L’Estonie se prépare à entrer dans le club nucléaire : 1) rapport intermédiaire Possibilités d'utilisation de l'énergie nucléaire en Estonie » (sept 2022)

 C’est émouvant, une nouvelle nation qui veut entrer dans l’ère nucléaire ! Rapport officiel  intermédiaire au Parlement estonien, le  rapport final du groupe de travail, qui sera achevé d’ici la fin de 2023,   

https://twitter.com/buchebuche561/status/1583113864245149698?t=o8CXanxabDYPfbL1GGXjhQ&s=09

L’entrée dans l’ère nucléaire :  les raisons : défi climatique, sécurité énergétique, compétitivité, sécurité du réseau et flexibilité de la production et des usages   

« La vision stratégique à long terme de la Commission européenne du 28 novembre 2018 intitulée « Une planète propre pour tous » s’est fixé pour objectif de parvenir à une économie neutre pour le climat d’ici 2050….

La guerre en Ukraine, le comportement instable de la Russie en tant qu’exportateur d’énergie, ainsi que l’imposition de sanctions à la Russie, ont exacerbé la nécessité d’assurer la sécurité énergétique dans toute l’Europe et l’ont placée parmi ses priorités politiques

«  Afin d’accroître la sécurité, la durabilité et la compétitivité énergétiques de l’Estonie et d’atteindre ses objectifs climatiques pour 2050, le « Plan national estonien en matière d’énergie et de climat pour 2030 » et « Analyse des moyens de relever l’ambition climatique de l’Estonie » ont proposé l’introduction de l’énergie nucléaire après 2030 comme l’une des solutions possibles »

Défi climatique : « Depuis les années 1970, l’énergie nucléaire a largement contribué à ralentir la croissance des émissions mondiales de CO2. Entre 1971 et 2020, environ 66 Gt de carbone ont été évités , en supposant que d’autres sources d’électricité qui se sont développées parallèlement à l’énergie nucléaire, y compris les combustibles fossiles, auraient plutôt été augmentées proportionnellement. Les émissions totales provenant de la production d’électricité au cours de cette période auraient été près de 20 % plus élevées et les émissions totales liées à l’énergie de 6 %. Sans l’énergie nucléaire, les émissions de production d’électricité au Japon auraient été environ un quart plus élevées, et en Corée et au Canada environ 50 % plus élevées. »

« Comme de  manière réaliste, la  première centrale nucléaire en Estonie pourrait être achevée d’ici 2035 au plus tôt, l’introduction de l’énergie nucléaire ne contribuerait pas aux objectifs fixés par l’Estonie pour 2030, mais contribuerait à atteindre les objectifs fixés pour 2050 »

Sécurité du réseau et flexibilité de la production et des usages  : Le rôle de l’énergie nucléaire pour assurer la sécurité de l’approvisionnement À mesure que la part des énergies renouvelables augmente, la capacité du système électrique à faire face à la variabilité et à l’incertitude de la demande et de l’offre de manière fiable et rentable est un facteur de plus en plus important pour la sécurité de l’électricité. Afin d’assurer la stabilité instantanée du système électrique et la sécurité d’approvisionnement à long terme, une flexibilité est nécessaire à différents intervalles de temps, de minute en minute, d’heure en heure et d’une saison à l’autre.

En France, où l’énergie nucléaire couvre la majeure partie des besoins de production d’électricité, le besoin de flexibilité est pris en compte dans la conception des réacteurs, ce qui permet à certaines centrales d’augmenter ou de diminuer leur production rapidement et à court terme (en quelques heures) afin de fonctionner en mode de suivi de charge… Bien que les pays n’aient jusqu’à présent pas utilisé l’énergie nucléaire comme premier choix pour la flexibilité, de nombreux réacteurs peuvent être utilisés à cette fin sans ou avec des modifications techniques minimes.

Les nouvelles technologies nucléaires, y compris les petits réacteurs modulaires, sont considérées comme une occasion de passer de la production d’électricité à la production de chaleur, d’ammoniac ou d’hydrogène ou de les produire en même temps que de l’électricité

Les conditions de compétitivités

Compétitivité dans la productions électrique : Le principal obstacle économique est le coût élevé du capital par rapport à d’autres sources d’énergie à faibles émissions. 

De meilleures mesures, telles que LCOE ajusté en fonction de la valeur (VALCOE), peuvent également vous aider à comparer et à classer différentes technologies en fonction d’autres valeurs. La VALCOE des énergies éoliennes et solaire se détériorera à mesure que leur part de la production totale augmentera, tandis que celle de l’énergie nucléaire et d’autres options de production gérée s’améliorera plutôt. Le coût de construction de nouveaux réacteurs nucléaires est crucial pour le rôle futur de l’énergie nucléaire dans la transition mondiale vers une énergie propre. Si le coût de construction de la nouvelle énergie nucléaire tombait à 2000 USD/kW (environ 1900 €) ou moins (par rapport aux coûts actuels, qui vont de 2800 USD/kW (environ 2660 €)) à plus de 12 000 USD/kW (environ 11 400 €), elle serait en mesure de concurrencer directement les  énergies solaire et éolienne dans la plupart des régions

NB : le rôle de la VALCOE comme instrument de comparaison avait été très bien expliqué dans le Rapport sur le nucléaire du Parlement Néerlandais., notamment sur les coûts systèmes 

https://vivrelarecherche.blogspot.com/2020/11/role-possible-du-nucleaire-dans-le.html

Compétitivité de l’énergie nucléaire dans la production d’hydrogène :  « Selon l’AIE, il est peu probable que les nouvelles centrales nucléaires soient compétitives par rapport aux énergies renouvelables ou aux combustibles fossiles dans la production d’hydrogène aux prix actuels » 

Cependant, le rapport rappelle que cette analyse « ne tient pas compte des autres avantages potentiels de l’énergie nucléaire pour la production d’hydrogène, tels que sa maniabilité et sa capacité à produire en continu. La technologie nucléaire peut produire de grandes quantités d’hydrogène plus près du lieu de consommation, réduisant ainsi le besoin d’infrastructures de transport et de distribution de l’hydrogène. »

Compétitivité de l’énergie nucléaire dans le chauffage urbain :  « Pour que la cogénération nucléaire soit compétitive par rapport aux combustibles fossiles combinés au CCUS, à la biomasse ou aux pompes à chaleur électriques pour les applications industrielles et le chauffage urbain, les coûts d’investissement de la centrale doivent généralement être d’environ 3000 USD/kWe, et l’emplacement approprié pour la centrale doit également être situé à proximité des consommateurs de chauffage urbain. Les délais de planification et de construction devraient également être raisonnablement courts (en fonction notamment du temps consacré aux études environnementales) afin de limiter le risque de dépassement des coûts. C’est également là que la question de la sûreté nucléaire entre en jeu, car les centrales de cogénération doivent être situées à proximité des centres de population afin de minimiser les pertes et les coûts associés lors du transfert de chaleur sur de longues distance. »

Conclusion : «  Dans le plan national estonien en matière d’énergie et de climat pour 2030 (REKK 2030)10, les réacteurs nucléaires modulaires ont été considérés comme l’une des options alternatives pour produire de l’électricité en Estonie. Dans le même temps, il est également noté qu’ils nécessitent des travaux préliminaires approfondis – études, travaux préparatoires et construction (estimés à 10 ans) – et que des réacteurs modulaires plus petits qui ne sont pas encore en service dans le monde pourraient convenir aux conditions estoniennes.

