Archive pour le Tag 'énergie'

Page 3 sur 7

Energie solaire : Des conditions de soutien restrictif ?

Energie solaire : Des conditions de soutien restrictif ?

 

Plus de 300 acteurs économiques et représentants politiques réunis autour de l’association Energie Partagée protestent, dans une tribune au « Monde », contre le contenu restrictif d’un arrêté gouvernemental qui définit les conditions aux projets de toiture photovoltaïque. ( extrait)

Une contribution intéressante mais qui pose la question des limites du financement public vis-à-vis d’énergies peu rentables. NDLR

 

Tribune. 

 

Par l’adoption d’un arrêté censé doper les installations de production d’énergie photovoltaïque, la France vient de porter le coup de grâce aux centaines d’initiatives collectives de production d’énergie solaire, portées par des groupes d’habitants et de collectivités. Cet arrêté transcrit de façon restrictive une disposition européenne et interdit le cumul des aides de l’Etat (le tarif garanti d’achat de l’électricité), d’une part, et des collectivités locales, d’autre part (souvent des subventions régionales).

Pourtant, la combinaison des subventions locales et du tarif d’achat est vitale pour les projets solaires citoyens, installation sur de petites toitures de bâtiments publics impliquant des normes de sécurité (écoles, gymnases, etc.) supplémentaires. Ces aides complémentaires sont d’autant plus indispensables dans la moitié nord de la France et les territoires de montagne : l’équilibre économique des projets y est plus difficile à atteindre du fait du moindre ensoleillement, ce qui pénalise les collectivités souhaitant contribuer directement à une transition énergétique locale, mobilisatrice et durable.

 

Ces installations solaires, développées et financées par des citoyens, des collectivités et des acteurs locaux, ne génèrent pas uniquement une électricité verte, mais aussi des actions pédagogiques sur la transition énergétique, une meilleure compréhension et appropriation locale des énergies renouvelables, un soutien à l’économie locale… autant de retombées positives pour les territoires qui expliquent la volonté croissante de collectivités, toujours plus nombreuses, de soutenir ces démarches.

Un mécanisme de modulation du tarif d’achat photovoltaïque

Avec ce texte, la France interdit aux collectivités d’apporter leur soutien à ces projets territoriaux aux retombées économiques, sociales et démocratiques bien réelles. Cela alors que la communauté scientifique exhorte les acteurs nationaux, mais également locaux, à combiner leurs efforts pour lutter contre le changement climatique et accélérer le développement des énergies renouvelables.

 

Cela alors que la ministre de la transition écologique Barbara Pompili déplorait récemment qu’il y ait encore « trop peu de projets citoyens », impliquant les acteurs locaux, et promettait des moyens pour accompagner les territoires le long de cette nécessaire transition énergétique. Cela alors que le premier ministre, Jean Castex, affirmait le 28 août à Saint-Nazaire que les projets de production d’électricité solaire photovoltaïque « constituent l’axe prioritaire de notre stratégie en matière d’énergies renouvelables électriques ».

Énergie: Une volatilité des prix incontrôlable

Énergie: Une volatilité des prix incontrôlable

 

 Frédéric Gonand est professeur d’économie à l’Université Paris Dauphine-PSL, spécialiste des questions énergétiquesExplique pourquoi la volatilité des prix devient incontrôlable (dans l’Opinion, extrait).

Pétrole, gaz, électricité : la flambée des cours de l’énergie est-elle temporaire ou voyons-nous là les prémices de la transition énergétique ?

De manière générale, les prix de l’énergie et des matières premières figurent parmi les plus volatils d’une économie. L’actuelle reprise mondiale implique un décollage de la demande d’énergie, que l’offre a du mal à suivre. C’est surtout vrai pour la Chine qui a mis en œuvre une relance budgétaire dès mai 2020 – là où l’Union Européenne a mis plus d’un an – et a redémarré vigoureusement dès la fin de 2020. Cela a tiré vers le haut les prix des métaux, par exemple, mais aussi du gaz naturel. En Europe, le prix du gaz a d’autant plus augmenté qu’on a observé en 2021 des baisses de production (notamment en Mer du Nord) et d’importation via les gazoducs (notamment venant de Russie). La catastrophe a été évitée grâce aux stockages de gaz, qui ont été très sollicités et sont actuellement très bas, alors que l’hiver arrive. L’ensemble de ces facteurs ne devraient pas se dissiper avant la mi-2022. La question de l’effet sur les prix de la transition énergétique est assez différente car elle porte sur un horizon temporel plus long. Il y a beaucoup d’arguments qui laissent penser que l’énergie sera plus chère pendant la durée de cette transition (coût de production, de transport, de distribution, prix du carbone…). Les investissements nécessaires en infrastructures sont colossaux, et les changements de comportements doivent être accompagnés par une tarification du carbone qu’il faut bien payer si l’on souhaite défendre le climat.

Bercy a-t-il raison de partir en guerre contre le marché européen de l’électricité, jugé « obsolète » par Bruno Le Maire et qualifié « d’aberration écologique et économique » par sa ministre déléguée à l’Industrie, Agnès Pannier-Runacher ?

La force des termes est sans doute à la hauteur de la pression qu’un responsable politique ressent quand les prix de l’énergie s’envolent à quelques mois de l’élection présidentielle. Même s’il y aurait beaucoup à dire sur le fonctionnement du marché européen de l’électricité, la situation où le producteur marginal (assez souvent une centrale à gaz ou à charbon) détermine le prix sur le marché est celle qui permet de produire l’électricité en moyenne à moindre coût, et qui a aussi permis aux centrales nucléaires d’être rentables depuis quarante ans. Je serais donc plus mesuré dans mon appréciation, car un système électrique fonctionne sous des contraintes physiques qui sont rarement « obsolètes » ou « aberrantes ». Un des autres apports du marché européen de l’électricité est d’avoir contribué, depuis vingt ans, à la transparence des coûts et des prix. Ce n’est pas négligeable car cela évite les rentes indues payées par le consommateur. Mais il est vrai que le credo libéral européen, qui a fait croire que le marché de l’énergie pouvait être aussi concurrentiel que celui des baguettes de pain ou des voitures, a posé des problèmes.

 

Peut-on trouver de nouvelles solutions pour lutter contre la volatilité des cours de l’énergie ?

