Allemagne : Une station pour les 27 trains d’Alstom à hydrogène

Allemagne : Une station pour les 27 trains d’Alstom à hydrogène

27 trains à hydrogène vont être livrés à l’Allemagne pour remplacer des trains à tractions diesel. Pour les alimenter , l’Allemagne a construit une station spécifique pour fournir l’hydrogène. Le Land de Hesse et le gouvernement fédéral allemand ont contribué au financement de ce projet de 500 millions d’euros, dont le coût est supérieur de 40% à celui de trains diesel.

Les trains Coradia iLint seront alimentés par de l’hydrogène obtenu sous la forme d’un sous-produit du chlore fabriqué dans le parc industriel et acheminé vers les réservoirs.

La plus grande quantité d’hydrogène proviendra d’un électrolyseur de 5 mégawatts (MW) qui doit encore être construit et qui utilisera de l’électricité renouvelable.

“Nous avons démontré que nous aurons suffisamment d’hydrogène pour alimenter le parc de manière économiquement viable. Avec un réservoir plein par jour, les trains peuvent parcourir 1.000 kilomètres, à l’identique des trains diesel”, a déclaré le directeur général de RMV, Knut Ringat, lors d’une cérémonie.

Hydrogène : un enjeu de souveraineté énergétique

Hydrogène : un enjeu de souveraineté énergétique

 

AGNES PANNIER-RUNACHER , secrétaire d’État auprès du ministre de l’économie, considère que l’hydrogène est un enjeu de souveraineté énergétique et que la France est bien placée pour exploiter cette filière. (Interview dans la Tribune)

 

Presque deux ans et demi après le lancement du plan Hulot doté de 100 millions d’euros, pourquoi avoir attendu le plan de relance pour débloquer 7 milliards d’euros et faire émerger une filière de l’hydrogène vert ?

AGNES PANNIER-RUNACHER: L’hydrogène constitue à la fois un enjeu de souveraineté technologique et d’indépendance énergétique, de même qu’il est une brique indispensable à la transition énergétique. Il est un must-have, si j’ose dire, en termes de mobilité – trains, avions, bateaux, engins de travaux publics, machines agricoles – et en matière de décarbonation de l’industrie.

C’est pour cela que l’hydrogène a été identifié dans le plan Hulot et a été un axe important de travail dans la préparation du Pacte productif piloté par Bruno Le Maire et qui, rappelez-vous, devait être présenté en avril 2020. C’est pourquoi cette brique s’est naturellement retrouvée intégrée au plan de relance. Le Conseil de l’innovation l’a en outre mis en avant comme un marché clé sur lequel la France devait rapidement se positionner, et l’Europe en a fait un de ses chantiers de valeurs stratégiques.

Il n’empêche qu’aujourd’hui 95% de l’hydrogène produit dans le monde est gris. Comment allez-vous vous assurer que « le vôtre » sera bien vert ?

A. P-R : L’hydrogène décarboné repose sur l’eau et sur l’électricité issue des énergies renouvelables, mais aussi du nucléaire. Pour nous approcher de la neutralité carbone et lutter contre les gaz à effet de serre, nous devons mobiliser toutes les sources d’énergie qui présentent un bilan carbone meilleur que celui des hydrocarbures.

Sachant que l’hydrogène décarboné est pour l’instant trois à quatre  fois plus cher à produire que l’hydrogène gris (de 4,5 voire 6 euros le kilo contre 1,5 euro) nous apportons un soutien public et investissons dans la R&D pour développer des solutions compétitives. Il s’agit également de favoriser la montée en volume pour amortir les coûts grâce aux économies d’échelle.

C’est toute la philosophie du plan de relance présenté par le gouvernement, tout en développant une brique technologique s’appuyant sur l’existant. Pour ne citer qu’eux, McPhy fabrique des électrolyseurs ; Faurecia des réservoirs ; Safra, Iveco, PSA, Michelin des équipements et véhicules ; sans compter les multiples start-up françaises. Mais cet écosystème n’est pas encore suffisamment solidifié pour constituer une offre puissante et jouer à l’échelle européenne et internationale.

L’enfumage  de  l’ électricité verte

 

La confirmation que l’électricité dite totalement  verte est une escroquerie commerciale puisque toutes les sources d’énergie se retrouvent  dans le même réseau par  Stefan Ambec et Claude Crampes, Toulouse School of Economics.

 

 

« Les contrats 100% électricité verte font partie des offres de la plupart des fournisseurs, des plus grands aux plus petits. C’est un argument de différenciation de produits mis en avant dans les campagnes commerciales des grands groupes énergétiques. Des fournisseurs alternatifs tels que Enercoop et Planète Oui en font leur marque de fabrique. Si vous optez pour ce type de contrat, l’équivalent de votre consommation sera produit à partir de sources d’énergie renouvelables : biomasse, éolien, hydraulique ou solaire. Cela ne veut pas dire que tous les électrons qui alimentent vos appareils proviendront de centrales utilisant ces ressources renouvelables. Le réseau par lequel transite l’électricité ne permet pas de différencier l’électricité verte de la grise. Il restitue l’électricité injectée par les sites de production aux consommateurs selon les lois de la physique. Le contrat n’y changera rien. Il ne peut modifier les lois de Kirchhoff qui régissent la circulation des électrons dans le réseau. L’électricité que vous consommerez sera la même qu’avec un contrat d’offre classique : elle viendra principalement des sites de production les plus proches, donc très probablement de centrales thermiques ou nucléaires.

Néanmoins, votre fournisseur s’engage à produire ou à participer au financement de l’équivalent de votre consommation en électricité verte.

Pour rendre crédible leurs engagements, les fournisseurs ont à leur disposition un instrument réglementaire : la garantie d’origine (GO). La GO est un certificat permettant de s’assurer du caractère renouvelable d’une production d’électricité, une GO par MWh vert produit. Elle est émise par le producteur d’énergie renouvelable et certifiée par son inscription dans un registre en application d’une ordonnance de 2011 transposant deux directives européennes. Le fournisseur peut utiliser les GOs de ses propres sites de production d’énergie renouvelable ou bien les acheter sur le marché par l’intermédiaire de la société Powernext, légalement chargée d’en tenir le registre pour la France. Pour éviter leur accumulation, les GOs ont une durée de vie de 1 an. Il n’existe pas de marché de gros : les transactions se font de gré à gré. Dès qu’elle est utilisée dans une vente au détail, la GO est annulée.

Le système de GO permet de dissocier la consommation de la rémunération de la production d’électricité verte. Même si le client ne reçoit pas l’électricité verte promise, il rémunère 100% de sa production au travers de l’achat ou de l’émission de GOs par son fournisseur. En effet, s’il ne possède pas de capacité de production renouvelable, le fournisseur doit effectuer deux transactions pour remplir ses contrats verts : produire ou acheter de l’électricité sur le marché de gros et acheter des GOs sur la plateforme Powernet. Les deux ne sont pas forcément liés : les GOs peuvent être émis n’importe où en Europe, loin des clients. En effet, Powernext est membre de l’Association of Issuing Bodies de sorte que les titulaires de compte peuvent importer (ou exporter) des GOs depuis (ou vers) d’autres pays européens. Le découplage entre le MWh vert produit et la GO associée permet aux fournisseurs dotés de capacités de production conventionnelles (thermique ou nucléaire) de verdir leur offre sans rien changer de leur mix énergétique. Il leur suffit d’acheter les GO correspondant aux contrats souscrits. Ce découplage peut conduire à une situation paradoxale où l’entreprise verte qui cède une GO à une entreprise grise ne peut pas vendre son MWh comme étant vert alors que le producteur gris qui a acheté la GO en a le droit.

Le découplage entre consommation et rémunération de l’électricité verte a aussi un impact non-trivial sur le mix énergétique du fait de l’intermittence des sources d’énergies éoliennes et solaires.