Ce seront donc des SMR, mais lesquels ? (voir partie 2)

Les défis à relever : tout est à bâtir

Cadre juridique : « À l’heure actuelle, l’Estonie ne dispose pas du cadre juridique, des autorités compétentes ou des experts en la matière nécessaires pour construire une centrale nucléaire. Selon la loi sur les rayonnements, une autorisation pour de telles activités ne peut être demandée qu’après que le Riigikogu a adopté une décision sur la mise en service d’une installation nucléaire. La mise en service d’une centrale nucléaire, quelle que soit la technologie à déployer, comprend au moins 10 à 15 ans d’activités préparatoires, telles que la mise en place d’un cadre juridique et réglementaire, les activités de planification et de construction et la délivrance de permis. Le processus de préparation couvre également un montant important (estimé à 10+ millions d’euros) de coûts, y compris pour l’analyse et la génération de compétences avant même qu’il ne soit clair si la centrale nucléaire sera construite en Estonie »

Les déchets : entreposage ultime à prévoir, mais pas dans l’immédiat : « Il n’est possible de planifier une centrale nucléaire en Estonie que s’il n’est possible d’éliminer le combustible nucléaire irradié en Estonie. L’analyse spatiale qui sera préparée dans un premier temps permettra de déterminer s’il existe des conditions spatiales (principalement naturelles et géologiques) pour la planification d’une centrale nucléaire et d’un site de stockage final du combustible usé en Estonie. S’il y a des conditions préalables pour les deux, il est possible de planifier une centrale nucléaire. Selon les normes internationales, le combustible usé peut être stocké dans un site de stockage intermédiaire appartenant à une centrale nucléaire jusqu’à la fin de la durée de vie de la centrale nucléaire (40-80 ans). Par conséquent, lors de l’élaboration d’un plan, le site de stockage final n’est pas planifié. Ceci est fait lorsque le besoin s’en fait sentir.

Autorité de Sureté : Création d’un régulateur nucléaire : conformément à la loi sur les rayonnements, le ministère de l’environnement organise des activités de sûreté radiologique (y compris la sûreté nucléaire) en Estonie dans les limites de ses compétences, en associant d’autres autorités compétentes et en tenant compte, entre autres, de l’expérience du secteur .. Sur la base des données de Fermi Energia AS « Analyse de faisabilité de l’adéquation d’un petit réacteur modulaire (VMR) pour assurer l’approvisionnement énergétique de l’Estonie et atteindre les objectifs climatiques d’ici 2030+ », il faudra au moins 10 millions d’euros pour créer une compétence nationale et créer un cadre juridique. Si une décision positive est prise sur l’introduction de l’énergie nucléaire, le régulateur devrait être créé après l’approbation du Riigikogu, vraisemblablement en 2024. Afin d’accélérer le processus d’introduction de l’énergie nucléaire, la proposition de création d’un régulateur nucléaire devrait être proposée pour approbation avec le rapport final au Parlement (fin 2023)

Acceptabilité sociale / attitude générale vis-à-vis du nucléaire

Une enquête a révélé que que les résidents de l’Estonie sont positifs à l’égard de l’énergie nucléaire – 59% soutiennent l’introduction de l’énergie nucléaire, tandis que 22% ont exprimé leur opposition.  67 % estime que la Lettonie devrait coopérer avec les pays voisins (nordique-balte) afin d’utiliser l’énergie nucléaire.

Plus de la moitié de la population estonienne se considère familière avec le principe général de la production d’énergie nucléaire, un peu plus d’un tiers considèrent que le domaine ne leur est pas familier, mais sont intéressés par de nouvelles connaissances. Dans les segments où le niveau de connaissance est plus élevé, la proportion de défenseurs de l’énergie nucléaire est plus élevée.

Les plus grandes craintes liées au nucléaire sont les risques environnementaux potentiels posés par la gestion des déchets radioactifs; le besoin d’information est également le plus grand dans ce domaine.

En tant que source d’information sur le nucléaire , la télévision et la radio et les thématiques sont préférées au web

Si l’attitude générale de la population estonienne à l’égard de l’introduction de l’énergie nucléaire est plutôt favorable (59%), elle peut changer considérablement sur des points spécifiques. Une communication honnête et transparente est nécessaire pour que, pour quelque motif que ce soit, le sujet ne soit pas utilisé pour créer des confrontations dans la société et que le débat ne soit pas tué tant qu’il ne peut pas réellement commencer.

Les phases du projets

Phase I:de 2 à 5 ans : Analyse et considérations préalables à la décision d’introduire l’énergie nucléaire (préparation du projet). À la fin de la première phase, le pays devrait être prêt à prendre une décision réfléchie et éclairée sur l’introduction de l’énergie nucléaire. En fin de compte, il doit répondre à la question de savoir si et pourquoi l’énergie nucléaire serait la meilleure option pour le pays.

Phase II : environ dix ans : La décision de principe d’autoriser la construction d’une centrale nucléaire a été prise. Lors de la deuxième étape, des activités préparatoires sont réalisées, qui sont une condition préalable à la conclusion des contrats et à la construction (activités de développement de projets, plans). À la fin de la phase II , les négociations sur un contrat pour la construction d’une centrale nucléaire doivent pouvoir commencer.

Les coûts concernent notamment le cadre réglementaire et juridique nécessaire à la mise en œuvre du programme nucléaire, le développement des compétences et la mise en place d’une infrastructure nationale de soutien au programme nucléaire. (aurorité de Sureté)

Phase III :  Dans la troisième phase, des activités sont menées pour la mise en service de la première centrale nucléaire (décision finale de financement, conclusion des contrats, construction). À la fin de la phase, qui peut durer de 7 à 10 ans, le pays devrait être prêt à autoriser la mise en service et l’exploitation de la première centrale nucléaire.