De la volatilité, il y en aura de plus en plus sur le marché de l’électricité à l’avenir, précisément en lien avec le développement des énergies renouvelables. L’une des solutions importantes et qui est en train d’arriver progressivement, c’est le stockage sur les réseaux électriques. La technologie est mûre et le modèle d’affaires sera bientôt rentable. Il aura, certes, besoin d’être en partie régulé. Mais il est consolant de voir que le couplage du photovoltaïque et du stockage massif d’électricité a probablement un bel avenir devant lui.

Cet épisode souligne aussi le problème de l’indépendance énergétique de l’Europe. Le nucléaire reste-t-il la solution ?

Plutôt qu’une solution unique, dans le domaine de l’énergie il y a des éléments de solution. Le nucléaire a des avantages techniques et économiques, mais le coût des nouvelles centrales a aussi augmenté dans le passé récent, et les questions environnementales ne sont bien sûr pas illégitimes. Ce qu’il ne faut vraiment pas faire, c’est fermer des centrales déjà construites et qui fonctionnent bien. Et pour finir, une autre politique de l’énergie efficace, peu chère et qui préserve notre indépendance : le pull en laine. Avec 19°C en pull plutôt que 21° en chemise, vous n’imaginez pas le bien que vous faites à l’économie et à l’environnement !

Énergie : changer de paradigme

 

Énergie : changer de paradigme

 

Pour rendre compatible la politique énergétique et la politique environnementale , Il convient de changer de paradigme d’après  Dominique Chauvin, prospectiviste. (dans la Tribune, extrait)

tribune

 

 

Dans un article récent de La Tribune, le Professeur François Lévêque fait un constat qu’il se propose de partager avec ses lecteurs en se défendant qu’il puisse être « l’expression d’un sentiment d’amertume ou de satisfaction ». Ce constat serait que : « La politique énergétique se dissout progressivement dans la politique climatique ».

Cette amertume ou cette satisfaction fait référence au nucléaire, sujet auquel ce professeur de l’école des Mines s’est intéressé pendant une dizaine d’années comme chercheur, au point d’en écrire un livre remarqué et qui fait référence sur le positionnement du sujet mais qui une fois de plus dans le texte de son article introduit le doute au sujet du nucléaire, sur la possibilité de rétablir un équilibre salutaire à Bruxelles, face à la « supériorité de l’Allemagne à défendre ses propres choix énergétiques ». Ce doute, cette ambiguïté dans le positionnement est à l’instar du titre de son livre : « Nucléaire : ON/OFF ». Au lecteur le soin de choisir et à d’autres le soin de s’engager pour sauver le nucléaire comme outil d’une politique climatique.

Bruxelles contre le nucléaire

Toutefois, dans un sursaut de volontarisme, il interroge les manœuvres de la Commission européenne contre le nucléaire comme une preuve que la politique énergétique peut encore l’emporter sur des politiques climatiques au vu du paradoxe que le gaz pourtant fossile pourrait bénéficier d’obligations vertes alors que le nucléaire pourtant neutre en carbone en serait exclu.

Cette décision de Bruxelles lui permet de préciser son constat comme « l’expression d’un double retournement » et, cette fois, on perçoit dans le texte que c’est plutôt l’amertume qui l’emporte. Je cite par soucis de clarté : « Le nucléaire n’est plus une source d’énergie pour l’Europe et la politique de l’énergie, ou plutôt ce qu’il en reste, est définitivement reléguée au niveau national ». Dont acte : exit la politique énergétique de l’Union européenne !

Est-ce bien vrai ? ne doit-on pas au contraire porter un regard plus optimiste et conquérant, en tous cas différent de ce constat anti-prospectif, qui ne révèle pas au fond la profondeur de cette inversion de priorité.

Pour cela, il faut d’abord comprendre l’évolution historique et prospective de l’énergie et le changement de paradigme qu’elle porte : basée sur des ressources fossiles avec un contenu industriel faible dans la valeur ajoutée mais avec des externalités fortes qui les condamnent aujourd’hui, les énergies sont vouées à muter malgré des progrès industriels et environnementaux désespérés, couteux  et insuffisants pour les sauver ; progrès reconnus et salués par tous sous le vocable d’efficacité énergétique que ce soit en amont et/ou en aval de chaque filière. Mais progrès voués à l’échec pour les énergies fossiles car à rendement décroissants !

La rupture créée par les énergies renouvelables

La rupture qu’apporte les énergies renouvelables, et ce qui en font leur singularité, réside dans les énergies primaires utilisées, qualifiées de propres, abondantes, gratuites et disponibles : le soleil, le vent, l’eau et demain… le CO2. Du coup, le défi devient industriel pour récolter, transformer, réguler, stocker, distribuer ces énergies primaires en une ou plusieurs énergies finales plus universelles et transparentes à l’usage. La valeur ajoutée de ce processus devient donc d’abord industrielle puis économique et  financière et  de surcroît locale, nationale ou européenne permettant ainsi de réinvestir la totalité de cette valeur ajoutée dans la recherche, le développement et le social pour une prospérité qui résulte de notre décision et compétence collective et non plus d’une valeur de rente payée à des pays producteurs, rente qui, objet funeste, varie de façon exogène et à notre détriment en fonction du prix de la géopolitique et/ou de la rareté.

L’énergie qui était une ressource va ainsi devenir un produit industriel choisi et, à terme, on « fabriquera » l’énergie comme on fabrique des voitures dans une usine avec un design ! Bien sûr, et à l’instar des voitures, il faudra encore utiliser des ressources mais différentes et dans des proportions bien moindres que les ressources énergétiques du paradigme précédent. Assurément, on n’en est pas encore là et la flambée récente des prix du gaz et de l’électricité, dont l’ampleur a surpris les experts, sont bien là pour nous rappeler encore la prééminence des ressources et de leurs aléas dans la question énergétique. Mais, clairement, pour s’en prémunir, il faut accélérer cette dimension industrielle de l’énergie et non pas penser que la politique énergétique, « définitivement reléguée au niveau national » d’après François Lévêque, doive se cantonner à distribuer des chèques aux plus fragiles pour compenser une hausse des prix qui nous échappe, à défaut de hausser le débat sur l’avenir du nucléaire !

La France, un pays précurseur

Or il se trouve que la France a été précurseur dans cette approche industrielle de l’énergie avec précisément… le nucléaire ; tellement vertueux qu’il offre aujourd’hui à l’Europe l’électricité la moins chère, la plus stable en termes physiques et aussi en termes de prix, sans doute la plus propre et très faiblement dépendante des ressources énergétiques étrangères puisque l’uranium ne représente que de l’ordre de  5 % dans sa valeur. Pourquoi donc avoir le nucléaire honteux ou douter de son utilité et de son avenir puisqu’il est sur la trajectoire prospective qui s’impose : la trajectoire industrielle. Encore faudra-t-il le rendre plus efficace, encore plus propre (génération IV, fusion) nettement moins cher et le miniaturiser (SMR). Sur ce dernier point, l’expert qu’est aussi François Lévêque ne pourra qu’abonder dans ce sens.