Prenons l’exemple de deux consommateurs, A et B, qui consomment chacun 24 kWh par jour, plus précisément 1 kW chaque heure de la journée. Leur électricité provient d’une centrale thermique dont ils utilisent 2 kW de capacité de production chaque heure de la journée. Ils habitent une région ensoleillée proche de l’équateur, de sorte qu’une alternative verte se présente : le producteur/fournisseur peut installer des panneaux photovoltaïques permettant de produire à pleine capacité pendant chacune des 12 heures diurnes.

Le consommateur A signe un contrat 100% électricité verte proposé par son fournisseur. Celui-ci doit alors émettre ou acheter des GO pour 24kWh par jour d’énergie solaire (la consommation de A), ce qui nécessite l’installation de 2 kW de capacité de production en panneaux photovoltaïques. Durant les heures de la journée, les 2 kW couvrent les besoins des deux clients, A mais aussi B, donc on peut se passer de la centrale thermique. Celle-ci n’est mise en route que le soir pour alimenter B, mais aussi A la nuit venue. Finalement, sans le savoir, A et B consomment la même électricité ! Elle est verte le jour et grise la nuit. Dans un sens, A finance la consommation verte de B. Le consommateur A contribue donc à la transition énergétique, mais il a fallu pour cela doubler les capacités de production, chaque type de centrale électrique n’étant utilisé que la moitié du temps.

Si A veut produire et consommer sa propre électricité 100% verte, il devra installer 2kW de capacité de production en photovoltaïque couplés à une batterie de 12kWh de capacité (en négligeant les pertes inhérentes au stockage). A devient alors un consommateur (un ‘prosumer’) qui peut se déconnecter du réseau et savourer pleinement son électricité verte. De son côté, B continuera d’utiliser l’électricité issue de la centrale thermique à hauteur de 1 kW toutes les heures. La centrale tournera toute la journée mais en dessous de sa capacité de production.

Si l’on compare les deux options, le bilan environnemental est très différent : dans les deux options vertes, 2 kW d’énergie solaire sont installés et 24kWh d’électricité grise sont produits, avec les mêmes émissions polluantes mais réparties différemment. Dans le cas où A signe un contrat vert la centrale thermique fonctionne à pleine capacité pendant la moitié du temps et, dans le cas où il installe ses propres panneaux solaires, elle fonctionne de façon ininterrompue mais à la moitié de sa capacité.[1] Le bilan carbone est le même mais la qualité de l’air est moindre avec le contrat vert car les émissions de particules fines sont concentrées lors des pics de pollution en soirée. A quoi s’ajoute un surcoût lié à la montée en charge lorsque la centrale thermique s’active en fin de journée. Dans le cas d’autoconsommation, il faut investir dans le stockage de l’énergie, une technologie qui, bien qu’en progrès, reste particulièrement onéreuse.

 

Si, dans notre exemple, il a suffi que A signe un contrat 100% électricité verte pour que 2kW de panneaux photovoltaïques soient installés, c’est loin d’être le cas en pratique. En France, la source d’énergie renouvelable principale étant hydraulique, il y a de bonnes chances que la rémunération par la garantie d’origine finance une centrale hydraulique existante et souvent largement amortie. C’est un effet d’aubaine pour les centrales existantes, et les nouveaux barrages qui pourraient être financés sont peu nombreux à cause de l’opposition des populations riveraines. De toute façon, l’incitation financière apportée par les GO reste faible. Les montants sont négligeables au regard des tarifs d’achat réglementés de l’énergie renouvelable: de l’ordre de 0,15 à 3,6 € par MWh pour les GOs alors que le tarif d’achat du MWh solaire va de 150 à 180 €! Ces quelques euros de plus font peu de différence dans les décision d’investissement.

 

Depuis la Loi n° 2017-227, les installations bénéficiant de soutien public (obligation d’achat ou compléments de rémunération) voient leurs GOs récupérées par l’Etat et mises en vente par enchères organisées par Powernext.

La GO n’est certainement pas le levier financier de la transition énergétique ; un peu de beurre dans les épinards tout au plus. Les choses pourraient changer si les consommateurs deviennent demandeurs massifs d’électricité verte. En effet, la demande forte de GOs ferait monter leur prix et pousserait à plus d’investissement en technologies renouvelables.

Le système des GOs est un instrument ingénieux pour répondre à la demande des consommateurs qui souhaitent contribuer à la transition énergétique sans pour autant installer des panneaux solaires. En s’appuyant sur le marché, il permet de rémunérer l’offre d’énergie renouvelable où qu’elle soit. Néanmoins, le système aurait à gagner à être plus précis afin de mieux informer les consommateurs sur le produit qu’ils achètent. Peu d’entre eux savent qu’ils peuvent retrouver la trace de la source d’énergie renouvelable à laquelle ils ont contribué en reportant le numéro de la GO acquise par leur fournisseur sur le site Powernext. Certains aimeraient peut-être diriger leur contribution vers certaines installations. Les fournisseurs alternatifs en font une stratégie commerciale. Ainsi Enercoop met en avant son réseau de producteurs locaux et associatifs. Un fournisseur conventionnel pourrait aller plus loin dans la différenciation de produits lors de la signature du contrat en s’engageant à acquérir les GOs selon un cahier des charges plus précis: la source d’énergie, l’origine géographique ou l’âge des équipements. On pourrait alors souscrire à un contrat 100% électricité solaire d’Occitanie. C’est tout à fait possible avec le système des GOs actuel. On pourrait également favoriser le stockage de l’énergie en différenciant la GO selon l’heure de la journée, avec une prime lors des pics de pollutions de fin d’après-midi. De tels contrats étofferaient la gamme des produits offerts par les fournisseurs et seraient plus rémunérateurs pour les producteurs. Mais ils coûteraient plus chers. Il n’est donc pas sûr que la demande suivrait. »

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[1] A noter que les coûts d’investissement (ou de démantèlement) et de maintenance ne sont pas les mêmes avec les deux options.

Pas d’imposture du « tout électrique »( Olivier Durin)

 

Parce qu’elle remet en cause la place des énergies fossiles, la nouvelle réglementation dérange certains acteurs, qui dénoncent une imposture « tout électrique ». La RE 2020 n’a pourtant pour autre ambition que celle de faire émerger une filière plus résiliente et respectueuse de l’environnement. Par Olivier Durin, rédacteur en chef du site « Le Monde de l’énergie ». 

chronique dans la Tribune

C’est une révolution attendue de longue date : après plusieurs reports, la réglementation environnementale 2020, plus connue sous le nom de RE 2020, devrait prendre effet en juillet 2021. Fruit d’une réflexion collective menée par les acteurs de la filière construction et le gouvernement, le nouveau texte de référence nourrit d’immenses espoirs, alors que le changement climatique nous rappelle chaque jour qu’il est temps d’agir.

En France, le bâtiment pèse très lourd dans la balance carbone. À lui seul, il représente près de la moitié (45 %) de l’énergie consommée et 30% des émissions de gaz à effet de serre. Pour atteindre les objectifs environnementaux fixés par l’accord de Paris, le secteur doit, comme celui des transports et de l’industrie, impérativement se réformer. Les choix que nous ferons seront déterminants pour l’avenir : une construction sortie de terre aujourd’hui aura un impact énergétique et environnemental durant les 50 prochaines années. Pour placer le bâtiment dans une trajectoire de sobriété, il était urgent de repenser nos modes de construction ainsi que nos usages énergétiques pour des logements plus durables et plus confortables. Ce changement de paradigme a donné naissance à la RE 2020.

Lire aussi : Rénovation énergétique des bâtiments : oui… mais pas n’importe comment !