Si la durée de la phase I en Estonie est considérée comme étant de trois ans (une décision de principe en 2024), la phase II est de 7 à 10 ans et la phase III est de cinq ans, alors, selon le scénario le plus optimiste, la première centrale nucléaire en Estonie pourrait commencer à fonctionner après 2035.

Le Financement

Un certain nombre d’experts internationaux et de représentants de l’AIEA ont estimé raisonnable de coopérer entre les secteurs public et privé ou de financer un projet de construction reposant entièrement sur des capitaux privés, étant donné que les VMR sont moins capitalistiques que les grandes centrales nucléaires.

Néanmoins , il est souhaitable de  réduire le risque de rendement : « Si le gouvernement n’est pas un bailleur de fonds direct du projet, il peut tout de même jouer un rôle important dans la réduction du risque pour les investisseurs. L’une des considérations les plus importantes pour les investisseurs est la tarification de l’électricité, qui doit être efficace et rationnelle. Les rendements exigés par les investisseurs pour financer un projet dépendent principalement du niveau de risque qu’ils doivent prendre.

Sur les marchés libres où la part des énergies renouvelables variables est élevée, la baisse et la forte volatilité des prix de l’électricité créent des conditions difficiles pour investir dans de tels actifs sans subventions. Afin d’assurer un financement abordable sans subvention, la prévisibilité du prix de l’électricité est nécessaire pour garantir que les coûts d’investissement initiaux sont couverts pendant toute la durée de vie du projet. Sur les marchés réglementés, la régulation des tarifs facturés aux clients assure cette stabilité. En l’absence d’une telle stabilité, les technologies à faible intensité de capital peuvent être préférées, même si leurs coûts de durée de vie sont plus élevés.

 Assurer un financement compétitif des centrales nucléaires (ainsi que d’autres technologies à faible intensité de carbone) sur des marchés non réglementés dépend donc souvent de l’utilisation de mécanismes qui assurent effectivement la stabilisation à long terme des prix de l’électricité. Ces mesures comprennent les contrats d’achat d’électricité, les tarifs d’achat (FiT) et les contrats d’écart compensatoire (CfD). Contrat d’achat d’électricité (PPA)

Problèmes des CFD : « qu’est un « CfD équitable ». Le rôle du gouvernement est de prendre cette décision au nom des citoyens. Si le CfD est trop élevé, il peut être interprété comme une subvention – cela permet au producteur d’obtenir un rendement qui ne serait pas possible dans une situation de marché libre. S’entendre sur une juste valeur CfD pendant 30 ans est extrêmement difficile. Les prix actuels du marché sont souvent considérés comme une référence utile. Cependant, dans de nombreux marchés libres, les prix de gros correspondent à des coûts variables à court terme et sont donc nettement inférieurs au coût moyen de production d’électricité (qui comprend l’investissement de la centrale »

Il est nécessaire de prendre des décisions qui renforcent la confiance des investisseurs. L’intensité capitalistique des projets d’énergie nucléaire signifie que le coût du capital a un impact important sur les coûts de production. La réduction du risque pour les investisseurs peut réduire la composante des coûts totaux associés au financement. L’implication du gouvernement dans le projet facilite généralement l’obtention de prêts bon marché. Les prêteurs sont encouragés par le fait que, en dernier recours, les prêts sont en fait soutenus par l’État.. La participation de l’État au sens traditionnel peut être directe si le projet est financé par le budget de l’État, si l’entreprise de services publics exploitant la centrale appartient à l’État ou si le gouvernement détient une participation majoritaire, ou indirecte, par exemple, une aide financière sous forme de garanties.

Les éoliennes « vertes »… à voir : 2) le SF6 ( Hexafluorure de Soufre)

 Donc, après le balsa https://vivrelarecherche.blogspot.com/2022/10/du-balsa-dans-les-eoliennes-oui-et-pas.html, le SF6

Le SF6, un tueur climatique…utilisé dans les éoliennes 

Le SF6 (hexafluorure de soufre ) a été découvert en 1901 par les chimistes français Henri Moissant et Paul Lebeau. C’est un excellent isolant électrique, stable chimiquement et thermiquement, facilement manipulable, non toxique ; pour cette raison, il a été et reste employé dans nombre d’appareils  électriques, principalement les disjoncteurs à haute tension et les postes électriques sous enveloppe métallique.

Son seul probléme : c’est un gaz à très fort effet de serre, avec un  potentiel de réchauffement global (PRG) à cent ans 23 500 fois supérieur à celui du CO2. Et sa durée de vie est longue : une fois que le SF6 entre dans l'atmosphère, il faut plus de 3 000 ans pour qu'il se décompose. Néanmoins, vu ses faibles concentrations dans l’atmosphère, sa contribution au réchauffement climatique global était considérée comme faible (0,002 ppbv, 0,01% du RC)

Sauf que, alors que le SF6 commence à être interdit par de nombreux secteurs manufacturiers, il est encore largement utilisé dans les éoliennes, principalement dans les tableaux de distribution électroniques. Lorsque l'espace disponible est limité, comme c'est le cas à l'intérieur des éoliennes, ce gaz  offre une excellente isolation tout en laissant un espace supplémentaire pour les machines et les pièces vitales. La quantité est faible (environ 2 kg de gaz) par éolienne, mais avec environ 30 000 éoliennes), ce n’est plus du tout négligeable.

Et ça se voit !

Les mesures de l'air au-dessus de l'Allemagne ont déjà identifié le pays comme le pire contrevenant en Europe en ce qui concerne la substance hautement dangereuse qu'est l'hexafluorure de soufre (SF6). Il est utilisé dans la fabrication des éoliennes et s'échappe dans l'environnement. L'Allemagne étant le leader de l'utilisation des éoliennes en Europe, les scientifiques affirment que c'est le principal facteur expliquant les niveaux exceptionnellement élevés de SF6 relevés en Allemagne.

Avec les 30.000 éoliennes allemandes, l´effet du SF6 qui s´en échappe est plus important que celui du trafic aérien intérieur de l´Allemagne.  Autre élément de comparaison : cela représente émettent environ 20 fois + de CO2e que le SF6 émis par le parc nucléaire  français et souvent pointé par les écologistes (https://twitter.com/grunblatt/status/1561787055398686733?t=c8tBIUEP_De2LbPd6p1QXg&s=09 ) 

Un comportement délictueux : 

Dès 1997, le protocole de Kyoto stipulait que les émissions de SF6 devaient être limitées. L'industrie s'est engagée volontairement à réduire l’utilisation de SF6, à l'utiliser dans des systèmes fermés, et à le recycler et le neutraliser à la fin de son utilisation pratique. L'engagement de 1998 stipulait également que les entreprises devaient enregistrer et communiquer les quantités utilisées et recyclées. 