Aussi, le constat plutôt amer que fait l’auteur de l’article n’est en fait que le résultat du contresens prospectif qu’il fait : la politique énergétique devra se dissoudre dans la politique industrielle et pas dans la politique climatique. D’ailleurs, la politique climatique n’existe pas en tant que telle. Il s’agit d’un objectif : la neutralité carbone en 2050 ; objectif très contraignant qui imposera de bâtir des stratégies industrielles et financières fortes pour y arriver car, paradoxalement, cet objectif de neutralité carbone n’a aucune chance d’être atteint sans une croissance prospère générant les moyens financiers, industriels et humains puissants qui permettront d’investir dans les technologies d’avenir pour « fabriquer » industriellement l’énergie propre dont l’industrie et la société ont besoin.

En quelques sortes, l’énergie devient endogène à l’industrie et à la société dans un cercle vertueux (au sens de l’économie circulaire) qu’il faut améliorer et concentrer pour rendre encore plus rentable ce moteur industriel qu’est devenu l’énergie au service du climat. Il ne faut pas se tromper de récurrence !

Une politique industrielle plus large

Toutefois, si le constat, à mon sens incorrect, que fait le Professeur François Lévêque dans son article, permet d’ouvrir et de provoquer un débat sur la politique énergétique/climatique/industrielle de la France et de l’Europe, il aura été utile en particulier pour pointer « la perte d’autonomie de la France sous l’effet de sa désindustrialisation massive au cours des 20 dernières années », comme le faisait remarquer avec beaucoup de pertinence Christian de Saint Etienne dans un article économique récent. L’erreur est de ne pas comprendre que la politique énergétique doit se dissoudre dans une politique industrielle plus large, plus ouverte et plus synergique à objectifs multiples dont celui du climat mais avant tout pour privilégier un objectif de rentabilité, indispensable et cohérent à tout autre objectif à remplir, dont celui du climat.

Place à l’action donc et à la mobilisation pour se faire l’artisan d’une politique industrielle européenne plus forte ; dans laquelle le nucléaire aura toute sa place.

Énergie : changer de paradigme

Pour rendre compatible la politique énergétique et la politique environnemental , Il convient de changer de paradigme d’après. (*) Par Dominique Chauvin, prospectiviste. (dans la Tribune, extrait)

tribune

 

A Marville, dans la Meuse, la construction de la seconde plus grande centrale photovoltaïque de France prend fin. Installée sur les 155 hectares de l’ancienne base aérienne, abandonnée par les militaires en 2002. Cette centrale est un projet écologique et agricole. Les 360.000 panneaux solaires devraient alimenter le canton en électricité, mais elle permet également à un jeune éleveur ovin de s’y installer avec ses 600 moutons pour assurer l’entretien de la zone. (Crédits : Reuters)

« On ne subit pas l’avenir, on le fait » (Georges Bernanos)

Dans un article récent de La Tribune, le Professeur François Lévêque fait un constat qu’il se propose de partager avec ses lecteurs en se défendant qu’il puisse être « l’expression d’un sentiment d’amertume ou de satisfaction ». Ce constat serait que : « La politique énergétique se dissout progressivement dans la politique climatique ».

Cette amertume ou cette satisfaction fait référence au nucléaire, sujet auquel ce professeur de l’école des Mines s’est intéressé pendant une dizaine d’années comme chercheur, au point d’en écrire un livre remarqué et qui fait référence sur le positionnement du sujet mais qui une fois de plus dans le texte de son article introduit le doute au sujet du nucléaire, sur la possibilité de rétablir un équilibre salutaire à Bruxelles, face à la « supériorité de l’Allemagne à défendre ses propres choix énergétiques ». Ce doute, cette ambiguïté dans le positionnement est à l’instar du titre de son livre : « Nucléaire : ON/OFF ». Au lecteur le soin de choisir et à d’autres le soin de s’engager pour sauver le nucléaire comme outil d’une politique climatique.

Bruxelles contre le nucléaire

Toutefois, dans un sursaut de volontarisme, il interroge les manœuvres de la Commission européenne contre le nucléaire comme une preuve que la politique énergétique peut encore l’emporter sur des politiques climatiques au vu du paradoxe que le gaz pourtant fossile pourrait bénéficier d’obligations vertes alors que le nucléaire pourtant neutre en carbone en serait exclu.

Cette décision de Bruxelles lui permet de préciser son constat comme « l’expression d’un double retournement » et, cette fois, on perçoit dans le texte que c’est plutôt l’amertume qui l’emporte. Je cite par soucis de clarté : « Le nucléaire n’est plus une source d’énergie pour l’Europe et la politique de l’énergie, ou plutôt ce qu’il en reste, est définitivement reléguée au niveau national ». Dont acte : exit la politique énergétique de l’Union européenne !

Est-ce bien vrai ? ne doit-on pas au contraire porter un regard plus optimiste et conquérant, en tous cas différent de ce constat anti-prospectif, qui ne révèle pas au fond la profondeur de cette inversion de priorité.

Pour cela, il faut d’abord comprendre l’évolution historique et prospective de l’énergie et le changement de paradigme qu’elle porte : basée sur des ressources fossiles avec un contenu industriel faible dans la valeur ajoutée mais avec des externalités fortes qui les condamnent aujourd’hui, les énergies sont vouées à muter malgré des progrès industriels et environnementaux désespérés, couteux  et insuffisants pour les sauver ; progrès reconnus et salués par tous sous le vocable d’efficacité énergétique que ce soit en amont et/ou en aval de chaque filière. Mais progrès voués à l’échec pour les énergies fossiles car à rendement décroissants !

