ISIAS

"Pour une stratégie bas-carbone, l'aviation ne pourra pas se décarboner sans réduire son trafic - Faisabilité de la transition en vue de voler sans pétrole avec des carburants liquides non fossiles ou Sustainable Aviation Fuels (SAF) ?" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2026-03-22T17:04:23Z

ISIAS Transport aérien

Pour une stratégie bas-carbone, l'aviation ne pourra pas se décarboner sans réduire son trafic - Faisabilité de la transition en vue de voler sans pétrole avec des carburants liquides non fossiles ou Sustainable Aviation Fuels (SAF) ?

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 18/03/2026

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/wp-content/uploads/2022/01/FlyZero_Individual-©-ATI.jpg

In Un nouvel avion bas carbone propulsé à l'hydrogène - Posté le 28 janvier 2022 par Léna HESPEL dans Énergie – « Un groupement britannique a présenté fin 2021 son concept d'aéronef, le FlyZero, propulsé à l'hydrogène, et capable de faire des voyages longs sans escales. Mais difficile d'imaginer la généralisation d'avions de ce type dans un futur proche, tant les problématiques liées à l'hydrogène restent importantes » ... Source : https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/un-nouvel-avion-bas-carbone-propulse-a-lhydrogene-107548/

Préambule

Tout d'abord quelques informations pour commencer ce dossier réalisé dans un but didactique

Le transport aérien désigne l'activité de transport de passagers ou de fret effectuée par la voie des airs, ainsi que le secteur économique regroupant les activités principales ou annexes concernant ce mode de transport. Au début du 20e siècle, les premières missions de transport aérien civil d'un engin motorisé ont effectué le transport de courrier par des pilotes pionner défrichant des lignes terrestres de plus en plus longues puis s'attaquant aux traversées transatlantiques. Le transport de passagers s'est développé grâce aux progrès des appareils et au lancement de grandes compagnies aériennes. Le transport aérien est essentiellement réalisé par des compagnies aériennes exploitant des avions de ligne circulant dans la haute troposphère (10 km d'altitude[1]), entre aéroports constituant un réseau de destinations. Une infime part est assurée par des hélicoptères voire auparavant des dirigeables. Les services commerciaux fournis au passager aérien par divers prestataires effectuant la vente du billet, l'enregistrement, l'embarquement, le confort de la cabine passager, etc... - Le transport aérien est l'une des trois classes d'activité aérienne spécifiquement réglementé : les compagnies reçoivent un certificat d'exploitation ou une licence délivrée par leur autorité gouvernementale, mais les vols militaires et l'aviation générale sont soumises à d'autres réglementations. Certaines activités sportives ou ludiques ne sont pas toujours concernées par ces règles et constituent de facto une quatrième famille d'activités.

Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Transport_a%C3%A9rien

La décarbonation, ou décarbonisation, du bilan énergétique d'un pays consiste à réduire progressivement sa consommation d'énergies primaires émettrices de gaz à effet de serre, c'est-à-dire de combustibles fossiles, ou à stocker dans le sous-sol le dioxyde de carbone… - Wikipédia

Haut du formulaire

Qu'est-ce que la transition écologique ? - Elle vise à assurer la résilience de notre système planétaire et à aboutir à une société garantissant de manière durable, équitable et sure les ressources vitales, la justice, le progrès social et une qualité de vie… - L'objectif de la transition écologique est de permettre un développement durable et soutenable : elle correspond à un processus de transformation structurelle fondamentale de long terme de notre modèle de société.

La transition écologique est le passage, à l'échelle d'une société, à des modes d'habiter et des systèmes productifs plus durables. D'un point de vue géographique, la problématique sous-jacente à la transition écologique est celle des recompositions spatiales pour une meilleure cohabitation entre l'ensemble des vivants, humains et non-humains, qui peuplent les milieux terrestres. Elle invite à un certain renouvellement des cadres d'analyse, au-delà de la dichotomie société/environnement, pour mettre l'accent sur les relations d'interdépendance qui tissent les milieux habités. L'idée de transition écologique nécessite toutefois quelques précautions car, comme celle de développement durable, on la trouve à la fois dans des discours scientifiques et politiques. Les travaux des écologues, climatologues, biologistes et autres spécialistes du vivant et des systèmes terrestres ont montré le dépassement d'un certain nombre de limites écosystémiques (rejets excessifs d'azote, phosphore, dioxyde de carbone, usage au-delà du seuil de ‘renouvelabilité' de nombreuses ressources… [Steffen et al. 2015])… - Lire en totalité sur https://geoconfluences.ens-lyon.fr/glossaire/transition-ecologique

Les carburants liquides non fossiles durables pour l'aviation (SAF, Sustainable Aviation Fuels) - Ce sont des substituts au kérosène fossile. Ils offrent le même niveau de sécurité que le kérosène et peuvent y être mélangés sans modification des avions ou des moteurs. Les SAF sont fabriqués à partir de ressources non fossiles telles que les huiles usagées ou les déchets agricoles. Les SAF permettent de réduire significativement les émissions de CO₂, sur l'ensemble de leur cycle de vie (de la fabrication jusqu'à la combustion), par rapport au kérosène fossile. Ils émettent pendant le vol la même quantité de CO₂ que le kérosène. Les réductions d'émissions permises par les SAF proviennent de leur processus de fabrication… - A lire en entier par ici > https://wwws.airfrance.fr/information/developpement-durable/carburants-aviation-durables

Le Technion – Institut de technologie d'Israël est un institut de recherche et une université publique sise à Haïfa, en Israël, spécialisé dans les domaines de la science et de la technologie. Fondé en 1912 par la communauté juive sous l'Empire ottoman, il est la plus ancienne institution universitaire d'Israël… - Wikipédia - Adresse : Haifa, 3200003, Israël - Création : 11 avril 1912 - Nombre d'inscrits : 13 926 (2015) - Président : Uri Sivan - Filiales : The Ruth and Bruce Rappaport Faculty of Medicine · Voir plus - Téléphone : +972 77-887-5555 - Nom officiel : הטכניון – מכון טכנולוגי לישראל

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Ce dossier est spécialement consacré au transport aérien, dans le contexte d'une stratégie nationale bas-carbone, et avec notamment l'option des carburants d'aviation durables (CAD) ou Sustainable aviation fuels (SAF) …

Lecture complémentaire conseillée :

Les biocarburants, la grande hypocrisie du lobby aérien - Par Erwan Manac'h - 09 février 2026 à 07h30 -Mis à jour le 9 février 2026 à 16h04 – « Les compagnies aériennes promettent une décarbonation grâce aux carburants dits « durables ». Mais le prix à payer pour y parvenir et la croissance du secteur rendent cette hypothèse illusoire, selon plusieurs expertises »…….. – Document ‘https://reporterre.net'

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Rétrospective - 10 propositions de ‘Green Cross' pour un financement raisonné du transport aérien - Nicolas Imbert, directeur de Green Cross, le 22 avril 2020
Contact : contact@gcft.fr
_
Alors que le Monde traverse une crise sanitaire, économique et sociétale sans précédent de par la pandémie du Covid-19, de nombreux secteurs économiques sont fortement impactés, et sollicitent massivement des aides d'Etat et subventions publiques.
_
L'attribution de ces aides, dans la continuité de l'Accord de Paris (CoP 21) peut et doit se faire, en particulier au vu des montants inégalés, de manière à construire une société et des territoires plus résilients, et non à maintenir un état de fait qui ne pouvait perdurer, soit parce que non étayé économiquement, soit parce que générateur d'externalités environnementales et sociétales que la planète ne peut physiquement pas supporter.
_
A cet égard, les décisions qui se prennent actuellement en France pour soutenir le secteur aérien seront fortes de sens, et d'impact. Soit elles peuvent permettre de mettre en place, en forte complémentarité avec les autres moyens de transport, une mobilité saine, écologique sociale et économique de demain, soit elles décupleront une distorsion entre des acteurs français sous perfusion n'ayant pas entrepris le virage de la transition écologique, et un monde de la mobilité, du tourisme et des déplacements d'affaires en pleine mutation, dans un contexte de crise non conjoncturelle mais structurelle.
_
Le transport aérien a déjà effectué, ces dernières années, de profondes mutations :

