Quelles perspectives énergétiques pour la biomasse ?

 Rapport du Comité de prospective en énergie de l’Académie des sciences - Janvier2024 (https://www.academie-sciences.fr/pdf/rapport/180124_Biomasse.pdf)

1)     Résumé  exécutif : surestimation du potentiel, sous-estimation des difficultés et des inconvénients

Les utilisations actuelles de la biomasse en France sont évaluées et comparées aux perspectives envisagées à l’horizon 2050 au regard du potentiel réellement mobilisable, pour lequel il existe une grande variation dans les estimations proposées, et des technologies nécessaires à sa transformation, qui restent, pour la plupart, coûteuses et de faible maturité. Ainsi, cette analyse montre notamment que le besoin d’énergie non-électrique, tel qu’il est défini dans le scénario de référence fourni par Réseau de transport d’électricité (RTE), sera difficile – pour ne pas dire impossible - à atteindre avec la seule biomasse produite en France : le bouclage énergétique 2050 passera nécessairement par un maintien d’importations de gaz naturel et par de nouvelles importations de biomasse et/ou de bioénergie introduisant des dépendances nouvelles et exportant les risques associés à leur utilisation massive.

Le rapport rappelle que la bioénergie reste l’énergie la moins favorable en termes d’empreinte spatiale et que la biomasse a, sur toute la chaîne des valeurs, un faible retour énergétique. Sa plus grande mobilisation, qui ne devra pas se faire au détriment de la sécurité alimentaire humaine et animale, ni au détriment des éco-services rendus par la biosphère, aura des impacts environnementaux certains qu’il faudrait estimer avec rigueur. Enfin, le remplacement de la pétrochimie industrielle par une nouvelle « carbochimie biosourcée » va nécessiter des efforts considérables d’adaptation des procédés et de recherche et développement dans le domaine de la catalyse, de la chimie de synthèse et des biotechnologies.

Ces conclusions conduisent le CPE à formuler des recommandations concernant :

1.La nécessaire amélioration de la concertation entre les divers organismes et agences pour aboutir à une estimation rigoureuse et convergente des ressources potentielles,

2.La réalisation de bilans carbone des diverses filières et d’analyses en termes de retour énergétique des investissements envisagés, pour s’assurer de la soutenabilité et du gain en carbone qui ne sont pas acquis pour le moment,

3.Le soutien au déploiement de la recherche et développement des filières de biocarburants de seconde génération pour accroitre leur maturité industrielle,

4.La poursuite du développement d’une chimie organique de synthèse biosourcée,

5.La priorité à établir dans l’utilisation de la biomasse pour les usages qui ne pourront être décarbonés par l’électricité, passant par une politique publique permettant de résoudre les conflits d’usages,

6.La nécessité de concertation des politiques énergétique et agroalimentaire de notre pays.

2) 450 TWh en 2050, dont 250 TWh pour la biomasse agricole, ça va pas le faire !

Rappel des scenarios RTE : comme RTE en convient aujourd’hui , trois grandes tendances apparaissent dans ce scénario à l’horizon 2050

1.Une diminution de la consommation d’énergie finale (de 1600 TWh5 aujourd’hui à 1100 TWh) dont l’ampleur, discutable, ne sera pas traitée ici ;

2.Une augmentation très importante, mais probablement insuffisante, de la consommation finale d’électricité (de l’ordre de 600-650 TWh dans le scénario de référence) faisant passer la part de l’électricité dans la consommation d’énergie de 25% aujourd’hui à plus de 55% ;

3.En conséquence, une diminution drastique de la part non-électrique de la consommation, qui atteindrait au moins 450 TWh, et une substitution totale des énergies fossiles par des EnR, essentiellement carbonées, sous les états solide, liquide ou gazeux.

La SNBC, par exemple, prévoit un potentiel énergétique en biomasse atteignant 450 TWh en 2050, dont 250 TWh pour la biomasse agricole (soit 5 fois plus qu’aujourd’hui, où elle équivaut à 45 TWh), 100TWh pour la biomasse forestière (comme aujourd’hui) et 100 TWh pour les déchets (soit 7 fois plus qu’aujourd’hui). Ces biomasses sont transformées pour les besoins de l’industrie, du transport et du bâtiment en 160 TWh de biogaz, 110 TWh de combustible solide (bois essentiellement) et 100 TWh de biocarburants liquides. Des valeurs comparables ont été fournies par l’ADEME

Si le poids de la biomasse forestière dans la SNBC est conforme aux attentes, le niveau des disponibilités en biomasse agricole et en déchets semble peu raisonnable, comme l’a conclu, pour la biomasse agricole, une étude de France Stratégie parue en 2021. Ce rapport établit, avec l’hypothèse d’un scénario dans lequel les pratiques agricoles restent proches des pratiques existantes, un potentiel supplémentaire de 82 TWh (64 TWh méthanisable et 18 TWh non méthanisable) qui donne au maximum un potentiel total de 130 TWh, soit pratiquement la moitié des estimations de la SNBC.