Cette dernière va au-delà des simples considérations thermiques et énergétiques, telles que retenues dans les précédentes réglementations. Elle considère le bâtiment dans tout son cycle de vie, et prend en compte l’indispensable critère carbone. Une dimension totalement absente de la RT 2012 en vigueur aujourd’hui. D’où l’évolution de sémantique : il n’est plus simplement question d’une réglementation « thermique », mais bien d’une réglementation « environnementale ».

Comme c’est généralement le cas de toute innovation, la RE 2020 a suscité bon nombre de résistances et de controverses. Quoi de plus normal, après tout, tant elle remet en cause les pratiques en vigueur, celles-là même qui ont fait du bâtiment un des secteurs les plus polluants à ce jour. En cause, notamment, l’utilisation d’énergies fossiles (gaz et fioul) pour la fabrication des matériaux et surtout l’alimentation des systèmes de chauffage, qui mobilise plus de 80 % des émissions de CO2 des bâtiments résidentiels et tertiaires.

L’adaptation à l’urgence climatique, la véritable ambition de la RE 2020

Se sentant menacées, certaines voix s’élèvent et tentent de peser de tout leur poids pour freiner une dynamique bel et bien engagée. Et de dénoncer l’électrification à tout va du bâtiment. Car l’un des bénéficiaires notoires de la RE 2020 n’est autre que l’électricité, largement décarbonée en France. L’explication est alors toute trouvée : c’est un coup du vilain lobby du nucléaire, qui veut assurer son avenir.

Emprunter ces « lunettes » revient à complètement passer à côté de la véritable ambition de cette réglementation, qui pourrait faire de l’Hexagone un des pays les plus avancés en matière de modes de construction durables. Après le Royaume-Uni peut-être, qui a tout bonnement interdit le gaz dans les logements neufs à partir de 2025. Rappelons donc que la RE 2020 priorise aussi l’emploi de matériaux bio-sourcés, le recours au bois, aux réseaux de chaleur et à l’électricité renouvelable et décarbonée, la mise en place de techniques d’isolation performantes et de systèmes de récupération et de stockage d’énergie, etc. Elle répond à la problématique de réchauffement climatique, en mettant au premier plan le concept de confort d’été, pour éviter la surchauffe des logements en périodes de canicule.

Au-delà des querelles de clocher et des combats idéologiques, ne perdons pas non plus de vue que l’instauration de la RE 2020 va aussi de pair avec un effort global d’efficacité énergétique. Une préoccupation partagée par les entreprises comme les citoyens. Un nombre croissant d’outils est désormais à la portée de tous, pour une meilleure maîtrise des consommations d’énergie. Citons par exemple les systèmes de chauffage/climatisation performants de type pompes à chaleur, les compteurs intelligents, les offres d’autoconsommation individuelles et collectives ou encore les contrats de performance énergétique. C’est en combinant la RE 2020 à ces usages innovants que des progrès tangibles pourront être obtenus et que nous serons au rendez-vous des objectifs climatiques que nous nous sommes engagés à atteindre.

 

Avenir nucléaire : le projet Iter

Un article très intéressant des les Échos qui fait le point sur le projet nucléaire Iter. Alternative à la fission nucléaire, ce projet expérimental pourrait permettre de produire une énergie décarbonée, abondante, sûre et pratiquement sans déchet. Encore faut-il que l’ambitieux chantier, qui a déjà pris quelques années de retard, arrive à terme et que cette nouvelle technologie démontre sa rentabilité.

1 – Qu’est-ce que la fusion nucléaire ?

La fusion nucléaire est différente de la fission nucléaire, qui est le processus exploité dans les centrales nucléaires d’aujourd’hui. « Le principe de la fission est de casser des noyaux lourds et de récupérer l’énergie générée par cette rupture. Tandis que pour la fusion, on fait chauffer des noyaux légers afin qu’ils aillent suffisamment vite et qu’ils fusionnent, ce qui va aussi libérer de l’énergie », schématise Jérôme Bucalossi, directeur de l’Institut de Recherche sur la Fusion par confinement Magnétique (IRFM) au Commissariat à l’énergie atomique (CEA).

Pour faire simple, une centrale à fusion nucléaire consiste à reproduire sur Terre une réaction à l’oeuvre dans les étoiles. « Dans notre Soleil, les noyaux d’hydrogène fusionnent pour former des atomes d’hélium, explique Jérôme Bucalossi. Ici, on fait fusionner du deutérium et du tritium, car c’est la réaction la plus facile à obtenir en laboratoire ».

Pour arriver à cette réaction, une température très élevée est nécessaire : de l’ordre de 150 millions de degrés Celsius. Lorsqu’un gaz est porté à très haute température, les électrons sont arrachés de leur orbite dans l’atome et le gaz se transforme en plasma. C’est dans ce milieu que les noyaux légers peuvent fusionner.

2 – Comment « mettre en boîte » l’énergie des étoiles  ?

Pour « mettre en boîte » un soleil miniature, cette boîte doit être incroyablement résistante. C’est le rôle du tokamak, la machine au coeur de la centrale qui utilise des champs magnétiques pour confiner et contrôler le plasma chaud.

Inventé dès les années 50 par des physiciens soviétiques – d’où son nom, qui est un acronyme russe -, ce dispositif est une chambre à vide en forme d’anneau entourée d’énormes bobines magnétiques. Le plasma – composé de particules électriquement chargées – est en effet sensible à ce champ magnétique, qui le maintient à l’écart des parois de l’enceinte.

 

Les parois du tokamak vont ensuite absorber sous forme de chaleur l’énergie créée par la réaction de fusion. Cette chaleur est transformée en vapeur, puis, grâce à des turbines et à des alternateurs, on obtient de l’électricité.

3 – En quoi consiste le projet Iter ?

Bien qu’il soit implanté en France, Iter est un projet international dans lequel sont engagés 35 pays, dont l’Union européenne, la Russie, la Chine, les Etats-Unis, la Corée du Sud, le Japon et l’Inde. Il s’agit d’un projet strictement scientifique et aucune exploitation commerciale n’est encore prévue. Son tokamak, le plus grand jamais construit, a pour ambitieuse mission de démontrer que la fusion nucléaire peut constituer une source d’énergie à grande échelle.

L’idée est née en novembre 1985, lors du sommet de Genève, quand Mikhaïl Gorbatchev a proposé au président américain Ronald Reagan de travailler ensemble à la conception d’un réacteur de fusion nucléaire à des fins pacifiques « pour le bien de l’humanité ». Plus de trente ans après, leur idée a rallié toutes les grandes puissances et commence à prendre forme non loin de Cadaraches, le lieu d’implantation choisi en 2005.

4 – La fusion nucléaire est-elle la source d’énergie parfaite ?

Sur le papier, la fusion nucléaire semble être une source d’énergie idéale. De très grandes quantités d’énergie sont libérées par ce processus, ce qui permettrait de satisfaire définitivement les besoins énergétiques de l’humanité.

Les centrales n’émettent pas de CO2 et génèrent seulement de l’hélium, un gaz inoffensif. De plus, le dispositif est « intrinsèquement sûr », selon Jérôme Bucalossi. « Toute perturbation va refroidir le plasma, et donc arrêter la réaction de fusion. Il n’y a pas d’emballement possible », explique-t-il.

 

Le tokamak devient à terme un déchet radioactif.CEA

Pour ne rien gâcher, le processus nécessite de manipuler « des quantités de matières très faibles ». « On parle de grammes de deuterium, précise le responsable au CEA, donc une énergie très concentrée qui permet d’alimenter beaucoup d’habitations ». Ce deuterium est « abondant dans l’eau de mer » et « réparti assez uniformément dans la planète ».

Toutefois, le réacteur devient à terme un déchet radioactif, car il produit des neutrons énergétiques qui vont « activer les parois de la machine, c’est-à-dire la rendre radioactive ». Cela dit, la radioactivité de ces éléments « pourrait être désactivée en une dizaine d’années, un siècle maximum ».

5 – Cette technologie est-elle prête ?