Or, ce n'est pas le cas. En fait, l'Allemagne viole cette disposition à grande échelle, et les données atmosphériques le prouvent. Selon le Taggeschau, les niveaux de SF6 sont 50 % plus élevés que ce que suggèrent les données d'émission actuelles fournies par l'industrie !

 https://www.tagesschau.de/wirtschaft/technologie/erneuerbare-energien-windkraft-treibhausgas-sf6-101.html

Lorsque le magazine économique Plusminus a interrogé les 2 plus grands fabricants d'éoliennes sur les niveaux élevés de SF6, Nordex et Vestas ont répondu qu'il n'y avait pas d'alternative. Ils affirment que seules de petites quantités de SF6 s'échappent dans l'air et veillent à ce que le produit chimique soit éliminé de manière appropriée à la fin de la durée de vie de l'éolienne. L'engagement de 1998 stipulait également que les entreprises devaient enregistrer et communiquer les quantités utilisées et recyclées.

Oui mais, comme pour le démantèlement, ce ne sont pas les fabricants, mais les propriétaires d’une éolienne à démanteler qui doivent s’occuper eux -même de l’élimination et du recyclage du SF6. Et en cas de doute, il est plus facile de laisser la substance s’échapper dans l’environnement. Il n’y a aucun contrôle. Le mur de démantèlement des éoliennes générera des montagnes de pales et des nuages de SF6 !

Des alternatives…mais un moratoire soutenu par les écolos !

Il existe des solutions alternatives développées notamment par Schneider Electric et Siemens qui utilisent simplement le vide comme isolant.  Divers fournisseurs d’interrupteurs haute tension l’intègrent déjà, ou des systèmes similaires,  dans les équipements dédiés à la distribution de l’électricité et cela devrait être généralisé.

Siemens a développé ce système  pour les éoliennes de sa filiale Gamesa, mais la plupart des fabricants d’éoliennes considèrent que cela représente un coût supplémentaire qui obère leur compétitivité.

En conséquence, l’Union Européenne ne prévoit pas d'interdire ce gaz dans les dispositifs électriques avant 2030, soit une période de transition de huit ans supplémentaires par rapport à ce qui était prévu. Un moratoire très demandé par l’industrie allemande soutenu par les Verts dont le leader au parlement européen , Baas Eickhout a déclaré : « Vous avez fait pression avec succès et fait valoir que la transition énergétique ne devrait pas être entravée et que le SF6 est nécessaire pour cela ».

On les a connu plus combattifs vis-à-vis des lobbys industriels polluants…alors qu’il existe déjà des solutions.

Sujet déjà abordé par G. Grunblatt

 https://twitter.com/grunblatt/status/1562010956481404928

https://rmx.news/article/wind-turbines-emit-highly-dangerous-climate-destroying-gas-with-germany-the-worst-polluter-in-europe/

Mise à jour_1erjuin2023: Le SF6 monte, monte, monte 

Un seul kilogramme de SF6 a le même effet sur le réchauffement terrestre   que 24 personnes voyageant de Londres à New York. Comme nous installons de plus en plus de turbines, et des turbines de plus en plus puissantes, les quantités de SF6 utilisées augmentent, en particulier à cause des éoliennes off shore. Une éolienne off shore contient typiquement 5 kg de SF6, ce qui est l’équivalent d’environ 117 tonnes de dioxyde de carbone.

Une étude de l’Université de Cardiff a montré  que sur tous les réseaux de transport et de distribution au Royaume-Uni, la quantité de SF6  utilisée augmentait de 30 à 40 tonnes par an. Cette hausse s’est également reflétée dans toute l’Europe, les émissions totales des 28 États membres en 2017 équivalant à 6,73 millions de tonnes de CO2. Soit l’équivalent des émissions de 1,3 million de voitures supplémentaires pendant un an.

Nous effectuons des mesures de SF6 dans l’atmosphère», a déclaré le Dr Matt Rigby, lecteur en chimie atmosphérique à Bristol. « Ce que nous avons vu, c’est que les niveaux ont considérablement augmenté, et nous avons vu presque doubler la concentration atmosphérique au cours des deux dernières décennies. » Le moyen le plus important par lequel le SF6 pénètre dans l’atmosphère provient des fuites dans l’industrie de l’électricité.

https://www.bbc.com/news/science-environment-49567197?s=09 Climate change: Electrical industry's 'dirty secret' boosts warming

 

Contribution au Debat CNDP sur Penly : Il est urgent de relancer un programme nucléaire important

 Nous sommes aujourd’hui dans une crise énergétique grave, qui touche particulièrement, mais pas exclusivement, l’électricité. Des industriels électro-intensifs (verre, aluminium) arrêtent leur production- temporairement, pour l’instant, des PME n’arrivent plus à se fournir en électricité . Cette crise a des causes conjoncturelles (la guerre en Ukraine), mais aussi des causes structurelles qui la rendaient assez prévisible.

La cause la plus grave, la plus fondamentale  et la plus prévisible de la crise que nous connaissons est tout simplement physique, c’est le manque de sources d’électricité pilotable et décarbonée. Décarbonée, parce que nous ne pouvons ignorer la menace existentielle que le réchauffement climatique fait peser sur l’humanité. Pilotable, parce que notre économie, notre société et nos vies ne peuvent dépendre d’énergies variables intermittentes générant une électricité décorrélée de nos besoins.

La pénurie énergétique était prévisible : nous avons fermé  depuis 2007 20 GW de pilotable sur 140 GW fossile au prétexte qu’on a installé 30 GW d’énergies dites renouvelables. Or les uns ne remplacent pas les autres.  Ce n’est pas qu’une tendance française, c’est une tendance européenne contre laquelle prévenait France Stratégie dans une note de janvier 2021 ([1]) : « D’ici à 2030-2035… ce seront plus de 110 GW de puissance pilotable qui seront retirés du réseau européen...