Avec 124 TWh supplémentaires de biomasse agricole qui s’ajoutent à 45 TWh utilisés actuellement, le potentiel total maximal ne dépasse néanmoins pas 170 TWh, très en dessous des 250 TWh estimés par la SNBC

Le bois énergie : Une analyse récente menée par France-Stratégie montre que l’évaluation des disponibilités en bois-énergie est extrêmement difficile à établir… L’objectif de la version 2020 de la PPE de 160 TWh de chaleur à partir du bois en 2028 (110 TWh aujourd’hui), apparaît irréaliste.

Le gaz :   Dans le rapport ADEME/GRDF/GRTgaz de 2018, le potentiel total de ressources primaires renouvelables pour la production de gaz renouvelable est estimé à 620 TWh, qui se traduit en 460 TWh effectivement consommables et injectables dans le réseau.

Ces 620 TWh sont répartis de la façon suivante : 390 TWh de biomasse (230 TWh du bois et de ses dérivés, 130 TWh de l’agriculture, 15 TWh de déchets industriels et alimentaires et biodéchets, 15 TWh d’algues), 205 TWh d’électricité pour la production de e-méthane, 25 TWh d’énergies de récupération. Le gaz utilisable proviendrait pour 30% de la méthanisation (jusqu’à 140 TWh), pour 40% de la pyrogazéification (jusqu’à 180TWh) et pour 30% de la stratégie power-to-gas (140 TWh). La valeur de 460 TWh de gaz renouvelable consommable est très supérieure aux 200 TWh, déjà critiquables, de la SNBC et semble peu réaliste.

Notons, par ailleurs, que le chiffre de 205 TWh d’électricité pour la production de emethane  est colossal puisqu’il correspondrait à environ une trentaine de réacteurs nucléaires de 0,9 GW, ou une vingtaine de réacteurs EPR de 1600 GW, pour la seule production de e-méthane. Aussi, l’affirmation selon laquelle 205 TWh d’électricité produirait 140 TWh d’e-méthane est inexacte : en réalité, c’est au mieux 50 à 70 TWh d’e-méthane qui pourraient être produits

3)     Quelques données physiques

3a) L’EROI de la biomasse n’est pas très bon.

3b) Le contenu énergétique de la biomasse n’est pas très bon

La biomasse est une ressource pauvre en atomes d’hydrogène (H), ce qui en fait un mauvais candidat pour la production d’ H2,et riche en oxygène, ce qui réduit sa densité énergétique massique. Elle peut  être représentée par une molécule moyenne de formule  C6H9O4, doté d’un rapport H/C de 1.5, mais comportant, en masse, 50% de carbone (C), 6% d’H,44% d’oxygène (O).

3c) densité d’énergie surfacique

Le premier inconvénient réside dans la faible densité d’énergie surfacique, étroitement liée au faible rendement de la photosynthèse naturelle. Ainsi, si la production de bioénergies devait être appelée à se développer massivement, cela nécessiterait une utilisation massive, probablement difficilement acceptable par nos sociétés, de la surface terrestre pour la production de biomasse dédiée. Pour donner un ordre de grandeur, si l’objectif était donné de remplacer le pétrole par des biocarburants pour alimenter la moitié du parc automobile (~30 millions de véhicules au total), en faisant l’hypothèse que la moitié de ce parc resterait thermique et l’autre moitié serait électrique, il faudrait y dédier 25% de la SAU ( Surface Agricole Utilisable) ce qui est évidemment inacceptable.

Attention : échelle logarithmique, ce qui signifie en gros , à égalité de puissance, que la biomasse exige 10.000 fois plus d’espace que le nucléaire et 5.000 fois plus que le gaz.

4)  Recommandations finales :

Poursuivre l’estimation précise des ressources, avec une analyse détaillée des différentes biomasses,

Évaluer rigoureusement, ce qui est encore très insuffisamment le cas, le bilan carbone de chacune des filières ainsi que leurs retours énergétiques sur investissement

Déterminer les limites d’utilisation de la biomasse en termes de surface disponible dédiée à la production d’énergie, sachant que cette source d’énergie possède la plus faible densité énergétique (environ 0,001 TWh/km2) et que la production des bioénergies ne devrait pas se faire aux dépens de la production alimentaire ou des éco-services assurés par la biosphère.

Limiter, d’une manière générale, la production/consommation de carburants de première génération, qui restent associés à de faibles retours énergétiques sur investissement. En conséquence, poursuivre les efforts en R&D dans le domaine des biocarburants de seconde génération, ou biocarburants avancés, encore loin de la maturité industrielle.

Soutenir la recherche et le développement visant à améliorer les procédés de conversion de la biomasse encore insuffisamment matures comme la pyrogazéification (qui a l’avantage de traiter des sources lignocellulosiques souvent difficiles à convertir),

Développer une nouvelle chimie organique de synthèse à partir de précurseurs/substrats issus de la biomasse, une « carbochimie biosourcée », par des efforts accrus en recherche fondamentale, technologique et industrielle

En raison des nombreux conflits d’usage et des limites objectives des gisements de biomasse (il n’y en aura pas assez pour tous les usages), établir un ordre de priorité pour son utilisation. Cette liste devrait comporter les usages qui ne pourront pas être décarbonés par l’électricité, comme une partie de la production de chaleur à haute température dans l’industrie, l’approvisionnement des réseaux de chaleur, la mobilité lourde (maritime et aérienne), la production de composés organiques à haute valeur ajoutée, aujourd’hui principalement issus de la pétrochimie.