Les constructeurs et motoristes ont considérablement fait évoluer leurs gammes pour réduire leurs consommations, proposer des avions moins émissifs et plus silencieux,
De nombreuses compagnies, souvent de nouveaux acteurs, ont mis en place des démarches de transport aérien plus responsables, autour de l'efficacité énergétique, de la sortie opérationnelle du plastique jetable à usage unique, et de mesures de compensation effective de ce qui ne peut être réduit,
La démarche CORSIA, encore trop timide dans ses engagements puisque uniquement indexée sur la croissance à venir ( ?) du secteur aérien, a néanmoins prouvé et la possibilité de quantification des émissions, et la possibilité d'une coopération internationale pour un transport aérien plus écologique.
Aujourd'hui, la France est à la croisée des chemins. Les décisions et modalités d'application qui seront prises quant au soutien à la filière peuvent conduire soit à inscrire le pays dans une logique d'innovation et de responsabilité écologique, soit à obérer les innovations déjà entreprises vers la transformation écologique du secteur, et donner l'impression de conforter des dynamiques économiques qui ne sont plus adaptées au secteur actuel.
Les évolutions actuelles des cours du pétrole, sont extrêmement liées à la chute de la demande dans un secteur déjà en excédent d'offre. Elles incitent à mettre en place des dispositifs fiscaux, éventuellement flottants, pour éviter toute régression écologique dans le choix des mobilités. Il s'agit en particulier de limiter les distorsions économiques handicapant le train, solution de mobilité la plus écologique et un atout de la France, sur les autres formes de mobilités. Il s'agit également de réaffirmer le principe pollueur-payeur notamment par la mise en place rapide d'une fiscalité carbone, dont l'aérien pourrait être l'un des premiers obligés. Les initiatives déjà prises en ce sens en Suède, en Allemagne, en Suisse, en Grande-Bretagne mais également en Nouvelle-Zélande et au Japon, montrent toute l'opportunité et tout l'intérêt d'agir maintenant, et de mettre en place des dispositifs à la hauteur des enjeux.
Les préoccupations sanitaires des voyageurs conduisent également à repenser en profondeur les déplacements, en particulier aérien, qu'il s'agisse de l'approche et de l'arrivée à l'aéroport, des contrôles et du transit aéroportuaire, du parcours aérien proprement dit, et de l'arrivée à destination.
La situation et les évolutions à venir sur le secteur est fortement différente entre la France Métropolitaine et les Outre-Mers. Ces derniers ont un besoin structurel vital d'infrastructures aériennes permettant non seulement une continuité territoriale importante, mais également une coopération de voisinage leur permettant de démultiplier leur résilience sanitaire et sociale, économique, alimentaire et humaine. Les difficultés rencontrées, notamment en Océanie, dans l'Océan Indien et aux Antilles, montrent l'importance d'une démarche prospective, d'aménagement du territoire et de coopération régionale actualisées. Les solutions apportées, y compris dans l'urgence, ont ébauché de nouvelles perspectives, en particulier via la solidarité européenne, et des coopérations et solidarités de voisinage surpassant les difficultés.
On ne saurait également traiter des évolutions du transport aérien, et de leur financement, sans évoquer l'impact de la crise sur les comportements touristiques et les déplacements professionnels. La réponse aux préoccupations sanitaires s'accompagnera probablement d'une recherche de tourisme plus durable. Ceci générera des attentes accrues quant aux comportements des opérateurs, tant en terme de responsabilité financière, sociale qu'écologique, mais également de comportements individuels en quête de sens, et de responsabilité. Ces évolutions laissent également préjuger des incertitudes tant sur la demande que sur l'offre de transport, ainsi que sur les destinations et modes opératoires, qui conduisent à préparer le secteur à une grande versatilité, à une performance accrue, et à une capacité de résilience à développer. C'est pourquoi Green Cross effectue aujourd'hui, à destination des décideurs publics et privés français, à l'échelon national comme sur les territoires, 10 propositions pour un financement raisonné du transport aérien, à même de répondre aux enjeux et urgences actuelles.
Accélérer et rendre irréversible le renouvellement de la flotte pour des avions plus responsables.
L'évolution récente des technologies, en très grande partie imputable aux innovations des entreprises françaises et européennes, ont fait émerger une génération entière d'avions plus économiques, écologiques et silencieux que leurs prédécesseurs. Alors que le secteur est actuellement sur-capacitaire, et que le démantèlement des avions est une activité intense en emplois, économiquement viable et utile écologiquement, nous proposons d'accélérer ce mouvement de renouvellement.Proposition 1 : rendre fiscalement incontournable (taxation et/ou incitation au démantèlement) le démantèlement écologiquement et socialement responsable des avions de la flotte consommant plus de 30% de carburant de plus par kilomètre-passager que le leader de leur catégorie.
Cette proposition sera accélérée dans sa réalisation si l'on s'assure que dans les plans de reprise des compagnies aériennes, ce sont bien les avions les plus sobres qui sont remis en service les premiers. Proposition 2 : obliger à ce que la remise en service commence par les avions les plus sobres dans leurs émissions (probablement les plus récents).
Développer l'efficacité opérationnelle et la responsabilité écologique aérienne du secteur aérien
De nombreuses actions ont été effectuées, soit par les opérateurs européens (et britanniques), soit par les institutions du transport aérien, via la recherche et l'innovation financée par le secteur public européen et national. Ceci a rendu possible des avancées opérationnelles majeures en opération aériennes, qu'il s'agisse des aéroports et moyens au sol, de l'opération des avions, ou bien du guidage aérien. Ces dynamiques doivent être encouragées et accélérées. Proposition 3 : systématiser l'éco-pilotage en vol et au sol (groupe de parking dans tous les aéroports internationaux du territoire pour limiter l'usage de l'APU, routes plus directes, roulage au moins un moteur en moins, approche équilibrée pour la réduction du bruit).
Proposition 4 : rendre obligatoire la certification Airport Carbon Accreditation (ACA) niveau 3 ou supérieur de tous les aéroports du territoire (outremers compris), et ce avant le 1er janvier 2022, et faciliter en contrepartie la réalisation des opérations nécessaires à cette certification.
Fiscaliser le transport aérien pour une responsabilité écologique accrue
Dans le respect de la feuille de route issue de la COP 21, mais également de la programmation pluriannuelle de l'énergie et de la loi d'orientation sur les mobilités, il est essentiel de s'assurer que les mobilités en France évoluent pleinement dans le respect des objectifs d'émissions carbone, de qualité de l'air fixées à l'échelle européenne. L'évolution actuelle des prix du pétrole, en l'absence de fiscalité du carbone, ne permet plus actuellement que les choix de rationalité économique soit en rapport avec les externalités générées sur la planète.
_
Les exemptions fiscales historiques du secteur aérien créent une distorsion de concurrence envers les modes de transport plus écologiques, et ne permettent même pas aux compagnies ayant investi dans du matériel moderne et écologique de tirer le fruit de leur investissement.
_
C'est pourquoi nous affirmons, au-delà des controverses et de la réticence des représentations actuelles du secteur à envisager l'éventualité d'une fiscalité, qu'il est essentiel que la puissance publique prenne ses responsabilités, et, à l'image de la dynamique actuellement entreprise en Grande-Bretagne ou en Allemagne, mette en place cette fiscalité écologique du secteur aérien trop souvent retardée, mais éminemment nécessaire à l'échelle de la France Métropolitaine, et plus largement de l'Europe. Cet outil sera un outil de compétitivité, dont les opérateurs aériens qui joueront le jeu en sortiront renforcés et en bonne situation de compétitivité, à l'échelle nationale, européenne et internationale.Proposition 5 : instaurer une taxe carburant (sur le JET-A1) qui fonctionne comme une TIPP flottante (40% quand le pétrole est sous 50 euros / baril, 20% entre 50 et 80 euros / baril, 8% au-delà)
_
Proposition 6 : défiscaliser temporairement les carburants alternatifs durables (au seins défini par l'OACI) n'entraînant ni compétition avec l'alimentation humaine, ni occupation de foncier agricole ou consommation de ressources en eau ou en biodiversité. La compensation carbone, dont les évolutions des deux dernières années ont montré qu'elle correspondait à une attente sociétale forte, voire essentielle, peut être à la fois encouragée, accompagnée et renforcée par la loi. Proposition 7 : rendre obligatoire la compensation carbone pour tous les trajets intra-France (métropole et outremers), au départ et à destination de la France, et ce sur une base de compensation de 24 euros la tonne de CO2 émise en 2021, évaluée annuellement jusqu'à atteindre 100 euros la tonne en 2035). Il est possible pour ceci de reprendre les modes de calculs suggérés par CORSIA, mais en imposant la compensation non sur la croissance du secteur, mais bien sur l'ensemble du trafic, et en intégrant tous les trajets interne France (y compris les outremers), au départ et à destination de la France
Impliquer l'ensemble de la filière du transport aérien (depuis le constructeur jusqu'au voyagiste) dans une approche globale
Les difficultés récentes entre voyagistes et opérateurs aériens montrent l'importance de développer, par exemple autour de la responsabilité environnementale, une nouvelle éthique relationnelle dans l'organisation de bout en bout du déplacement aérien, et du voyage. De nombreux français en ont fait les frais puisqu'elles ont engendré des refus de remboursement sur des montants particulièrement élevés. Proposition 8 : obtenir de l'ensemble des voyagistes (physiques et en ligne) proposant des voyages à des voyageurs français qu'ils consacrent 10% de leurs commissions à des projets de compensation à haute valeur écologique et sociale.Au-delà des effets d'annonce effectués par certains opérateurs, communiqués largement mais parfois peu suivi d'effets, le transport aérien a la capacité d'effectuer une transformation écologique, sociale et économique pertinente autour de la sortie du plastique, de l'économie circulaire, de la diversité et du handicap, qui doit être encouragée par une incitation législative forte et des échéances resserrées. Proposition 9 : obliger à la mise en place sous 24 mois d'une politique écologiquement responsable appliquée de manière opérationnelle : 0 plastique jetable à usage unique au 15 juin 2021, gestion des déchets de bord 5 flux, accessibilité aux personnes à mobilité réduite...).Le voyageur ne sera incité, quel que soit le moyen de transport en commun, à reprendre son voyage que parce que les conditions sanitaires lui seront garanties comme irréprochables, par des engagements où tous les opérateurs de la filière jouent leur part. Proposition 10 : généraliser d'une approche sanitaire et de santé irréprochable, sur l'ensemble du parcours voyageur (mise à disposition de masques, gel et gants), prise de température voyageur, présence d'un cabinet médical en aéroport ayant des capacités de test rapide - cf. Corée du Sud, Australie..., gestion des eaux propres et usées, recyclage et valorisation des équipements usagés…). Nous recommandons un petit succès rapide, essentiel pour la protection du consommateur. De nombreux témoignages font état d'annulations, de surfacturations ou de reports massifs et abusifs de compagnies françaises, qu'il s'agisse de vols commerciaux ou de vols de rapatriement. Cette situation va à l'encontre de la nécessaire exemplarité et intégrité dont doivent faire preuve des sociétés aidées par la puissance publique, et il convient d'y mettre bon ordre par une mission d'enquête et des actions correctives appropriées. Petit succès rapide : mettre en place avant juin une mission d'enquête parlementaire sur les annulations / reports : surfacturations de vols opérés dans le contexte du rapatriement par les compagnies aériennes françaises ou ayant opéré à la demande d'opérateurs français. Enfin, il est temps que l'Etat réaffirme son rôle d'aménageur visionnaire de long terme, tant en terme de maillage territorial des aéroports, de plateformes multimodales que de structuration des filières aéronautiques. C'est l'engagement qu'il a pris lors de l'Accord de Paris, et cet engagement nécessite une politique cohérente de maîtrise de l'empreinte carbone, des ressources en eau, de la biodiversité et du foncier :
mise en complémentarité, et en réseau opérationnel de l'offre aérienne avec le train, conduisant à privilégier systématiquement le train pour tous les déplacements inférieurs à 3 heures par une simplicité d'usage, et des taxes spécifiques adaptées,
développement sur les outremers d'une offre aérienne adaptée et responsable permettant et la continuité territoriale (en particulier sur la Nouvelle-Calédonie, la Polynésie, Wallis-et-Futuna, la Guyane), et une intégration régionale accrue,
accompagnement à l'innovation écologiquement responsable du secteur aérien, à une meilleure prise en compte de la santé dans l'expérience aérienne et ferroviaire (espace, pressurisation ou conditionnement d'air avec des filtres adaptés, lumière...), et à une performance écologique ambitieuse.
Ceci peut être fait en considérant que le transport aérien français est fait d'une myriade d'acteurs, et qu'il convient dans les aides de respecter la neutralité vis-à-vis de la concurrence, et que la majorité des aéroports sont opérés grâce aux concours des régions, chambres de commerces, collectivités locales et représentations consulaires.
_
Tout ceci peut être fait à court terme, et dans le respect d'une compétitivité forte de la France dans le secteur aérien, d'un message qui rassure et responsabilise le voyageur, et d'un niveau d'exigence et d'accompagnement qui permette au secteur d'innover et de devenir encore plus compétitif, engagé, et innovant. Copyright © 2020 GREEN CROSS France et Territoires, All rights reserved.
Green Cross networks contacts
Our mailing address is : GREEN CROSS France et Territoires 33 rue Chaptal Levallois Perret 92300 France |
|

Retour au début du sommaire

Avis sur le projet de troisième stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3) - 12.03.2026 – Document ‘hautconseilclimat.fr'
Le Haut Conseil pour le climat (HCC) publie son avis sur le projet final de troisième Stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3), suite à la saisine du gouvernement le 16 décembre 2025. Il évalue la cohérence, l'ambition et la crédibilité du projet de SNBC 3 et formule des recommandations. Le HCC salue les avancées et l'ambition du projet de SNBC 3. Il souligne l'importance d'une mise en œuvre effective et rapide de cette stratégie et identifie des leviers pour sécuriser la trajectoire de la SNBC 3.