Nous n’avons pas pris assez de marge sur la production nucléaire, comme l’ont mis en évidence les arrêts supplémentaires de réacteurs en raison des phénomènes de corrosion sur un circuit de refroidissement de sécurité. Là encore, il y a déjà  quinze ans, le président de l’ASN (A. Lacoste) avertissait : «  Il importe donc que le renouvellement des moyens de production électrique, quel que soit le mode de production, soit convenablement préparé afin d’éviter l’apparition d’une situation où les impératifs de sûreté nucléaire et d’approvisionnement énergétique seraient en concurrence. »

La seule solution à moyen long terme pour éviter l’effondrement de nos sociétés, c’est un investissement rapide et massif dans le nucléaire de façon à éviter l’effet falaise qui résulterait immanquablement de l’arrêt des centrales historique et à répondre à l’augmentation de la demande électrique qu’implique la décarbonation de l’ensemble de nos activités pour répondre au défi climatique.

Enfin, Il est anormal que dans le cadre de ce débat, la CNDP  n’ait pas pas considéré des scénario qui permettent de rester à 75-80% de nucléaire dans la production électrique. Pour citer au moins trois exemples  ceux du Cérémé ( Cercle  d’Etude réalité écologique et Mix énergétique) qui supposer la prolongation des centrales existantes à jusqu'à 70 ans et  la construction de 24 nouveaux réacteurs de type EPR 2 d'ici 2050, pour obtenir 900 TWh  ( et très peu d’éolien)

ou Negatep ( de Sauvons Le Climat) : 690 TWh avec des Les nouvelles tranches EPR de 1650 MW se substituant aux tranches actuelles  et un rythme de construction de 2 EPR par an à partir de 2030.

Ou encore le  Scenario Terrawater ( Les Voix du nucléaire) qui préconise un développement  raisonnable du nucléaire (22 EPR2 d’ici 2050) et en même temps un développement massif de l’hydroélectricité, qui est la 1ère source d’énergie renouvelable dans le monde (multiplication par 9 des capacités de STEP),

Ces scénarios permettraient de disposer d’une énergie nucléaire décarbonée, abondante, pilotable, présente jour et nuit qu’il pleuve ou vente ou vente pas,  bon marché , économique, qui permettent la réindustrialisation. De plus et surtout , ils sont  construit sur des technologies éprouvées et maîtrisées aujourd’hui , contrairement aux scénarios à forte proportion d’ENR proposés par des adversaires dogmatiques du nucléaire 

Il est dommage que la CPDP n’ait pas considéré ces scénarios et  invité les ONG qui les défendent, cela jette une suspicion de partialité et d’information baisée sur le débat et c’est très regrettable

Lien vers le débat 

https://participer-debat-penly.cndp.fr/projects

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[1]) Quelle sécurité d’approvisionnement électrique en Europe à horizon 2030 ?, France Stratégie, 15 janvier 2021

Consultation CNDP- Penly : Un débat réservé aux ONG anti-nucléaires, les ONG pronucléaires exclues

CNDP Débat Penly 8 novembre à Paris et par vidéo : Avons-nous besoin d'un nouveau programme nucléaire ?

Scénarios de Réseau Transport d’Electricité (RTE) , Scénarios de l’Agence de la transition Ecologique (ADEME) , Scénarios de l’association NégaWatt :

Pour un point sur les scenarios exclus de la discussion par la CNDP et qui permettent de préserver 70 à 80% de nucléaire de base, décarboné, pilotable, économique, 24h/24h, 7 jours/7, par tous temps  

Scenario CEREME

Pour commencer, un petit problème : la sous-estimation par RTE de l’augmentation des besoins électriques au vu des estimations des sociétés savantes et de nos voisins

Le scenario CEREME – Roland Berger 

Il est basé sur  l'hypothèse de la mise en oeuvre d'un programme électronucléaire français permettant d'atteindre 98,6 GW de capacité nucléaire installée en 2050 et reposant sur deux hypothèses fortes :

 - la prolongation du parc nucléaire historique jusqu'à 70 ans ; soit 59 GW, avec une hypothèse de disponibilité de 75 %,

- la construction de 24 nouveaux réacteurs de type EPR 2 d'ici 2050, soit 39,6 GW d’ici à 2050 (avec un taux de disponibilité de 85 %). Ces nouveaux réacteurs seraient construits sur un rythme de deux par an à compter de 2028, « à mettre en relation avec le rythme de mise en service du parc historique, de quatre à six réacteurs par an, dans les années soixante-dix et quatre-vingts »

Ces moyens nucléaires sont complétés par les moyens hydrauliques existants et projetés par RTE dans son rapport Futurs Energétiques 2050 ainsi que par une part plus faible d'EnRi (49,6 GW).

Ce mix fait l'hypothèse de l'arrêt du développement et du non-renouvellement des capacités renouvelables centralisées. En 2050, le parc EnRi est alors constitué principalement de capacités solaires diffuses (48,7 GW) en autoconsommation dont le développement dépend plus marginalement des pouvoirs publics. Les capacités éoliennes sont progressivement retirées du fait de leur vieillissement (durée de vie estimée à 20 ans pour l'éolien offshore, 25 ans pour l'onshore).

Commentaires et précisions

 La dimension du parc à construire dépendra donc du choix qui sera fait pour la DDV du parc existant. Il faudra construire 40 GW, si on retient 80 ans, 45 si on retient 70 ans, 86 si l’on limite à 60 ans. 40 GW représentent la puissance de 24 réacteurs EPR2, 45 GW la puissance de 27 EPR2 et 55 GW (dans une hypothèse de fermeture étalée entre 60 et 70 ans) 30 EPR2.

Dans cette hypothèse et en supposant que le processus d’approbation conduise à la mise en construction du 1er réacteur en 2027 et une durée de construction moyenne de 7 ans, il faudra construire 30 EPR2 en quinze ans, soit deux par an. C’est un enjeu industriel considérable mais bien sûr atteignable. Rappelons que dans les années 80 la France a mis en service 40 GW en dix ans, avec un pic de 6 réacteurs la même année. Cela implique un engagement politique et industriel clairement affiché et comme dans les années 70-80, des contrats de programme qui permettent aux industriels d’investir sur le long terme dans les outils de fabrication et dans la formation.

Il existe un autre critère essentiel pour le dimensionnement du mix de production qui est la puissance mobilisable (GW) à la pointe de consommation. Ce critère très rarement évoqué résulte de ce que l’électricité n’est que marginalement stockable et qu’il faut donc fournir à chaque instant la puissance demandée. Aujourd’hui, la puissance « pilotable » mobilisable à la pointe compte au maximum 57 GW de nucléaire, 15 GW d’hydraulique, 12 GW de gaz, environ 6 GW de charbon, fuel et bio énergie, pas de solaire (éventuellement 1GW d’éolien). Au total, 91 GW qui devraient tomber à 86 si les centrales à charbon et au fuel sont fermées en 2021 comme il est prévu. Rappelons que lors des épisodes de pointe que la France a connus, la puissance demandée a dépassé 90 GW (102GW en février 2012). La conséquence est que, au-delà des 15 GW d’hydraulique qui n’augmenteront que d’un ou deux GW d’ici 2050, ce sont exclusivement le nucléaire de puissance et le gaz (le charbon et le lignite en Allemagne) qui permettront de répondre à la demande de pointe. Le choix est donc simple : plus de nucléaire et moins de gaz ou plus de gaz et moins de nucléaire.