Le principal défaut de la fusion nucléaire est qu’elle n’est pas encore bien maîtrisée. On doit chauffer en continu le plasma – et donc lui apporter en continu de l’énergie – pour que les réactions de fusion se maintiennent et produisent à leur tour de l’énergie.

Pour Iter, les concepteurs espèrent que l’énergie produite sera 10 fois supérieure à l’énergie injectée : 50 mégawatts injectés pour 500 produits. Un objectif encore jamais atteint par les précédents réacteurs de recherche construits ces dernières années. Le record est actuellement détenu par JET, qui est parvenu à restituer seulement 70 % de l’énergie injectée : 24 mégawatts injectés pour 16 mégawatts produits.

 

Le volume de plasma d’Iter sera dix fois plus grand que celui de JET, le plus grand des tokamaks aujourd’hui en activité.

« Combien de jours ou années peut-on maintenir le facteur 10 ? Les parois de la machine sont confrontées à des flux de chaleur intense. Le plasma provoque une érosion. S’il faut changer le réacteur tous les ans, économiquement ce sera difficilement viable », pointe Jérôme Bucalossi.

Ce sont ces défauts qui font dire aux associations environnementales, telles que Greenpeace France, que le projet Iter est un mirage scientifique en plus d’être un gouffre financier.

6 – Pourquoi le projet a-t-il pris tant de retard ?

Projet pharaonique impliquant plusieurs pays et nombreux partenaires industriels, Iter a déjà pris cinq ans de retard, avec un triplement du budget initial, à plus de 20 milliards d’euros désormais.

« C’est un projet international, il a fallu du temps pour former les équipes avec les sept partenaires, apprendre à travailler ensemble, finaliser le design du réacteur, créer les chaînes de productions, s’adresser aux partenaires locaux… », énumère Jérôme Bucalossi. Plus d’un million de composants ont été fabriqués dans les usines des membres du projet, dans le monde entier, puis acheminés vers le site. « Il y a des composants de taille immense, qu’il faut ajuster de manière millimétrique ».

 

Lancé il y a quasiment 15 ans, le projet Iter a ainsi pu débuter cet été l’assemblage de son réacteur. « Les premières bobines et premiers éléments du cryostat sont arrivés. L’assemblage va durer jusqu’à fin 2025, indique Jérôme Bucalossi. Ensuite la mise en route va être assez longue. Entre les premiers allumages de plasma dans la chambre à vide jusqu’à ce que l’on obtienne le facteur Q = 10, il faudra environ dix ans d’expérimentation ». Les campagnes expérimentales à pleine puissance sont ainsi prévues à partir de 2035.

En cas de succès d’Iter, un autre projet, encore plus ambitieux, doit voir le jour : DEMO. La fusion nucléaire entamera alors son passage à l’échelle industrielle.

 

Un bus à hydrogène à la RATP

la RATP met en service un premier  bus à l’hydrogène. D’autres moyens de transport comme le train et les camions utilisent déjà cette énergie.

«L’hydrogène est un enjeu majeur pour les années à venir. À travers cette expérimentation, nous continuons à être à la pointe de la transition énergétique en testant de nouvelles énergies», explique Marie-Claude Dupuis, la directrice adjointe du groupe RATP en charge de la stratégie, de l’innovation et du développement.

Energie Hydrogène : vers une révolution ?

C’est l’élément le plus abondant de notre planète. Et si toutes les grandes puissances lancent des plans industriels à coups de milliards d’euros, c’est que l’hydrogène pourrait bien permettre une révolution énergétique.

La RATP et Île-de-France Mobilités, le Syndicat des transports d’Île-de-France – l’autorité organisatrice des transports d’île de France – prévoient dans le cadre du plan Bus 2025 une diminution de 50% du bilan carbone des 4700 bus exploités par la RATP. Certains véhicules roulent déjà avec des carburants écologiques : 142 fonctionnent à l’électricité, 240 roulent au gaz naturel et 1100 sont des véhicules hybrides.

Dans un article publié par le monde de l’énergie Laurent Probst, le directeur d’Île-de-France Mobilités évoquait déjà le potentiel écologique de l’hydrogène. «L’avantage du bus hydrogène c’est qu’il n’y a pas de batterie. Les batteries, ce sont des recharges très longues [jusqu'à 5 heures, ndlr] et ça pollue. Donc on veut utiliser de plus en plus ce carburant vert, l’hydrogène, qui peut être produit de façon complètement écologique, par hydrolyse de l’eau. Pour nous c’est la technologie du futur» affirmait-il alors.

Production Électricité : situation tendue mais EDF confiant

Production Électricité : situation tendue mais EDF confiant

 

 

La crise sanitaire a nourri certaines interrogations quant à la capacité de production d’électricité d’EDF. En effet,  cette de crise a paralysé pendant un temps la mise aux normes et l’entretien de centrales nucléaires. La situation se régularise progressivement. EDF considère que la situation est tendue mais se montre quand même confiante. Tout dépendra en faite des rigueurs de l’hiver et des évolutions de la consommation d’électricité supplémentaire du fait des mesures restrictives prises comme par exemple les dépenses concernant le chauffage électrique.

EDF ne prend pas à ce stade de nouveaux engagements en matière de production nucléaire en France pour 2021 et 2022, a-t-il ajouté lors d’un point sur l’avancement de son plan d’amélioration des performances de la filière nucléaire française.

L’impact de la crise du coronavirus sur le chantier EPR de Flamanville est pour le moment vu comme “tout à fait modéré”, a de son côté précisé Xavier Ursat, directeur exécutif d’EDF en charge de la direction “ingénierie et projets nouveau nucléaire ”directeur projets “nouveau nucléaire”.

Il a également déclaré que le coût de l’EPR 2 serait réduit d’environ 30% par rapport à celui de Flamanville.

Hydroélectricité : EDF souhaite les mêmes avantages que pour les éoliennes et le photovoltaïque

 

EDF serait prêt à développer l’ Hydroélectricité en France au-delà même des objectifs prévus dans la programmation énergétique dite PPE. Pour cela elle souhaite que cet objectif soit intégré dans le plan de relance économique. En outre EDF voudrait une clarification des conditions de régulation c’est-à-dire savoir si se mettra en place une concurrence qui risque de déstabiliser le marché. Enfin EDF voudrait bénéficier des mêmes avantages que les éoliennes et le photovoltaïque portés bout de bras par l’État et financés par tous les usagers de l’électricité.

EDF a envisagé ces dernières années de construire des installations pouvant représenter jusqu’à un gigawatt de puissance supplémentaire et un milliard d’euros d’investissements dans la vallée de la Truyère (Massif central) dans le cadre d’une prolongation de concession. Mais la commission européenne ne s’est pas encore prononcée et semble vouloir installer une concurrence déstabilisatrice pour EDF. L’entreprise serait prête à isoler l’activité hydroélectrique dans une structure propre qui pourrait s’intituler EDF Azur ( il y aurait aussi une entité propre pour la production nucléaire et une autre entité pour la distribution laquelle serait soumise à concurrence).

La question est évidemment stratégique car la production littéraire électrique est loin d’être marginale, et l’ hydroélectricité est dominante en matière d’énergies renouvelables.

La part des énergies renouvelables dans la production nette d’électricité atteignait 20,3 % en 2019 (hydroélectricité : 10,3 %, éolien : 6,3 %, solaire : 2,2 %, bioénergies : 1,4 %.

Le groupe EDF est le premier exploitant du parc hydroélectrique français avec environ 80% des capacités de production – soit quelque 21 gigawatts répartis entre 500 centrales et près de 300 concessions -, loin devant Engie, numéro deux du secteur à travers sa participation dans la Compagnie nationale du Rhône (CNR) et sa filiale SHEM (Société hydroélectrique du Midi).

A fin 2020, 16 concessions d’EDF représentant 2,5 GW seront échues et dans l’attente d’une décision européenne.