Rapport annuel Grand public 2025 - Haut Conseil pour le Climat

Rapport annuel Grand public 2025 16.10.2025

Toutes les publications Tous les webinaires

Le Haut Conseil pour le Climat {{}}

Le Haut conseil pour le climat (HCC) est un organisme indépendant chargé d'évaluer l'action publique en matière de climat, et sa cohérence avec les engagements européens et internationaux de la France, en particulier l'Accord de Paris, l'atteinte de la neutralité carbone en 2050, et le respect des budgets carbone de la France. Le Haut conseil pour le climat a été installé le 27 novembre 2018 par le Président de la République et par décret du 14 mai 2019. Il est inscrit dans la loi relative à l'énergie et au climat de 2019.

Présidé par Jean-François Soussana, le Haut conseil pour le climat est composé de treize membres choisis pour cinq ans en raison de leur expertise scientifique, technique et économique dans les domaines des sciences du climat et des écosystèmes, de la réduction des émissions de gaz à effet de serre ainsi que de l'adaptation et de la résilience face au changement climatique.

Les Membres {{}}

Diane Strauss - Diane Strauss est Directrice du Bureau Français de l'ONG Transport & Environment (T&E), l'organisation experte de la décarbonation des transports et de l'énergie en Europe. Lire la suite

Laurence Tubiana - Laurence Tubiana est présidente et directrice exécutive de la Fondation européenne pour le climat (ECF). Elle est également présidente du conseil d'administration … Lire la suite

Jean-François Soussana - Haut Conseil pour le Climat

Jean-François Soussana Président Jean-François Soussana est directeur de recherche à l'INRAE en charge de la politique internationale, après avoir été directeur scientifique environnement. Ingénieur agronome et docteur en physiologie ... Lire la suite

Michel Colombier - Haut Conseil pour le Climat

Michel Colombier - Michel Colombier est directeur scientifique de IDDRI, directeur du Club d'Ingénierie Prospective et professeur associé à Sciences Po Paris. Ingénieur et économiste, il a acquis ... Lire la suite

Sophie Dubuisson-Quellier - Sophie Dubuisson-Quellier, docteur en sociologie de l'École des Mines de Paris, est directrice de recherche au CNRS et directrice adjointe du Centre de Sociologie des organisations (CSO), Lire la suite

Marion Guillou - Marion Guillou est spécialiste de l'alimentation, dans un contexte de changement climatique en particulier. Elle préside l'Académie d'Agriculture de France. Elle est actuellement ... Lire la suite

Céline Guivarch - Céline Guivarch est directrice de recherches à l'École des Ponts, économiste au CIRED. Elle travaille à la fois sur les impacts économiques du changement climatique et sur les trajectoires ... Lire la suite

Jean-Marc Jancovici - Jean-Marc Jancovici est professionnellement actif dans le domaine du climat depuis le début des années 2000. Il est associé fondateur de Carbone 4 – société de conseil et de ... Lire la suite

Paul Leadley - Paul Leadley est professeur à l'Université Paris-Saclay, travaillant sur les interactions entre la biodiversité, le changement climatique et le fonctionnement des écosystèmes. Il est le coordinateur du consortium de ... Lire la suite

Goneri Le Cozannet - Gonéri Le Cozannet est chercheur dans la direction des Risques et de la Prévention du BRGM (service géologique national) depuis 2006. Ses travaux de recherche portent d'... Lire la suite

Benoît Leguet - Benoît est le directeur général de l'Institut de l'économie pour le climat (I4CE), association à but non lucratif qui contribue par ses analyses au ... Lire la suite

Selma Mahfouz - Selma Mahfouz est économiste, Inspectrice Générale des Finances et Directrice du Pôle Expertise ESG de l'Institut Mutualiste pour l'Environnement et la Solidarité (Crédit Mutuel ... Lire la suite

Valérie Masson-Delmotte - Valérie Masson-Delmotte est chercheuse en sciences du climat (directrice de recherches au Commissariat à l'énergie atomique et aux énergies alternatives, CEA) au Laboratoire des sciences du climat et ... Lire la suite

Tous les membres - Haut Conseil pour le ClimatAbonnez-vous à la newsletter

Haut du formulaire

Bas du formulaire

Source : https://www.hautconseilclimat.fr/?mc_cid=1e0453520e

Retour au début du sommaire

2bis Rappel - Aviation et Environnement - Carburants d'aviation durables (CAD) ou Sustainable aviation fuels (SAF) - Publié le 18 mars 2025 - Mis à jour le 05 mai 2025 – Document ‘ecologie.gouv.fr'{{}}

Sommaire :

1. Les obligations d'incorporation de carburants d'aviation durables (CAD){{}}

2. La production de CAD{{}}

Les carburants d'aviation durables (CAD), qui comprennent les biocarburants avancés et les carburants de synthèse, constituent un des leviers majeurs de la décarbonation du transport aérien à court et moyen terme. Associée à des critères de durabilité robustes, leur utilisation permet des réductions d'émissions de CO2 importantes par rapport au kérosène.

Les obligations d'incorporation de carburants d'aviation durables (CAD){{}}
La feuille de route nationale{{}}

La France a été pionnière dans le monde en élaborant dès 2020, sur la base d'un engagement pour la croissance verte (ECV) signé en 2017 (associant l'État, Air France, Airbus, Safran, Total et Suez Environnement), une feuille de route nationale pour le déploiement des CAD. Cette feuille de route prévoyait notamment une trajectoire de substitution à court-terme du kérosène fossile par des CAD de 2% en 2025 et de 5% en 2030, qui a été reprise dans le règlement européen Refuel EU Aviation.
_
Elle a été complétée en 2022 par la mise en œuvre du mécanisme d'incitation à l'incorporation de CAD en France : la TIRUERT (taxe incitative relative à l'utilisation d'énergies renouvelables dans les transports). Cette taxe a renforcé la dynamique nationale et confirmé le tournant des CAD pris par le secteur aérien en France, avec des mandats d'incorporation physiques de 0,5% en 2022 et 2023 et 0,75% en 2024 réalisés successivement à 98%, pendant ses trois années de mise en œuvre successives.

Cette taxe a également incité la France à se doter d'outils numériques adaptés aux besoins des fournisseurs de CAD et des compagnies aériennes pour permettre un transfert simple et contrôler les informations liées à la durabilité des CAD. Ainsi, en partenariat avec la Direction générale de l'énergie et du climat (DGEC), la DGAC a développé un volet dédié au secteur aérien dans CarbuRe, la plateforme nationale de gestion des flux de carburants. Cet outil permet aux exploitants d'aéronefs d'accéder aux informations des CAD achetés telles que la technologie de production, le type de matières premières ou son origine.

Ces informations de durabilité vont se révéler clés pour les compagnies aériennes en lien avec leurs obligations dans le cadre du règlement Refuel EU Aviation et du système d'échange de quotas d'émissions de l'Union européenne (SEQE-UE). En effet, à compter de 2025, les obligations d'incorporation de CAD du règlement européen Refuel EU Aviation vont se substituer aux obligations d'incorporation de CAD nationales.

Liens utiles : {{}}

L'Engagement pour la croissance verte (ECV) (2020)
Feuille de route française pour le déploiement des biocarburants aéronautiques durables
Panorama des biocarburants durables incorporés en France sur la plateforme CarbuRe
Le règlement (UE) 2023/2045 dit « ReFuel EU Aviation »{{}}

Le règlement (UE) 2023/2045 dit « ReFuelEUAviation » adopté en 2023 fixe un cadre harmonisé pour assurer le déploiement des carburants d'aviation durable (CAD) dans l'Union européenne.

Il fixe d'une part, une obligation croissante d'incorporation de CAD pour les fournisseurs de carburéacteur qui comprend des sous-objectifs pour les carburants de synthèse (e-fuels) produit à partir d'électricité bas carbone. Le taux d'incorporation augmentera progressivement pour atteindre : 2% en 2025 ; 6% en 2030 et 70% d'ici 2050 dont 30% d'e-fuel.	{{}}	{{}}	{{}}	{{}}	{{}}	{{}}

Le règlement s'applique sur les aéroports de l'Union européenne de plus de 800 000 passagers ou ceux avec un trafic de fret supérieur à 100 000 tonnes dits « aéroports de l'Union ». Soit en 2024, 17 aéroports français représentant environ 92 % du trafic au départ.

En France, les autorités administratives compétentes pour la mise en œuvre du règlement « Refuel EU Aviation » diffèrent en fonction des assujettis. La direction générale des douanes et des droits indirects (DGDDI) est responsable du suivi du règlement et de la mise en œuvre des sanctions pour les fournisseurs de carburant. La direction générale de l'Aviation civile (DGAC) est responsable du suivi du règlement et de la mise en œuvre des sanctions pour les exploitants d'aéronefs et les gestionnaires d'aéroport.