Le développement industriel des nouvelles technologies que sont le stockage de masse, l’hydrogène, les « gaz verts » et même les SMR, reste hautement hypothétique, ou totalement antiéconomique, à l’échéance de 2050, et sans doute encore après, en tout cas pour leur usage dans la production d’électricité. Si l’on suppose que la pointe évolue proportionnellement à la consommation c’est-à-dire d’environ 50% d’ici 2050, il faudra environ 135 GW (90x1,5) de puissance installée et, par conséquent, 120 GW du mix nucléaire plus gaz.

La France bénéficie de la technologie, d’une base industrielle, d’une opinion publique favorable et surtout du plus grand parc homogène en exploitation, il faut donc limiter à son minimum la production d’électricité au gaz, en augmentant la part du nucléaire. Jusqu’aux années 2010, le nucléaire a représenté jusqu’à 80% de la production. Le bénéfice pour les Français a été considérable : prix constamment décroissants, indépendance nationale, bénéfices d’exportation élevés. Le développement de la production au gaz conduira nécessairement à une aggravation de la dépendance énergétique vis-à-vis de l’Algérie, de la Russie et de l’Allemagne, à une aggravation importante de la balance commerciale et plus certainement encore à une augmentation et une instabilité des prix de l’électricité (la situation actuelle le préfigure). Pour réduire notre dépendance stratégique et économique à une source d’énergie exogène et assurer une production d’électricité à un prix stable sur la longue durée, l’intérêt national est de réduire autant que possible la part du gaz et de la limiter, en complément de l’hydraulique, à la modulation de la production.

C’est donc d’un parc nucléaire d’environ 100 GW dont la France aura besoin en 2050. Avec l’hypothèse réaliste d’une disponibilité du parc de 82%, comme cela a été le cas pendant de nombreuses années, le nucléaire représentera alors 80% du mix de production, revenant ainsi à un niveau historique (100GW x 8760h x 0,82 = 718 320 GWh soit environ 720 TWh = 80% de 900 TWh). Cette hypothèse qui permet de limiter à quelques GW l’augmentation de la puissance au gaz rend totalement inutiles les ruineux investissements dans les énergies renouvelables éoliennes et solaires.

Scenario Terrawater ( Les Voix du nucléaire)

 Il préconise un fort développement du nucléaire (22 EPR2 d’ici 2050) et en même temps un développement massif de l’hydroélectricité, qui est la 1ère source d’énergie renouvelable dans le monde (multiplication par 9 des capacités de STEP),

De plus, le type de capacité hydraulique que ce scénario veut développer massivement, ce sont des STEP  (Station de Transfert d’Energie par Pompage), qui sont le 1er moyen de stockage de l’électricité. TerraWatter préconise de passer de 5.000 MW de STEP actuellement, à 47.000 MW, et ce principalement en modernisant des installations déjà existantes. Cette puissance de STEP permet, à un prix extrêmement compétitif, sans besoin en matériaux précieux et importés, avec une technologie éprouvée, de résoudre le problème de l’intermittence des énergies renouvelables solaire et éoliennes.

 Il est construit sur des technologies éprouvées et maîtrisées aujourd’hui : Les rédacteurs ont choisi d’ôter tout risque sur la capacité de production industrielle et tout doute technologique. Par exemple, il n’est plus question de technologies non encore matures en 2022, comme le stockage de l’électricité via des batteries à grande échelle, le V2G (vehicle to grid)

A la place des principes simples : une faisabilité technique et industrielle déjà éprouvée en 2022, un minimum de complexification du réseau pour plus de robustesse.

Il est basé sur une grande capacité de production : Il préconise une production d’électricité totalement décarbonée et abondante afin de ne pas dépendre des importations, et permettant d’encaisser une augmentation massive de la consommation qu’entrainera l’électrification de l’industrie et des transports.

Scenario Negatep (Sauvons Le Climat)

Compromis entre le souhaitable et le possible, NégaTep conduit progressivement, à l’horizon 2050-2060, à une réduction par un facteur supérieur à 4 des émissions de gaz à effet de serre dans notre pays, sans imposer de décroissance. Cette décarbonation concerne tous les secteurs de l’activité économique (hors agriculture) et s’accompagne d’un recours massif au vecteur électricité. La production électrique serait très majoritairement nucléaire complétée par une importante contribution de renouvelables et un reliquat de fossiles (gaz) voué à la disparition.

Le scénario Negatep prévoit 725 TWh. Cette forte augmentation de 275 TWh s’explique essentiellement par le rôle prédominant que prend l’électricité dans les transports en remplacement partiel du pétrole. L’énergie issue du nucléaire passe de 400 TWh à 565 TWh (exemple 50 tranches EPR)

Cet accroissement de 275 TWh sur la consommation actuelle, est la conséquence de deux effets de sens contraires : Une stabilisation au niveau actuel, voire une légère baisse, des usages traditionnels de l’électricité,  l’apparition de besoins nouveaux d’électricité soit :

- le développement de l’électricité en direct pour les transports : + 105 TWh

- la production de biocarburants : + 115 TWh

- l’évolution des besoins de chaleur dans les usages fixes + 33 TWh

-  l’évolution des usages spécifiques de l’électricité + 33 TWh La production se répartit entre les sources non émettrices de CO2 pour et celles émettrices de CO2 :

D’où finalement Sources non émettrices de CO2 685 TWh répartis :

- Nucléaire 565 TWh

-  Hydraulique 70 TWh

- Bois et déchets 20 TWh

- Eolien 20 TWh

- Divers renouvelables 10 TWhe.

- Sources émettrices de CO2 : Gaz naturel 40 TWh

Pour répondre à ces besoins de production accrus de 57 % (passage de 437 à 688 TWh), les nouvelles tranches dites de IIIème génération se substitueront aux tranches actuelles, au fur et à mesure des fins de vie de ces dernières.

