industriel IHI adapte les turbines au mélange gaz/ammoniac qui sera utilisé.

Masahiro Uchida, l’un de ses chercheurs, explique qu’il suffit de changer le brûleur, un cylindre couleur bronze placé au-dessus de la turbine. IHI a aussi réussi à adapter les chaudières et espère les vendre à des pays comme l’Australie ou la Malaisie, en plus du Japon.

JERA et IHI ont lancé un essai (subventionné par l’Etat) de combustion d’un mélange contenant 20 % d’ammoniac dans l’une des plus grandes centrales de JERA. Si tout se passe bien, JERA espère déployer cette technologie dans toutes ses centrales à charbon d’ici 2030, puis progressivement augmenter le pourcentage d’ammoniac, ce qui réduira les émissions de carbone.

Pour ce faire, il faudra cependant beaucoup, beaucoup d’ammoniac. Quelque 500 000 tonnes par an, selon les premiers tests de JERA, soit près de la moitié de la consommation annuelle du Japon. D’ici 2050, le pays pourrait consommer 30 millions de tonnes d’ammoniac et 20 millions de tonnes d’hydrogène par an, selon les projections du ministère de l’Economie et un comité consultatif. A l’heure actuelle, 20 millions de tonnes sont vendues chaque année dans le monde.

C’est à des groupes comme Mitsubishi et Mitsui, qui importent l’essentiel des carburants et des produits chimiques que consomme actuellement le Japon, qu’échoit la délicate mission de l’approvisionnement.

Le principal défi ? Le prix. Des responsables publics et privés estiment qu’une électricité produite avec un mélange à 20 % d’ammoniac coûtera environ 24 % plus cher que si elle est produite uniquement avec du charbon. Certains chefs d’entreprise nuancent toutefois en indiquant qu’avec des aides publiques, cet écart peut être gérable.

Mitsui discute actuellement de la construction d’une gigantesque usine d’ammoniac avec l’Arabie saoudite, pays qui, selon le conglomérat, est la source la moins onéreuse. Mitsubishi, lui, négocie avec ses fournisseurs en Amérique du Nord, au Moyen-Orient et en Asie, ainsi qu’avec des transporteurs nippons pour la construction de navires de plus grande capacité.

 (Traduit à partir de la version originale en anglais par Marion Issard)

Prix pétrole en recul

Prix pétrole en recul

Les inquiétudes sur la demande notamment chinoise nourrissent les interrogations sur la baisse des cours du pétrole.

 

Les cours du pétrole ont terminé en nette baisse lundi. Le baril de Brent de la mer du Nord pour livraison en novembre, coté à Londres, a fini à 73,92 dollars, en baisse de 1,88% ou 1,42 dollar par rapport à la clôture de vendredi.

Quant au baril de WTI américain, pour le contrat à terme avec livraison en octobre, il a perdu 2,33% ou 1,68 dollar, pour finir à 70,29 dollars.

L’écart de prix entre essence et pétrole brut, a chuté de plus de 11% (pour les contrats à échéance en octobre), ce qui montre que le prix de l’essence a baissé plus vite que celui de l’or noir, pourtant malmené lundi. Cela dénote une baisse de la demande d’essence, qui pourrait accentuer encore le repli des cours du brut.

 

Fusion nucléaire : l’avenir ?

 

Fusion nucléaire : l’avenir ?

 

 

Récemment les États-Unis ont réalisé des expérimentations significatives en matière de fusion. Une technologie sur laquelle on fonde beaucoup d’espérance car elle ne produit pratiquement pas de déchets. La France est dans une phase d’expérimentation pour un réacteur à fusion dans le cadre du projet international ITER, la Chine a déjà mis au point un réacteur à fusion . Les réacteurs en service actuellement sont à fission nucléaire et ont surtout le désavantage de générer des déchets très toxiques. La fusion nucléaire est considérée par ses défenseurs comme l’énergie de demain car elle est infinie, tout comme celle du soleil, et ne produit ni déchets ni gaz à effet de serre.

La Chine dispose à cet effet d’un réacteur Tokamak HL-2M, le plus performant du pays, dans la province du Sichuan (sud-ouest). Il s’agit d’une chambre de confinement magnétique qui génère une chaleur phénoménale dans le but de fondre des noyaux atomiques.

Ce tokamak est surnommé « soleil artificiel » en raison de la température qui peut y dépasser les 150 millions de degrés, selon Chine nouvelle – soit dix fois la chaleur produite au cœur même du soleil.

La France a lancé en juillet à Saint-Paul-lès-Durance (Bouches-du-Rhône) l’assemblage d’un gigantesque réacteur à fusion dans le cadre du projet Iter. Il vise les 150 millions de degrés mais les premiers tests ne sont pas attendus avant 2025.

L’assemblage du réacteur expérimental ITER, dont l’ambition est d’apprendre à maîtriser la fusion nucléaire, a débuté mardi 28 juillet dans le sud de la France. Mais les connaissances scientifiques en la matière progressent trop lentement au vu de l’urgence climatique.

Le projet a débuté en 2006, avec la signature d’un accord international réunissant 35 pays, dont les membres de l’Union Européenne (avec, à l’époque, le Royaume-Uni), la Suisse, l’Inde, le Japon, la Corée du Sud et les États-Unis. Depuis environ 15 ans, le site ITER (réacteur thermonucléaire expérimental international) s’édifie lentement dans le sud de la France, à Cadarache, dans les Bouches-du-Rhône.
Après plusieurs contretemps, sa construction  a franchi ce mardi 28 juillet une étape symbolique : le lancement de l’assemblage du réacteur, qui devrait encore durer près de cinq ans. Un événement salué par Emmanuel Macron, en visioconférence, ainsi que par les dirigeants de sept des États partenaires du projet.
“Avec la fusion, le nucléaire peut être une promesse d’avenir”, en offrant “une énergie non polluante, décarbonée, sûre et pratiquement sans déchets”, d’ici à 2050”.
Théoriquement, la fusion nucléaire permet effectivement d’accéder à une source d’énergie décarbonée, aux déchets radioactifs peu nombreux et à courte durée de vie. Une technologie bien plus propre que la fission nucléaire employée dans les centrales actuelles, et quasiment infinie : la fusion ne nécessite en effet pas d’uranium, minerai dont les réserves tendent à s’épuiser. Elle reproduit, à peu de choses près, les réactions observées au cœur des étoiles, d’où l’expression “mettre le soleil en boîte” pour décrire son mode de fonctionnement.

La fusion est largement plus complexe que la fission nucléaire et les expérimentations nécessitent la construction de tokamaks de plus en plus grands et performants. En effet, chaque changement d’échelle provoque l’apparition de nouveaux phénomènes, qu’il faut apprendre à maîtriser. D’où la naissance d’ITER, tokamak encore plus vaste que Jet et qui aura lui même un successeur.

Énergie– Pétrole : vers les 100 $

Énergie– Pétrole : vers les 100 $ 

 

Le prix du Brent à augmenté de 86 % depuis un an et cela risque de durer.

par  Benjamin Louvet, spécialiste des matières premières chez Ofi AMConstate des prix du pétrole (Dans l’Opinion, extrait)

 

Alors que le prix du litre de l’essence approche 2 euros dans certaines stations de l’hexagone, les Français ont aussi subi une hausse des tarifs réglementés du gaz au début du mois. Les prix de l’énergie s’envolent sur les marchés, signe d’un déséquilibre entre l’offre et la demande, mais pas seulement.

Benjamin Louvet est spécialiste des matières premières chez Ofi AM. Pour lui, l’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option, observe-t-il.

Pétrole, gaz, électricité, les prix s’emballent. Est-ce la conséquence d’un classique déséquilibre offre-demande ?

Les prix du pétrole dépendent d’un semblant d’équilibre offre-demande maintenu artificiellement par l’Opep. A court terme, la reprise de la consommation excède la quantité de pétrole mise par le cartel sur le marché. L’offre devrait se réajuster fin 2021 début 2022, sans pour autant entraîner une baisse des cours.

Pourquoi ?

Avant la crise, le monde consommait de l’ordre de 100 millions de barils/jours. Le dernier rapport de l’Opep estime la demande à 96,7 millions de barils en moyenne cette année, et table sur 100,8 millions de barils/jour l’an prochain, un chiffre revu à la hausse par rapport à ses prévisions du mois dernier. Le cartel a une réserve : il a prévu de mettre sur le marché 400 000 barils/jour supplémentaires tous les mois jusqu’en septembre 2022. Au-delà de ce coup de pouce, le problème est que les investissements dans le secteur sont depuis plusieurs années inférieurs à ce qui est nécessaire pour remplacer la déplétion naturelle des puits. On sent bien que si on revient à des niveaux de consommation supérieurs à leur niveau d’avant la crise, il y aura de grosses tensions. Facteur inquiétant, qui vaut signal d’alarme : la Russie a été autorisée à augmenter sa production dans le cadre de son accord avec l’Opep+. Or, depuis trois ou quatre mois, celle-ci stagne. Moscou avait fait valoir il y a quelques années que sa production atteindrait un plateau en 2021, avant de décliner. Nous y sommes peut-être.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prône néanmoins la fin de tous nouveaux projets d’investissements pétroliers et gaziers…

Le monde est déjà allé trop vite dans ses désinvestissements ! La consommation pétrolière n’a pas ralenti dans les mêmes proportions, et les nouvelles contraintes environnementales s’imposent déjà. Compte tenu des trajectoires actuelles de l’offre et de la demande, on va tout droit vers un baril à plus de 100 dollars.

Quid du gaz et de l’électricité ?

Ce qui fait le prix de l’électricité, c’est le coût marginal de production : quel est le prix de production du mégawattheure supplémentaire pour répondre à la demande. Aujourd’hui, la consommation asiatique est en plein boom. Les producteurs d’électricité sont obligés de taper dans leur stock de gaz et, parfois, de rallumer leurs vieilles centrales à charbon pour satisfaire la demande mondiale. Cela rejaillit sur le marché européen, où la réglementation impose aux producteurs d’énergie de compenser leurs émissions de CO2 en achetant des certificats carbone. Leur cours augmente. Il vient de dépasser les 63 euros la tonne, son plus haut niveau historique… Cela s’ajoute au coût des intrants, ce qui fait s’envoler le prix du kilowattheure.