La mise en concurrence du parc hydraulique français est un serpent de mer depuis l’annonce en 2010 d’une série d’appels d’offres pour dix barrages représentant 20% de la puissance hydroélectrique du pays, conformément à des directives européennes, qui ne s’est jamais concrétisée.

Avenir EDF : le découpage par appartement

Avenir EDF : le découpage par appartement

 

Initialement on avait prévu le découpage en deux avec d’un côté la production et de l’autre la distribution ouverte davantage à la concurrence. Maintenant, on envisage de couper en trois l’entreprise en mettant aussi à part les activités de production hydroélectrique d’EDF .

Ce qui est en cause c’est la position hégémonique d’EDF est aussi ses piètres performances financières voire techniques pour l’EPR. Ce dossier se négocie avec l’union européenne. Indéniablement la gestion globale de d’EDF  laisse à désirer et elle a aussi perdu en maîtrise technique.

Ceci étant, EDF a longtemps été une vache à lait pour l’État qui a pompé les retours financiers. Ce qui explique aussi le manque d’investissement et maintenant une mise à niveau très coûteuse. Le problème pour l’avenir sera assez comparable à celui des télécoms. En effet, on a confié la gestion du réseau cuivre, c’est-à-dire la production technique hard à Orange et on a favorisé le développement de la privatisation des services. Le problème c’est que le réseau cuivre n’a jamais été entretenu par Orange ou alors à la marge car les opérateurs autres qu’Orange ne voulaient pas payer pour une infrastructure pourtant indispensable.

Le problème risque de ce reproduire EDF réduite à la fonction de production. Tout dépendra de la rémunération et des tarifs de cette production. Ou alors il faudra sérieusement recapitaliser EDF à la fois face à un mur de dettes actuelles et de dettes futures pour sécuriser les centrales et les mettre aux nouvelles normes aussi à investir dans les EPR.

 

En l’état actuel du dossier on envisage un EDF Bleu regroupant le nucléaire, les barrages et RTE et un EDF Vert regroupant les énergies renouvelables et Enedis), un nouveau scénario à l’étude consisterait à loger l’activité hydraulique dans un troisième pôle, EDF Azur.

 

Engie : Catherine McGregor, directrice générale, pour faire le ménage

 

La nomination de la nouvelle directric McGregor , qui a une très forte expérience industrielle, a constitué une certaine surprise. En fait elle aura surtout pour mission de recadrer une activité d’Engie très disparate. Officiellement une entreprise recentrée sur l’environnement mais qui en réalité exploite aussi des centrales nucléaires et nombre de services. En clair, l’axe stratégique d’Engie  manque sérieusement de lisibilité. Pour l’instant,  la solution semble consister à se séparer de certains actifs pour rétablir des comptes qui ne sont pas merveilleux. Ce qui explique largement la volonté de l’entreprise de se débarrasser des actions qu’elle possède dans Suez.

Pour tout dire Engie,   c’est un peu l’auberge espagnole . Y compris dans le domaine de l’environnement nombre d’investissements peuvent paraître douteux comme ceux par exemple des fameuses éoliennes contresens économiques et énergétiques qui du jour au lendemain pourront s’écouler si l’État décide de ne plus porter à bout de bras cette activité. Ce que l’État d’ailleurs vient  de faire vis-à-vis du phot voltaïque en révisant encore nettement à la baisse les tarifs. Pour peu, ce qui est vraisemblable, que l’hydrogène constitue une perspective crédible d’avenir, Engie risque de passer à côté de la révolution énergétique. Pas sûr que son désengagement des services soit aussi une mesure très pertinente.

Bref énergie est un peu partout mais en même temps et nul part, en tout cas pas suffisamment pour prendre une part significative. La nouvelle directrice a devancé trois autres candidats: Gwenaelle Avice-Huet, directrice générale adjointe d’Engie, Catherine Guillouard, PDG de la RATP, et Laurent Guillot, directeur général adjoint de Saint-Gobain.

«C’est une dirigeante à l’aise avec la raison d’être d’Engie, d’être une entreprise de la transition énergétique, a commenté le président d’Engie, Jean-Pierre Clamadieu. Elle a l’obsession de l’exécution, de la transformation d’une stratégie en actes.» Comme si l’actuel président voulait rappeler que c’est lui le patron et non la nouvelle directrice ! ( pas vraiment bien commencer une cohabitation)

Le choix de Catherine MacGregor n’est pas sans rappeler les nominations de Ben Smith chez Air France KLM ou de Luca de Meo chez Renault: ces entreprises, dont l’État est un actionnaire majeur, ont rompu avec les habitudes et sont allées chercher leur nouveau patron hors du sérail parisien, chez les professionnels de leur industrie. Mais, contrairement à ces deux dirigeants étrangers, cette fille de professeurs est française.

Rénovation énergétique : aides divisées par trois ?

L’ingénieur et architecte Philippe Alluin dénonce dans le journal Le Monde les faux-semblants du dispositif de rénovation énergétique inclus dans le plan France Relance.

 

Tribune. 

 

Les annonces étaient prometteuses : avec un tiers du plan consacré à la transition énergétique, on s’attendait à une réelle avancée, notamment dans la rénovation énergétique des bâtiments. La consommation énergétique des logements représente 30 % de la dépense énergétique totale.

Le dispositif MaPrimeRénov, présenté en grande pompe comme un nouveau dispositif, doit permettre, selon le gouvernement, un démarrage de la fameuse massification de la rénovation énergétique des logements. En réalité, ce dispositif est en vigueur depuis le 1^er janvier 2020. Il succède en effet au crédit d’impôt pour la transition énergétique (CITE) supprimé depuis cette date.

Présenté dès janvier comme plus simple et plus efficace, le nouveau dispositif masquait en réalité un habile tour de passe-passe de Bercy : aux 2 milliards d’euros par an affectés jusqu’en 2019 au CITE se substitue un budget de 800 millions dont est doté MaPrimeRénov, une somme qui provient d’ailleurs du budget du dispositif « Habiter mieux » de l’Agence nationale de l’habitat (ANAH), lui aussi supprimé le 1^er janvier 2020 !

Réservé dans un premier temps aux catégories « très modestes » et « modestes », MaPrimeRénov devra être étendu à tous les ménages et aux copropriétés à compter de janvier 2021. Mais cet élargissement à tous les ménages n’est en fait pas dû au plan de relance. Les 2 milliards sur deux ans qui y sont affectés dans le cadre du plan de relance ne sont ni plus ni moins ce que Bercy avait prévu d’affecter lors de la suppression du CITE. Et c’est moins de la moitié de ce que l’Etat dépensait chaque année pour soutenir la rénovation énergétique des logements, avec les 2 milliards par an du CITE, et les 800 millions de l’ANAH.

Somme toute, on passe de 2,8 milliards d’euros par an en 2019 à 1 milliard d’euros par an en 2021. Avec le plan dit « de relance », les aides à la rénovation énergétique des logements auront donc été divisées par trois…

Mais, nous dit-on, ce dispositif sera plus simple. Là encore, bel effort de communication pour masquer ce qui va encore se complexifier. Si le CITE était simple et universel, les demandes d’aide « Habiter mieux », destinée aux ménages très modestes et modestes, étaient instruites par les opérateurs de l’ANAH à travers une enquête auprès de chaque ménage pour déterminer son éligibilité : la démarche était si longue, si complexe et si tatillonne que l’ANAH n’a jamais été en mesure de dépenser les sommes affectées à ce dispositif.