5) Remarques 

La première partie du Cours de Marc Fontecave au Collège de France début 2024 était consacrée à la biomasse.  

Il en ressort que les estimations de la SNBC et de l’Ademe manquent de sérieux, que chaque fois qu’il faut une énergie non électrique pour décarboner,  la tendance est de considérer que la biomasse le fera, et cela non plus n’est pas très sérieux, que les mêmes intrants sont comptés plusieurs fois (déchets végétaux et lisier pour amender les sols et produire de  l’énergie, fourrage pour nourrir et pourla biomasse), que certains contradictions sont assez cocasses (diminuer l’élevage mais disposer de plus de lisier, augmenter la biomasse mais restreindre la consommation d’eau, augmenter les cultures de couvertures mais sans glyphosate) 

Le premier parc éolien flottant au monde, Hywind Scotland, sera fermé quatre mois pour « maintenance lourde." et non programmée

 Les opérations du parc éolien offshore flottant Hywind Scotland d’Equinor, (30 MW, 5 turbines) seront interrompues jusqu’à quatre mois cette année pour effectuer une « maintenance lourde » des turbines comportant un remorquage jusqu’au port de Wergeland en Norvège ! Un entretien non prévu au départ.

La nécessité d’un entretien lourd est devenue évidente grâce à « une surveillance et des inspections ordinaires, en étroite collaboration avec le fabricant ». Les travaux impliqueront le changement de certains composants des turbines, ainsi qu’un entretien plus courant. « Ce que nous constatons à partir des données opérationnelles, c’est qu’il y a un besoin de maintenance lourde sur les turbines »

Siemens Gamesa a été invité à fournir des éclaircissements sur la nature des problèmes sur les turbines de Hywind Scotland, mais un porte-parole a déclaré que la société ne commenterait pas sur les informations fournies par Equinor. Mais il est évident que les problèmes rencontrés par Siemens ne se limitent pas à l’éolien terrestre, comme on l’entend parfois.

Ce remorquage de toutes les turbines jusqu’à terre pour maintenance après sept ans d’exploitation n’était absolument pas prévu au départ. « Les coûts d’une campagne de maintenance non planifiée sur plusieurs unités offshore seront invariablement considérables, en plus de la perte substantielle de revenus résultant des temps d’arrêt des turbines. ». Il s’agit de la première opération de ce type pour une ferme flottante et la méthode la plus sûre pour le faire est de remorquer les turbines jusqu’à la côte et d’exécuter les opérations dans des conditions abritées », a déclaré un porte-parole d’Equino

Michael Bullock, directeur de la société de conseil Renewable Risk Advisers considère que les problèmes qui semblent surgir sur Hywind Scotland sont au cœur des défis auxquels est confronté le secteur flottant et qu’ils risquent de s’aggraver : «  Les défauts de fabrication en série se produisent dans le secteur de l’éolien offshore comme ailleurs, même avec la diligence raisonnable et la certification appropriées en place (mais) le risque est potentiellement aggravé par la fréquence de nouvelles conceptions d’éoliennes plus grandes avec des charges et des taux de fatigue différents, et d’autres caractéristiques »

Au surplus, les assureurs ne prennent pas en compte les défauts de fabrications en série (qui restent donc à la charge des fabricants et/ou exploitants…). Ceux-ci ont d’ailleurs averti qu’il refuseraient éventuellement d’ assurer les dernière générations de turbines offshore, particulièrement celles destinées à l’éolien flottant  : « L’augmentation de taille des éoliennes offshore crée des risques de marché insoutenables » (GCube).

Nous n’avons cessé de le répéter : l’éolien offshore flottant n’est pas une technologie mature ! ( voir notre section

Situé dans une région particulièrement ventée d’Ecosse, Hywind Scotland à 29 kilomètres  au large de Peterhead comprend cinq turbines à entraînement direct Siemens de 6 MW sur  des monopieux flottants Hywind . Premier parc flottant en exploitation commerciale, il est le modèle tant vanté (et venté) de l’éolien offshore  avec au cours de ses 5 premières années d’exploitation, un facteur de capacité moyen de 54 %, et ayant survécu à l’ouragan Ophelia, puis à la tempête Caroline avec des rafales de vent à 160 km/h (99 mph) et des vagues de 8,2 mètres. Le modèle semble en fait avoir quelques problèmes..

Le premier parc éolien flottant au monde, Hywind Scotland, risque d'être fermé pour « maintenance lourde"https://www.rechargenews.com/wind/worlds-first-floating-wind-farm-hywind-scotland-faces-shutdown-for-heavy-maintenance/2-1-1582273

Eric Sartori

PIEBÎEM

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Avis négatif du CNPN sur le parc de Courseulles

 Le parc de Courseulles (64 éoliennes face aux plages du débarquement) fait l’objet d’une nouvelle consultation (qui se termine le 2 février 2024) pour laquelle le CNPN a émis un avis négatif. Cette consultation concerne la demande de dérogation espèce protégée ; de fait l’autorisation initiale du 8 juin 2016 avait été accordée sans aucune demande de dérogation, maintenant obligatoire.