C’est une tension « transitoire » liée au redémarrage de l’économie mondiale…

Pas seulement. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option. Au Royaume-Uni, 20 % de l’électricité est d’origine éolienne. En l’absence de vent, comme c’est le cas actuellement, le prix du kilowattheure s’envole littéralement. L’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. Tant qu’on n’a pas de solution de stockage pertinente, il faudra financer et entretenir deux systèmes électriques, celui des renouvelables, et le système de secours qui doit pouvoir compenser dès que le vent ou le soleil font défaut, ou que la demande grimpe pour une raison ou une autre. C’est évidemment plus coûteux que d’entretenir un seul système. A cela s’ajoute le fait qu’une externalité négative qui n’était pas valorisée jusqu’à récemment, le CO2, a aujourd’hui un prix qui ne cesse de grimper. Les prix spot sont à des niveaux records un peu partout en Europe. La France est en partie protégée du fait de son nucléaire historique, mais les interconnexions européennes lors des pics de consommation font que cela finit par rejaillir chez nous.

« On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple »

Il faut donc se faire à l’idée de prix énergétiques structurellement plus élevés ?

Il faut arrêter de croire, et de dire, que la transition énergétique sera facile et ne coûtera pas cher. Aux prix de l’énergie s’ajoute celui des métaux nécessaires à cette transformation, et qui ont déjà commencé à augmenter. On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple. Les matières premières nécessaires à leur fabrication représentent entre 20 % et 25 % du prix final et la rareté de certaines d’entre elles pose déjà des problèmes. Cela a d’autres conséquences. Par exemple, la taxonomie européenne a vocation à flécher les financements vers les activités essentielles à la transition énergétique. Il faut absolument qu’elle intègre l’industrie minière, car si ce secteur a du mal à se financer, ce sera une catastrophe pour la transition verte.

C’est aussi un sujet politique…

En France, cela devrait être un des thèmes centraux de la campagne présidentielle. Les tarifs du gaz et de l’électricité pour les particuliers vont encore augmenter l’an prochain, les prix à la pompe ne cessent de grimper. C’est un sujet qui touche au portefeuille et plus largement au mode de vie de la population.

Énergie– Pétrole : vers les 100 $ le baril

Énergie– Pétrole : vers les 100 $ le baril

 

par  Benjamin Louvet, spécialiste des matières premières chez Ofi AMConstate des prix du pétrole (Dans l’Opinion, extrait)

 

Alors que le prix du litre de l’essence approche 2 euros dans certaines stations de l’hexagone, les Français ont aussi subi une hausse des tarifs réglementés du gaz au début du mois. Les prix de l’énergie s’envolent sur les marchés, signe d’un déséquilibre entre l’offre et la demande, mais pas seulement.

Benjamin Louvet est spécialiste des matières premières chez Ofi AM. Pour lui, l’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option, observe-t-il.

Pétrole, gaz, électricité, les prix s’emballent. Est-ce la conséquence d’un classique déséquilibre offre-demande ?

Les prix du pétrole dépendent d’un semblant d’équilibre offre-demande maintenu artificiellement par l’Opep. A court terme, la reprise de la consommation excède la quantité de pétrole mise par le cartel sur le marché. L’offre devrait se réajuster fin 2021 début 2022, sans pour autant entraîner une baisse des cours.

Pourquoi ?

Avant la crise, le monde consommait de l’ordre de 100 millions de barils/jours. Le dernier rapport de l’Opep estime la demande à 96,7 millions de barils en moyenne cette année, et table sur 100,8 millions de barils/jour l’an prochain, un chiffre revu à la hausse par rapport à ses prévisions du mois dernier. Le cartel a une réserve : il a prévu de mettre sur le marché 400 000 barils/jour supplémentaires tous les mois jusqu’en septembre 2022. Au-delà de ce coup de pouce, le problème est que les investissements dans le secteur sont depuis plusieurs années inférieurs à ce qui est nécessaire pour remplacer la déplétion naturelle des puits. On sent bien que si on revient à des niveaux de consommation supérieurs à leur niveau d’avant la crise, il y aura de grosses tensions. Facteur inquiétant, qui vaut signal d’alarme : la Russie a été autorisée à augmenter sa production dans le cadre de son accord avec l’Opep+. Or, depuis trois ou quatre mois, celle-ci stagne. Moscou avait fait valoir il y a quelques années que sa production atteindrait un plateau en 2021, avant de décliner. Nous y sommes peut-être.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prône néanmoins la fin de tous nouveaux projets d’investissements pétroliers et gaziers…

Le monde est déjà allé trop vite dans ses désinvestissements ! La consommation pétrolière n’a pas ralenti dans les mêmes proportions, et les nouvelles contraintes environnementales s’imposent déjà. Compte tenu des trajectoires actuelles de l’offre et de la demande, on va tout droit vers un baril à plus de 100 dollars.

Quid du gaz et de l’électricité ?

Ce qui fait le prix de l’électricité, c’est le coût marginal de production : quel est le prix de production du mégawattheure supplémentaire pour répondre à la demande. Aujourd’hui, la consommation asiatique est en plein boom. Les producteurs d’électricité sont obligés de taper dans leur stock de gaz et, parfois, de rallumer leurs vieilles centrales à charbon pour satisfaire la demande mondiale. Cela rejaillit sur le marché européen, où la réglementation impose aux producteurs d’énergie de compenser leurs émissions de CO2 en achetant des certificats carbone. Leur cours augmente. Il vient de dépasser les 63 euros la tonne, son plus haut niveau historique… Cela s’ajoute au coût des intrants, ce qui fait s’envoler le prix du kilowattheure.

C’est une tension « transitoire » liée au redémarrage de l’économie mondiale…

Pas seulement. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option. Au Royaume-Uni, 20 % de l’électricité est d’origine éolienne. En l’absence de vent, comme c’est le cas actuellement, le prix du kilowattheure s’envole littéralement. L’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. Tant qu’on n’a pas de solution de stockage pertinente, il faudra financer et entretenir deux systèmes électriques, celui des renouvelables, et le système de secours qui doit pouvoir compenser dès que le vent ou le soleil font défaut, ou que la demande grimpe pour une raison ou une autre. C’est évidemment plus coûteux que d’entretenir un seul système. A cela s’ajoute le fait qu’une externalité négative qui n’était pas valorisée jusqu’à récemment, le CO2, a aujourd’hui un prix qui ne cesse de grimper. Les prix spot sont à des niveaux records un peu partout en Europe. La France est en partie protégée du fait de son nucléaire historique, mais les interconnexions européennes lors des pics de consommation font que cela finit par rejaillir chez nous.

« On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple »

Il faut donc se faire à l’idée de prix énergétiques structurellement plus élevés ?

Il faut arrêter de croire, et de dire, que la transition énergétique sera facile et ne coûtera pas cher. Aux prix de l’énergie s’ajoute celui des métaux nécessaires à cette transformation, et qui ont déjà commencé à augmenter. On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple. Les matières premières nécessaires à leur fabrication représentent entre 20 % et 25 % du prix final et la rareté de certaines d’entre elles pose déjà des problèmes. Cela a d’autres conséquences. Par exemple, la taxonomie européenne a vocation à flécher les financements vers les activités essentielles à la transition énergétique. Il faut absolument qu’elle intègre l’industrie minière, car si ce secteur a du mal à se financer, ce sera une catastrophe pour la transition verte.

C’est aussi un sujet politique…

En France, cela devrait être un des thèmes centraux de la campagne présidentielle. Les tarifs du gaz et de l’électricité pour les particuliers vont encore augmenter l’an prochain, les prix à la pompe ne cessent de grimper. C’est un sujet qui touche au portefeuille et plus largement au mode de vie de la population.

Pétrole : vers les 100 $ le baril

 Pétrole : vers les 100 $ le baril

 

par  Benjamin Louvet, spécialiste des matières premières chez Ofi AMConstate des prix du pétrole(Dans l’Opinion, extrait)

 

Alors que le prix du litre de l’essence approche 2 euros dans certaines stations de l’hexagone, les Français ont aussi subi une hausse des tarifs réglementés du gaz au début du mois. Les prix de l’énergie s’envolent sur les marchés, signe d’un déséquilibre entre l’offre et la demande, mais pas seulement.

Benjamin Louvet est spécialiste des matières premières chez Ofi AM. Pour lui, l’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option, observe-t-il.

Pétrole, gaz, électricité, les prix s’emballent. Est-ce la conséquence d’un classique déséquilibre offre-demande ?

Les prix du pétrole dépendent d’un semblant d’équilibre offre-demande maintenu artificiellement par l’Opep. A court terme, la reprise de la consommation excède la quantité de pétrole mise par le cartel sur le marché. L’offre devrait se réajuster fin 2021 début 2022, sans pour autant entraîner une baisse des cours.

Pourquoi ?

Avant la crise, le monde consommait de l’ordre de 100 millions de barils/jours. Le dernier rapport de l’Opep estime la demande à 96,7 millions de barils en moyenne cette année, et table sur 100,8 millions de barils/jour l’an prochain, un chiffre revu à la hausse par rapport à ses prévisions du mois dernier. Le cartel a une réserve : il a prévu de mettre sur le marché 400 000 barils/jour supplémentaires tous les mois jusqu’en septembre 2022. Au-delà de ce coup de pouce, le problème est que les investissements dans le secteur sont depuis plusieurs années inférieurs à ce qui est nécessaire pour remplacer la déplétion naturelle des puits. On sent bien que si on revient à des niveaux de consommation supérieurs à leur niveau d’avant la crise, il y aura de grosses tensions. Facteur inquiétant, qui vaut signal d’alarme : la Russie a été autorisée à augmenter sa production dans le cadre de son accord avec l’Opep+. Or, depuis trois ou quatre mois, celle-ci stagne. Moscou avait fait valoir il y a quelques années que sa production atteindrait un plateau en 2021, avant de décliner. Nous y sommes peut-être.