Le règlement s'applique en effet également aux exploitants d'aéronefs ayant effectué au moins 500 opérations de transport aérien commercial de passagers annuelles ou 52 opérations de transport aérien commercial tout-cargo annuelles au départ d'aéroports de l'Union. Soit en 2024, 46 exploitants d'aéronefs sous la surveillance de la France. Le règlement impose à ces exploitants d'aéronefs de se ravitailler au départ des aéroports de l'Union européenne, de manière à limiter les distorsions de concurrence et les stratégies d'évitement. Par ailleurs, le texte garantit une communication fluide des données et notamment, celles concernant les caractéristiques des CAD vendus par les fournisseurs de carburant.

Le règlement Refuel EU Aviation est entré en vigueur au 1er janvier 2024. Les obligations de rapportage pour les fournisseurs de carburants et des exploitants d'aéronef ont ainsi débuté en 2025 ; le 14 février pour les fournisseurs de carburant et le 31 mars pour les exploitants d'aéronefs. Elles concernent les incorporations de CAD effectuées au cours de l'année 2024. Afin de répondre aux questions des assujettis sur la mise en œuvre du règlement, notamment sur ces premières obligations de rapportage, une foire aux questions (FAQ) a été publiée sur le site de la Commission européenne.

Dans le règlement, un délai a été prévu pour les obligations d'incorporation de part minimale de CAD dans le carburant d'aviation mis à la disposition des exploitants d'aéronefs sur les aéroports de l'Union. Elles s'appliqueront à compter le 1er janvier 2025. Ainsi, tandis que les incorporations de l'année 2024 devront être déclarées par les fournisseurs de carburants en février 2025, les premières sanctions, relatives aux incorporations de l'année 2025, ne seront prononcées au titre de ce règlement que dans le courant de l'année 2026. De même pour les obligations de sur-emport incombant aux exploitants d'aéronefs.

La mise en œuvre du règlement ReFuelEU nécessite également l'adoption de dispositions législatives et règlementaires au niveau national dans la section 11 du chapitre IX du titre II du livre II du code de l'environnement. Ces dispositions nationales sont en cours d'adoption.

Par ailleurs, l'obligation d'incorporation du règlement ReFuelEU Aviation recoupent - de manière assez complexe - les mesures incitatives d'incorporation de CAD mises en œuvre dans le SEQE-UE.

Liens utiles :{{}}

Au niveau international l'Organisation de l'aviation civile internationale (OACI) a adopté en novembre 2023, lors de la 3ème édition de la Conférence sur l'aviation et les carburants alternatifs (CAAF/3), un « Cadre global pour les SAF, LCAF et autres énergies plus propres », dont le point clé est l'objectif de réduire d'ici à 2030 l'intensité carbone des carburants de 5 %. En d'autres termes, l'utilisation de carburants d'aviation durables (SAF), de carburants d'aviation à base de combustibles fossiles à moindres émissions (LCAF) et d'autres énergies devrait permettre de réduire les émissions de CO2 de 5 % par rapport à l'utilisation de carburants traditionnels.

Depuis cet engagement, le sous-groupe dédié aux carburants, le « Fuel Task Group – FTG » du Comité de la Protection de l'Environnement en aviation (CAEP) de l'OACI, évalue les modalités de mise en œuvre de cet objectif.

Lien utile : Le cadre mondial de l'OACI pour les SAF, les LCAF et autres énergies plus propres pour l'aviation

La production de CAD{{}}
En raison de ces objectifs d'incorporation ambitieux, la production de CAD émerge partout dans le monde.

Cartes des productions françaises, européennes et internationales{{}}

A l'échelle française, les annonces de production de CAD pour l'année 2024 sont représentées par l'Observatoire français des e-fuels.

A l'échelle européenne, le rapport de l'Agence européenne pour la sécurité aérienne (AESA) sur les prix des CAD en 2023 fournit une carte des capacités de production par pays de l'Union européenne.
A l'échelle internationale, l'OACI fournit sur son site un observatoire de la production de CAD dans le monde en temps réel.

Liens utiles{{}}

Ce contenu peut vous intéresser :

Régime de compensation et de réduction du carbone pour l'aviation internationale (CORSIA) - Publié le 26 septembre 2024 - Mis à jour le 27 septembre 2024

Observatoire Aviation Durable Publié le 15 mars 2023 - Mis à jour le 15 avril 2025

Abonnez-vous à Terre à Terre, notre lettre d'information - Chaque saison, retrouvez dans votre boîte mail les clés pour comprendre les grands enjeux de la transition écologique et leur appropriation par les territoires. S'abonner

Ministères transition écologique aménagement du territoire transports ville et logement
Liberté, Égalité, Fraternité

Contact Flux RSS Répertoire des informations publiques

Source : https://www.ecologie.gouv.fr/politiques-publiques/carburants-daviation-durables-cad-sustainable-aviation-fuels-saf

Retour au début du sommaire

Pouvoir voler sans pétrole : quel approvisionnement énergétique pour le secteur aérien ? - Présentation du rapport final - 03 février 2026 – Document ‘theshiftproject.org'
Les inscriptions sont ouvertes !

https://theshiftproject.org/app/uploads/2026/01/AVION-1600x1422-c-default.jpg

À propos de l'événement{{}}

L'aviation ne pourra pas se décarboner sans réduire son trafic. C'est la conclusion centrale du nouveau rapport d'Aéro Décarbo et du Shift Project, qui montre que les carburants aéronautiques durables (SAF) ne seront pas disponibles en quantité suffisante à temps pour remplacer le kérosène fossile, même avec des hypothèses optimistes d'amélioration de l'efficacité des avions.

Nous avons le plaisir de vous convier à cette restitution qui aura lieu le mardi 3 février à 18h30 en direct sur notre chaîne Youtube. Cliquez ici pour vous inscrire

Pour les journalistes, une conférence de presse aura lieu lundi 2 février de 15h à 16h30. Pour plus d'informations, merci de contacter pauline.brouillard@theshiftproject.org.

Programme de l'événement{{}}

18h30 | Mot d'introduction{{}}

Jean-Marc Jancovici, Président du Shift Project
18h40 | Présentation du rapport{{}}

Timon Vicat-Blanc, Co-pilote et auteur de la publication , Aéro Décarbo
Loïc Bonifacio, Co-pilote et auteur de la publication, Aéro Décarbo
Frédérique Rigal, Co-auteure de la publication, Aéro Décarbo
Gaëtan Dhote, Co-auteur de la publication, Aéro Décarbo
19h30 | En route pour 2027 : le secteur aérien dans les travaux du Shift {{}}

Clément Caudron, Chef de projet Stratégie de Transition Robuste et Référent Aérien, The Shift Project
19h40 | Questions-réponses avec le public{{}}

20h00 | Fin de l'événement et cocktail pour les personnes en présentiel{{}}

NB - Un replay sera disponible sur notre chaine Youtube peu après l'événement.

Le secteur aérien face à la double contrainte carbone

Portée par l'abondance d'un pétrole longtemps perçu comme inépuisable, l'aviation civile s'est imposée en un demi-siècle comme l'un des moteurs les plus puissants de l'internationalisation des échanges.

Elle tient aujourd'hui une promesse vertigineuse : relier, en quelques heures, presque n'importe quel pôle d'attraction du globe, créant ainsi une continuité géographique et économique sans précédent. L'opération et le développement des lignes aériennes reposent encore entièrement sur les énergies fossiles, ce qui place désormais le secteur face à une double contrainte carbone : d'une part, l'aggravation du changement climatique impose une réduction rapide de ses émissions, d'autre part, le verrouillage géopolitique actuel et le déclin à venir du pétrole fragilisent son approvisionnement.

La transition du secteur aérien vers des carburants liquides non fossiles, les 'Sustainable Aviation Fuels' (SAF)

L'aviation commerciale est aujourd'hui responsable de 2 à 3% des émissions mondiales de CO2. Cette part s'élève à environ 5% dans l'Union européenne et 6,8% en France. Son impact climatique dépasse cette seule contribution : avec les effets dits « hors-CO₂” des traînées de condensation persistantes et des oxydes d'azote en altitude, le secteur représente presque 5 % de l'augmentation du forçage radiatif mondial.

Dans un contexte où le secteur aérien prévoit de poursuivre la croissance de son trafic à un rythme soutenu, et alors que les gains d'efficacité (amélioration des aéronefs, opérations air et sol) resteront limités, il apparaît clairement que la réduction de l'intensité carbone de l'énergie va devoir constituer le principal levier de décarbonation.

Depuis notre précédent rapport Pouvoir voler en 2050, l'industrie a travaillé sur des ruptures technologiques fondées sur des énergies alternatives telles que l'hydrogène, mais en a décalé la perspective bien au-delà de 2035.

L'objet de ce rapport est donc d'examiner la faisabilité de la transition du secteur vers des carburants liquides non fossiles, regroupés sous l'appellation générale de Sustainable Aviation Fuels (SAF).

Au plaisir de vous retrouver le 3 février prochain pour la présentation de ces résultats !

Merci à nos soutiens ! {{}}

Les travaux à venir sont rendus possibles grâce à l'engagement de près de 36 000 contributeurs lors de notre campagne Ulule – un immense merci à toutes et tous !

Haut du formulaire

Restez à l'affût de nos dernières actus

Qui sommes-nous … Qui contacter ? Espace presse Nous rejoindre

Source : https://theshiftproject.org/evenements/pouvoir-voler-sans-petrole/

Retour au début du sommaire

Pouvoir voler sans pétrole : quel approvisionnement énergétique pour le secteur aérien ? – ‘The Shift Project' – Vidéo 1:18:45
The Shift Project

L'aviation ne pourra pas se décarboner sans réduire son trafic. C'est la conclusion centrale du nouveau rapport d'Aéro Décarbo et du Shift Project publié ce mardi 3 février 2026 ; il montre que les carburants aéronautiques durables (SAF) ne seront pas disponibles en quantité suffisante à temps pour remplacer le kérosène fossile, même avec des hypothèses optimistes d'amélioration de l'efficacité des avions. Merci de nous avoir rejoint pour la présentation de ces nouveaux travaux !

https://yt3.ggpht.com/vegOOv4DpPJUtDBWAtVu2V-BZTe-2zBe0PngKTPS5GaCcI42FalUyyVBP2v2b1E1x5u-LjQGQ14=s88-c-k-c0x00ffffff-no-rj

The Shift Project

Source : https://www.youtube.com/watch?v=Bug9qQqgtnE

Retour au début du sommaire

Le Technion et Boeing développent conjointement des carburants durables pour le secteur aéronautique – 10 février 2026
Boeing Global President Dr. Brendan Nelson at the ceremony (Photo credit : Rami Shlush, Technion Spokesperson's Office)

Cette collaboration spéciale favorisera l'innovation, la sécurité énergétique et l'aviation civile en Israël. Suite à la finalisation de l'étude de faisabilité du projet, Boeing et le Technion annoncent le passage à la phase suivante de développement pratique. Le Dr Brendan Nelson, président de Boeing Global, s'est rendu hier au Technion pour marquer une étape importante dans les activités du Centre d'innovation Boeing-Technion pour les carburants d'aviation durables (SAF) et lancer la phase de mise en œuvre. Ce partenariat stratégique, le Centre d'innovation Boeing-Technion pour les SAF, a été lancé en 2023 afin de développer des carburants durables pour l'industrie aéronautique. Selon les partenaires du projet, la croissance à long terme de l'aviation sera possible grâce à la production de SAF à partir de matières premières telles que l'hydrogène vert et le dioxyde de carbone.