Rénovation énergétique sera accessible à tous

La ministre déléguée chargée du Logement, Emmanuelle Wargon confirme que les aides à la rénovation énergétique seront accessibles à tous mais dégressives en fonction des revenus. (Interview dans le JDD)

 

Alors que 4,8 millions de logements mal isolés font encore figure de passoires thermiques en France, le gouvernement a décidé d’allouer 2 milliards d’euros en 2021 et 2022 pour les logements du parc privé et 500 millions pour les logements sociaux sur les 6,7 milliards d’euros du plan de relance consacrés à la rénovation énergétique. Comment? En renforçant les deux grandes mesures d’aide pour les particuliers : MaPrimeRénov et la prime énergie CEE (Certificats d’économie d’énergie).

Vous élargissez la subvention MaPrimeRénov, utilisée pour faire des travaux d’efficacité énergétique dans son logement : pour quel public?
Elle va profiter à tous, alors qu’aujourd’hui elle n’est ouverte qu’à la moitié des ménages les moins aisés. Mais elle sera modulée en fonction des revenus. Nous ouvrons aussi le dispositif aux propriétaires bailleurs, qui le réclamaient depuis longtemps, et aux copropriétés. Cela va permettre d’accélérer la transition vers moins de passoires thermiques dans le parc locatif privé, qui en concentre le plus.

Quand ce dispositif va-t-il être activé?
Tous les devis signés après le 1er octobre 2020 seront éligibles. J’invite donc les Françaises et les Français qui voulaient faire des travaux avant la fin de l’année à ne pas les reporter. Les nouveaux bénéficiaires pourront faire leurs demandes à partir du 1er janvier.

Quels travaux pourront être financés par cette prime?
Tous ceux qui participent à la rénovation énergétique. Cela concerne une série de travaux simples comme le remplacement d’une vieille chaudière. Nous incitons aussi les rénovations globales qui aboutissent à un gain énergétique de plus de 55% en combinant plusieurs travaux. Nous porterons un effort particulier aux logements les plus énergivores, avec un bonus plafonné à 1.500 euros pour les travaux qui permettent aux maisons individuelles de sortir du statut de « passoire thermique ».

 

Comment sera calculée MaPrimeRénov?
Un simulateur permettant à chacun de connaître le montant de l’aide auquel il a droit sera présenté le 5 octobre. La prime sera calculée en fonction des revenus, de la localisation du logement et du type de travaux. Pour les foyers les plus modestes, l’aide peut aller jusqu’à 90% du devis, puis elle descend à 75%, 60% et à 40% pour les ménages les plus aisés. Cette aide sera modulée selon le lieu de résidence avec un barème spécifique pour l’Ile-de-France. Par exemple, si vous voulez passer à une chaudière à granulés, l’aide pourra aller jusqu’à 10.000 euros.

 

Maintenez-vous les Certificats d’économie d’énergie (CEE)?
Oui. C’est l’autre jambe du dispositif d’aide à la rénovation thermique des logements, qui s’ajoute à MaPrimeRénov. C’est un système universel, bonifié pour les ménages les plus démunis. Il est payé par les énergéticiens qui achètent des CEE pour contribuer à la réduction de la consommation d’énergie. Mais il doit être contrôlé pour éviter les dérives. La chaudière à un euro, qui a engendré beaucoup de fraudes, c’est terminé. Nous avons aussi augmenté les contrôles avec une équipe dédiée de 20 personnes et l’interdiction du démarchage téléphonique.

 

En ouvrant MaPrimeRénov aux bailleurs privés, ne risque-t-on pas de les inciter à augmenter les loyers?
Nous ne prévoyons pas de conditionner cette aide, qui doit engendrer une baisse des charges. Mais nous serons vigilants pour éviter les effets pervers. N’oublions pas que des mécanismes d’encadrement des loyers existent déjà.

Les foyers les plus modestes restent-ils la priorité du gouvernement? 
Notre cible, c’est tous les Français, en s’assurant que les plus modestes aient accès au dispositif, que le passage à l’acte soit possible pour eux. Le crédit d’impôt, à taux fixe, profitait surtout aux plus aisés. C’est pour ça que nous avons mis en place une prime versée dès la phase de travaux et que nous avons adapté les barèmes avec un taux d’aide élevé pour les plus modestes.

Comment inciter le locatif privé à sortir de leur statut de passoire thermique? 
La première étape était de leur ouvrir les aides à la rénovation thermique : nous le faisons. Pour la première fois, nous avons aussi intégré un critère énergétique dans la définition d’un logement décent. Nous retravaillerons cette notion dans le projet de loi sur les propositions de la convention citoyenne pour le climat, qui doit être présenté avant la fin de l’année.

 

Selon les données de Seloger que nous publions, le nombre de passoires thermiques recule sauf à Rennes, Saint-Denis et Boulogne-Billancourt. Comment expliquer ces disparités?
La première explication, c’est le climat : là où les hivers sont plus froids, il faut logiquement plus chauffer. Ça dépend aussi de l’âge des bâtiments de la ville.

 

Quel montant de travaux comptez-vous voir réaliser grâce à cet élargissement du dispositif et combien d’emplois vont-ils être créés?
Les 2 milliards d’euros alloués à la rénovation thermique des logements privés généreront 6 milliards d’euros de travaux et créeront 22.000 emplois sur deux ans.

La France manque aussi de logements neufs, comment comptez-vous répondre à ce besoin?
Les acteurs demandent une visibilité sur les aides fiscales : le dispositif Pinel et le prêt à taux zéro sont prolongés jusque fin 2021. J’ai pris l’engagement de donner de la visibilité pour la période après 2021, dans le cadre du prochain projet de loi finances examiné au Parlement à partir d’octobre. Il faut aussi simplifier et dématérialiser les procédures de permis de construire. Enfin, on mobilise les élus pour relancer les chantiers mis entre parenthèses pendant le confinement.

Pétrole : dernier pic avant le déclin ?

 

Le pétrole ne va évidemment pas disparaître du jour au lendemain et la transition énergétique se fera progressivement parce que dans le deux nombreux domaines, il n’y a pas d’autres alternatives actuellement que l’utilisation du pétrole. Ceci étant on pourrait avoir connu le pic de consommation de cette source. D’après l’importante compagnie de pétrole British Petroleum, la demande a certainement atteint son plafond et devrait maintenant décroître avec des rythmes différents selon les scénarios. Des prévisions confirmées d’une certaine manière par l’OPEP dans la production se réduit de manière plus sensible que prévu. En cause la crise sanitaire bien sûr mais aussi une évolution structurelle à la fois de la mobilité et du type d’énergie.

La demande de pétrole dans le monde pourrait avoir déjà atteint son pic et ne plus cesser de décliner en raison des conséquences de la pandémie et de la transition énergétique, estime lundi le géant britannique des hydrocarbures BP. Le groupe envisage trois scénarios sur la transition vers une énergie plus verte à échéance 2050, de la plus lente à la plus rapide.
Dans les deux scénarios les plus optimistes, la demande de pétrole a même déjà passé son pic et ne se relèvera jamais de la chute causée par la crise sanitaire. Si la transition énergétique se poursuit au même rythme que celui actuellement observé, le scénario le plus conservateur, la consommation d’or noir atteindra un plateau dans les années qui viennent, précise le rapport.
L’Opep s’est montrée lundi plus pessimiste pour la demande mondiale de pétrole cette année et en 2021, en raison de la faiblesse persistante dans certains pays asiatiques à la suite de la pandémie de Covid-19.

Sa prévision de l’évolution de la demande a été révisée en baisse de 0,4 million de barils par jour (mb/j) par rapport au mois d’août, indique l’Organisation des pays exportateurs de pétrole dans son rapport mensuel sur le pétrole.

La demande mondiale cette année doit ainsi reculer plus fortement qu’anticipé jusqu’à présent, de 9,5 mb/j, pour atteindre 90,2 mb/j en raison de la crise sanitaire et économique liée à la pandémie de Covid-19.

 

Celle-ci a notamment pesé lourdement sur le secteur des transports, en particulier aérien. « Les risques restent élevés et orientés à la baisse, particulièrement en ce qui concerne l’évolution des cas d’infection au Covid-19 ainsi que de potentiels traitements », juge le rapport.