La rupture créée par les énergies renouvelables

La rupture qu’apporte les énergies renouvelables, et ce qui en font leur singularité, réside dans les énergies primaires utilisées, qualifiées de propres, abondantes, gratuites et disponibles : le soleil, le vent, l’eau et demain… le CO2. Du coup, le défi devient industriel pour récolter, transformer, réguler, stocker, distribuer ces énergies primaires en une ou plusieurs énergies finales plus universelles et transparentes à l’usage. La valeur ajoutée de ce processus devient donc d’abord industrielle puis économique et  financière et  de surcroît locale, nationale ou européenne permettant ainsi de réinvestir la totalité de cette valeur ajoutée dans la recherche, le développement et le social pour une prospérité qui résulte de notre décision et compétence collective et non plus d’une valeur de rente payée à des pays producteurs, rente qui, objet funeste, varie de façon exogène et à notre détriment en fonction du prix de la géopolitique et/ou de la rareté.

close

volume_off

 

L’énergie qui était une ressource va ainsi devenir un produit industriel choisi et, à terme, on « fabriquera » l’énergie comme on fabrique des voitures dans une usine avec un design ! Bien sûr, et à l’instar des voitures, il faudra encore utiliser des ressources mais différentes et dans des proportions bien moindres que les ressources énergétiques du paradigme précédent. Assurément, on n’en est pas encore là et la flambée récente des prix du gaz et de l’électricité, dont l’ampleur a surpris les experts, sont bien là pour nous rappeler encore la prééminence des ressources et de leurs aléas dans la question énergétique. Mais, clairement, pour s’en prémunir, il faut accélérer cette dimension industrielle de l’énergie et non pas penser que la politique énergétique, « définitivement reléguée au niveau national » d’après François Lévêque, doive se cantonner à distribuer des chèques aux plus fragiles pour compenser une hausse des prix qui nous échappe, à défaut de hausser le débat sur l’avenir du nucléaire !

La France, un pays précurseur

Or il se trouve que la France a été précurseur dans cette approche industrielle de l’énergie avec précisément… le nucléaire ; tellement vertueux qu’il offre aujourd’hui à l’Europe l’électricité la moins chère, la plus stable en termes physiques et aussi en termes de prix, sans doute la plus propre et très faiblement dépendante des ressources énergétiques étrangères puisque l’uranium ne représente que de l’ordre de  5 % dans sa valeur. Pourquoi donc avoir le nucléaire honteux ou douter de son utilité et de son avenir puisqu’il est sur la trajectoire prospective qui s’impose : la trajectoire industrielle. Encore faudra-t-il le rendre plus efficace, encore plus propre (génération IV, fusion) nettement moins cher et le miniaturiser (SMR). Sur ce dernier point, l’expert qu’est aussi François Lévêque ne pourra qu’abonder dans ce sens.

Aussi, le constat plutôt amer que fait l’auteur de l’article n’est en fait que le résultat du contresens prospectif qu’il fait : la politique énergétique devra se dissoudre dans la politique industrielle et pas dans la politique climatique. D’ailleurs, la politique climatique n’existe pas en tant que telle. Il s’agit d’un objectif : la neutralité carbone en 2050 ; objectif très contraignant qui imposera de bâtir des stratégies industrielles et financières fortes pour y arriver car, paradoxalement, cet objectif de neutralité carbone n’a aucune chance d’être atteint sans une croissance prospère générant les moyens financiers, industriels et humains puissants qui permettront d’investir dans les technologies d’avenir pour « fabriquer » industriellement l’énergie propre dont l’industrie et la société ont besoin.

En quelques sortes, l’énergie devient endogène à l’industrie et à la société dans un cercle vertueux (au sens de l’économie circulaire) qu’il faut améliorer et concentrer pour rendre encore plus rentable ce moteur industriel qu’est devenu l’énergie au service du climat. Il ne faut pas se tromper de récurrence !

Une politique industrielle plus large

Toutefois, si le constat, à mon sens incorrect, que fait le Professeur François Lévêque dans son article, permet d’ouvrir et de provoquer un débat sur la politique énergétique/climatique/industrielle de la France et de l’Europe, il aura été utile en particulier pour pointer « la perte d’autonomie de la France sous l’effet de sa désindustrialisation massive au cours des 20 dernières années », comme le faisait remarquer avec beaucoup de pertinence Christian de Saint Etienne dans un article économique récent. L’erreur est de ne pas comprendre que la politique énergétique doit se dissoudre dans une politique industrielle plus large, plus ouverte et plus synergique à objectifs multiples dont celui du climat mais avant tout pour privilégier un objectif de rentabilité, indispensable et cohérent à tout autre objectif à remplir, dont celui du climat.

Place à l’action donc et à la mobilisation pour se faire l’artisan d’une politique industrielle européenne plus forte ; dans laquelle le nucléaire aura toute sa place.

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.

Chèque énergie : 600 millions pour la facture du chauffage

Chèque énergie : 600 millions pour la facture du chauffage

sans doute le chèque énergie d’un montant de 100 € et qui va représenter au total autour de 600 millions est-il lié au contexte de la période électorale. En effet, il y a quelques contradictions à voir l’état participer au financement du chauffage et dans le même temps à proposer l’instauration d’une taxe carbone qui va peser sur certaines énergies du chauffage et des transports. À moins que le gouvernement dans sa grande générosité décide aussi d’un chèque carburant !

Notons que depuis la crise du Covid  d’endettement est passéede 100 % du PIB à 120 % en 2020.

Pour 2022, le déficit devrait théoriquement baisser passant de -8,4% du PIB en 2021 à -4,8%. La dette devrait passer de 115,6% à 114% l’année prochaine.  »Le besoin de financement de l’Etat devrait être en baisse en 2022 de 21 milliards d’euros. Il y a une baisse très significative du déficit en raison de la reprise » a indiqué le nouveau directeur de l’Agence france trésor (AFT) Cyril Rousseau lors d’un point presse.

 

Après  les présidentielles, il faudra sans doute s’attendre à une remontée de la fiscalité compte tenu des dérives budgétaires et de l’endettement. Du côté des entreprises, le gouvernement poursuit sa politique de l’offre en baissant les impôts de production et le taux d’impôt sur les sociétés qui devrait s’établir à 25% d’ici la fin de l’année 2022. Concernant le manque à gagner des recettes issues des impôts de production pour les collectivités locales, Olivier Dussopt avait expliqué dans un entretien accordé à La Tribune au début du mois de juillet que les compensations « seraient intégrales et dynamiques ». Sur la question de la baisse des dotations aux régions qui a provoqué l’ire de l’association Régions de France dans un communiqué, la cabinet de Bruno Le Maire a répondu que « les régions sont les collectivités qui ont les finances les plus solides. Elles bénéficient de ressources encore très dynamiques ».

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)

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.

Énergie: un chèque électoral de 100 euros

Énergie: un chèque électoral de 100 euros

 

Une « aide sociale exceptionnelle de 100 euros supplémentaires » destinée aux 5,8 millions de ménages qui ont bénéficié du chèque énergie cette année, a annoncé Matignon à la presse, mercredi. Ce soutien exceptionnel sera versé en décembre. Un chèque forcément bien accueilli par les ménages bénéficiaires compte tenu de l’envolée des prix de l’énergie mais qui dégage cependant un certain parfum électoral.