Le centre commun permettra de faire progresser ce procédé jusqu'à un niveau permettant une production commerciale à un coût compétitif. Étaient également présents, au nom de Boeing, le président de Boeing Israël, le général de division (à la réserve) Ido Nehushtan, et Haggai Mazursky, responsable du projet SAF. La délégation de Boeing a été accueillie au Technion par le président du Technion, le Pr Uri Sivan ; le vice-président à la recherche, le professeur Noam Adir ; le vice-président à l'innovation et aux relations industrielles, le professeur Yuval Garini ; et le directeur du Centre, le Pr Gidi Grader, de la faculté de génie chimique Wolfson. Le Dr Nelson, médecin de formation, a précédemment occupé de hautes fonctions au sein du gouvernement australien, notamment celles de député, de ministre de la Défense, de ministre de l'Éducation et des Sciences, et d'ambassadeur en Europe. Lors de sa visite au Technion, il a déclaré : « Outre la fourniture d'avions économes en carburant de haute qualité à nos clients, Boeing œuvre à l'échelle mondiale et régionale pour renforcer la sécurité énergétique, soutenir la croissance du secteur de l'aviation civile et créer de nouvelles opportunités économiques grâce aux carburants d'aviation durables et à d'autres technologies. Nous sommes ravis de collaborer avec le Technion et les autres acteurs du Centre d'innovation SAF afin de soutenir l'industrie aérospatiale israélienne. »

« Il s'agit d'une collaboration historique d'importance nationale pour l'État d'Israël », a affirmé le président du Technion, le Pr Uri Sivan. « Ce partenariat avec Boeing, leader mondial de l'aéronautique, est pour nous un gage de confiance envers le Technion, ses chercheurs et nos capacités technologiques. Grâce à cette collaboration, les experts du Technion se lancent dans une mission ambitieuse : développer des technologies de production de carburants propres par des procédés durables, contribuant ainsi de manière significative à l'aviation et, tout aussi important, à la santé humaine et à l'environnement. Je suis convaincu que nous relèverons ce défi, comme nous l'avons fait pour tant d'autres au cours du siècle dernier. » « Boeing est présent en Israël depuis avant même la création de l'État et compte parmi ses principaux fournisseurs El Al et l'armée de l'air israélienne », a déclaré le général de division (de réserve) Ido Nehushtan, président de Boeing Israël.

Les industries israéliennes, des fournisseurs clés pour Boeing{{}}

« Les industries israéliennes sont aujourd'hui des fournisseurs clés pour Boeing, et de nombreux systèmes israéliens sont intégrés aux produits de l'entreprise dans le monde entier. Boeing continue de renforcer ses liens de recherche et développement avec les milieux universitaires et industriels israéliens, ainsi que ses investissements dans le secteur des hautes technologies. » Le président de Boeing Israël a ajouté que la collaboration entre le Technion et Boeing ouvrira la voie au développement des technologies et des capacités les plus avancées d'Israël, qui seront intégrées aux futures générations de systèmes aérospatiaux à travers le monde. Le partenariat Boeing-Technion, initié par Boeing, regroupe des partenaires issus de l'ensemble de l'industrie et du gouvernement israéliens. Le gouvernement israélien a mis en place des mesures et un soutien financier pour accélérer le développement de l'industrie israélienne des carburants d'aviation durables (SAF). Parmi ces mesures, le ministère israélien de l'Innovation, des Sciences et de la Technologie a créé le consortium de recherche ISAF, et l'Autorité israélienne de l'innovation a lancé SAF-IL, un programme d'incubation pour les start-ups israéliennes spécialisées dans le développement des SAF.

https://israelscienceinfo.com/wp-content/uploads/2026/02/technion-boeing-suite-300x196.png

From left to right : Haggai Mazursky, Technion President Prof. Uri Sivan, Dr. Brendan Nelson, Maj. Gen. (res.) Ido Nehushtan, Prof. Lihi Zelnik-Manor, Prof. Noam Adir, Prof. Yuval Garini and Steve Gillard (Photo credit : Rami Shlush, TSO)

Pour concrétiser cette vision novatrice du développement des SAF, Boeing s'est associé au Pr Gidi Grader de la faculté de génie chimique Wolfson du Technion afin de créer le centre, qui a désormais achevé sa phase de validation de concept. Dans le cadre de ce partenariat, 11 professeurs du Technion et des dizaines de doctorants issus de cinq facultés différentes travaillent sur divers aspects de la production de carburants d'aviation, notamment une fabrication efficace et compétitive. Aspects théoriques des réactions catalytiques et de la combustion des carburants ; considérations de sécurité ; analyse complète du cycle de vie ; et mise en place et exploitation d'une installation expérimentale d'essais de carburants au Technion, qui sera la deuxième du genre au monde.

L'annonce du partenariat Boeing-Technion était initialement prévue en octobre 2023. Malgré les événements du 7 octobre et la guerre qui s'ensuivit, il fut décidé de poursuivre les travaux techniques, comme l'expliqua le Dr Nelson quelques mois plus tard : « Nous avons lancé cette initiative, un projet de résilience et d'innovation dans l'esprit du peuple juif et de l'État d'Israël, peu après l'horrible attentat du 7 octobre. Lors de ma rencontre avec le Premier ministre quelques mois auparavant, je lui avais dit que s'il y a un pays au monde capable de relever le défi des émissions de l'aviation civile, c'est bien Israël, sous l'impulsion du Technion – le MIT israélien. » Deux ans plus tard, après l'achèvement de la phase initiale d'étude de faisabilité, les hauts dirigeants de Boeing ont pris connaissance des progrès réalisés et la deuxième phase de l'initiative a été lancée : le développement d'un carburant d'aviation durable (SAF) produit à partir d'hydrogène vert et de dioxyde de carbone, et le perfectionnement du procédé jusqu'à un niveau permettant une production commerciale compétitive.

Source Technion - Traduit et adapté par Esther Amar fondatrice de Israël Science Info

Article précédent - L'Université Bar-Ilan construit le premier institut israélien pour la synthèse des matériaux intelligents

Source : https://israelscienceinfo.com/economie-israelienne-boeing-et-le-technion-developpent-conjointement-des-carburants-daviation-durables/

Retour au début du sommaire

Avion électrique, à hydrogène décarboné, carburant durable : la révolution est-elle en vol ? - Publié le 03 octobre 2025, modifié le 3 octobre 2025 – Document ‘info.gouv.fr'{{}}
Écouter avec webReader

Carburants durables, moteurs hybrides, à hydrogène décarboné ou tout électrique : les pistes sont nombreuses pour un ciel sans carbone. Mais peut-on vraiment faire voler des avions sans kérosène ?

Image d'illustration

Image d'illustration - Source : Aura Aero

« Remplacer le kérosène n'est pas une option, c'est une obligation. La question, c'est comment y parvenir, et à quelle échelle », lance Eloa Guillotin, cofondatrice de Beyond Aero, entreprise à l'origine du premier avion d'affaires électrique à propulsion hydrogène. L'Organisation de l'aviation civile internationale (OACI) a acté une trajectoire du secteur vers la neutralité carbone d'ici à 2050 qui représente 2,5% des émissions mondiales de CO2.

La France, deuxième puissance aéronautique mondiale, s'est, elle, fixé comme objectif de concevoir le premier avion bas carbone d'ici à 2030. Pour y parvenir, l'État avec le plan d'investissement France 2030, piloté par le Secrétariat général pour l'investissement, accompagne fortement les efforts de la filière (architectures d'aéronefs, propulsion hybride ou électrique, matériaux allégés, concepts aérodynamiques avancés) qui sont synchronisés via le Conseil pour la recherche aéronautique civile (CORAC).

Au total, près de 300 millions d'euros sont mobilisés par an et pilotés par la DGAC pour faire de l'aéronautique un levier majeur de la ré-industrialisation, de la compétitivité et de la transition écologique.

France 2030 soutient également des acteurs émergents comme Beyond Aero, Elixir Aircraft, Aura Aero ou encore, Ascendance Flight Technologies, VoltAero et BlueSpirit avec l'ambition d'en transformer quelques-uns en compétiteurs de rang mondial mondiaux et contribuer à se rapprocher de l'objectif de neutralité carbone du transport aérien.

Cette neutralité passe par un mélange de solutions. « Nous allons vers un mix : hydrogène décarboné, hybride, carburants durables… et non un carburant unique comme aujourd'hui avec le kérosène. », assure Eloa Guillotin.

À court terme, les carburants d'aviation durables (SAF), issus de biomasse non alimentaire, de déchets agricoles ou encore produits de synthèse à partir d'hydrogène décarboné et de CO ₂, représentent la piste la plus immédiate pour réduire les émissions (en moyenne de 80% sur l'ensemble de leur cycle de vie).

France 2030 accompagne la structuration d'une filière nationale avec l'accompagnement des études préalables aux sites de production de SAF au Havre (Kereauzen), Saint-Nazaire (TakeKair), Rouen (DéZir) ou encore dans le bassin de Lacq (Bio T Jet), avec un objectif de production de 270 kilotonnes par an dès 2030, soit 750 000 tonnes de CO₂ évitées.

Beyond Aero : l'hydrogène décarboné en ligne de mire{{}}

À plus long terme, l'hydrogène décarboné et l'électrification sont les deux ruptures technologiques pour l'aviation. Beyond Aero, entreprise toulousaine fondée en 2020 et lauréate de France 2030, développe un avion d'affaire électrique à propulsion hydrogène de 6 à 9 places, destiné au marché régional et à l'aviation d'affaires, pouvant couvrir des liaisons européennes grâce à ses 1 500 km d'autonomie.