Les nouvelles tranches EPR de 1650 MW se substitueraient aux tranches actuelles (de 900 à 1450 MW) dont la puissance moyenne est de 1070 MW. Elles sont conçues pour être capables de produire près de 13 TWh par an, mais on peut penser que certaines d’entre elles seraient utilisées en semi-base, pour limiter le nombre de centrales à gaz de secours de l’éolien et répondre au pic de consommation d’hiver. Avec une production moyenne de 11 TWh/an (facteur de charge 76 %), il faudrait environ 64 EPR (soit un nombre proche des 58 tranches existantes, et donc un rythme de construction de 2 EPR par an à partir de 2030.

Quel que soit le niveau final de puissance retenu (simple remplacement à puissance totale identique ou plus comme il sera vu ci après), pour ne pas avoir l’« effet falaise » et retrouver un tythme de construction calé sur celui des années fin 70 (plus de 4 tranches par an certaines années) les arrêts définitifs seront programmés entre 50 et 60 ans. Cela donne un besoin de tranches nouvelles en remplacement à partir de 2027 et une fin de remplacement en 2060, donc étalé sur 33 ans, comme le montre la figure 8.

En 2050, il y aurait encore environ 16 GW de centrales de II° génération en service et Négatep considère qu’il faut aller au delà de la limite des 63 GWe fixée par la loi sur la transition énergétique de 2014, et donc de prévoir comme indiqué figure 7 le développement d’ unités de III° génération, au delà du simple remplacement

Commentaire et comparaison avec Négawatt :

Le scénario Negatep prévoit 50 Mtep de renouvelables (x 3 par rapport à 2000) Les renouvelables couvriraient ainsi 37 % des besoins

Cet écart de 27 Mtep avec Negawatt  dans les prévisions d’appel aux renouvelables, vient essentiellement

- d’une grande différence sur  l’éolien : 140 TWh pour Negawatt  (soit 32%) et 20 TWh pour Negatep (soit 3%)

-  le photovoltaïque : 65 TWh pour Negawatt et qui reste marginal pour Negatep

- la biomasse chaleur : 27 Mtep pour Negawatt et 19 Mtep pour Negatep

-  la biomasse pour les biocarburants : 10 Mtep pour Negawatt et 5 Mtep pour Negatep

Dans le scénario Negatep, les différentes voies retenues peuvent toutes être développées avec les technologies existantes ou sur le point de l’être, à l’exception de la production de biocarburants à partir de produits ligno-cellulosiques.

La situation est différente dans le scénario Negawatt, car on ne sait pas aujourd’hui stocker de grandes quantités d’électricité, condition indispensable à la production de plus de 200 TWh d’électricité intermittente. C’est probablement la raison pour laquelle le scénario Negawatt prévoit, à titre transitoire, une augmentation massive de la production d’électricité à partir de gaz naturel (40 % en 2040). En fait, en l’absence de stockage de l’électricité, la production intermittente pourrait difficilement dépasser 10 %.

Du balsa dans les éoliennes ? Oui, et pas qu’un peu !

Résumé : L’utilisation de balsa dans les pales d’éoliennes  et  ses conséquences en termes  de déforestation en Amérique du Sud  constituent un vrai problème  un peu passé sous la trappe, tant tout le monde s'est focalisé sur la recyclabilité des résines polymériques qui l'entourent. Pourtant, c’est encore un autre aspect qui remet en cause le caractère écologique de l’éolien. 

Quelques données :

Les trois pales de 81 mètres de long des éoliennes offshore de Siemens Gamesa contiennent au total près de 6 tonnes de balsa (approx. 40 m³). Cela correspond pour l’éolienne entière à environ 40 arbres !  D’autres constructeurs d’éoliennes utilisent également le balsa, mais en quantités moindres : environ 9  m³ pour Nordex et 2.5 m³ pour Vestas en 2021)

Et ça se voit : Le plus gros consommateur mondial de balsa est l’entreprise Siemens Gamesa. Le groupe éolien germano-espagnol a consommé près de 26 000 tonnes de balsa en 2021 (soit environ 150.000 arbres)

Les usines françaises de Gamesa produisent des pales éoliennes utilisant du Balsa, et c’est notamment le cas des éoliennes du parc de Saint-Nazaire :

Les pales d’éoliennes Offshore Siemens Gamesa sont fabriquées en utilisant la technologie brevetée IntegralBlade®. Elles sont composées de fibre de verre, de résine époxy renforcée et de bois de balsa. Elles sont fabriquées en une seule pièce, ce qui permet une meilleure résistance et améliore la performance de la pale….La zone éolienne de Saint-Nazaire-Guérande comprendra  80 machines Haliade-150 de 6 MW chacune, dont les turbines et nacelles sont produites par l’usine General Electric de Montoir-de-Bretagne, dans l’estuaire de la Loire. Chacune disposera de trois énormes pales de 75 mètres de long fabriquées en fibre de verre et balsa, pour un poids unitaire de plus de 30 tonnes.

https://www.meretmarine.com/fr/saint-nazaire-recoit-les-premieres-pales-de-son-parc-eolien-offshore

La Chine achète environ 50 pour cent du bois de balsa; c’est le producteur d’énergie éolienne le plus important et celui qui connaît la croissance la plus rapide et fabrique des turbines destinées à l’exportation ( donc du Balsa part de la forêt amazonienne, passe par la Chine pour se retrouver dans des éoliennes dans le monde entier, très écologique comme circuit !).

Parmi les autres marchés clés pour le bois de balsa figure l’Union européenne (UE), qui importe plus de 20 % du bois de balsa : les cinq principaux marchés de l’UE en 2020 comprenaient le Danemark, la Pologne, les Pays-Bas, l’Allemagne et l’Italie. Le Danemark a importé environ 36 millions de dollars de bois de balsa en 2020, en augmentation de 95 % par rapport à 2019.

Fournisseur de turbiniers européens (Vestas, Siemens Gamesa, General Electric), la société 3A Composites Core Materials possède et exploite plus de 10 000 hectares de plantations de balsa (certifiées FSC), via sa filiale équatorienne Plantabal.  Mais cela ne suffit plus et les coupes illégales et la déforestation prolifèrent ( voir ci-dessous)

Le balsa pousse en touffe et il n'est pas possible de planter les arbres en alignement comme les bananiers et les hévéas, ce qui complique les plantations. Il pousse très rapidement (6 mètres dès la première année), son bois peut être exploité dès l'âge de quatre ans ( typiquement 27 mètre de haut, diamètre 40-45 cm, 0.8 à1.6 métres cubes de bois par arbre). A six ou sept ans, il mesure de trente-cinq à quarante mètres. En revanche, il ne pousse que dans des conditions climatiques spécifique et à une certaine altitude, vieillit vite et il est sujet, vers 15 ans, à un  pourrissement qui lui enlève toute valeur commerciale.

Pourquoi le balsa ?