La DEP maintenant demandée concerne 28 espèces animales protégées : 20 espèces d’oiseaux marins, 4 espèces de chiroptères et 4 mammifères marins. 6 espèces sont sous protection strictes : marsouin commun, grand dauphin, phoque gris, phoque veau-marin, pingouin Torda, Guillemot de Troïl.

Le parc éolien offshore de Courseulles-sur-Mer est situé à environ 10 km des côtes du Calvados jusqu’à 17 km et comprendra 64 éoliennes de 179 m de hauteur et d’un tirant d’air de 25 m au-dessus de l’eau (airgap) en bout de pales.

Le CNPN émet un avis négatif considérant notamment que :

1) la distance aux côtes est totalement insuffisante et que la zone aurait pu se situer beaucoup plus au large, au-delà de la zone d’exercice militaire ; 2) le dossier déroge à l’obligation d’étude de solution alternative de moindre impact sur la biodiversité et que la biodiversité n’a pratiquement joué aucun rôle dans le choix de la localisation ; 3) que le caractère automatique de RIIPM ( Reconnaissance Impérative d’Intérêt Public Majeur ne sautait être évoqué dans ce dossier de dérogation, la loi n’étant pas rétroactive ; 4) les inventaires d’ichtyofaune, de mammifères marins et de chiroptères sont fondées sur des études trop anciennes et mal localisées ; 5) que les chiffres d’observation d’oiseaux marins sont inférieurs à ceux fournis par le groupe ornithologique normand ne mentionnent que des instantanés lors de comptages limités dans le temps, mais pas le total des individus en flux sur l’année(notamment pour les migrateurs) ; 6) les éoliennes ont choisies ont un tirant d’air sous pâles (airgap) réduit à 25 m, ce qui augmente inévitablement la mortalité des oiseaux marins, cette distance ayant pourtant été modifiée pour le projet de Dunkerque en le portant à 40 m pour diminuer cette mortalité ; 7) l’effet cumulé des mortalités d’oiseaux et de chiroptères par les différents parcs éoliens offshore (qui vont ponctuer l’ensemble du parcours des oiseaux et chiroptères migrateurs de la mer du Nord à l’Atlantique et la Méditerranée) n’est jamais pris en compte ; 8) La séquence ERC n’apparait pas respectée puisque le dossier ne présente aucune alternative réelle, ne serait-ce que sur la localisation (distance de la côte), puisque l’appel d’offre de l’Etat ne permettait guère de latitude de positionnement ; 9) l’innocuité pour la faune marine de l’usage des anodes sacrificielles est controversé car le relargage d’aluminium dans la colonne d’eau génère des composés toxiques biodisponibles ; 10) Il n’est pas acceptable pour le CNPN qu’aucune mesure de bridage des éoliennes ne soit proposée, couplée à une mesure d’intensité des migrations des oiseaux et des chiroptères ( comme aux Pays- Bas ;  11) le  dossier ne répond pas à l’obligation réglementaire de mesures de compensation efficaces, celles-ci se limitant à « la suppression épisodiques de quelques ronciers sur les îles Chausey pour deux espèces de goélands pour lesquels le manque de place de nidification n’est pas le facteur pertinent « ;  

En conclusion, le dossier de demande de dérogation à la protection des espèces protégées du parc de Courseulles sur-Mer ne peut pas prétendre à satisfaire deux des trois conditions d’octroi, à savoir l’absence d’alternatives satisfaisantes de moindre impact et  l’obligation de ne pas nuire au maintien de l’état de conservation favorable des espèces protégées dans leur aire de répartition naturelle, d’où l’avis défavorable du CNPN.

De son côté, le ministère a validé la demande de dérogation sous réserve, moyennant notamment la limitation de l'attraction lumineuse des éoliennes, la mise en œuvre d’un programme précis de suivi des oiseaux ; la réduction de la vitesse des navires éoliens à moins de 12 nœuds.

Lien pour répondre à la consultation https://enqueteur.dreal-normandie.developpement-durable.gouv.fr/index.php?r=survey/index&sid=393677&lang=fr

Si vous voulez vous manifester c’est jusqu’au 2 février ! 

L’éolien en mer, nouveau dilemme chinois de l’Europe/ le coût extravagant de l’éolien offshore

 Remarquable article des Echos sur l’économie flageolante et les risques de dépendance de l’éolien offshore (24 janvier 2023)

Extraits :  600 milliards d’euros d’ici 2030 et le syndrome du déferlement chinois

« Fini l'eldorado : l'éolien offshore traverse une passe délicate. Dix ans après les panneaux solaires, l'Europe reste soumise à la tentation du « made in China ».

Pourtant, le secteur de l’éolien offshore a enchaîné, depuis deux ans, les déconvenues. Difficultés industrielles, explosion des coûts et effondrement des investissements font planer sur toute une filière d’excellence européenne un risque nouveau.

Un risque énergétique, d’abord…Un risque stratégique aussi, au parfum de déjà-vu : à l’image de ce qui est arrivé aux panneaux solaires il y a une décennie, un lointain géant asiatique dispose d’un savoir-faire défiant toute concurrence.