L'avion d'affaires à hydrogène de Beyond Aero - Source : Beyond Aero

L'avion d'affaires à hydrogène de Beyond Aero

En février 2024, l'entreprise a fait voler le premier prototype habité français propulsé par hydrogène-électrique. « L'hydrogène ne rejette que de l'eau, permet d'aller cinq fois plus loin que les batteries électriques. C'est une technologie silencieuse, avec des coûts d'opération réduits et très peu de maintenance. Mais il oblige à repenser entièrement l'architecture de l'avion avec des réservoirs quatre fois plus gros que pour du kérosène, une propulsion à pile à combustible, des systèmes cryogéniques complexes », détaille Eloa Guillotin. Le principal défi est non seulement la taille des réservoirs mais aussi les infrastructures nécessaires à son stockage.

Aura Aéro : l'électrique au service des territoires enclavés{{}}

En ce qui concerne les batteries électriques, « pour le moment, le verrou principal reste la masse des batteries qu'il faut pour emmagasiner l'énergie nécessaire pour un vol long », assure Lionel Bourgeois, qui chapeaute le programme FILAE (Filière aéronautique électrique)initié par l'IRT Saint Exupéry. Lancé en 2024 et financé par l'État via France 2030 et mobilisant une grande partie des acteurs du secteur, FILAE réunit chercheurs, start-up et industriels pour lever les freins à l'électrification du transport aérien.

Avant de s'étendre sur les gros porteurs, la révolution électrique passe par des petits avions, véritables laboratoires technologiques capables de mettre en marche cette transition. Le constructeur toulousain, membre du programme FILAE, Aura Aero a par exemple conçu un avion biplace 100 % électrique destiné à la formation des pilotes civils et militaires et à la voltige et avec une autonomie de 1h30 de vol.

D'ici à 2030, Aura Aero lancera un avion régional de 19 places, propulsé par 8 moteurs électriques et deux turbogénérateurs thermiques. Soutenu par France 2030, le moteur hybride d'ERA affiche jusqu'à 80 % de réduction d'émissions de CO₂ par rapport aux avions thermiques de même catégorie.

Il vise des vols de 1h à 2h30 et permettra de relier des territoires enclavés non desservis par le train. « Ce type d'appareil, avec des coûts d'exploitation réduits, permettrait de proposer des billets autour de 100 à 150 euros pour un Nice-Calvi », détaille son fondateur et PDG Jérémy Caussade. Selon lui, la décarbonation est le seul scénario pour la baisse des émissions de CO2 : « se passer d'avion est une illusion, mais décarboner est une réalité », résume Jérémy Caussade. Une réalité déjà en cours.

Pour en savoir plus sur toutes les innovations soutenues par l'État avec France 2030, découvrez notre dossier complet sur le plan d'investissement France 2030.

Abonnez-vous à nos lettres d'information - Recevez régulièrement les actualités de info.gouv.fr ou du Conseil des ministres, directement dans votre boîte de réception. S'abonner

Ce site est géré par le Service d'Information du Gouvernement (SIG).

Source : https://www.info.gouv.fr/actualite/avion-electrique-a-hydrogene-decarbone-carburant-durable-la-revolution-est-elle-en-vol

Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant

C :\Users\Jacques\Downloads\jh.jpg

– 18/03/2026

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier : ISIAS Transport aérien.7.docx

Mis en ligne bénévolement par le co-rédacteur par Pascal Paquin https://fr.linkedin.com/in/pascal-paquin-a85690296 - comme toutes les autres contributions publiées sur ISIAS !

https://isias.info/local/cache-vignettes/L99xH99/10000000000000c8000000c80ff59cec-f91e7.jpg?1752136363

[Pascal Paquin – Ses travaux sur https://yonnelautre.fr/ ]

Mis en ligne via Yonnelautre.fr : un site des alternatives, d'éducation populaire, un site inter-associatif, coopératif, gratuit, sans publicité, sans subvention, indépendant de tout parti, un site sans Facebook, Google+ ou autres GAFA, sans mouchard, sans cookie tracker, sans fichage, et à empreinte numérique réduite, un site entièrement géré sous Linux et avec l'électricité d'Énercoop , géré par Yonne Lautre : https://yonnelautre.fr –

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

"Trois technologies de stockage d'énergie sous forme de chaleur ou de froid sont à développer pour les bâtiments, les réseaux de chaleur et les centrales solaires : efficacité énergétique et énergies renouvelables" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2026-03-08T18:21:54Z

ISIAS Energie Stockage thermique

Trois technologies de stockage d'énergie sous forme de chaleur ou de froid sont à développer pour les bâtiments, les réseaux de chaleur et les centrales solaires : efficacité énergétique et énergies renouvelables

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 08/03/2026

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

Illustration 3456

In Les réseaux de chaleur, une solution pour décarboner le chauffage ? Mis à jour le 21 avril 2023 | Commissariat Général au Développement Durable - Économie - L'énergie : au cœur de la lutte contre le changement climatique – Source

Préambule

Quelques rappels techniques pour débuter ce dossier réalisé dans un but didactique

Le stockage thermique consiste à stocker de l'énergie sous forme de chaleur ou de froid afin de l'utiliser plus tard. Il permet d'utiliser l'énergie lorsqu'elle est disponible (soleil, chaleur industrielle, heures creuses) et de la restituer lorsque la demande augmente. Il existe trois principaux types : le stockage sensible (chauffage d'un matériau comme l'eau), le stockage latent (changement d'état d'un matériau comme des sels fondus) et le stockage thermochimique (réaction chimique réversible). Ces technologies sont utilisables dans les bâtiments, les réseaux de chaleur et les centrales solaires. Elles permettent d'améliorer l'efficacité énergétique et de faciliter l'utilisation des énergies renouvelables. 23 janvier 2025

Un réseau de chaleur (également appelé réseau de chauffage urbain, réseau de chauffage à distance) est une installation distribuant à plusieurs utilisateurs clients de la chaleur produite par une ou plusieurs chaufferies, via un ensemble de canalisations de transport de chaleur (en polyéthylène ou en acier). La chaleur ainsi distribuée est principalement utilisée pour le chauffage des bâtiments et de l'eau chaude sanitaire ; certains réseaux fournissent également de la chaleur à usage industriel. Le réseau de chaleur est un système de chauffage à l'échelle urbaine (par opposition au chauffage à l'échelle des bâtiments, dans lequel la chaleur est produite in situ, au niveau du bâtiment utilisateur ou à proximité immédiate). Au niveau mondial en 2023, les réseaux de chaleur couvraient 6,6 % de la consommation finale d'énergie du secteur industriel, 6,4 % dans le secteur résidentiel et 4,9 % dans le secteur tertiaire. La production de chaleur pour l'alimentation de ces réseaux était tirée à 87,9 % des combustibles fossiles : charbon 50,8 %, pétrole 3,1 %, gaz naturel 34,0 % ; les énergies renouvelables couvraient 7,2 %, dont 3,6 % de biomasse, 2,3 % de géothermie et 1,2 % de déchets renouvelables. La Chine et la Russie assuraient, à elles deux, 77,5 % de la production mondiale de chaleur pour le chauffage urbain : 47,7 % et 29,8 % respectivement… - Source : Wikipédia

Notion de centrale solaire : cela peut désigner plusieurs technologies :

une centrale de chauffage solaire, qui fournit de l'eau chaude de chauffage ou sanitaire ;

une centrale électrique solaire, qui produit de l'électricité en convertissant le rayonnement solaire ;

une centrale solaire thermodynamique, qui produit de l'électricité par transfert thermique ;

une centrale solaire photovoltaïque, qui produit directement de l'électricité au moyen de panneaux solaires photovoltaïques.

L'efficacité énergétique se définit généralement comme la capacité à utiliser moins d'énergie pour accomplir une même tâche ou obtenir un même résultat. Bien que les mesures d'efficacité énergétique varient considérablement en termes de coûts initiaux et de délai de retour sur investissement, nombre d'entre elles peuvent être mises en œuvre à faible coût, avec des délais de retour sur investissement parfois inférieurs à un an.

Les différentes classes énergétiques s'étendent désormais de la lettre A à la lettre G. Plus l'appareil est proche de la lettre A, plus son rendement énergétique est efficace. Et plus il s'éloigne de la lettre A, moins sa performance énergétique est satisfaisante.

Efficacité énergétique : définition, normes et conseils d'améliorationSource : https://climate.selectra.com/fr/comprendre/efficacite-energetique

Rappel - Les énergies renouvelables (EnR) proviennent de sources d'énergie dont le renouvellement naturel est assez rapide pour qu'elles puissent être considérées comme inépuisables à l'échelle du temps humain. Elles proviennent de phénomènes naturels cycliques ou constants induits par les astres : le Soleil essentiellement pour la chaleur et la lumière qu'il produit, mais aussi l'attraction de la Lune (marées) et la chaleur engendrée par la Terre (géothermie). Leur caractère renouvelable dépend d'une part de la vitesse à laquelle la source est consommée, et d'autre part de la vitesse à laquelle elle se renouvelle. Les énergies renouvelables intermittentes ne peuvent pas moduler leur production en fonction de la demande électrique. Sans stockage de l'énergie à grande échelle pour suppléer à leur intermittence, elles doivent donc être couplées à des sources d'électricité modulables, telles que celles fonctionnant avec un combustible fossile (centrales au charbon ou au gaz), à l'énergie hydroélectrique ou à l'énergie nucléaire. Si l'exploitation d'énergies renouvelables émet moins de gaz à effet de serre que celle des énergies fossiles et possède d'autres avantages, notamment en matière d'indépendance énergétique et de santé publique et de recettes fiscales locales (2,1 milliards d'euros en 2024 pour les collectivités françaises), elle nécessite aussi des matières premières critiques, peut créer une dépendance à l'importation d'équipements (cellules photovoltaïques) et contribuer à d'autres types de pollutions et nuisances, affectant notamment la biodiversité. La part des énergies renouvelables dans la consommation finale mondiale d'énergie était estimée en 2018 à 17,9 %, dont 6,9 % de biomasse traditionnelle (bois, déchets agricoles, etc.) et 11,0 % d'énergies renouvelables « modernes » : 4,3 % de chaleur produite par les énergies renouvelables thermiques (biomasse, géothermie, solaire thermique), 3,6 % d'hydroélectricité, 2,1 % pour les autres renouvelables électriques (éolien, solaire photovoltaïque, géothermie, biomasse, biogaz) et 1 % pour les biocarburants. En 2025, un tiers de la production mondiale d'électricité est assurée par les énergies renouvelables, mais leur rythme de croissance reste insuffisant pour atteindre l'objectif fixé lors de la COP28… - Source : Wikipédia

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction {{}}

Ce dossier a été réalisé à partir d'une dizaine de documents permettant de mieux comprendre le stockage thermique : quels enjeux, quelles solutions ?