L’Agence internationale de l’énergie (AIE) prône néanmoins la fin de tous nouveaux projets d’investissements pétroliers et gaziers…

Le monde est déjà allé trop vite dans ses désinvestissements ! La consommation pétrolière n’a pas ralenti dans les mêmes proportions, et les nouvelles contraintes environnementales s’imposent déjà. Compte tenu des trajectoires actuelles de l’offre et de la demande, on va tout droit vers un baril à plus de 100 dollars.

Quid du gaz et de l’électricité ?

Ce qui fait le prix de l’électricité, c’est le coût marginal de production : quel est le prix de production du mégawattheure supplémentaire pour répondre à la demande. Aujourd’hui, la consommation asiatique est en plein boom. Les producteurs d’électricité sont obligés de taper dans leur stock de gaz et, parfois, de rallumer leurs vieilles centrales à charbon pour satisfaire la demande mondiale. Cela rejaillit sur le marché européen, où la réglementation impose aux producteurs d’énergie de compenser leurs émissions de CO2 en achetant des certificats carbone. Leur cours augmente. Il vient de dépasser les 63 euros la tonne, son plus haut niveau historique… Cela s’ajoute au coût des intrants, ce qui fait s’envoler le prix du kilowattheure.

C’est une tension « transitoire » liée au redémarrage de l’économie mondiale…

Pas seulement. On est en train de découvrir que miser sur les énergies renouvelables sans solution efficace de stockage n’est pas une option. Au Royaume-Uni, 20 % de l’électricité est d’origine éolienne. En l’absence de vent, comme c’est le cas actuellement, le prix du kilowattheure s’envole littéralement. L’Europe a choisi une voie de transition énergétique qui montre ses limites, et qui s’annonce surtout structurellement inflationniste. Tant qu’on n’a pas de solution de stockage pertinente, il faudra financer et entretenir deux systèmes électriques, celui des renouvelables, et le système de secours qui doit pouvoir compenser dès que le vent ou le soleil font défaut, ou que la demande grimpe pour une raison ou une autre. C’est évidemment plus coûteux que d’entretenir un seul système. A cela s’ajoute le fait qu’une externalité négative qui n’était pas valorisée jusqu’à récemment, le CO2, a aujourd’hui un prix qui ne cesse de grimper. Les prix spot sont à des niveaux records un peu partout en Europe. La France est en partie protégée du fait de son nucléaire historique, mais les interconnexions européennes lors des pics de consommation font que cela finit par rejaillir chez nous.

« On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple »

Il faut donc se faire à l’idée de prix énergétiques structurellement plus élevés ?

Il faut arrêter de croire, et de dire, que la transition énergétique sera facile et ne coûtera pas cher. Aux prix de l’énergie s’ajoute celui des métaux nécessaires à cette transformation, et qui ont déjà commencé à augmenter. On entend dire que le tarif des modules nécessaires aux panneaux solaires et aux éoliennes va progressivement baisser. Ce n’est pas si simple. Les matières premières nécessaires à leur fabrication représentent entre 20 % et 25 % du prix final et la rareté de certaines d’entre elles pose déjà des problèmes. Cela a d’autres conséquences. Par exemple, la taxonomie européenne a vocation à flécher les financements vers les activités essentielles à la transition énergétique. Il faut absolument qu’elle intègre l’industrie minière, car si ce secteur a du mal à se financer, ce sera une catastrophe pour la transition verte.

C’est aussi un sujet politique…

En France, cela devrait être un des thèmes centraux de la campagne présidentielle. Les tarifs du gaz et de l’électricité pour les particuliers vont encore augmenter l’an prochain, les prix à la pompe ne cessent de grimper. C’est un sujet qui touche au portefeuille et plus largement au mode de vie de la population.

Electricité : le prix de gros a doublé en un an

Electricité : le prix de gros a doublé en un an

 

Pour la première fois, le prix de l’électricité sur le marché calendaire français (dont la production sera livrée dans 12 mois) vient de franchir la barre symbolique de 100 euros le mégawattheure (e/MWh) soit le double quil  il y a un an.

Il y a quelques jours déjà, le cours avait dépassé le précédent record, datant de mi-2008 juste avant la crise financière, lorsque le prix s’était établi à 93 euros. Surtout, cette hausse du marché de l’électricité a été très rapide. A titre de comparaison, le prix du mégawattheure était encore aux alentours de 45 euros au début de l’année.

Inévitablement cette hausse des prix de gros va serait percutée sur la consommation.

États-Unis: 45% d’ électricité solaire en 2050

États-Unis: 45% d’ électricité solaire en 2050 

 

Les États-Unis souhaiteraient passer de 3 % d’électricité d’origine solaire à 45 % en 2050. Selon le scénario développé par Les services du ministère de l’énergie, l’énergie solaire représenterait 37% de l’électricité en 2035, le reste étant fourni par l’énergie éolienne (36%), l’énergie nucléaire (11%-13%), l’énergie hydroélectrique (5%- 6%), la biomasse et la géothermie (1%).

Il s’agirait d’un tournant majeur par rapport au schéma actuel: en 2020, l’énergie renouvelable fournissait 21% de l’électricité aux Etats-Unis, le reste étant produit par le gaz naturel (40%), le nucléaire (20%) et le charbon (19%).

Dans une lettre adressée aux responsables politiques, près de 750 entreprises du secteur de l’énergie solaire ont insisté sur la nécessité d’étendre les politiques de soutien en place et de les installer sur le long terme.

 

Des trains français à hydrogène…….. pour l’Allemagne

Des trains français à hydrogène…….. pour l’Allemagne

 

Des trains légers à hydrogène destiné à l’Allemagne et à l’Italie être fourni par Alstom. Un succès évidemment de la technologie française. Pour la France, ce pendant les mises en service ne seront pas effectuées avant quatre ans. En France sont en effet les régions qui commandent le matériel des dessertes locales.

Après l’Allemagne, la Suède, l’Autriche, les Pays-Bas et juste avant la Pologne, le iLint d’Alstom a effectué ce lundi quelques tours de roues en présence du ministre des transports, Jean-Baptiste Djebbari, sur le site d’essais ferroviaires du constructeur, près de Valenciennes. L’occasion de montrer les vertus du train à hydrogène aux représentants des régions qui n’ont pas encore passé commande.

EDF : Jean-Bernard Lévy veut toujours une réforme du groupe

EDF : Jean-Bernard Lévy veut toujours une réforme du groupe

Alors que les négociations pour réformer le groupe sont au point mort, l’électricien français craint de se faire doubler par la concurrence qui investit notamment dans les énergies renouvelables. Jean-Bernard Lévy, le PDG, plaide pour une accélération des investissements du groupe détenu majoritairement par l’Etat. EDF doit dans le même temps continuer à investir dans le nucléaire pour maintenir son parc vieillissant.

Pour justifier la réforme du groupe le patron d’EDF estime indispensable des investissements aussi bien dans le renouvelable que dans le nucléaire . « Depuis 2015, nous avons construit avec l’État une stratégie pour EDF qui repose à la fois sur le nucléaire et sur les énergies renouvelables. Nous souhaitons l’accélération de certaines décisions », a-t-il déclaré.

 

Concernant les énergies renouvelables, Jean-Bernard Lévy dit vouloir doubler le rythme actuel de construction d’installations. « Partant de 34  gigawatts, notre objectif serait d’atteindre 100  gigawatts en 2030. Mais il faudrait que nous disposions des moyens nécessaires à ce changement de rythme pour pouvoir

Dans un  entretien au JDD, Jean-Bernard Lévy estime de son côté que « les parts de marché d’EDF irritent à Bruxelles, alors que le choix nucléaire français engagé dès l’après-guerre nous fait bénéficier d’un système électrique autonome, exportateur, décarboné à plus de 90%, et moins cher que ceux de nos voisins européens ».

Voitures à  Hydrogène : quel avenir ?

Le handicap des voitures électriques c’est évidemment l’énorme poids mort des batteries aussi la question de la performance sans parler  de la problématique écologique.( Extraction des métaux et Recyclage). D’où l’idée d’utiliser l’hydrogène via des piles à combustible. Un article des Échos rappelle la problématique.

La pile à combustible va désormais concurrencer les batteries dans les véhicules électriques. Reste à faire baisser les coûts, produire de l’hydrogène propre et mailler le territoire de stations.

Le véhicule électrique à batteries rechargeables pourrait-il être envoyé à la retraite de façon prématurée ? Certes, il s’en est vendu quelque 2,2 millions l’an dernier, mais malgré les énormes investissements des constructeurs, les ventes ne décollent pas vraiment et les batteries sont toujours pointées du doigt : coût environnemental élevé, autonomie trop limitée et temps de recharge trop long. En face, le véhicule fonctionnant avec une pile à combustible alimentée en hydrogène sort à peine des limbes mais présente de sérieux atouts. L’Agence internationale de l’énergie (AIE), longtemps réservée sur l’hydrogène, a publié en juin dernier un rapport qui lui est très favorable, notamment dans le domaine des transports : « Le moment est venu d’exploiter le potentiel de l’hydrogène pour jouer un rôle clef dans un environnement énergétique propre, sûr et sécurisé. »

La Californie vise un million de véhicules électriques à hydrogène à l’horizon 2030. Même objectif pour la Chine, qui possède pourtant la moitié du parc mondial de véhicules électriques mais met désormais le cap sur l’hydrogène. C’est aussi une priorité nationale au Japon et en Corée. Car après une vingtaine d’années pour mettre au point la technologie, les premiers véhicules commerciaux, ceux de Toyota et de Hyundai, ont été lancés en 2014. Aujourd’hui la réglementation s’est adaptée et les arguments écologiques de la pile à combustible font mouche. Elle produit de l’électricité à partir de l’hydrogène embarqué dans un réservoir et de l’oxygène de l’air. Si bien que le véhicule ne produit ni gaz à effet de serre ni particule et ne rejette que de l’eau. En outre, faire un plein d’hydrogène prend 3 minutes au plus.