Energie-Voiture à Hydrogène : quelles perspectives ?

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.

Energie Hydrogène : quelle perspectives pour la voiture électrique ?

Energie Hydrogène : quelle perspectives pour la voiture électrique ?

Le handicap des voitures électriques c’est évidemment l’énorme poêle mort des batteries aussi la question de la performance sans 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 renouvelable : la faute à EDF !

Énergie renouvelable : la faute à EDF !

 

L’économiste Emmanuel Buisson-Fenet et l’entrepreneur Pierre-Emmanuel Martin (du lobby du renouvelable) estiment, dans une tribune au « Monde », que c’est l’ouverture du marché de l’électricité et la pression des nouveaux acteurs qui ont permis l’émergence d’un éolien et d’un solaire « compétitifs ».Une vision évidemment très libérale et très contestable sur le plan énergétique puisque le solaire et surtout l’éolien sont très subventionnés.

 

Tribune.

 

La gauche, fragmentée et affaiblie, peu à même d’offrir à ses électeurs potentiels un horizon partagé, se serait-elle trouvé un nouveau mantra : transformer tout problème en « bien commun » sauvé par l’Etat central ? C’est ce que laisse croire une tribune consacrée au marché de l’électricité publiée le 31 mai dans Le Monde, qui semble réconcilier Thomas Piketty, Jean-Luc Mélenchon, Arnaud Montebourg, Eric Piolle et Benoît Hamon.

Le texte ne propose rien de moins que de faire de l’électricité un « bien commun » sorti du marché, ce qui signifie pour les auteurs de confier sa production, sa distribution et sa fourniture à un opérateur public qui serait le seul à investir dans la transition énergétique, avec le retour à un tarif réglementé, et une dose de « contrôle citoyen » pour faire bonne mesure.

Cette tribune a de quoi désespérer ceux qui appellent de leurs vœux une transition énergétique efficace et juste, mais s’intéressent à l’économie de l’énergie, à l’histoire du marché de l’électricité, et aux expériences menées dans le reste de l’Europe.

D’abord, cette tribune semble ignorer les caractéristiques de base du marché de l’électricité. Elle affirme que le prix de l’électricité a augmenté à cause de la seule libéralisation du marché, en l’imputant aux frais de gestion et aux profits des opérateurs, ce qu’aucune statistique ne confirme. La hausse du prix de l’électricité au moment de l’ouverture à la concurrence ne doit pas être imputée naïvement à cette dernière, en confondant corrélation et causalité.

La hausse du prix s’explique par de multiples facteurs, comme la baisse du facteur de charge des centrales nucléaires d’EDF, la demande sociale d’une sécurité accrue des moyens de production et de distribution – l’enfouissement, ça coûte cher –, ou encore la hausse des prix des énergies fossiles, dont dépend le coût du kWh supplémentaire, le « coût marginal », nécessaire pour fournir de l’électricité lorsque la demande augmente. C’est un problème structurel sur ce marché : le prix de l’électricité dépend de celui du gaz et du pétrole, et le retour au monopole n’y changerait rien.

Autre vieille lune, la croyance dans le fait qu’un monopole public adossé à l’Etat investirait plus massivement et plus efficacement que tout autre acteur. C’est refuser d’abord de voir que tous les pays qui sont en avance dans la transition énergétique aujourd’hui font le choix inverse, parce que les acteurs privés sont plus à même d’apporter des solutions innovantes, et que les projets sont le plus souvent portés par une combinaison complexe entre investisseurs publics et privés, initiatives des collectivités territoriales et acteurs de l’économie sociale et solidaire, solutions impossibles en refermant le secteur public sur lui-même.

Energie: Clarifier la politique

Energie: Clarifier la politique 

 

En prenant acte de la contestation contre l’éolien, Emmanuel Macron remet implicitement en cause l’objectif d’une forte décrue du nucléaire. Si tel est le cas, le chef de l’Etat doit accepter de mener le débat en toute transparence durant la campagne présidentielle. (Éditorial du monde, extrait)

Ce n’est pas la première fois que le président de la République prend ses distances avec l’énergie du vent. En janvier 2020, lors d’une table ronde consacrée à « L’Ecologie dans nos territoires » , il avait affirmé ne pas croire à un développement massif de l’éolien terrestre. Il préférait miser sur l’offshore, un domaine prometteur mais qui semble alimenter de nouveaux foyers de contestation, chez les pêcheurs notamment.

La proximité de l’élection présidentielle l’incite à revenir à la charge, avec comme premier objectif de ne pas laisser la droite s’ériger en conservatrice exclusive des « paysages » qui, dit-il « sont une part de notre patrimoine ». Emmanuel Macron cherche par ailleurs à marginaliser un probable candidat Vert en tentant d’incarner une écologie acceptable par le plus grand nombre, dans la foulée de la loi « climat » que le gouvernement vient de faire voter.

 

Ces réserves de plus en plus appuyées à l’égard de l’éolien appellent cependant une clarification rapide de la politique énergétique qu’il a engagée. Le développement de l’éolien à un rythme soutenu est en effet indispensable pour atteindre l’objectif de neutralité carbone en 2050, ce à quoi la France s’est engagée, et pour réduire la part du nucléaire au sein du mix électrique. L’ambition du gouvernement est de la limiter à 50 % à l’horizon 2035, contre plus de 70 % aujourd’hui. C’est en pointant cet objectif que la ministre de la transition écologique, Barbara Pompili, a récemment refusé à la droite l’adoption d’une disposition législative donnant un droit de veto aux maires sur les implantations d’éoliennes. Elle craignait la multiplication des contentieux. La voie choisie a été de développer la concertation avec les régions pour tenter de dépassionner le débat.

Les récents propos d’Emmanuel Macron bouleversent ce fragile équilibre. D’autant que le chef de l’Etat a de nouveau publiquement défendu le nucléaire en considérant qu’il était « une chance » pour la France, notamment parce qu’il produit une énergie qui émet peu de CO2. Si telle est sa conviction, un débat public sur la viabilité de la poursuite du choix du nucléaire doit s’engager au plus vite dans le cadre de la campagne présidentielle.