Cette révision est notamment liée aux difficultés que connaissent certains pays d’Asie. « Jusqu’à présent, la demande pétrolière en Inde, en Indonésie, en Thaïlande et aux Philippines a été bien moins solide que ce qui avait été attendu initialement », explique l’Opep.

Cette conjoncture négative dans certains pays asiatiques devrait se encore faire sentir au premier semestre de l’an prochain. Par conséquent, les prévisions concernant la demande mondiale pour 2021 ont aussi été revues en baisse, de 0,4 mb/j par rapport au mois dernier. Cette demande doit ainsi rebondir de seulement 6,6 mb/j en 2021 pour s’établir à 96,9 mb/j, selon les dernières prévisions de l’Opep.

Le cartel est engagé avec ses alliés, dont la Russie, dans une politique de restriction volontaire de sa production afin de soutenir les cours du brut. Les pays membres de l’Opep ont toutefois pompé plus au cours du mois d’août par rapport à juillet, selon des sources secondaires (indirectes) citées dans le rapport. L’Opep a ainsi produit 763.000 barils par jour de plus, entraînée notamment par l’Arabie saoudite.

Énergie–Remise en cause des dispositifs d’aide au photovoltaïque

Énergie–Remise en cause des dispositifs d’aide au photovoltaïque

 

Certaines énergies nouvelles n’ont pas encore vraiment démontré leur pertinence technologique et surtout économique. C’est vrai pour les très coûteuses éoliennes dans le financement est porté à bout de bras par les pouvoirs publics. A un  moindre degré c’est aussi vrai pour le photovoltaïque largement aidé puis progressivement un peu lâché. Le gouvernement français veut prendre encore du recul avec les aides financières du voltaïque en réduisant encore le soutien financier considéré comme beaucoup trop coûteux. En fait pour le voltaïque comme pour les éoliennes c’est EDF qui paye des tarifs exorbitants mais au final c’est le consommateur qui règle la facture.

Un mécanisme d’obligation d’achat par EDF au bénéfice de personnes installant des panneaux photovoltaïques a été instauré en 2000, via des contrats pouvant aller jusqu’à 20 ans, précise le journal économique. Or ces contrats ont été assortis de tarifs très élevés et certains, ceux passés avant l’imposition d’un moratoire fin 2010, sont toujours en vigueur aujourd’hui.

La mesure de renégociation, si elle était menée, pourrait permettre d’économiser jusqu’à 600 millions d’euros en régime de croisière étant entendus que les particuliers ne seraient pas concernés par cette mesure.

Pétrole : le début de la fin ?

 

Le pétrole ne va évidemment pas disparaître du jour au lendemain et la transition énergétique se fera progressivement parce que dans le deux nombreux domaines il n’y a pas d’autres alternatives actuellement que l’utilisation du pétrole. Ceci étant on pourrait avoir connu le pic de consommation de cette source. D’après l’importante compagnie de pétrole British Petroleum, la demande a certainement atteint son plafond et devrait maintenant décroître avec des rythmes différents selon les scénarios. Des prévisions confirmées d’une certaine manière par l’OPEP dans la production se réduit de manière plus sensible que prévu. En cause la crise sanitaire bien sûre mais aussi une évolution structurelle à la fois de la mobilité et du type d’énergie.

La demande de pétrole dans le monde pourrait avoir déjà atteint son pic et ne plus cesser de décliner en raison des conséquences de la pandémie et de la transition énergétique, estime lundi le géant britannique des hydrocarbures BP. Le groupe envisage trois scénarios sur la transition vers une énergie plus verte à échéance 2050, de la plus lente à la plus rapide.
Dans les deux scénarios les plus optimistes, la demande de pétrole a même déjà passé son pic et ne se relèvera jamais de la chute causée par la crise sanitaire. Si la transition énergétique se poursuit au même rythme que celui actuellement observé, le scénario le plus conservateur, la consommation d’or noir atteindra un plateau dans les années qui viennent, précise le rapport.
L’Opep s’est montrée lundi plus pessimiste pour la demande mondiale de pétrole cette année et en 2021, en raison de la faiblesse persistante dans certains pays asiatiques à la suite de la pandémie de Covid-19.

Sa prévision de l’évolution de la demande a été révisée en baisse de 0,4 million de barils par jour (mb/j) par rapport au mois d’août, indique l’Organisation des pays exportateurs de pétrole dans son rapport mensuel sur le pétrole.

La demande mondiale cette année doit ainsi reculer plus fortement qu’anticipé jusqu’à présent, de 9,5 mb/j, pour atteindre 90,2 mb/j en raison de la crise sanitaire et économique liée à la pandémie de Covid-19.

 

Celle-ci a notamment pesé lourdement sur le secteur des transports, en particulier aérien. « Les risques restent élevés et orientés à la baisse, particulièrement en ce qui concerne l’évolution des cas d’infection au Covid-19 ainsi que de potentiels traitements », juge le rapport.

Cette révision est notamment liée aux difficultés que connaissent certains pays d’Asie. « Jusqu’à présent, la demande pétrolière en Inde, en Indonésie, en Thaïlande et aux Philippines a été bien moins solide que ce qui avait été attendu initialement », explique l’Opep.

Cette conjoncture négative dans certains pays asiatiques devrait se encore faire sentir au premier semestre de l’an prochain. Par conséquent, les prévisions concernant la demande mondiale pour 2021 ont aussi été revues en baisse, de 0,4 mb/j par rapport au mois dernier. Cette demande doit ainsi rebondir de seulement 6,6 mb/j en 2021 pour s’établir à 96,9 mb/j, selon les dernières prévisions de l’Opep.

Le cartel est engagé avec ses alliés, dont la Russie, dans une politique de restriction volontaire de sa production afin de soutenir les cours du brut. Les pays membres de l’Opep ont toutefois pompé plus au cours du mois d’août par rapport à juillet, selon des sources secondaires (indirectes) citées dans le rapport. L’Opep a ainsi produit 763.000 barils par jour de plus, entraînée notamment par l’Arabie saoudite.

Énergie : retour aux centrales à charbon en France

La crise sanitaire ajoutée aux incohérences de la politique énergétique conduise actuellement la France à remettre en service certains centrales à charbon. On pourrait même manquer d’électricité cet hiver signale EDF. En cause la fermeture de Fessenheim uniquement pour satisfaire les écolos entre parenthèses une fermeture qui nous conduira à acheter de l’électricité à l’Allemagne produite par des centrales à charbon.). La crise sanitaire, elle a retardé les opérations d’entretien des centrales dont certaines sont immobilisées. Quant aux énergies alternatives elle relève du fantasme. Les éoliennes par exemple qui ne produisent pas grand-chose pour un coût exorbitant et qui ont manqué devant. Bref au total la France a été contrainte de remettre en service des centrales à charbon.

 La France a, par ailleurs, été globalement importatrice d’électricité ces derniers jours. Ces importations proviennent en grande partie d’Allemagne .

En cause : la très faible disponibilité du parc de réacteurs nucléaires d’EDF. Sur ses 56 réacteurs, 24 sont actuellement à l’arrêt. Les causes sont multiples, et dépassent largement la fermeture de Fessenheim.

A Chooz (Ardennes), les deux réacteurs d’EDF sont maintenus à l’arrêt à cause de leur impact potentiel sur le débit de la Meuse, déjà limité du fait de la météo. A Cattenom, à Penly, à Blayais, à Flamanville, au Bugey et à Paluel, les programmes de maintenance ont été prolongés sur un ou plusieurs réacteurs à cause de nouvelles avaries techniques. Enfin, deux réacteurs sont visés par des mesures d’économies de combustibles destinées à faire face à un hiver tendu du fait du décalage des travaux de maintenance en pleine crise sanitaire.