Encore faut-il avoir une station sous la main. C’est le point crucial. Le Japon et l’Allemagne ont déjà installé plusieurs dizaines de stations, tout comme la Californie et la Chine, qui prévoient d’en avoir un millier à l’horizon 2030. La France est plus timide et ne voit aujourd’hui circuler que 400 véhicules. Lancé par Nicolas Hulot, le plan national de déploiement de l’hydrogène pour la transition écologique privilégie les projets de transports en commun et de flotte captive. A l’image de Versailles, des Hauts-de-France ou de Pau où des bus fonctionnant à hydrogène entrent en service. « L’usage du véhicule hydrogène par les particuliers n’est pas prioritaire à cause du maillage de stations qu’il exige. Mieux vaut se concentrer sur les applications spécifiques comme les flottes, les professionnels ou les bus », justifie Maxime Pasquier, spécialiste du sujet à l’Ademe. Une approche trop timide pour les partisans de l’hydrogène au premier rang desquels l’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (Afhypac). « L’hydrogène règle le problème de la voiture électrique et des problèmes posés par les batteries. Avec 2 milliards d’euros, soit le tiers du coût d’une ligne TGV, on construit un réseau d’un millier de stations. C’est d’abord un choix politique », s’agace Pierre-Etienne Franc, vice-président hydrogène énergie chez Air Liquide.

 Pas si simple, réplique Maxime Pasquier : « Les énergéticiens ont évidemment intérêt à distribuer de l’hydrogène. Encore faut-il le faire dans de bonnes conditions environnementales. Il faut avoir une vision globale depuis la production de l’énergie primaire jusqu’à la consommation. » En effet l’hydrogène, essentiellement produit à partir de gaz naturel, ne constitue pas encore la panacée écologique. Sans parler du rendement de la pile à combustible qui est inférieur à celui d’une batterie. Conséquence, en intégrant les émissions liées à la production d’hydrogène, une voiture à pile à combustible dégage autant de CO2 qu’une automobile à moteur thermique.

Cependant, les choses pourraient évoluer très vite puisque l’on sait produire un hydrogène « vert », certes plus cher, grâce à l’électrolyse. « Il n’y a pas de verrou technologique et les coûts vont baisser avec le passage à l’échelle industrielle », assure Florence Lambert, directrice du CEA-Liten. D’autant que les scientifiques travaillent déjà sur la technologie suivante, l’électrolyse à haute température. Dans son projet Zero Emission Valley, qui porte sur 20 stations et un millier de véhicules, la région Auvergne-Rhône-Alpes prévoit ainsi de produire l’hydrogène grâce à 15 électrolyseurs répartis sur le territoire.

L’autre atout majeur de la voiture à hydrogène, c’est l’absence de particules. « Cela permet de résoudre immédiatement un gros problème de santé publique dans une ville comme Paris », insiste Mathieu Gardies, cofondateur de Hype. La jeune entreprise, soutenue par Air Liquide et qui a passé un partenariat avec Toyota, possède une flotte de 120 taxis à hydrogène Mirai et devrait en faire rouler 600 dès l’année prochaine . « L’hydrogène, c’est le pétrole de demain sans l’inconvénient de la géopolitique. La France a un véritable savoir-faire industriel avec beaucoup de brevets au CEA mais aussi au CNRS. Il faut y aller car le monde ne va pas attendre », analyse Florence Lambert.

L’hydrogène vert pourrait aussi devenir plus abondant et moins cher de 30 % d’ici à 2030 grâce aux énergies renouvelables, estime l’AIE. « Les prix de l’électricité solaire ou éolienne ont tellement baissé que des pays pourraient en consacrer une partie à produire de l’hydrogène », prédit Paul Lucchese, pionnier du secteur au sein du CEA et président de l’Hydrogen Implementing Agreement (HIA) au sein de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : « Le Japon passe déjà des accords avec la Nouvelle-Zélande, le Chili ou Brunei. »

L’intérêt des pays émergents

Quant à la pile à combustible, elle devrait aussi voir ses coûts baisser, estime Pierre Forté, fondateur de la société Pragma Industries, spécialiste du vélo à hydrogène (voir ci-dessous) : « Le coût d’une batterie est lié pour 70 % au prix de ses matériaux quand celui d’une pile à combustible dépend pour 90 % de son processus de fabrication. Sous réserve qu’une rupture intervienne dans le monde des batteries, je suis donc persuadé que les piles à combustible seront à terme beaucoup moins chères. »

L’avenir de l’hydrogène dans la mobilité dépendra pourtant d’abord des infrastructures. « Je ne crois pas à un développement massif dans le véhicule léger à un horizon visible, en raison des coûts de déploiement pour assurer un réseau dense de stations de recharge. Il faudrait pour cela des volontés politiques coordonnées à un niveau international », estime Patrice Geoffron, professeur au Laboratoire d’économie de Dauphine et spécialiste de l’énergie. On pourrait voir une répartition des rôles : au véhicule à batterie la mobilité urbaine et à celui à hydrogène les trajets longue distance.

A moins que les réseaux électriques finissent par jouer les arbitres. « Dans bien des pays émergents on pousse l’hydrogène en avant car les réseaux électriques ne sont pas suffisamment stables pour assurer la recharge des batteries », observe Fabio Ferrari, président de Symbio, un fabricant de piles à combustible créé à partir de recherches menées aux CEA, filiale de Michelin et dont Faurecia devrait devenir coactionnaire d’ici la fin de l’année. Un problème qui pourrait à long terme s’étendre aux pays européens, estime Paul Lucchese : « C’est un aspect qu’on oublie, mais qu’adviendra-t-il lorsque des millions de véhicules électriques auront besoin d’une recharge rapide ? »

Il fut l’une des vedettes du G7 de Biarritz au mois d’août dernier. Développé et fabriqué parPragma Industries, une jeune entreprise locale, Alpha est le premier vélo fonctionnant grâce à l’hydrogène. Le système est logé dans le cadre. La bonbonne de gaz alimente la pile à combustible qui fournit l’électricité au petit moteur placé au niveau du moyeu, comme sur n’importe quel vélo électrique. Pragma,mis en avant par la région Nouvelle-Aquitaine, a profité de l’événement pour mettre 200 vélos à disposition des participants. Un succès puisqu’ils ont parcouru près de 4.500 kilomètres en quatre jours. Avec une autonomie de 150 kilomètres et bientôt 200 kilomètres pour un prix de 7.000 euros, qui va descendre à 4.000 euros l’an prochain, ils ne sont pas destinés aux particuliers. « Nous ne vendons pas seulement un vélo mais un écosystème complet de mobilité durable », résume Pierre Forté, le fondateur de l’entreprise. Pragma Industries a ainsi déjà vendu une centaine de vélos et des bornes de rechargement à plusieurs municipalités comme Bayonne, Saint-Lô, Cherbourg ou Chambéry. Quant aux 200 vélos présentés à Biarritz, ils ont été acquis par le groupe Engie Cofely. « Grâce au coup de projecteur du G7, nous avons beaucoup de contacts provenant du Kazakhstan, d’Inde, de Chine ou du Mexique, dans lesquels le réseau est insuffisant pour recharger les vélos électriques classiques », assure Pierre Forté.

Voitures à  Hydrogène : quelles perspectives ?

Le handicap des voitures électriques c’est évidemment l’énorme poids mort des batteries aussi la question de la performance sans parler  de la problématique écologique.( Extraction des métaux et Recyclage). D’où l’idée d’utiliser l’hydrogène via des piles à combustible. Un article des Échos rappelle la problématique.

La pile à combustible va désormais concurrencer les batteries dans les véhicules électriques. Reste à faire baisser les coûts, produire de l’hydrogène propre et mailler le territoire de stations.

Le véhicule électrique à batteries rechargeables pourrait-il être envoyé à la retraite de façon prématurée ? Certes, il s’en est vendu quelque 2,2 millions l’an dernier, mais malgré les énormes investissements des constructeurs, les ventes ne décollent pas vraiment et les batteries sont toujours pointées du doigt : coût environnemental élevé, autonomie trop limitée et temps de recharge trop long. En face, le véhicule fonctionnant avec une pile à combustible alimentée en hydrogène sort à peine des limbes mais présente de sérieux atouts. L’Agence internationale de l’énergie (AIE), longtemps réservée sur l’hydrogène, a publié en juin dernier un rapport qui lui est très favorable, notamment dans le domaine des transports : « Le moment est venu d’exploiter le potentiel de l’hydrogène pour jouer un rôle clef dans un environnement énergétique propre, sûr et sécurisé. »

La Californie vise un million de véhicules électriques à hydrogène à l’horizon 2030. Même objectif pour la Chine, qui possède pourtant la moitié du parc mondial de véhicules électriques mais met désormais le cap sur l’hydrogène. C’est aussi une priorité nationale au Japon et en Corée. Car après une vingtaine d’années pour mettre au point la technologie, les premiers véhicules commerciaux, ceux de Toyota et de Hyundai, ont été lancés en 2014. Aujourd’hui la réglementation s’est adaptée et les arguments écologiques de la pile à combustible font mouche. Elle produit de l’électricité à partir de l’hydrogène embarqué dans un réservoir et de l’oxygène de l’air. Si bien que le véhicule ne produit ni gaz à effet de serre ni particule et ne rejette que de l’eau. En outre, faire un plein d’hydrogène prend 3 minutes au plus.

Encore faut-il avoir une station sous la main. C’est le point crucial. Le Japon et l’Allemagne ont déjà installé plusieurs dizaines de stations, tout comme la Californie et la Chine, qui prévoient d’en avoir un millier à l’horizon 2030. La France est plus timide et ne voit aujourd’hui circuler que 400 véhicules. Lancé par Nicolas Hulot, le plan national de déploiement de l’hydrogène pour la transition écologique privilégie les projets de transports en commun et de flotte captive. A l’image de Versailles, des Hauts-de-France ou de Pau où des bus fonctionnant à hydrogène entrent en service. « L’usage du véhicule hydrogène par les particuliers n’est pas prioritaire à cause du maillage de stations qu’il exige. Mieux vaut se concentrer sur les applications spécifiques comme les flottes, les professionnels ou les bus », justifie Maxime Pasquier, spécialiste du sujet à l’Ademe. Une approche trop timide pour les partisans de l’hydrogène au premier rang desquels l’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (Afhypac). « L’hydrogène règle le problème de la voiture électrique et des problèmes posés par les batteries. Avec 2 milliards d’euros, soit le tiers du coût d’une ligne TGV, on construit un réseau d’un millier de stations. C’est d’abord un choix politique », s’agace Pierre-Etienne Franc, vice-président hydrogène énergie chez Air Liquide.