Jusqu’à présent, le chef de l’Etat l’a soigneusement éludé, par crainte d’un choc frontal avec les écologistes : la décision de construire ou non de nouveaux réacteurs a été repoussée à 2023 ; la réforme d’EDF est au point mort. Il est temps de sortir du flou pour que les citoyens puissent assumer, en toute connaissance de cause, les choix qu’impose la transition écologique.

Energie et Eoliennes : une escroquerie énergétique et financière

 

 

 

 

Nombre de maires de petites communes rurales sont assaillies par des sociétés de promotion de parcs éoliens. Avec la promesse de retours financiers invraisemblables pour les propriétaires de terrain et pour les communes. Exemple, la petite ville de Douai la Fontaine ( 7000 habitants Maine et Loire) a été sollicitée par pas moins de 24 promoteurs ! Beaucoup tombent dans le panneau faute de compétences techniques et économiques.

.Des propriétaires de terrain d’une  valeur de 1500 euros se voient proposer des retours annuels de -6000 à 16000 euros par an pour une éolienne !  (On oublie par ailleurs d’indiquer aux propriétaires que le coût de démantèlement  de chaque éolienne sera à leur charge : de l’ordre de 300 000 euros !  ). Par ailleurs,  on assure aux communes un retour fiscal de 30 000 à 80 000 euros par an. Des retours financiers invraisemblables qui ne seront évidemment pas tenus. Toute repose sur le principe qu’EDF rachètera cette électricité 2 à 3 fois le prix du marché. Quand on connaît la situation financière d’EDF (et derrière de la France), cela ne pourra durer longtemps (Voir à cet égard la baisse des prix de rachat de l’énergie solaire).

Certes on ne peut qu’être d’accord avec la politique de transition énergétique qui vise d’une part à réduire la part du nucléaire à 50 % d’ici 10 ans,  d’autre part à développer les énergies alternatives. Un objectif ambitieux mais irréalisable.  Pour preuve dans les 20 ans à venir, on  ne fermera aucune centrale nucléaire et la fin de  Fessenheim sera plus que  compensée par la mise en service de la centrale de Flamanville.  La durée de vie du parc actuel sera même prolongée d’une vingtaine d’années avec l’opération grand carénage.

Du coup, les objectifs de la loi de transition énergétique paraissent assez hypothétiques puisqu’il est supposé par ailleurs que la demande sera réduite de 20% d’ici 2020-2025 et de 50% d’ici 2050. En fait,  cette loi présente davantage un caractère d’affichage qu’une dimension réellement opérationnelle. Pour parler plus clair,  elle a surtout été décidée pour satisfaire les écolos politisés (et-ou- ésotériques et non)  pour constituer la base d’une politique énergétique. Pour gommer ses contradictions,  au moins en apparence,  la France développe un plan de développement d’éoliennes à la fois incongru, coûteux et dangereux pour la santé et l’environnement. En outre,  les conditions financières de ce plan constituent une aberration puisque la rentabilité des éoliennes est essentiellement fondée sur un tarif de rachat de l’électricité garanti par l’État supérieur de deux fois au prix du marché de l’électricité. (Une aide illégale d’après  la Cour de Justice de l’Union Européenne).

On peut se demander, en l’état actuel des finances d’EDF, quel sera l’équilibre économique de ces projets. En effet la situation d’EDF est catastrophique et s’il  agissait d’une entreprise réellement privée, elle serait en faillite depuis longtemps (l’action d’EDF a 90% de sa valeur en quelques années et cela en dépit de la présentation d’un résultat relativement artificiel).

L’entreprise est sans doute au bord de la rupture financière en tout cas à moyen et long terme.  Il faudra sans doute envisager pour les prochaines années une augmentation de l’ordre de 50 % à 100% du prix de l’électricité. D’une manière générale,  le coût de l’électricité d’origine nucléaire a été complètement sous-estimé en France. Il faut dire que la situation financière d’EDF est intenable. Il faut d’abord apurer une énorme dette de 40 milliards, ensuite trouver 50 milliards pour les travaux permettant de prolonger la durée de vie du parc nucléaire actuel. Financer aussi au moins en partie les 25 à 50 milliards du site d’enfouissement des déchets nucléaires de Bure en Moselle ; un site d’enfouissement qui va permettre de participer au démantèlement du parc nucléaire actuel le moment venu.

Un démantèlement dont le coût est fixé autour de 15 milliards et qui pourrait être plus proche de 100 milliards sans parler de la remise à niveau financière d’Areva qui va couter autour de 10 milliards. .Enfin avec le développement notamment des énergies alternatives, il faudra envisager la construction d’un nouveau réseau électrique pour collecter et redistribuer le courant. Pour raccorder des milliers de centrales de production d’électricité que seraient tous ces parcs éoliens disséminés sur le territoire, et pour éviter une instabilité des réseaux, ERDF a annoncé 40 milliards d’investissements dont 4000 km de lignes haute tension. Enfin il faudra faire face à un besoin de financement de 200 milliards à terme pour le renouvellement du parc nucléaire. Globalement  il faudra trouver de l’ordre de 500 milliards d’ici 2050-2060. On se demande comment EDF pourra assurer dans ces conditions le rachat d’électricité d’origine éolienne au double ou au triple  du prix du marché. Il est vraisemblable que le développement d’autres énergies alternatives serait économiquement plus rentable  pour EDF, les clients et plus généralement la collectivité. On pense en particulier au développement d’énergies neutres voire positives des bâtiments industriels et agricoles et des résidences d’habitation via la filière photo voltaïque notamment. Aujourd’hui 75% de l’énergie primaire sont utilisés par le résidentiel, le tertiaire et le transport. Avec les bâtiments à énergie neutre ou positive on pourrait réduire cette part à 25 %.

Le contexte énergétique et financier qui passe par dessus la tête de nombre  élus locaux qui en plus proposent  de localiser ces éoliennes dans les zones déjà économiquement et socialement défavorisées  qui bénéficient  pas des équipements de base comme le tout-à-l’égout, dont  couverture par mobile téléphonique est très hypothétique, dont  le raccordement au réseau Internet est très insuffisant voire absent à moins de payer des coûts de raccordement exorbitants (sans parler de l’état catastrophique des routes). On peut aussi imaginer que ces zone ne sera jamais raccordées à la fibre ( Témoin le non-respect par les opérateurs des objectifs de raccordement dans ces zones)  qui ne desservira sans doute que les centres bourg (le coût théorique serait de leurs 25 milliards, en fait il faudrait compter sur 50 à 75.