Des recherches appliquées pour le stockage de l'énergie sont présentées, avec les exemples du solaire thermique exploité dans la plus grande centrale agricole mise en service en Corrèze, d'une part, et de la société Zendure qui « booste votre installation solaire avec une nouvelle génération de produits de stockage intelligents », d'autre part…

Finalement, un article rédigé par la rédaction Futura expose que le refroidissement sans électricité est une la technologie qui défie la science…

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire {{}}

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Comprendre le stockage thermique : une révolution dans la gestion énergétique - Par Audrey- Mis à jour le 12/11/2025 - Stockage d'énergie Publié le 23/01/2025 – Document ‘https://fhe-france.com'
Sommaire : {{}}

• Qu'est-ce que le stockage thermique ?

• Pourquoi le stockage thermique est-il essentiel aujourd'hui ?

• Les domaines d'application du stockage thermique

• Inelio® : l'innovation FHE au service du stockage thermique

• Questions fréquentes

Dans un monde en pleine transition énergétique, la recherche de solutions durables et efficaces pour réduire l'empreinte carbone est devenue une priorité. Le stockage thermique émerge comme une technologie innovante capable de répondre à ces enjeux tout en optimisant la gestion de l'énergie. En utilisant l'énergie en chaleur ou en froid, cette technologie s'adapte à de nombreux domaines, du résidentiel, à l'industrie et l'agriculture.

Les informations à retenir :

Le stockage thermique est une technologie clé pour répondre aux défis de la transition énergétique. Durable et efficace, il permet d'optimiser l'utilisation de l'énergie et de réduire l'empreinte carbone,

Une solution pour la transition énergétique
Le stockage thermique optimise l'utilisation de l'énergie (chaleur ou froid) pour répondre aux besoins tout en réduisant l'empreinte carbone.
Trois technologies adaptées à tous les besoins{{}}

Stockage sensible : simple et accessible (eau, roches).
Stockage latent : compact et efficace grâce aux changements de phase.
Stockage thermochimique : performant et sans perte pour un usage prolongé.

Des applications multiples
Résidentiel, industriel, agroalimentaire ou agricole : le stockage thermique améliore l'efficacité énergétique et stabilise les besoins thermiques dans tous les secteurs.
Inelio®, l'innovation durable de FHE
Cette technologie révolutionnaire offre un stockage thermique autonome, écologique et performant, compatible avec toutes les énergies renouvelables.

Installation futuriste d'un cylindre en verre contenant des nuages colorés bleus et rouges, entouré de végétations

Qu'est-ce que le stockage thermique ?{{}}

Le stockage thermique est une technologie qui permet de stocker de l'énergie sous forme de chaleur ou de froid. Cette énergie peut ensuite être utilisée à différents moments pour répondre à des besoins énergétiques spécifiques. Cette solution optimise la gestion énergétique et réduit l'empreinte carbone des systèmes de chauffage et de climatisation.

Les différents types de stockage thermique{{}}

Il existe plusieurs types de stockage thermique, chacun ayant des applications variées :

Stockage sensible : Le stockage sensible emmagasine de l'énergie en modifiant la température d'un matériau sans changer son état physique. L'eau est un des matériaux les plus couramment utilisés pour ce type de stockage en raison de sa capacité thermique élevée.
Les systèmes, comme les ballons d'eau chaude, permettent de stocker la chaleur produite pendant les heures de faible demande pour une utilisation ultérieure. Les roches et les sels fondus sont également utilisés dans les systèmes à plus grande échelle, comme dans les centrales solaires thermiques.
Stockage latent : Ce type de stockage repose sur le principe du changement de phase d'un matériau (fusion ou solidification). Les matériaux à changement de phase (PCM) absorbent ou libèrent une grande quantité d'énergie thermique sans changement de température pendant leur transition entre états solide et liquide.
Ce système est particulièrement efficace pour les applications résidentielles et commerciales car il offre une grande capacité de stockage dans un espace compact.
Stockage thermochimique : Le stockage thermochimique utilise des réactions chimiques réversibles pour stocker et libérer de l'énergie. Ces systèmes offrent une densité énergétique très élevée et permettent un stockage à long terme sans pertes.
Les systèmes à base de sorption solide-gaz, comme ceux utilisés par Inelio®, sont des exemples de cette technologie, offrant une solution durable et efficace pour des besoins complexes.
Ces techniques sont adaptées à divers besoins, allant des systèmes domestiques aux infrastructures industrielles.

Pourquoi le stockage thermique est-il essentiel aujourd'hui ?{{}}

Avec la transition énergétique en cours, le stockage thermique devient un élément clé pour relever des défis majeurs, tels que :

La décarbonation de l'énergie : En stockant l'énergie produite à partir de sources renouvelables comme le solaire ou l'éolien, le stockage thermique contribue à une réduction significative des émissions de CO2.
L'efficacité énergétique : Il permet d'éviter les pertes d'énergie en la rendant disponible quand elle est le plus nécessaire.
La stabilité des réseaux électriques : En absorbant les pics de production énergétique, il prévient les surcharges et les coupures.
Les domaines d'application du stockage thermique{{}}

Domaines d'application du stockage thermique : résidentiel, industriel et agroalimentaire

Secteur résidentiel{{}}

Dans les foyers, le stockage thermique est utilisé pour le chauffage, la climatisation et l'eau chaude sanitaire. Les solutions telles que les ballons d'eau chaude permettent de stocker l'énergie produite pendant les heures creuses pour une utilisation ultérieure.

Secteur industriel et tertiaire{{}}

Dans ces secteurs, le stockage thermique est justifié pour le chauffage, la climatisation et la gestion thermique des bâtiments, comme les hôtels, centres commerciaux et hôpitaux.

Ces solutions aident à réguler la consommation, à limiter la dépendance aux réseaux en période de forte demande et à améliorer l'efficacité énergétique. L'intégration de ces technologies dans les deux secteurs contribue à stabiliser la production et à réduire l'empreinte carbone.

Agroalimentaire{{}}

Le stockage thermique joue un rôle central dans la gestion des chaînes du froid et l'optimisation des procédés industriels. Il permet de stabiliser les températures nécessaires à la conservation des produits périssables, garantissant ainsi leur qualité et leur sécurité. De plus, la chaleur excédentaire produite par les équipements industriels peut être capturée et réutilisée pour des usages tels que le préchauffage ou le maintien des températures dans des environnements contrôlés.

Agriculture{{}}

Dans le domaine agricole, le stockage thermique est utilisé pour le chauffage des serres, la conservation des produits alimentaires et la gestion des systèmes d'irrigation. Par exemple, des réservoirs thermiques peuvent accumuler la chaleur solaire durant la journée pour maintenir une température constante la nuit. Cela contribue à réduire les coûts opérationnels et l'empreinte écologique des exploitations agricoles.

Chiffres clés du stockage thermique {{}}

– 30 % : Réduction potentielle des émissions de CO2 grâce au stockage thermique dans les réseaux de chaleur.

- 20 ans : Durée de vie moyenne d'un système de stockage thermique.

- 50 - 70 €/MWh : Coût moyen du stockage thermique, nettement inférieur à celui du stockage électrique.

Inelio® : l'innovation FHE au service du stockage thermique{{}}

Jonathan Laloum, notre Directeur Général, avec la solution de sockage thermique FHE, Inelio®, au forum EnerGaïa.

Inelio®, développée par FHE, est une pile thermique de nouvelle génération qui intègre une technologie à sorption solide-gaz. Elle permet de stocker l'énergie sous forme thermique pour une restitution optimale en chaleur, froid ou eau chaude sanitaire. Cette solution est compatible avec toutes les sources d'énergies renouvelables (solaire, éolien) et propose une autonomie totale sans perte de rendement.

Découvrir cette innovation ➜

Les avantages d'Inelio®{{}}

Stockage à 100% de profondeur de décharge : Permet une utilisation complète de l'énergie emmagasinée.
Garantie de performance : Plus de 95% de capacité maintenue après 20 ans ou 20 000 cycles.
Réfrigérant naturel : Utilisation d'un gaz naturel (R717), à faible impact environnemental et à rendement énergétique élevé.
Maintenance prédictive : Surveillance en temps réel et gestion à distance via l'écosystème FHE Connect.
Mise en œuvre rapide : Aucun circuit frigorifique n'est requis, ce qui simplifie l'installation.
Une solution durable et écologique{{}}

Inelio® se distingue par sa conception robuste et son rejet de l'obsolescence programmée. Avec un circuit hermétique et l'absence de pièces mobiles, le système garantit une fiabilité à long terme. Cette technologie contribue à la réduction des gaz à effet de serre en éliminant l'utilisation de réfrigérants traditionnels.

Questions fréquentes{{}}

Quels sont les 3 modes de stockage d'énergie ?

Comment fonctionnent les réservoirs de stockage thermique ?

Comment est utilisé le stockage de l'énergie thermique ?

Comment fonctionne le stockage thermique ?

Pourquoi utiliser du sel fondu pour le stockage thermique ?

Image de Audrey

Audrey - Ancienne journaliste (depuis 2012), j'ai rejoints l'équipe de FHE France en tant qu'assistante marketing et communication. Je gère au quotidien les relations presses et la rédactions d'articles afin de faire connaitre les produits FHE France et l'autoconsommation solaire intelligente au grand public.

L'intelligence énergétique :{{}}

Blog
Qui sommes-nous ?
→ Pour les professionnels Qui sommes-nous ? Nos solutions Trouver un expert Notre Blog Contact Pro - © 2026 FHE Tous droits réservés.

Source : https://fhe-france.com/se/stockage-thermique

Retour au début du sommaire

Stockage de l'énergie – Article de base Wikipédia{{}}
Le stockage de l'énergie consiste à mettre en réserve une quantité d'énergie provenant d'une source pour une utilisation ultérieure. Il a toujours été utile et pratiqué, pour se prémunir d'une rupture d'un approvisionnement extérieur ou pour stabiliser à l'échelle quotidienne les réseaux électriques, mais il a pris une importance accrue depuis l'apparition de l'objectif de transition écologique. Stocker de la chaleur ou de l'électricité permet ainsi de lisser les irrégularités de production et de consommation, dans le contexte de développement des énergies renouvelables et propres, mais intermittentes, telles que l'énergie éolienne et l'énergie solaire.