 Pas si simple, réplique Maxime Pasquier : « Les énergéticiens ont évidemment intérêt à distribuer de l’hydrogène. Encore faut-il le faire dans de bonnes conditions environnementales. Il faut avoir une vision globale depuis la production de l’énergie primaire jusqu’à la consommation. » En effet l’hydrogène, essentiellement produit à partir de gaz naturel, ne constitue pas encore la panacée écologique. Sans parler du rendement de la pile à combustible qui est inférieur à celui d’une batterie. Conséquence, en intégrant les émissions liées à la production d’hydrogène, une voiture à pile à combustible dégage autant de CO2 qu’une automobile à moteur thermique.

Cependant, les choses pourraient évoluer très vite puisque l’on sait produire un hydrogène « vert », certes plus cher, grâce à l’électrolyse. « Il n’y a pas de verrou technologique et les coûts vont baisser avec le passage à l’échelle industrielle », assure Florence Lambert, directrice du CEA-Liten. D’autant que les scientifiques travaillent déjà sur la technologie suivante, l’électrolyse à haute température. Dans son projet Zero Emission Valley, qui porte sur 20 stations et un millier de véhicules, la région Auvergne-Rhône-Alpes prévoit ainsi de produire l’hydrogène grâce à 15 électrolyseurs répartis sur le territoire.

L’autre atout majeur de la voiture à hydrogène, c’est l’absence de particules. « Cela permet de résoudre immédiatement un gros problème de santé publique dans une ville comme Paris », insiste Mathieu Gardies, cofondateur de Hype. La jeune entreprise, soutenue par Air Liquide et qui a passé un partenariat avec Toyota, possède une flotte de 120 taxis à hydrogène Mirai et devrait en faire rouler 600 dès l’année prochaine . « L’hydrogène, c’est le pétrole de demain sans l’inconvénient de la géopolitique. La France a un véritable savoir-faire industriel avec beaucoup de brevets au CEA mais aussi au CNRS. Il faut y aller car le monde ne va pas attendre », analyse Florence Lambert.

L’hydrogène vert pourrait aussi devenir plus abondant et moins cher de 30 % d’ici à 2030 grâce aux énergies renouvelables, estime l’AIE. « Les prix de l’électricité solaire ou éolienne ont tellement baissé que des pays pourraient en consacrer une partie à produire de l’hydrogène », prédit Paul Lucchese, pionnier du secteur au sein du CEA et président de l’Hydrogen Implementing Agreement (HIA) au sein de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : « Le Japon passe déjà des accords avec la Nouvelle-Zélande, le Chili ou Brunei. »

L’intérêt des pays émergents

Quant à la pile à combustible, elle devrait aussi voir ses coûts baisser, estime Pierre Forté, fondateur de la société Pragma Industries, spécialiste du vélo à hydrogène (voir ci-dessous) : « Le coût d’une batterie est lié pour 70 % au prix de ses matériaux quand celui d’une pile à combustible dépend pour 90 % de son processus de fabrication. Sous réserve qu’une rupture intervienne dans le monde des batteries, je suis donc persuadé que les piles à combustible seront à terme beaucoup moins chères. »

L’avenir de l’hydrogène dans la mobilité dépendra pourtant d’abord des infrastructures. « Je ne crois pas à un développement massif dans le véhicule léger à un horizon visible, en raison des coûts de déploiement pour assurer un réseau dense de stations de recharge. Il faudrait pour cela des volontés politiques coordonnées à un niveau international », estime Patrice Geoffron, professeur au Laboratoire d’économie de Dauphine et spécialiste de l’énergie. On pourrait voir une répartition des rôles : au véhicule à batterie la mobilité urbaine et à celui à hydrogène les trajets longue distance.

A moins que les réseaux électriques finissent par jouer les arbitres. « Dans bien des pays émergents on pousse l’hydrogène en avant car les réseaux électriques ne sont pas suffisamment stables pour assurer la recharge des batteries », observe Fabio Ferrari, président de Symbio, un fabricant de piles à combustible créé à partir de recherches menées aux CEA, filiale de Michelin et dont Faurecia devrait devenir coactionnaire d’ici la fin de l’année. Un problème qui pourrait à long terme s’étendre aux pays européens, estime Paul Lucchese : « C’est un aspect qu’on oublie, mais qu’adviendra-t-il lorsque des millions de véhicules électriques auront besoin d’une recharge rapide ? »

Il fut l’une des vedettes du G7 de Biarritz au mois d’août dernier. Développé et fabriqué parPragma Industries, une jeune entreprise locale, Alpha est le premier vélo fonctionnant grâce à l’hydrogène. Le système est logé dans le cadre. La bonbonne de gaz alimente la pile à combustible qui fournit l’électricité au petit moteur placé au niveau du moyeu, comme sur n’importe quel vélo électrique. Pragma,mis en avant par la région Nouvelle-Aquitaine, a profité de l’événement pour mettre 200 vélos à disposition des participants. Un succès puisqu’ils ont parcouru près de 4.500 kilomètres en quatre jours. Avec une autonomie de 150 kilomètres et bientôt 200 kilomètres pour un prix de 7.000 euros, qui va descendre à 4.000 euros l’an prochain, ils ne sont pas destinés aux particuliers. « Nous ne vendons pas seulement un vélo mais un écosystème complet de mobilité durable », résume Pierre Forté, le fondateur de l’entreprise. Pragma Industries a ainsi déjà vendu une centaine de vélos et des bornes de rechargement à plusieurs municipalités comme Bayonne, Saint-Lô, Cherbourg ou Chambéry. Quant aux 200 vélos présentés à Biarritz, ils ont été acquis par le groupe Engie Cofely. « Grâce au coup de projecteur du G7, nous avons beaucoup de contacts provenant du Kazakhstan, d’Inde, de Chine ou du Mexique, dans lesquels le réseau est insuffisant pour recharger les vélos électriques classiques », assure Pierre Forté.

Energie-Voiture à  Hydrogène : quelles perspectives ?

Le handicap des voitures électriques c’est évidemment l’énorme poids mort des batteries aussi la question de la performance sans parler  de la problématique écologique.( Extraction des métaux et Recyclage). D’où l’idée d’utiliser l’hydrogène via des piles à combustible. Un article des Échos rappelle la problématique.

La pile à combustible va désormais concurrencer les batteries dans les véhicules électriques. Reste à faire baisser les coûts, produire de l’hydrogène propre et mailler le territoire de stations.

Le véhicule électrique à batteries rechargeables pourrait-il être envoyé à la retraite de façon prématurée ? Certes, il s’en est vendu quelque 2,2 millions l’an dernier, mais malgré les énormes investissements des constructeurs, les ventes ne décollent pas vraiment et les batteries sont toujours pointées du doigt : coût environnemental élevé, autonomie trop limitée et temps de recharge trop long. En face, le véhicule fonctionnant avec une pile à combustible alimentée en hydrogène sort à peine des limbes mais présente de sérieux atouts. L’Agence internationale de l’énergie (AIE), longtemps réservée sur l’hydrogène, a publié en juin dernier un rapport qui lui est très favorable, notamment dans le domaine des transports : « Le moment est venu d’exploiter le potentiel de l’hydrogène pour jouer un rôle clef dans un environnement énergétique propre, sûr et sécurisé. »

La Californie vise un million de véhicules électriques à hydrogène à l’horizon 2030. Même objectif pour la Chine, qui possède pourtant la moitié du parc mondial de véhicules électriques mais met désormais le cap sur l’hydrogène. C’est aussi une priorité nationale au Japon et en Corée. Car après une vingtaine d’années pour mettre au point la technologie, les premiers véhicules commerciaux, ceux de Toyota et de Hyundai, ont été lancés en 2014. Aujourd’hui la réglementation s’est adaptée et les arguments écologiques de la pile à combustible font mouche. Elle produit de l’électricité à partir de l’hydrogène embarqué dans un réservoir et de l’oxygène de l’air. Si bien que le véhicule ne produit ni gaz à effet de serre ni particule et ne rejette que de l’eau. En outre, faire un plein d’hydrogène prend 3 minutes au plus.

Encore faut-il avoir une station sous la main. C’est le point crucial. Le Japon et l’Allemagne ont déjà installé plusieurs dizaines de stations, tout comme la Californie et la Chine, qui prévoient d’en avoir un millier à l’horizon 2030. La France est plus timide et ne voit aujourd’hui circuler que 400 véhicules. Lancé par Nicolas Hulot, le plan national de déploiement de l’hydrogène pour la transition écologique privilégie les projets de transports en commun et de flotte captive. A l’image de Versailles, des Hauts-de-France ou de Pau où des bus fonctionnant à hydrogène entrent en service. « L’usage du véhicule hydrogène par les particuliers n’est pas prioritaire à cause du maillage de stations qu’il exige. Mieux vaut se concentrer sur les applications spécifiques comme les flottes, les professionnels ou les bus », justifie Maxime Pasquier, spécialiste du sujet à l’Ademe. Une approche trop timide pour les partisans de l’hydrogène au premier rang desquels l’Association française pour l’hydrogène et les piles à combustible (Afhypac). « L’hydrogène règle le problème de la voiture électrique et des problèmes posés par les batteries. Avec 2 milliards d’euros, soit le tiers du coût d’une ligne TGV, on construit un réseau d’un millier de stations. C’est d’abord un choix politique », s’agace Pierre-Etienne Franc, vice-président hydrogène énergie chez Air Liquide.