. L’implantation d’éoliennes dans la zone défavorisées ne fera qu’accentuer  inégalités d’équipement. Des régions déjà relativement isolées sur le plan économiques et qui  doivent en plus assumer les inconvénients d’implantation d’équipements sans aucun intérêt,  ni retour sur le plan économique et social pour la collectivité locale (hormis pour quelques propriétaires dont beaucoup d’ailleurs ne résident  pas dans  ou à proximité des éoliennes). De telles installations engendreront par ailleurs des nuisances incontestables qui concerneront l’environnement, la faune mais surtout l’élevage. (Vaches,  chevaux, poulets notamment).

En outre le foncier (terres et bâtiments)  déjà affecté par la désertification économique se trouvera encore sérieusement dévalorisé. En 15 ans,  la valeur immobilière des habitations a déjà subi une diminution de l’ordre  de 50 %. Avec l’installation des éoliennes,  la dépréciation sera considérable tant pour les terres que pour les résidences (on trouvera avant peu des maisons à vendre à 40 000 euros).  Notons aussi les perturbations nouvelles des ondes de radio, de télévision et de liaison téléphonique alors que déjà les réceptions sont de très mauvaise qualité. On peut s’étonner que le choix d’implantation des éoliennes ne se soit pas porté au sein des nombreuses. Sans doute veut protéger les intérêts de la chasse à cour !  Il seraiat utile de rappeler à certains élus locaux que la priorité des équipements doit aller au soutien du développement économique et à l’emploi et non vers des installations qui enrichiront que les promoteurs. Des promoteurs à la fiabilité financière très douteuse puisque la plupart n’ont qu’un capital de quelques milliers d’euros pour couvrir les risques de projet d’un coût de plusieurs dizaines de millions. Des risques dont se sont prémunis les promoteurs puisqu’il est prévu explicitement que les société exploitation pourront être revendues sans information préalable des propriétaires et des communes. Ce qui rendra caduques nombre de dispositions contractuelles.

Énergie-Hydrogène : quel avenir ?

  • Énergie-Hydrogène : quel avenir ?
    • par Frédéric Gonand professeur d’économie à l’Université Paris Dauphine-PSL dans l’Opinion. 
    • L’hydrogène comme source d’énergie : l’hypothèse est relancée et prend beaucoup d’ampleur. Les attraits de la solution ne manquent pas. La combustion de l’hydrogène n’émet pas de CO2 ni de particules fines. L’hydrogène favorise le développement des sources intermittentes d’énergie électrique (éolien, photovoltaïque) grâce au stockage de leur pic de production d’électricité transformé en gaz par électrolyse de l’eau. Il peut être transporté par les gazoducs déjà existant et qui ont actuellement besoin d’être remplis. Il peut contribuer à renforcer la sécurité énergétique.
    • Dans le secteur de l’énergie, l’hydrogène produit par électrolyse à partir d’eau et d’électricité peut être combiné avec du CO2 pour produire du méthane de synthèse utilisable notamment dans la chimie. C’est le power-to-gas. Toutefois, ces transformations en série butent sur des problèmes physiques qui dégradent l’intérêt économique de l’activité. La transformation d’électricité en hydrogène consomme environ 30 % de l’énergie initiale, et celle en méthane de synthèse n’a un rendement que de 60 % au mieux. Ces pertes liées à la conversion contribuent à des coûts de production élevés de la filière : le coût complet de production d’hydrogène d’origine renouvelable est le triple, voir le quadruple, de celui du gaz naturel.
    • Coût d’investissement. Même si la tendance est à la baisse, l’écart est très important. L’hydrogène est aussi plus coûteux à liquéfier que le gaz naturel, donc plus coûteux à transporter sur longue distance. Au total, les coûts d’investissement élevés du power-to-gas ne peuvent être amortis qu’à condition de fonctionner au moins 50 % du temps – or de tels besoins de modulation ne devraient apparaître que vers 2035. Le modèle d’affaire ne deviendrait soutenable qu’en cas de décarbonation totale du secteur de l’énergie, et/ou à partir d’une taxe carbone supérieure à 300 euros/tCO2.
    • A moins long terme, la demande d’hydrogène pourrait décoller dans la sidérurgie. La production d’une tonne d’acier émet environ 1,5 tonne de CO2. La sidérurgie fabrique de la fonte en réduisant les oxydes de fer grâce à la combustion du coke : elle est responsable aujourd’hui de 7 % des émissions mondiales de CO2. La R&D du secteur développe de nouveaux hauts fourneaux électriques à gaz naturel qui réduisent de plus de moitié les émissions de CO2, et même des hauts fourneaux à hydrogène qui suppriment pratiquement toutes les émissions.
    • Le tournant est amorcé : Thyssenkrupp Steel Europe envisage, dans le cadre de sa stratégie tkH2steel, une conversion d’environ un tiers de sa capacité de production totale. A long terme, il pourrait être possible de produire tout l’acier primaire avec de l’hydrogène. De grandes quantités d’électricité à faible teneur en carbone seraient alors nécessaires (environ 2 500 TWh/an, soit 10 % de la production mondiale d’électricité), si possible à bas prix. Au final, les transformations de la production d’acier pourraient faire naître d’ici dix ans une demande structurelle importante pour l’hydrogène et l’électricité… et rentabiliseraient alors le power-to-gas.
    • Frédéric Gonand est professeur d’économie à l’Université Paris Dauphine-PSL.

Énergie–Hydrogène 100 % vert : la même escroquerie que pour l’électricité

Énergie–Hydrogène 100 % vert : la même escroquerie que pour l’électricité

 

Le journal la Tribune consacre une longue série d’articles sur les perspectives de l’hydrogène. Dans ce journal, comme dans d’autres, on souligne l’intérêt de l’hydrogène vert qui pourrait prendre une place significative  dans le mix énergétique. Pas seulement à destination de la mobilité automobile ou maritime voire aérienne mais aussi pour d’autres utilisations par exemple comme le chauffage.

La hantise écolo contraint les observateurs et les acteurs économiques à souligner le caractère vert de l’hydrogènet. Ou en tout cas , on choisit des formules sémantiques confuses qui indiquent qu’il faut privilégier l’hydrogène renouvelable et à bas carbone. Une manière d’ouvrir la production d’hydrogène à la filière électrique nucléaire qui dispose évidemment des potentialités les plus importantes .

 

Si l’hydrogène vert – produit avec de l’électricité décarbonée – devient le carburant de la transition énergétique, les pays ont tout intérêt à se lancer vite et fort sur ce marché. L’Europe a certes bien compris l’enjeu, mais elle risque de se faire rapidement doubler par l’Asie et notamment la Chine, le Japon et la Corée qui parient également sur l’hydrogène. Le Japon et la Chine auraient par exemple respectivement investi 3 et 16 milliards de dollars pour verdir leur production, selon le cabinet Accenture. On observera qu’on passe du concept hydrogène Renouvelable à celui d’hydrogène bas carbone. Autant dire produite également par le nucléaire.