L’utilisation du balsa, selon le procédé de composite sandwich, permet de renforcer les fibres et d’atteindre des longueurs importantes tout en gardant une bonne résistance. Il  est particulièrement adapté au très grandes  pales des éoliennes off shore. Dans les pales du rotor, le balsa est solidement collé aux plastiques, comme le PET et le PVC, renforcés de fibres de verre, avec de la résine époxy.

Le balsa des éoliennes est-il recyclable ? Oui et non. Il peut être transformé et utilisé par exemple sous une forme dégradée comme matériau d’isolation ; mais une nouvelle éolienne exigera une nouvelle « âme » en balsa

Au vu de certaines annonces de producteurs de pales européens, la consommation de balsa pourrait diminuer prochainement. Les industriels envisagent notamment d’augmenter la part de polyéthylène téréphthalate (PET, un plastique d'origine pétrolière) dans les pales, au détriment du balsa. Pour le consultant Wood Mackenzie,  cette innovation pourrait permettre de réduire de 12% la demande de bois léger pour l’industrie éolienne entre 2019 et 2023.

Compte-tenu de l’expansion prévisible de l’éolien, on peut donc tout de même craindre une forte augmentation globale de la consommation de Balsa.

Les effets en Amazonie

« La fièvre des énergies renouvelables a déclenché la demande mondiale pour le bois de cet arbre amazonien, une ressource naturelle utilisée en Europe et en Chine comme composant dans la construction de pales d’éoliennes, construites dans le feu de la transition énergétique portée par la nécessité de décarboner l’économie.

L’Équateur, qui est le principal exportateur, avec 75 % du marché mondial, compte plusieurs grandes entreprises telles que Plantabal SA à Guayaquil, qui consacre jusqu’à 10 000 hectares à la culture du balsa pour le commerce à l’étranger. Mais avec l’essor de la demande à partir de 2018, cette entreprise et d’autres grandes entreprises achetant auprès de fournisseurs indépendants ont eu du mal à faire face aux commandes internationales.

Cette augmentation de la demande a conduit à la déforestation de l’Amazonie. Les coupes illégales de balsa prolifèrent car, ce bois étant peu cultivé, les exploitants recherchent le balsa qui pousse naturellement sur les îles et les berges des fleuves amazoniens. L’impact de cette exploitation sur les peuples indigènes de l’Amazonie équatorienne est très fort »

https://www.contrepoints.org/2021/12/02/415697-arbre-balsa-lamazonie-menacee-par-les-eoliennes

« En 2018, l’envolée de la demande de balsa a provoqué un doublement de son prix entre la mi-2019 et le mi-2020. Les multinationales ont créé de grandes plantations de balsa dans les plaines côtières de l’Équateur. La forte demande a poussé à une accélération des coupes de bois dans les forêts équatoriennes entre 2017 et 2020. Le phénomène touche aussi le Pérou voisin. Ces derniers mois, le service péruvien de la faune et de la flore (Serfor) a multiplié les saisies de cargaisons de balsa illégales. Toutes devaient être expédiées en Chine. Selon The Economist, le boom de l'énergie éolienne fragilise ainsi l'Amazonie équatorienne, qui assure 75 % de la production mondiale de ce bois. »

https://elpais.com/planeta-futuro/2021-11-24/los-molinos-de-viento-deforestan-el-amazonas.html

« Fin 2019, des bûcherons ont commencé à arriver à Ewegono, un village de neuf familles autochtones Waorani sur la rivière Curaray, en Amazonie équatorienne. Ils cherchaient du balsa, une espèce d’arbre à croissance rapide dont le bois est utilisé dans les pales des éoliennes. Il y avait une pénurie mondiale. Au début, les villageois « s’emparaient de tronçonneuses, de haches et de machettes pour les abattre », explique Saúl Nihua, le chef d’Ewegono. Le salaire pourrait être de 150 $ par jour, une fortune dans une région où la plupart des gens n’ont pas d’emploi…

Bientôt, cela s’est transformé en mêlée générale une mêlée générale. Certains bûcherons ont obtenu des permis avec l’aide des Waorani, mais d’autres les ont falsifiés et ont envahi la réserve indigène. Beaucoup ont pris des camions de bois sans payer leurs travailleurs. Les gens des endroits moins reculés coupent tout le balsa qu’ils ont pu trouver, l’empilant le long de la route d’Arajuno, la ville la plus proche, dit M. Nihua. Les acheteurs de camions ont payé aussi peu que 1,50 $ par arbre. L’exploitation forestière incontrôlée a dégradé la forêt »

https://www.economist.com/the-americas/2021/01/30/the-wind-power-boom-set-off-a-scramble-for-balsa-wood-in-ecuador

« Très actifs, les acheteurs chinois sont aussi à la manœuvre. Le Financial Times les décrit comme ayant les « poches bien pleines ». Le producteur chinois de matériaux composites, Sino Composites, a aussi aquis le négociant local Cobalsa…

Problème : l’offre officielle ne satisfait plus la demande… les acheteurs sont soupçonnés de soutenir des groupes de forestiers clandestins qui écument la forêt tropicale... On ne compte désormais plus les cas de déforestation sauvage en Equateur. 

 Fin janvier, le ministère équatorien de l’environnement indiquait avoir saisi, l’an passé, 1 973 mètres cube de balsa dans des scieries clandestines : chiffre modeste mais en hausse de 186 % en un an, indiquent les autorités de Quito. En navigant sur le site Google Global Forest Watch, qui évalue la progression de la déforestation au moyen de photos par satellite, on observe une accélération des coupes de bois dans les forêts équatoriennes entre 2017 et 2020.

Le phénomène touche aussi le Pérou voisin. Ces derniers mois, le service péruvien de la faune et de la flore (Serfor) a multiplié les saisies de cargaisons de balsa illégales. Toutes devaient être expédiées en Chine. Le balsa est parfois extrait des forêts équatoriennes et expédié en Chine, via les ports péruviens ou parfois directement prélevé dans les forêts péruviennes. »

https://www.linkedin.com/pulse/l%C3%A9olien-contribue-t-il-%C3%A0-la-d%C3%A9forestation-laram%C3%A9e-de-tannenberg/?originalSubdomain=fr

Des associations environnementales commencent à se mobiliser contre la déforestation à cause du balsa et  ont d'ailleurs pour première et modeste demande la transparence sur l’approvisionnement des  fabricants d’éoliennes.

La pétition la plus active est la suivante

Pétition : https://www.sauvonslaforet.org/petitions/1255/vos-eoliennes-contiennent-elles-du-balsa-damazonie#