 Pas si simple, réplique Maxime Pasquier : « Les énergéticiens ont évidemment intérêt à distribuer de l’hydrogène. Encore faut-il le faire dans de bonnes conditions environnementales. Il faut avoir une vision globale depuis la production de l’énergie primaire jusqu’à la consommation. » En effet l’hydrogène, essentiellement produit à partir de gaz naturel, ne constitue pas encore la panacée écologique. Sans parler du rendement de la pile à combustible qui est inférieur à celui d’une batterie. Conséquence, en intégrant les émissions liées à la production d’hydrogène, une voiture à pile à combustible dégage autant de CO2 qu’une automobile à moteur thermique.

Cependant, les choses pourraient évoluer très vite puisque l’on sait produire un hydrogène « vert », certes plus cher, grâce à l’électrolyse. « Il n’y a pas de verrou technologique et les coûts vont baisser avec le passage à l’échelle industrielle », assure Florence Lambert, directrice du CEA-Liten. D’autant que les scientifiques travaillent déjà sur la technologie suivante, l’électrolyse à haute température. Dans son projet Zero Emission Valley, qui porte sur 20 stations et un millier de véhicules, la région Auvergne-Rhône-Alpes prévoit ainsi de produire l’hydrogène grâce à 15 électrolyseurs répartis sur le territoire.

L’autre atout majeur de la voiture à hydrogène, c’est l’absence de particules. « Cela permet de résoudre immédiatement un gros problème de santé publique dans une ville comme Paris », insiste Mathieu Gardies, cofondateur de Hype. La jeune entreprise, soutenue par Air Liquide et qui a passé un partenariat avec Toyota, possède une flotte de 120 taxis à hydrogène Mirai et devrait en faire rouler 600 dès l’année prochaine . « L’hydrogène, c’est le pétrole de demain sans l’inconvénient de la géopolitique. La France a un véritable savoir-faire industriel avec beaucoup de brevets au CEA mais aussi au CNRS. Il faut y aller car le monde ne va pas attendre », analyse Florence Lambert.

L’hydrogène vert pourrait aussi devenir plus abondant et moins cher de 30 % d’ici à 2030 grâce aux énergies renouvelables, estime l’AIE. « Les prix de l’électricité solaire ou éolienne ont tellement baissé que des pays pourraient en consacrer une partie à produire de l’hydrogène », prédit Paul Lucchese, pionnier du secteur au sein du CEA et président de l’Hydrogen Implementing Agreement (HIA) au sein de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) : « Le Japon passe déjà des accords avec la Nouvelle-Zélande, le Chili ou Brunei. »

L’intérêt des pays émergents

Quant à la pile à combustible, elle devrait aussi voir ses coûts baisser, estime Pierre Forté, fondateur de la société Pragma Industries, spécialiste du vélo à hydrogène (voir ci-dessous) : « Le coût d’une batterie est lié pour 70 % au prix de ses matériaux quand celui d’une pile à combustible dépend pour 90 % de son processus de fabrication. Sous réserve qu’une rupture intervienne dans le monde des batteries, je suis donc persuadé que les piles à combustible seront à terme beaucoup moins chères. »

L’avenir de l’hydrogène dans la mobilité dépendra pourtant d’abord des infrastructures. « Je ne crois pas à un développement massif dans le véhicule léger à un horizon visible, en raison des coûts de déploiement pour assurer un réseau dense de stations de recharge. Il faudrait pour cela des volontés politiques coordonnées à un niveau international », estime Patrice Geoffron, professeur au Laboratoire d’économie de Dauphine et spécialiste de l’énergie. On pourrait voir une répartition des rôles : au véhicule à batterie la mobilité urbaine et à celui à hydrogène les trajets longue distance.

A moins que les réseaux électriques finissent par jouer les arbitres. « Dans bien des pays émergents on pousse l’hydrogène en avant car les réseaux électriques ne sont pas suffisamment stables pour assurer la recharge des batteries », observe Fabio Ferrari, président de Symbio, un fabricant de piles à combustible créé à partir de recherches menées aux CEA, filiale de Michelin et dont Faurecia devrait devenir coactionnaire d’ici la fin de l’année. Un problème qui pourrait à long terme s’étendre aux pays européens, estime Paul Lucchese : « C’est un aspect qu’on oublie, mais qu’adviendra-t-il lorsque des millions de véhicules électriques auront besoin d’une recharge rapide ? »

Il fut l’une des vedettes du G7 de Biarritz au mois d’août dernier. Développé et fabriqué parPragma Industries, une jeune entreprise locale, Alpha est le premier vélo fonctionnant grâce à l’hydrogène. Le système est logé dans le cadre. La bonbonne de gaz alimente la pile à combustible qui fournit l’électricité au petit moteur placé au niveau du moyeu, comme sur n’importe quel vélo électrique. Pragma,mis en avant par la région Nouvelle-Aquitaine, a profité de l’événement pour mettre 200 vélos à disposition des participants. Un succès puisqu’ils ont parcouru près de 4.500 kilomètres en quatre jours. Avec une autonomie de 150 kilomètres et bientôt 200 kilomètres pour un prix de 7.000 euros, qui va descendre à 4.000 euros l’an prochain, ils ne sont pas destinés aux particuliers. « Nous ne vendons pas seulement un vélo mais un écosystème complet de mobilité durable », résume Pierre Forté, le fondateur de l’entreprise. Pragma Industries a ainsi déjà vendu une centaine de vélos et des bornes de rechargement à plusieurs municipalités comme Bayonne, Saint-Lô, Cherbourg ou Chambéry. Quant aux 200 vélos présentés à Biarritz, ils ont été acquis par le groupe Engie Cofely. « Grâce au coup de projecteur du G7, nous avons beaucoup de contacts provenant du Kazakhstan, d’Inde, de Chine ou du Mexique, dans lesquels le réseau est insuffisant pour recharger les vélos électriques classiques », assure Pierre Forté.

Énergie–Fusion nucléaire : quel avenir ?

Énergie–Fusion nucléaire : quel avenir ?

Par Greg De Temmerman, Mines ParisTech (*)

Un laboratoire américain vient d’annoncer de nouveaux résultats en fusion nucléaire « inertielle », avec une production d’énergie de 1,3 mégajoule. Que représente cette avancée pour la fusion, cette « éternelle » énergie du futur ?

Entre le mégaprojet ITER, dont la construction avance mais qui a connu des débuts difficiles, les projets lancés par différents pays, les initiatives privées qui se multiplient et qui annoncent des réacteurs de fusion d’ici 10 ou 15 ans, et les résultats obtenus par le Lawrence Livermore National Laboratory le 8 août 2021, il est difficile d’y voir clair. Voici un petit tour d’horizon pour mettre tout ceci en perspective.

Confinement magnétique ou inertiel : deux voies possibles pour la fusion nucléaire

Il existe deux façons d’utiliser l’énergie nucléaire : la fission qui est à l’œuvre dans les centrales nucléaires actuelles, et la fusion.

La réaction de fusion entre le deutérium et le tritium, deux isotopes de l’hydrogène, produit un neutron et un atome d’hélium. Alors que dans la fission, des atomes lourds d’uranium sont cassés en plus petits atomes pour libérer de l’énergie, la fusion nucléaire est le processus opposé : on transforme des atomes légers en des atomes plus lourds pour libérer de l’énergie. Gregory de Temmerman, Fourni par l’auteur

Un réacteur de fusion est un amplificateur de puissance : la réaction de fusion doit produire plus d’énergie qu’il n’en faut pour chauffer le plasma à la température requise et le confiner. Le record actuel a été obtenu en 1997 par le « Joint European Torus » ou JET au Royaume-Uni, où une puissance de 16 mégawatts a été générée par la fusion magnétique, mais il a fallu 23 mégawatts pour la déclencher.

Obtenir enfin un gain supérieur à 1 et démontrer la faisabilité de la production d’énergie par la fusion est un objectif majeur de différents projets en cours.

Il y a deux voies possibles pour réaliser la fusion nucléaire : le confinement magnétique qui utilise des aimants puissants pour confiner le plasma pendant des durées très longues, et le confinement inertiel qui utilise des lasers très puissants mais très brefs pour comprimer le combustible et le faire réagir. Historiquement, la fusion magnétique a été privilégiée, car la technologie nécessaire pour la fusion inertielle (lasers notamment) n’était pas disponible. Cette dernière nécessite également des gains bien plus élevés pour compenser l’énergie consommée par les lasers.

Les deux plus gros projets sont le National Ignition Facility du Lawrence Livermore National Laboratory (NIF) aux USA et le Laser MégaJoule en France, dont les applications sont principalement militaires (simulations d’explosion nucléaires) et financées par les programmes de défense. Le NIF poursuit également des recherches pour l’énergie.

Le NIF utilise 192 faisceaux laser, d’une énergie totale de 1,9 mégajoule et d’une durée de quelques nanosecondes, pour déclencher la réaction de fusion selon une approche dite « indirecte ». En effet, le combustible est placé à l’intérieur d’une capsule métallique de quelques millimètres, qui, chauffée par les lasers, qui émet des rayons X. Ceux-ci chauffent et compriment le combustible. L’alignement des lasers est plus aisé que si ceux-ci visaient directement la cible, mais seule une partie de leur énergie est convertie en rayons X et sert au chauffage.

Le NIF a récemment fait l’objet d’une forte attention médiatique après un record de production d’énergie obtenu le 8 août 2021. Durant cette expérience, une énergie de 1,3 mégajoule a été produite, la valeur la plus élevée jamais enregistrée par cette approche.

Le gain global de 0,7 égale le record obtenu par JET en 1997 par confinement magnétique, mais si on s’intéresse au bilan énergétique du combustible lui-même (cible d’hydrogène), on comprend l’excitation dans le domaine. Celui-ci a en effet absorbé 0,25 mégajoule (la conversion laser-rayons X entraîne des pertes) et généré 1,3 mégajoule : la fusion a donc généré une bonne partie de la chaleur nécessaire à la réaction, s’approchant de l’ignition. Un réacteur devra atteindre des gains bien plus élevés (supérieurs à 100) pour être économiquement intéressant.

Le confinement magnétique est la voie privilégiée pour l’énergie, car il offre de meilleures perspectives de développement et bénéficie d’un retour d’expérience plus important.