Pour faire chuter drastiquement le coût de l’hydrogène bas carbone, la filière doit faire baisser le coût des électrolyseurs.L’objectif serait de diminuer les coûts d’au moins la moitié en 10 ans.  . Il faut donc réduire de moitié le coût de nos équipements en dix ans. C’est un défi très important, mais la filière n’est pas encore industrialisée et nous pouvons donc le relever », estime Laurent Carme, le directeur général de McPhy, pionnier français spécialisé dans la fabrication d’électrolyseurs.

 

La baisse des coûts doit être alimentée par les économies d’échelle, sur la taille des équipements et leur nombre. La France vise ainsi 6,5 GW d’électrolyses déployés dans dix ans, contre seulement 5 MW actuellement. Dans cette optique, quatre projets d’usines de fabrication d’électrolyseurs sont à l’étude en France.

La baisse des coûts passera aussi par les innovations technologiques. En la matière, la France peut s’appuyer sur son excellence scientifique. Le CEA fournit de nombreuses pépites pionnières dans l’hydrogène décarbonée et son centre grenoblois est à l’origine d’une nouvelle technologie disruptive d’électrolyse à haute performance. Celle-ci va être développée par la co-entreprise Genvia, basée à Béziers (34) et pilotée par Florence Lambert (Lire son interview ici). Début mars, le CNRS a, de son côté, lancé une fédération dédiée au premier élément du tableau périodique regroupant quelque 270 scientifiques.

Dans un rapport publié en janvier 2020, RTE, le gestionnaire du réseau de transport électrique estime que 30 Twh seront nécessaires pour couvrir les besoins de production d’hydrogène à l’horizon 2035, soit à peu près 6% de la production électrique nationale actuelle.

« C’est un volume qui n’est pas négligeable, reconnaît-on chez RTE. Mais dans le même temps les efforts d’efficacité énergétique, permettant de modérer largement l’augmentation des consommations d’électricité, vont s’intensifier tandis que la production de l’électricité bas carbone va augmenter avec le développement prévu des énergies renouvelables », explique-t-il.

« D’un point de vue de la couverture des besoins d’électricité, la production par électrolyse ne posera pas de difficulté », conclut-il. Mais RTE devrait clairement préciser que cette couverture pourra être d’autant mieux assurée avec le nucléaire.

Énergie éolienne : une politique ruineuse pour la France». ( Patrice Cahart)

Énergie éolienne : une politique ruineuse pour la France». ( Patrice Cahart)

 

Tribune dans l’Opinion de Patrice Cahart ancien inspecteur général des finances, auteur du livre La Peste éolienne (Hugo Doc, 2021).

 

L’éolien suscite une opposition croissante, en raison tant de ses effets négatifs sur les paysages, le tourisme, la pêche, que de son inefficacité écologique (puisque la part des sources fossiles dans notre production d’électricité est tombée au plus bas et ne peut baisser encore davantage).

Il faut aussi être conscient des coûts. D’après les meilleurs appels d’offres, le prix payé à l’exploitant terrestre avoisine les 65 euros au mégawattheure (MWh). Mais la majorité des projets éoliens terrestres échappe aux appels d’offres. Pourquoi cette dérogation à un principe fondamental ? Tout simplement parce que les promoteurs éoliens constituent un groupe de pression puissant. Hors appel d’offres, l’exploitant reçoit, actualisation comprise, environ 91 euros le MWh.

Pour les éoliennes fixées sur un fond marin, c’est encore pire, en raison notamment de la profondeur de nos eaux côtières. Dans la baie de Saint-Brieuc, l’exploitant va recevoir 175 euros le MWh. A Dunkerque, dans une mer peu profonde, un meilleur résultat a été obtenu, mais le site retenu est mal placé et nos amis belges le remettent en cause.

«Le contribuable a ainsi procuré aux promoteurs éoliens, ces dernières années, environ la moitié de leur chiffre d’affaires. Aucun industriel ne bénéficie de conditions aussi fastueuses, et sur une aussi longue durée»

Ces superbes rémunérations sont garanties sur vingt ans. Quand le cours de l’électricité sur les marchés de gros descend en dessous de la garantie actualisée, l’Etat, toujours généreux, paye la différence. Le contribuable a ainsi procuré aux promoteurs éoliens, ces dernières années, environ la moitié de leur chiffre d’affaires. En dehors du secteur des énergies dites renouvelables, aucun industriel ne bénéficie de conditions aussi fastueuses, et sur une aussi longue durée.

Monde à l’envers. Par comparaison, quel est le coût marginal du courant produit par les réacteurs en place ? Seulement 33 euros le MWh (y compris les dépenses de remplacement et de sécurité). La comparaison avec les coûts éoliens est sans appel. Elle devrait interdire tout remplacement des réacteurs en place par des éoliennes, d’autant que ces réacteurs, à en juger d’après l’exemple américain, peuvent encore fonctionner durant une quarantaine d’années. Or, que prévoit le programme officiel ? Le remplacement, d’ici à 2035, de 12 réacteurs par des éoliennes ou d’autres sources qui appellent des remarques du même ordre. C’est le monde à l’envers.

J’ai chiffré le coût en investissement de cette substitution (deux tiers d’éolien et un tiers de photovoltaïque) : 145 milliards, y compris l’extension du réseau qui devrait desservir de nouveaux producteurs sur tout le territoire, et la force de réserve (des centrales à gaz, polluantes, nécessaires pour pallier l’intermittence des nouveaux équipements, car une éolienne terrestre ne fonctionne qu’à 24 % de sa puissance, en moyenne). Cette somme gigantesque, à la fois publique et privée, manquerait pour financer les actions réellement utiles au climat.

La France ne peut se permettre de mener de front deux politiques, l’une inutile et ruineuse – l’éolien – l’autre utile mais coûteuse – l’isolation des bâtiments, la promotion du chauffage électrique, la diffusion des véhicules électriques.

Patrice Cahart est ancien inspecteur général des finances, auteur du livre La Peste éolienne (Hugo Doc, 2021).

12345...7



L'actu écologique |
bessay |
Mr. Sandro's Blog |
Unblog.fr | Annuaire | Signaler un abus | astucesquotidiennes
| MIEUX-ETRE
| louis crusol