« La Chine est en embuscade. Elle représente déjà 60 % de la capacité mondiale de fabrication d’éoliennes (contre 19 % pour l’Europe, et 9 % pour les Etats-Unis). …Dans un récent rapport pour l’Institut français des relations internationales, Etienne Beeker constate, en outre, que les éoliennes en mer de Chine sont positionnées dans des zones modérément ventées. A quoi bon, si ce n’est pour s’entraîner avant d’aller vendre son savoir-faire ailleurs ? Ce scénario est « fortement à craindre », estime l’analyste, « la Chine ayant par le passé et pour d’autres technologies déjà appliqué un apprentissage sur son propre sol […] à des fins de conquête de marchés étrangers par la suite ».« Les industriels chinois sont là, et ils gravissent les échelons petit à petit »

François-Xavier Bellamy, eurodéputé LR : « ll faut de l’énergie pas trop chère, et pour avoir de l’énergie pas trop chère, il va peut-être falloir acheter chinois. »

« Le nerf de la guerre, toutefois, sera financier. Usines, ports, navires : toute une chaîne de valeur doit changer de dimension. A la Banque européenne d'investissement (BEI), on estime qu’il faudra, pour l’éolien dans son ensemble, environ 600 milliards d’euros d’investissements d’ici à 2030 ! « 

« Reste à savoir si les opinions publiques suivront. Dans un article, les juges administratifs chargés de ces dossiers soulignent, en France, le « caractère exceptionnel » du pourcentage de pourvois en cassation après des recours juridiques sur des projets éoliens en mer. »

600 milliards d’euros d’ici 2035 ! Avec ça, on paie pompes à chaleurs à tous ceux qui en ont besoin , et large !

https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/leolien-en-mer-nouveau-dilemme-chinois-de-leurope-2071021

Plus 400 milliards pour les réseaux !

l’association des gestionnaires de réseaux d’électricité européens (Entsoe)  a publié le 23 janvier 2024 son premier plan « de développement du réseau en mer » Selon ce document, l’UE devra installer 15 gigawatts de capacités d’énergie renouvelable en mer par an pour atteindre ses objectifs énergétiques et climatiques d’ici à 2030. L’Entsoe évalue en outre qu’entre 48 000 km et 54 000 km de câbles seront nécessaires pour acheminer l’électricité sur le continent, « un défi pour la chaîne d’approvisionnement ». Concernant les coûts, le rapport souligne qu’environ 400 milliards d’euros d’investissements seront nécessaires pour intégrer au système énergétique les 496,4 GW de capacités d’énergies renouvelables offshore requis d’ici à 2050 dans l’UE (383,4 GW), en Norvège (environ 15 GW) et au Royaume-Uni (environ 97 GW).

Lien vers le rapport : file:///C:/Users/sarto/Downloads/entsoe-plan-de-developpement-du-reseau-en-mer.pdf

#PIEBÎEM
https://piebiem.webnode.fr/piebiem/

 https://www.facebook.com/groups/pebiem 

Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques. Et bien, le ministère ne sait pas trop et ne dispose d’aucune étude impact dans le contexte français !

 La fréquentation des ressources parlementaires réserve quelquefois des bonnes surprises. Ainsi pour cette question écrite posée par la sénatrice Anne-Catherine Loisier le 11/05/2023 : Émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques.

Le thème en est le suivant : « Pour produire de l'électricité, les émissions de la combustion du gaz, ainsi que celles du fioul ou du charbon, sont directement corrélées au rendement de l'unité de production concernée. Or il apparaît que la production évitée par les énergies renouvelables se traduit généralement par une modulation de la puissance de ces unités qui affecte directement leur rendement, interdisant ainsi, dans la pratique, des réductions théoriques d'émission qu'elles sont réputées permettre.

Des études, notamment de General Electric, suggèrent même que les émissions de GES des turbines à gaz peuvent augmenter lors d'une baisse supérieure à 50 % de leur régime de fonctionnement. »

Posons le problème plus clairement : un système électrique éolien 40% gaz 60% est probablement autant voir plus émetteur de gaz à effet de serre qu’un système électrique 100% gaz en raison d’un phénomène bien connu des thermiciens : une centrale à gaz utilisée de façon partielle et non optimale émet beaucoup plus de gaz à effet à de serre et de polluants qu’utilisée de façon optimale.

Donc le ministère de la transition écologique dispose-t-il d’une étude d’impact  estimant , dans le contexte français, les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

Le ministère a pris son temps pour répondre – 6 mois… et il n’apporte aucune réponse. Il se contente de rappeler les émissions de CO2 par source d’énergie (48gCO2/kWh pour le photovoltaïque, 18gCO2/kWh pour la biomasse, 14,8g CO2/kWh pour l'éolien en mer, 12,7g CO2/kWh pour l'éolien terrestre et 4g CO2/kWh pour l'hydroélectricité, contre 1001g CO2/kWh pour le charbon, 840g CO2/kWh pour le pétrole et 469g CO2/kWh pour le gaz), d’ailleurs sans mentionner le nucléaire ( 4g CO2/kWh), pourtant la première source d’électricité décarbonée en France.

Ce qui ne répond absolument pas à la question : en tenant compte de l’intermittence éolienne, de combien sont les émissions réellement évitées par les énergies renouvelables électriques ?