La grande majorité des recherches se concentre sur le tokamak, une configuration inventée en URSS dans les années 1960 où le plasma est confiné sous la forme d’un tore par un champ magnétique puissant. C’est la configuration choisie par ITER, réacteur de démonstration en construction à Cadarache dans le sud de la France, dont l’objectif est de démontrer un gain de 10 – le plasma sera chauffé par 50 mégawatts de puissance et doit générer 500 mégawatts de puissance fusion. Si ce projet titanesque impliquant 35 nations a connu des débuts difficiles, la construction avance à rythme soutenu et le premier plasma est attendu officiellement pour fin 2025, avec une démonstration de la fusion prévue vers la fin des années 2030.

Le Royaume-Uni a récemment lancé le projet STEP (Spherical Tokamak for Electricity Production) qui vise à développer un réacteur connecté au réseau dans les années 2040. La Chine poursuit avec CFETR un ambitieux programme visant à démontrer la production électrique et de tritium dans les années 2040. Enfin, l’Europe prévoit après ITER un démonstrateur tokamak (DEMO) pour les années 2050, ce qui implique un déploiement seulement dans la deuxième partie du siècle.

Une autre configuration – le stellarator – est explorée notamment en Allemagne avec Wendelstein-7X qui démontre de très bons résultats. Si le confinement dans un stellarator est en deçà de ce qu’un tokamak peut atteindre, sa stabilité intrinsèque et les résultats récents en font une alternative sérieuse.

 

Les initiatives privées

En parallèle de ces projets publics, on entend de plus en plus parler d’initiatives privées, parfois soutenues par des grands noms comme Jeff Bezos ou Bill Gates. L’entreprise la plus ancienne (TAE) a été fondée en 1998 mais une accélération s’est produite après 2010 et on compte en 2021 environ une trentaine d’initiatives ayant attiré environ 2 milliards de dollars de capitaux au total. La majorité de ces initiatives promettent un réacteur dans les 10 ou 20 prochaines années et se posent comme une alternative à la lenteur de la filière classique.

Illustration du déploiement de la fusion nucléaire selon deux scénarios, plus ou moins rapides. Fourni par l’auteur

Elles utilisent les développements technologiques récents (aimants supraconducteurs à haute température par ex), ou diverses configurations dont certaines n’avaient jamais été vraiment explorées : General Fusion utilise par exemple des pistons pour compresser le combustible. Si les résultats ne sont pas toujours publiés dans la littérature scientifique, on voit régulièrement des annonces démontrant des progrès réels. Si l’une de ces entreprises venait à démontrer la production d’énergie dans les délais promis, cela pourrait fortement accélérer les possibilités d’utiliser la fusion nucléaire.

Il faut cependant garder en tête que le développement d’un premier réacteur est certes extrêmement important, mais que le déploiement d’une flotte de réacteur prendra du temps. Si on regarde les taux de déploiement du photovoltaïque, de l’éolien, et du nucléaire, on constate que dans leur phase de croissance exponentielle le taux de croissance de la puissance installée était entre 20 et 35 % par an. Si on suppose que la fusion parvient à suivre le même rythme, on voit que la fusion, en suivant la ligne ITER-DEMO, pourrait représenter 1 % de la demande énergétique mondiale (valeur 2019) vers 2090. Si on considère un réacteur dans les années 2030, ce seuil pourrait être atteint vers 2060 et la fusion pourrait jouer un rôle plus important dans la deuxième partie du siècle. La fusion reste donc une aventure au long cours.

_____

(*) Par Greg De Temmerman, Chercheur associé à Mines ParisTech-PSL. Directeur général de Zenon Research, Mines ParisTech.

La version originale de cet article a été publiée sur The Conversation.

Énergie–L’hydrogène blanc : quel avenir ?

Énergie–L’hydrogène blanc :  quel avenir ?

il y a en quelque sorte trois couleurs d’hydrogène. Hydrogène grise  provenant des hydrocarbures, l(hydrogène vert produit surtout par l’électrolyse de l’eau avec des énergies non polluantes mais aussi l’hydrogène blanc ou hydrogène naturel. Un article d’H2Mobile fait le point sur la question .

 

Appelé aussi « hydrogène natif » ou « hydrogène naturel », l’hydrogène blanc est en quelque sorte un don de la terre. Trois phénomènes géologiques différents en sont à l’origine. Tout d’abord l’altération hydrothermal de minéraux ferreux via une réaction d’oxydoréduction. Ensuite par radiolyse d’une eau riche en éléments comme l’uranium ou le plutonium. Sous l’effet d’un rayonnement ionisant, les molécules d’eau peuvent se rompre et libérer de l’hydrogène. Dernier des 3 phénomènes, le dégazage mantellique.

« Il y a de l’hydrogène naturel dans l’eau à plusieurs milliers de mètres de profondeur. Mais il y a aussi des sources à plus ou moins 100 mètres, comme celle qui a été découverte au Mali en 1987, lors d’une opération de forage pour trouver de l’eau », a lancé Nicolas Pelissier.

Pour le dirigeant de 45-8 Energy, « il ne faut négliger aucune solution pour obtenir de l’hydrogène décarboné ». Aujourd’hui, 95% de l’hydrogène utilisé est obtenu par vaporeformage. Les process sont industrialisés, le rendement est élevé et cette production apparaît très compétitive. Le reste, c’est-à-dire 5%, provient d’opérations d’électrolyse en privilégiant les énergies renouvelables. Cette pratique permet de s’affranchir des fortes émissions de CO2 de la solution par vaporeformage. Mais le coût est multiplié par 3 et le rendement est faible.

« La production d’hydrogène par électrolyse consomme actuellement environ les 2/3 de l’énergie produite. Produire ainsi l’équivalent de l’hydrogène actuellement consommé en France nécessiterait près de 100 TWh d’électricité. Même avec des avancées technologiques importantes, l’électrolyse seule ne suffira pas », a souligné Nicolas Pelissier.

Parce qu’il est produit naturellement par la planète, l’hydrogène natif ne cause aucune émission de CO2.  L’exploiter est compétitif par rapport au vaporeformage, notamment en co-valorisation.

« L’hydrogène disponible à partir de puits n’est pas pur. Il est mélangé avec d’autres gaz qui sont toujours un peu les mêmes. En particulier l’azote qu’on trouve déjà dans l’atmosphère. Mais aussi l’hélium. Dans ce second cas, les coûts d’exploitation de l’hydrogène natif peuvent être couverts par la production d’hélium dont les usages sont en plein essor  », a expliqué Nicolas Pelissier. « Des membranes sont développées spécifiquement pour séparer les 2 gaz », a-t-il précisé par la suite. Pour ce spécialiste en gaz industriels valorisés en circuit court, l’hydrogène natif doit être consommé localement, les unités de stockage ne prenant alors que la taille de hangars agricoles. Idem pour l’hélium qu’il est difficile de stocker et transporter.

Si l’hydrogène naturel suscite de plus en plus l’intérêt d’industriels (dont Engie, partenaire de 45-8 Energy) et de politiques, c’est en particulier parce que l’on découvre tous les jours de nouvelles sources dans le monde. En juillet 2020, l’ancien sénateur du Rhône, René Trégouët soutenait que « les estimations du flux naturel d’hydrogène sont importantes et pourraient répondre à l’ensemble des besoins en hydrogène du monde ». La filière naissante pour ce produit naturel n’est pourtant pas incluse à ce jour dans la stratégie nationale H2 vers 2030 dotée d’une enveloppe de 7,2 milliards d’euros.

Au niveau mondial, le village malien de Bourakébougou fait un peu figure d’exception. Depuis 30 ans, il crache un gaz qui contient une concentration d’hydrogène proche de 98 %. Le projet pilote qui l’entoure permet d’alimenter tout le village en électricité. Le puits fournit 1.300 m3 de gaz H2 blancs par jour. Sur 800 km², 25 autres installations ont été implantées, présentant les mêmes concentrations. « Pas besoin de matériel dimensionné pour les forages pétroliers. Les puits d’extraction de l’hydrogène naturel sont assimilables à ceux pour l’eau. Leur vanne peut être dissimulée dans un simple buisson », a comparé Nicolas Pelissier.

En France, l’hydrogène naturel est présent sous 3 formes différentes.Tout d’abord dans des puits, sans atteindre les concentrations exceptionnelles du village malien de Bourakébougou. Ainsi à Bugey (concentration de 0,47 à 5,24%), dans le fossé Rhénan (6%), le Jura externe (2,5%) et dans le bassin de Paris (3%). Des fuites ont été constatées dans une faille géologique du Cotentin, dans les Pyrénées, ainsi que dans les fossés Rhénan et Bressan.

L’hydrogène blanc est aussi présent dans de l’eau (mofettes) à Buis-les-Baronnies et à Molières-Glandaz, 2 territoires de la Drôme. Dans les fossé Rhénan et Bressan, l’hydrogène est présent à seulement 1 mètre de profondeur. La présence du gaz peut parfois être détectée par des vues du ciel et autres techniques d’imagerie du sous-sol. Ainsi, au cœur des vignobles de Côte-d’Or, lorsque les ceps poussent difficilement dans des zones plus ou moins grandes en formes de cercles.

L’exploration est une activité essentielle pour 45-8 Energy. Elle permet d’identifier et analyser différents sites de production d’hydrogène naturel. En France, il faut compter entre 18 et 24 mois pour obtenir un permis d’explorer. Contre 15 jours aux Etats-Unis, par exemple. Dans une démarche globale, la société mosellane développe un portfolio des lieux à explorer à l’échelle européenne. Avec l’objectif de mettre en place une première production pilote sur le territoire à horizon 2025. Chaque cas est analysé à travers plusieurs étapes visant à réduire la liste aux sites les plus prometteurs. Comme celui des Fonts-Bouillants, dans la Nièvre. Là, l’hydrogène natif est combiné avec de l’hélium.

« Les fuites existent sur place depuis l’époque gallo-romaine et n’ont pas baissé en intensité depuis. On espère pouvoir exploiter ce site sur plusieurs dizaines d’années », a indiqué Nicolas Pelissier. Des capteurs ont bien confirmé la présence des 2 gaz.