 « La concomitance de ce contexte avec le grand carénage [le programme qui vise à prolonger la durée de vie des réacteurs nucléaires d'EDF, NDLR] crée un embouteillage d’opérations de maintenance », confirme EDF. A cela vient s’ajouter la fermeture de la centrale Fessenheim. Achevée en juin, celle-ci a mécaniquement retiré deux réacteurs du réseau électrique français.

Le nucléaire n’est toutefois pas le seul responsable de ce phénomène. En Europe, la météo joue aussi en défaveur des énergies vertes et en particulier de l’éolien. « Un anticyclone s’est déployé sur l’Europe et entraîne des vents très faibles », précise RTE. La semaine passée l’éolien a ainsi fourni 2% du mix électrique français.

 

Manque d’électricité cet hiver ?

Manque d’électricité cet hiver ?

 

Les hivers  constituent toujours des périodes assez tendues du fait du pic de  consommation. Cette année toutefois il faudra être attentif dans la mesure où les réacteurs de Fessenheim ont été définitivement fermés et que des réacteurs sont actuellement à l’arrêt pour entretien.  »

 

La pandémie de Covid-19 qui a notamment bousculé le planning de maintenance des réacteurs nucléaires d’EDF mais aussi abaissé la consommation électrique. Le programme de maintenance des réacteurs s’est bien déroulé pendant l’été, conduisant à une légère réévaluation à la hausse de la disponibilité du parc nucléaire, essentiellement en octobre et 2021. « Durant les premiers mois de 2021, la situation prévisionnelle apparaît proche de celles rencontrées les hivers derniers », ajoute RTE.

Côté consommation, celle-ci « demeure en retrait d’environ 3 à 4 points par rapport à une année normale ». « C’est lié à l’industrie et au tertiaire. C’est vraiment le reflet de l’activité économique qui s’est redressée mais sans atteindre à date le niveau qui était anticipé avant la crise du Covid »,.

Remise en cause des dispositifs d’aide au photovoltaïque

Remise en cause des dispositifs d’aide au photovoltaïque

 

Certaines énergies nouvelles n’ont pas encore vraiment démontré leur pertinence technologique et surtout économique. C’est vrai pour les très coûteuses éoliennes dans le financement est porté à bout de bras par les pouvoirs publics. A un  moindre degré c’est aussi vrai pour le photovoltaïque largement aidé puis progressivement un peu lâché. Le gouvernement français veut prendre encore du recul avec les aides financières du voltaïque en réduisant encore le soutien financier considéré comme beaucoup trop coûteux. En fait pour le voltaïque comme pour les éoliennes c’est EDF qui paye des tarifs exorbitants mais au final c’est le consommateur qui règle la facture.

Un mécanisme d’obligation d’achat par EDF au bénéfice de personnes installant des panneaux photovoltaïques a été instauré en 2000, via des contrats pouvant aller jusqu’à 20 ans, précise le journal économique. Or ces contrats ont été assortis de tarifs très élevés et certains, ceux passés avant l’imposition d’un moratoire fin 2010, sont toujours en vigueur aujourd’hui.

La mesure de renégociation, si elle était menée, pourrait permettre d’économiser jusqu’à 600 millions d’euros en régime de croisière étant entendus que les particuliers ne seraient pas concernés par cette mesure.

Début du déclin du pétrole

D’après l’importante compagnie de pétrole British Petroleum, la demande a certainement atteint son plafond et devrait maintenant décroître avec des rythmes différents selon les scénarios. Des prévisions confirmées d’une certaine manière par l’OPEP dans la production se réduit de manière plus sensible que prévu. En cause la crise sanitaire bien sûre mais aussi une évolution structurelle à la fois de la mobilité et du type d’énergie.

La demande de pétrole dans le monde pourrait avoir déjà atteint son pic et ne plus cesser de décliner en raison des conséquences de la pandémie et de la transition énergétique, estime lundi le géant britannique des hydrocarbures BP. Le groupe envisage trois scénarios sur la transition vers une énergie plus verte à échéance 2050, de la plus lente à la plus rapide.
Dans les deux scénarios les plus optimistes, la demande de pétrole a même déjà passé son pic et ne se relèvera jamais de la chute causée par la crise sanitaire. Si la transition énergétique se poursuit au même rythme que celui actuellement observé, le scénario le plus conservateur, la consommation d’or noir atteindra un plateau dans les années qui viennent, précise le rapport.
L’Opep s’est montrée lundi plus pessimiste pour la demande mondiale de pétrole cette année et en 2021, en raison de la faiblesse persistante dans certains pays asiatiques à la suite de la pandémie de Covid-19.

Sa prévision de l’évolution de la demande a été révisée en baisse de 0,4 million de barils par jour (mb/j) par rapport au mois d’août, indique l’Organisation des pays exportateurs de pétrole dans son rapport mensuel sur le pétrole.

La demande mondiale cette année doit ainsi reculer plus fortement qu’anticipé jusqu’à présent, de 9,5 mb/j, pour atteindre 90,2 mb/j en raison de la crise sanitaire et économique liée à la pandémie de Covid-19.

 

Celle-ci a notamment pesé lourdement sur le secteur des transports, en particulier aérien. « Les risques restent élevés et orientés à la baisse, particulièrement en ce qui concerne l’évolution des cas d’infection au Covid-19 ainsi que de potentiels traitements », juge le rapport.

Cette révision est notamment liée aux difficultés que connaissent certains pays d’Asie. « Jusqu’à présent, la demande pétrolière en Inde, en Indonésie, en Thaïlande et aux Philippines a été bien moins solide que ce qui avait été attendu initialement », explique l’Opep.

Cette conjoncture négative dans certains pays asiatiques devrait se encore faire sentir au premier semestre de l’an prochain. Par conséquent, les prévisions concernant la demande mondiale pour 2021 ont aussi été revues en baisse, de 0,4 mb/j par rapport au mois dernier. Cette demande doit ainsi rebondir de seulement 6,6 mb/j en 2021 pour s’établir à 96,9 mb/j, selon les dernières prévisions de l’Opep.

Le cartel est engagé avec ses alliés, dont la Russie, dans une politique de restriction volontaire de sa production afin de soutenir les cours du brut. Les pays membres de l’Opep ont toutefois pompé plus au cours du mois d’août par rapport à juillet, selon des sources secondaires (indirectes) citées dans le rapport. L’Opep a ainsi produit 763.000 barils par jour de plus, entraînée notamment par l’Arabie saoudite.

Engie et Ariane Group : projet de bateau à hydrogène

Engie et Ariane Group :  projet de bateau à hydrogène

Ariane Group et énergétique Engie  vont ainsi développer ce projet sur le ce site industriel d’Ariane Group liquéfacteur à Vernon (Eure).  qui utilise déjà de l’hydrogène pour la propulsion de ses lanceurs spatiaux Ariane, ont expliqué les dirigeants des deux entreprises lors d’une conférence de presse.

Vernon est « le plus grand site d’essai opérationnel hydrogène en Europe », a souligné André-Hubert Roussel, directeur général d’Ariane Group (coentreprise entre Airbus et Safran).

Dans un deuxième temps, les deux entreprises souhaitent proposer des produits et services en lien avec l’hydrogène liquide, en priorité pour le transport maritime et fluvial.

Le projet se traduira par une phase de recherche et développement jusqu’en 2024, puis de démonstration commerciale dans un port à partir de 2025 pour alimenter un premier bateau. Les solutions doivent ensuite être déployables à partir de 2030.

Cet hydrogène « vert » doit être produit par une électricité d’origine renouvelable, alors qu’il est aujourd’hui beaucoup plus cher que l’hydrogène d’origine fossile, dont la production est très polluante.

« Il y a un facteur deux à trois à trouver sur le coût de production de l’hydrogène vert », a souligné Claire Waysand, la directrice générale par intérim d’Engie.