 Donc, on  décide, au nom du défi climatique, de se lancer dans  45 GW d'éolien en mer (90 parcs de Saint-Nazaire Guérande) pour 2050 (et 100GW de terrestre)… et le ministère est incapable de sortir une seule étude d'impact  en chiffrant le bénéfice éventuel en termes d’émissions   de gaz à effets de serre.

0, nada, il n'y en a pas !

https://www.senat.fr/questions/base/2023/qSEQ230506667.html

L'illusion hydrogène : les opérateurs allemands de stockage de gaz mettent en garde contre les plans exagérés des réseaux d’hydrogène / Transition énergétique : le gros coup de blues de l’hydrogène verte

 Note de Reuters : https://www.reuters.com/business/energy/german-gas-storage-operators-warn-overblown-plans-hydrogen-grids-2024-01-04/

Résume : Les opérateurs allemands de stockage de gaz mettent en garde contre les plans exagérés des réseaux d’hydrogène

Le groupe de stockage INES présente une étude d’Aurora Energy qui affirme que les prévisions de réseaux d’hydrogène allemands prévus pourraient être trop coûteux et surdimensionnés

Les hypothèses de demande et  les besoins d’importation sont jugés trop élevés

Il y a une grande marge de manœuvre géographique pour le stockage à l’intérieur de l’Allemagne

- La demande future d’hydrogène de l’Allemagne pourrait être bien en deçà du niveau de référence que le pays suppose dans ses plans d’extension de son réseau gazier pour transporter le carburant, selon une étude commandée jeudi par un groupe d’opérateurs de stockage.

Le rapport, qui préconise de stocker plus d’hydrogène à domicile, intervient alors que la plus grande économie d’Europe est sur le point de décider comment placer des milliards d’euros pour développer l’hydrogène vert pour la décarbonisation dans les décennies à venir. L’une des pierres angulaires de la stratégie de Berlin en matière d’hydrogène est un réseau central d’hydrogène de 20 milliards d’euros et de 9 700 km (6 000 miles) décrit dans les plans du caucus des opérateurs de gazoducs FNB Gas en novembre dernier, qui envisageaient une utilisation de l’hydrogène de 279 térawattheures (TWh) par an d’ici 2032.

Mais une étude présentée jeudi par le groupe de stockage INES et préparée par le cabinet de conseil en énergie Aurora prévoit que la demande d’hydrogène ne se situerait qu’entre 73 et 123 TWh jusqu’en 2030. Des points d’échange frontaliers de moins de 10 gigawattheures par heure (GWh/h) d’importations pourraient suffire à répondre à cette demande, selon l’étude d’Aurora, par rapport aux 59 GWh/h envisagés dans le cadre du plan FNB.

Un très gros risque d'actifs échoués 

« La brève analyse d’Aurora illustre à quel point les incertitudes dans la planification du réseau sont encore importantes et à quel point il est grand que des surcapacités puissent être développées qui ne seraient jamais utilisées », a déclaré Sebastian Heinermann, directeur de l’INES.

Le plan de la FNB s’appuie sur la conversion de 60 % des gazoducs existants.

Alors que la montée en puissance du marché de l’hydrogène n’en est qu’à ses débuts, un examen du potentiel géologique prometteur pour le stockage domestique de l’hydrogène offrirait un potentiel d’économies d’investissement, a recommandé Aurora. 

(Parmi les membres de l’INES figurent la société Astora au sein du groupe SEFE, VNG Gasspeicher, Uniper (UN0k.DE) et RWE (RWEG.DE).

 

Sur le même sujet, remarquable article de La Tribune : Transition énergétique : le gros coup de blues de l’hydrogène vert

https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/transition-energetique-le-gros-coup-de-blues-de-l-hydrogene-vert-987956.html

Extraits : 

"On ne va pas pas se mentir, il y  eu une phase de communication trés importante qui a permis d’installer l’hydrogène dans les têtes. Désormais, on entre dans la réalité qui, elle, est plus complexe" ( Philippe Boucly, France hydrogène)

Faiblesse de la demande ...et de la production : "Plusieurs éléments expliquent ce coup de frein. La qualité des électrolyseurs qui ne semble pas être au rendez-vous est souvent évoquée. Mais le grand blocage réside surtout du côté de la demande... ou plutôt de l’absence de demande.... De fait, les industriels restent très frileux à s’engager dans la durée sur des volumes conséquents d’hydrogène vert, dont le prix reste 2 à 3 fois supérieur à l’hydrogène gris, fabriqué à partir d’énergies fossiles.