Consciente que l’exploration géologique peut faire peur aux populations qui pourraient à tort l’assimiler à la fracturation hydraulique, l’équipe de 45-8 Energy a pris l’habitude de rencontrer en amont les riverains, les associations environnementales et les collectivités publiques. Et ce, même si une phase de consultation est déjà légalement prévue avant l’attribution du permis d’explorer.

« Il existe en France 51.000 puits à eau. Pour récupérer l’hydrogène et l’hélium dans la Nièvre, il n’est pas besoin de travaux très différents. D’ailleurs nous faisons appel aux mêmes professionnels pour effectuer des puits compacts avec des foreuses géotechniques sur chenillettes », a détaillé Nicolas Pelissier. 45-8 Energy privilégie ainsi la co-valorisation. « Nous espérons nous installer sur des friches industrielles. La production finale serait stockée sur place, dans un hangar agricole. Le coût énergétique, de purification et de compression dépend du mix en présence et de la pression d’origine du gaz. C’est au cas par cas », a-t-il révélé.

Quels volumes d’hydrogène natif dans les sous-sols français, européens et mondiaux ? Il est déjà impossible d’obtenir des chiffres fiables et précis concernant le pétrole enfoui, alors que des prospections existent depuis des dizaines d’années pour lui. Les estimations sont donc plus compliquées encore pour l’H2 naturel qui commence à peine à disposer d’une filière dédiée. Le 26 mars a été officiellement lancée l’initiative EartH2 pour l’hydrogène du sous-sol. Elle permettra de fédérer les acteur académiques et industriels « de manière à faciliter l’émergence de projets collaboratifs et ambitieux ». Mais aussi de promouvoir l’apport du sous-sol en matière d’hydrogène auprès des décideurs régionaux, nationaux et européens.

L’hydrogène blanc : quel avenir ?

L’hydrogène blanc :  quel avenir ?

il y a en quelque sorte trois couleurs d’hydrogène. Hydrogène grise  provenant des hydrocarbures, l(hydrogène vert produit surtout par l’électrolyse de l’eau avec des énergies non polluantes mais aussi l’hydrogène blanc ou hydrogène naturel. Un article d’H2Mobile fait le point sur la question .

 

Appelé aussi « hydrogène natif » ou « hydrogène naturel », l’hydrogène blanc est en quelque sorte un don de la terre. Trois phénomènes géologiques différents en sont à l’origine. Tout d’abord l’altération hydrothermal de minéraux ferreux via une réaction d’oxydoréduction. Ensuite par radiolyse d’une eau riche en éléments comme l’uranium ou le plutonium. Sous l’effet d’un rayonnement ionisant, les molécules d’eau peuvent se rompre et libérer de l’hydrogène. Dernier des 3 phénomènes, le dégazage mantellique.

« Il y a de l’hydrogène naturel dans l’eau à plusieurs milliers de mètres de profondeur. Mais il y a aussi des sources à plus ou moins 100 mètres, comme celle qui a été découverte au Mali en 1987, lors d’une opération de forage pour trouver de l’eau », a lancé Nicolas Pelissier.

Pour le dirigeant de 45-8 Energy, « il ne faut négliger aucune solution pour obtenir de l’hydrogène décarboné ». Aujourd’hui, 95% de l’hydrogène utilisé est obtenu par vaporeformage. Les process sont industrialisés, le rendement est élevé et cette production apparaît très compétitive. Le reste, c’est-à-dire 5%, provient d’opérations d’électrolyse en privilégiant les énergies renouvelables. Cette pratique permet de s’affranchir des fortes émissions de CO2 de la solution par vaporeformage. Mais le coût est multiplié par 3 et le rendement est faible.

« La production d’hydrogène par électrolyse consomme actuellement environ les 2/3 de l’énergie produite. Produire ainsi l’équivalent de l’hydrogène actuellement consommé en France nécessiterait près de 100 TWh d’électricité. Même avec des avancées technologiques importantes, l’électrolyse seule ne suffira pas », a souligné Nicolas Pelissier.

Parce qu’il est produit naturellement par la planète, l’hydrogène natif ne cause aucune émission de CO2.  L’exploiter est compétitif par rapport au vaporeformage, notamment en co-valorisation.

« L’hydrogène disponible à partir de puits n’est pas pur. Il est mélangé avec d’autres gaz qui sont toujours un peu les mêmes. En particulier l’azote qu’on trouve déjà dans l’atmosphère. Mais aussi l’hélium. Dans ce second cas, les coûts d’exploitation de l’hydrogène natif peuvent être couverts par la production d’hélium dont les usages sont en plein essor  », a expliqué Nicolas Pelissier. « Des membranes sont développées spécifiquement pour séparer les 2 gaz », a-t-il précisé par la suite. Pour ce spécialiste en gaz industriels valorisés en circuit court, l’hydrogène natif doit être consommé localement, les unités de stockage ne prenant alors que la taille de hangars agricoles. Idem pour l’hélium qu’il est difficile de stocker et transporter.

Si l’hydrogène naturel suscite de plus en plus l’intérêt d’industriels (dont Engie, partenaire de 45-8 Energy) et de politiques, c’est en particulier parce que l’on découvre tous les jours de nouvelles sources dans le monde. En juillet 2020, l’ancien sénateur du Rhône, René Trégouët soutenait que « les estimations du flux naturel d’hydrogène sont importantes et pourraient répondre à l’ensemble des besoins en hydrogène du monde ». La filière naissante pour ce produit naturel n’est pourtant pas incluse à ce jour dans la stratégie nationale H2 vers 2030 dotée d’une enveloppe de 7,2 milliards d’euros.

Au niveau mondial, le village malien de Bourakébougou fait un peu figure d’exception. Depuis 30 ans, il crache un gaz qui contient une concentration d’hydrogène proche de 98 %. Le projet pilote qui l’entoure permet d’alimenter tout le village en électricité. Le puits fournit 1.300 m3 de gaz H2 blancs par jour. Sur 800 km², 25 autres installations ont été implantées, présentant les mêmes concentrations. « Pas besoin de matériel dimensionné pour les forages pétroliers. Les puits d’extraction de l’hydrogène naturel sont assimilables à ceux pour l’eau. Leur vanne peut être dissimulée dans un simple buisson », a comparé Nicolas Pelissier.

En France, l’hydrogène naturel est présent sous 3 formes différentes.Tout d’abord dans des puits, sans atteindre les concentrations exceptionnelles du village malien de Bourakébougou. Ainsi à Bugey (concentration de 0,47 à 5,24%), dans le fossé Rhénan (6%), le Jura externe (2,5%) et dans le bassin de Paris (3%). Des fuites ont été constatées dans une faille géologique du Cotentin, dans les Pyrénées, ainsi que dans les fossés Rhénan et Bressan.

L’hydrogène blanc est aussi présent dans de l’eau (mofettes) à Buis-les-Baronnies et à Molières-Glandaz, 2 territoires de la Drôme. Dans les fossé Rhénan et Bressan, l’hydrogène est présent à seulement 1 mètre de profondeur. La présence du gaz peut parfois être détectée par des vues du ciel et autres techniques d’imagerie du sous-sol. Ainsi, au cœur des vignobles de Côte-d’Or, lorsque les ceps poussent difficilement dans des zones plus ou moins grandes en formes de cercles.

L’exploration est une activité essentielle pour 45-8 Energy. Elle permet d’identifier et analyser différents sites de production d’hydrogène naturel. En France, il faut compter entre 18 et 24 mois pour obtenir un permis d’explorer. Contre 15 jours aux Etats-Unis, par exemple. Dans une démarche globale, la société mosellane développe un portfolio des lieux à explorer à l’échelle européenne. Avec l’objectif de mettre en place une première production pilote sur le territoire à horizon 2025. Chaque cas est analysé à travers plusieurs étapes visant à réduire la liste aux sites les plus prometteurs. Comme celui des Fonts-Bouillants, dans la Nièvre. Là, l’hydrogène natif est combiné avec de l’hélium.

« Les fuites existent sur place depuis l’époque gallo-romaine et n’ont pas baissé en intensité depuis. On espère pouvoir exploiter ce site sur plusieurs dizaines d’années », a indiqué Nicolas Pelissier. Des capteurs ont bien confirmé la présence des 2 gaz.

Consciente que l’exploration géologique peut faire peur aux populations qui pourraient à tort l’assimiler à la fracturation hydraulique, l’équipe de 45-8 Energy a pris l’habitude de rencontrer en amont les riverains, les associations environnementales et les collectivités publiques. Et ce, même si une phase de consultation est déjà légalement prévue avant l’attribution du permis d’explorer.

« Il existe en France 51.000 puits à eau. Pour récupérer l’hydrogène et l’hélium dans la Nièvre, il n’est pas besoin de travaux très différents. D’ailleurs nous faisons appel aux mêmes professionnels pour effectuer des puits compacts avec des foreuses géotechniques sur chenillettes », a détaillé Nicolas Pelissier. 45-8 Energy privilégie ainsi la co-valorisation. « Nous espérons nous installer sur des friches industrielles. La production finale serait stockée sur place, dans un hangar agricole. Le coût énergétique, de purification et de compression dépend du mix en présence et de la pression d’origine du gaz. C’est au cas par cas », a-t-il révélé.

Quels volumes d’hydrogène natif dans les sous-sols français, européens et mondiaux ? Il est déjà impossible d’obtenir des chiffres fiables et précis concernant le pétrole enfoui, alors que des prospections existent depuis des dizaines d’années pour lui. Les estimations sont donc plus compliquées encore pour l’H2 naturel qui commence à peine à disposer d’une filière dédiée. Le 26 mars a été officiellement lancée l’initiative EartH2 pour l’hydrogène du sous-sol. Elle permettra de fédérer les acteur académiques et industriels « de manière à faciliter l’émergence de projets collaboratifs et ambitieux ». Mais aussi de promouvoir l’apport du sous-sol en matière d’hydrogène auprès des décideurs régionaux, nationaux et européens.