Marche arrière sur les bus et trains à hydrogène : "Cette faiblesse de la demande se matérialise aussi dans la les promesses de cette minuscule molécule pour décarboner la mobilité lourde terrestre. En France, les villes de Pau et de Montpellier  pour les bus et, en Allemagne,  la Basse-Saxe, qui avait pourtant été la première au monde à lancer une ligne commerciale de train à hydrogène, tournent aussi le dos à ce gaz pour lui préférer la propulsion à batterie"

"De plus en plus de régions en France s’intéressent aux trains à batterie. Sur l’hydrogène, on freine avant même d’avoir démarré car cela ne tient pas la route"... "Je ne vois pas l’hydrogène se développer de manière significative dans la mobilité terrestre. Et dans l’industrie, l’hydrogène va être utilisé comme matière première ou comme agent de procédé, beaucoup moins comme vecteur énergétique "( Cédric Philibert, IFRI)

"Malgré les difficultés du marché de l'hydrogène et  les doutes qui planent sur certains de ses débouchés, plusieurs observateurs s’accordent sur un point : son utilisation pour la production d’ammoniac, dont les procédés reposent déjà sur de l’hydrogène gris, apparaît comme viable à court terme." OK

"L’hydrogène demeure également pertinent pour le transport aérien et maritime, justement sous forme d’ammoniac ou de kérosène de synthèse. Dans un horizon plus lointain, l’hydrogène devrait être utilisé comme outil de flexibilité pour le réseau électrique afin de répondre aux pointes de consommations sans recourir à des combustible fossiles" 

Et voilà, décidément l'hydrogène fait délirer : car enfin le rendement de la transfomation électricité- hydrogène- électricité est tout simplement catastrophique., ce serait comme brûler des sacs Louis Vuitton pour se chauffer ( Samuele Furfari)Pour avis à @Bruno Le Maire

On rappelle cette conclusion de l'Académie des technologies  : 

« L’utilisation massive d’hydrogène comme stockage intermédiaire d’énergie électrique intermittente (éolien et solaire) dans la chaîne Power-to-Gas-to-Power se heurte à des obstacles rédhibitoires tenant aux volumes considérables des stockages d’hydrogène requis et au faible facteur de charge des électrolyseurs et piles à combustible de la chaîne « conversion-stockage-conversion » qui obère considérablement les coûts… »

« Dans tous les cas, le stockage d’une électricité renouvelable variable sous forme d’hydrogène entraine des pertes de conversion de 70 %, à terme peut-être seulement 40 ou 50 %. Dans un environnement disposant de larges réseaux de gaz ou d’électricité les perspectives de rentabilité pour ces solutions semblent très lointaines, à des niveaux de coût carbone bien supérieurs à ce qu’ils sont actuellement. "

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2021/07/comite-de-prospective-de-la-cre-le.html

Rapport complet : https://www.eclairerlavenir.fr/wp-content/uploads/2021/06/GT4-Rapport-final-Hydrog%C3%A8ne.pdf

3ème article -:  Le rêve de l’Allemagne de construire un parc de centrales à hydrogène s’éloigne...et la solution sera le charbon !

https://www.euractiv.com/section/electricity/news/germanys-dream-of-building-a-fleet-of-hydrogen-fired-power-plants-is-faltering/

Extraits 

"Les projets de construction d’une flotte de centrales électriques à hydrogène pour compléter les éoliennes et les panneaux solaires sont menacés , dans un contexte de compressions budgétaires et d’exigences de réduction des coûts de la part de l’industrie"

"Début août 2023, le gouvernement allemand a annoncé triomphalement que la Commission européenne avait essentiellement donné son feu vert à son projet de centrales électriques de secours subventionnées.

Cela signifiait 8,8 GW de centrales électriques dédiées à l'hydrogène, ainsi que 15 GW de centrales alimentées au gaz naturel, qui devraient passer à l'hydrogène d'ici 2035 au plus tard, ce qui représente au total environ un tiers de la demande électrique de pointe allemande de 2023. 

Étant donné que ces centrales ne produiraient probablement de l’électricité que pendant les périodes de faible vent et d’ensoleillement – ​​connues sous le nom de « kalte Dunkelflaute » – il est peu probable qu’elles réalisent des bénéfices sans le soutien de l’État.

Et surtout, les 7 milliards d'euros annuels prévus à cet effet se sont « évaporés » à la suite d'une décision du plus haut tribunal allemand, qui a restreint l'utilisation par le gouvernement des lignes de crédit approuvées pendant la crise du COVID-19.

En l’absence de centrales à hydrogène disponibles en secours, l’énergie au charbon sera probablement nécessaire pour combler le vide, a prévenu le chef du BDI (NB les electrointensifs allemands)

« Tant que la perspective de nouvelles centrales électriques de secours basées sur l’hydrogène ne se concrétisera pas […] la solution en Allemagne sera la poursuite de l’exploitation des centrales électriques au charbon », a déclaré Russwurm à la presse mardi 16 janvier. .

Commencer tôt était crucial pour lancer la construction, mais avec des modèles économiques et des financements « totalement flous », les centrales électriques à hydrogène ne verront tout simplement pas le jour, a ajouté le chef du BDI."

"Les groupes industriels exhortent désormais le gouvernement à agir. « Le gouvernement fédéral doit maintenant se ressaisir : nous avons besoin d'une stratégie en matière de centrales électriques avec des conditions-cadres claires », a déclaré le 11 janvier l'association du secteur de l'énergie BDEW.

"Au moins 15 gigawatts (GW) de nouvelle capacité de production sécurisée seront nécessaires en Allemagne d'ici 2030", a ajouté l'association. 

Oubliez l’hydrogène, concentrez-vous sur le gaz ou hydrogen ready pas la peine !

Compte tenu des contraintes budgétaires, les deux associations industrielles exhortent le gouvernement à faire des économies et à abandonner les projets de centrales électriques alimentées à l’hydrogène.

« Pour réduire considérablement la complexité et les coûts », le BDEW souligne la nécessité de « réévaluer » le rôle accordé aux centrales de pointe à hydrogène et aux centrales électriques hybrides, en raison de leurs composants coûteux et de leurs impacts limités sur la sécurité d’approvisionnement.

Les centrales électriques existantes ne peuvent pas fonctionner avec de l'hydrogène « pur », car « les brûleurs fondraient tout simplement », a-t-il expliqué. Pour résoudre ce problème, il faudrait équiper les usines de céramiques, ce qui les ferait ressembler au nez d'un vaisseau spatial replié vers l'intérieur – un processus qui peut être réalisé mais qui est coûteux, a déclaré le chef du BDI.  

« Si ces centrales sont censées fonctionner uniquement lorsque le soleil ne brille pas et que le vent ne souffle pas, elles seront extrêmement coûteuses », a-t-il ajouté.

"Je ne parle même pas du coût de l'hydrogène, que nous n'avons pas, mais seulement des coûts d'investissement de ces nouvelles turbines à gaz et de leurs nouveaux périphériques."

En fin de compte, cela signifie que le projet allemand d’abandonner complètement l’énergie au charbon d’ici 2030 semble peu susceptible de se concrétiser. Et  l’Allemagne devra continuer à s’appuyer sur des centrales électriques au gaz pour répondre à la demande croissante d’électricité.

Sur l'hydrogène, voire également sur ce blogN

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2023/03/securite-du-developpement-de-la-filiere.html

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de.html

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/09/les-enjeux-de-lhydrogene-le-rapport-de_9.html

Des éoliennes chinoises pour Bretagne Sud ?

 Intéressant article de l'Usine Nouvelle intitulé « La filière française de l'éolien en mer se met en ordre de bataille sur un marché semé d'embûches » . Il y est notamment fait mention dès le début de Bretagne Sud, de la pression chinoise et des difficultés de l'éolien offshore en général.  

Extraits : « Philippe Thieffry, chef de mission du cluster breton d'entreprises de l'éolien offshore Ocean Power Bretagne, attend nerveusement l'annonce du lauréat de l'appel d'offres 5 (AO5). Le champ d'éoliennes en mer sera situé au sud de la Bretagne pour une puissance de 250 mégawatts (MW) et le promoteur élu sera déclaré en février. «Je suis inquiet», souffle le chef du réseau breton.... Car l'ancien ingénieur garde un souvenir encore amer de l'annonce du lauréat de l'appel d'offres précédent, fin mars 2023, pour un parc éolien de 1 000 MW dans la Manche. Les lauréats, EDF Renouvelables et son partenaire Maple Power, remportaient le projet AO4 en brandissant un prix historiquement bas : 45 euros le mégawattheure (MWh) »

«Un prix aussi bas est un choix risqué pour la filière, fustige Philippe Thieffry. Soit le promoteur jette purement et simplement l'éponge, soit on met en service coûte que coûte le parc en acceptant de choisir une partie de nos fournisseurs en Asie.» Ken Ilacqua, responsable des projets éoliens en mer du promoteur Océole, abonde : « Si on veut produire 100% des composants en Europe, ce qui n'est pas le cas aujourd'hui, des tarifs si bas après avoir vécu la vague d'inflation me semblent assez utopique.»

« Les pressions de l'inflation, la hausse des taux d'intérêt et les perturbations de la chaîne d'approvisionnement – provoquées par la crise sanitaire puis la guerre en Ukraine – ont eu raison de la rentabilité des projets de parc d'éolien offshore. Le coût de l'électricité d'un projet de champ en mer américain subventionné est ainsi passé à 114 dollars (104 euros) par MWh en 2023, soit une augmentation nominale de près de 50% par rapport à son niveau de 2021, selon les calculs de Bloomberg . »

« Le prix bas de l'AO4 a d'autant plus étonné que la filière traverse une crise. Aux États-Unis et au Royaume-Uni, les abandons de projets de parc éoliens en mer s'accumulent. Au total, les promoteurs ont annulé 5,5 GW de contrats éoliens offshores outre-Atlantique en 2023, soit 25% de tous les contrats signés ou attribués dans le pays, d'après une étude de Bloomberg NEF. Dernier en date : le 3 janvier 2024, lorsque les promoteurs européens Equinor et BP ont annoncé avoir mis fin à leur accord de vente d'électricité à l'État de New York à partir de leur futur parc éolien offshore de 1 260 MW, Empire Wind 2 »

Lien vers l'article 

Tout ceci confirme largement les nombreux avertissements que nous émettons sur ce programme éolien offshore cf notre onglet technoéconomie. : accélérer dans l'éolien offshore aujourd'hui, c'est créer de la valeur et des emplois en Asie !

Ce programme éolien en mer d'intérêt climatique nul dans le contexte français, dangereux pour la sécurité d'alimentation électrique, économiquement insoutenable, avec des promesses fallacieuses d'emploi et de fortes dépendances étrangères et ravageur pour nos paysages littoraux et leur riche biodiversité doit être stoppé !

Eric SDartori, PIEBÏEM