On s'intéresse ici principalement à l'opération consistant à créer une réserve à partir d'énergie disponible, et non à la gestion des stocks (notamment ceux en énergies fossiles) ou au déstockage.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/e/e5/12-05-08_AS1.JPG/500px-12-05-08_AS1.JPG

Centrale solaire d'Andasol, située dans la commune d'Aldeire (province de Grenade, en Espagne). Planifiée, construite et exploitée par ACS-Cobra Energía, cette centrale solaire utilise la technique de stockage de chaleur dans des réservoirs de sel fondu, pour produire de l'électricité la nuit ou le jour quand le soleil ne brille pas.

Définitions Cette section ne cite pas suffisamment ses sources (mars 2023).

De même que l'expression « production d'énergie », l'expression « stockage d'énergie » est un abus de langage. Physiquement, l'énergie ne peut être ni produite, ni détruite. Les expressions précédentes correspondent, en fait, à une conversion d'énergie vers une forme plus adaptée à un usage prévu[1]. Dans le cas de la « production », cette forme sera un vecteur énergétique (très souvent de l'électricité) facilement utilisable par une machine et, dans le cas du « stockage », la forme sera de l'énergie potentielle à la fois facilement utilisable par une machine de « production » d'énergie (souvent un turboalternateur) et suffisamment stable pour limiter les pertes. L'éventuel stock d'énergie sera constitué à partir de flux d'énergie dont on n'a pas l'usage immédiat, pour en disposer ultérieurement, lorsque nécessaire.

Stocker de l'énergie nécessite toujours une machine qui « consomme » une partie de cette énergie, associée à une méthode de production adaptée au type de stockage et au vecteur énergétique utilisé. Généralement, un système de stockage d'énergie ne comporte qu'un seul vecteur énergétique, identique à l'entrée et à la sortie du stockage ; ainsi qu'une seule machine opérant en mode consommateur pour le stockage et en mode producteur pour le déstockage. Mais il est possible d'avoir deux vecteurs énergétiques distincts et deux machines distinctes. Par exemple :

dispositif de stockage utilisant le même vecteur (l'électricité) et la même machine (un turboalternateur réversible) en entrée et en sortie : une station de pompage-turbinage ;
dispositif utilisant deux vecteurs (chaleur et électricité) et deux machines différentes : la centrale solaire d'Andasol 1 transforme les rayons solaires en énergie thermique, forme sous laquelle elle est stockée, et en sortie, une machine classique transforme à la demande cette énergie thermique en électricité.
Le stockage consomme de l'énergie et est souvent contraignant. Par exemple, le pompage-turbinage réclame deux sites de réservoirs proches mais ayant un fort dénivelé, configuration plus rare encore que celle nécessaire à un barrage hydroélectrique standard. Il est pourtant apparu dès la fin du XIXe siècle. En effet, pour un fournisseur d'électricité, ce qui compte en premier lieu est la puissance électrique, et non l'énergie ; il l'indique comme caractéristique essentielle de ses centrales et elle détermine les coûts d'investissement (donc le coût de l'électricité)[a]. Comme la demande est fluctuante, une partie des générateurs requis pour faire face à la demande de pointe doit rester sous-utilisée, voire à l'arrêt une bonne partie du temps, mais doit rester disponible pour démarrer promptement. Si un procédé pour faire face à l'appel de puissance exige une certaine consommation d'énergie, ce n'est pas en soi gênant, d'autant moins si l'opérateur dispose d'une source en pratique inutile une partie du temps, donc gratuite à ces moments-là, comme un barrage au fil de l'eau.

La recherche et le développement d'outils de stockage ont été stimulés par la crainte d'un épuisement des ressources non renouvelables et, par suite, le développement voulu d'énergies renouvelables mais malheureusement intermittentes. L'idée est que, quand des sources intermittentes fournissent une puissance inutile (voire nuisible, comme lors de la panne de courant du 4 novembre 2006 en Europe, dont les effets ont été limités en France par ses STEP)[2], un outil de stockage puisse se remplir d'énergie gratuite ou presque, et quand elles ne produisent pas, alors qu'une demande existe, l'outil de stockage puisse fournir cette énergie. Cette présentation masque le fait qu'en pratique, l'outil utile devient le stockage lui-même, disponible à la demande, et non la source intermittente qu'on peut d'ailleurs avantageusement remplacer par une source non intermittente ; le stockage n'en est que d'autant plus intéressant (les sources intermittentes n'en étant que l'auxiliaire, plutôt que l'inverse).

Les modes de stockage les plus communs (outre la mise en réserve d'une énergie fossile, dont la consommation a seulement été retardée) sont :

l'énergie potentielle gravitationnelle, sous forme d'eau (barrage, STEPS) ou d'autres masses stockées en hauteur (voir plus bas) ;
l'énergie thermique, à haute température à l'échelle industrielle sous forme de sels fondus, ou plus communément dans un ballon d'eau chaude à l'échelle domestique ou industrielle ;
l'énergie chimique, notamment dans des batteries d'accumulateurs, et sous forme de biocarburants produits à partir de biomasse « neuve » (non fossile) exploitant le rayonnement solaire ;
l'énergie mécanique, sous d'innombrables formes détaillées plus bas.
Intérêt{{}}

Au XXIe siècle, stocker de l'énergie est devenu vital pour les sociétés humaines et l'industrie et un « impératif pour réduire l'impact environnemental de la transition »[3]. Pour les États, l'indépendance énergétique est stratégique, pour l'économie et les individus. L'énergie doit, tant que possible, être disponible à la demande ; et toute rupture d'approvisionnement imprévue entraîne des coûts élevés en matière économique, sociale, de santé ou de sécurité. Par exemple, une panne d'électricité dans un hôpital peut avoir des conséquences désastreuses, pour cette raison, il est muni de plusieurs groupes électrogènes de secours et de stocks de carburant.

Le stockage d'énergie a trois fonctions principales :

sécuriser l'approvisionnement énergétique d'une entité (du foyer au pays ou groupe de pays) ;
ajuster la production d'énergie à la demande ;
compenser l'intermittence de certaines productions d'énergies (liées au soleil, au vent, aux cours d'eau, aux marées ou à la houle...).
Besoins quantitatifs{{}}

En 2015, l'Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA) estime que pour atteindre 45 % d'énergies renouvelables dans le mix à l'horizon 2030, les besoins mondiaux en stockage d'énergie correspondraient à une puissance à fournir de 150 GW par des batteries et de 325 GW par des stations de pompage [4],[5].

Selon une étude publiée en août 2019 par Bank of America Merrill Lynch, 6 % de la production électrique mondiale pourrait être stockée dans des batteries en 2040. Selon BloombergNEF, les capacités de stockage installées sur la planète passeraient de moins de 10 GW en 2019 à plus de 1 000 GW en 2040[6].

Sécurisation de l'approvisionnement en énergie{{}}

Articles détaillés : Réserve stratégique de pétrole et Stockage du pétrole et du gaz.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/4/4f/MiRO2c.jpg/500px-MiRO2c.jpg

Parc de stockage de la raffinerie MiRO à Karlsruhe, en Allemagne, où se trouvent des réservoirs de différentes formes selon le type de produit pétrolier : gaz (gaz de pétrole liquéfié), liquide (essence ou fioul) ou solide (coke de pétrole).

Une rupture d'approvisionnement en énergie peut désorganiser un pays au point de mettre en danger des fonctions vitales : défense, système de santé, sécurité (entre autres routière), etc. Disposer d'un stockage suffisants permet de faire face à ce type de situation, dont en cas de crise géopolitique.

Le premier choc pétrolier (1973), créé par une baisse concertée des livraisons de pétrole par les pays de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole, suscitant une envolée des prix pétroliers, a amené les 16 nations les plus industrialisées (rejointes ultérieurement par 12 membres additionnels) à créer l'Agence internationale de l'énergie, chargée de coordonner leurs politiques énergétiques et de mettre sur pied une économie raisonnée de la ressource[7]. Pour adhérer à l'AIE, un pays doit prouver qu'il dispose de réserves de pétrole équivalentes à 90 jours d'importations, à disposition immédiate du Gouvernement au cas où des mesures d'urgence seraient décidées par l'AIE ; il doit également disposer d'un programme de rationnement pouvant réduire de 10 % sa consommation de pétrole[8].

En 2011, quand la première guerre civile libyenne a fait chuter la production du pays, l'AIE a décidé de prélever 60 millions de barils dans ces réserves stratégiques[9].

La réserve stratégique de pétrole la plus importante, aux États-Unis, atteignait 696 millions de barils à la fin 2011, soit 82 jours d'importations nettes[10].

Les stocks de gaz jouent un rôle majeur dans le fonctionnement et la sécurité du système gazier : en France, les 13 sites de stockage souterrain totalisent 144 TWh de capacité de stockage, soit 30 % des importations nettes de gaz en 2012[11].

Dans l'Union européenne, un Livre vert (2006), intitulé « Une stratégie européenne pour une énergie sûre, compétitive et durable », préconise notamment « une nouvelle législation sur les stocks de gaz donnant à l'UE un moyen de réagir par la solidarité entre les États membres en cas de situation d'urgence »[12]. Cette règlementation, adoptée en 2010, enjoint à chaque État membre de désigner une autorité compétente chargée d'établir des plans d'urgence, des évaluations des risques, et d'imposer aux entreprises gazières de prendre les mesures nécessaires pour garantir des standards de sécurité d'approvisionnement, sans fixer d'objectif précis en matière de stockage. Elle promeut surtout une diversification de approvisionnement (gazoducs évitant la Russie par le sud, ports méthaniers) et d'amélioration des capacités d'échange, en particulier la bidirectionnalité des gazoducs[13].

Dans le nucléaire, le stock d'uranium nécessaire en amont du cycle du combustible nucléaire (conversion en hexafluorure d'uranium, enrichissement, fabrication des assemblages, combustible en réacteur) représente plusieurs années de consommation, gage de résistance à une rupture d'approvisionnement. Chaque centrale nucléaire dispose en outre d'une redondance de ses dispositifs de secours : elle doit disposer de plusieurs sources d'alimentation électrique, par exemple des groupes Diesel et d'un stock de carburant, pour compenser toute perte de connexion au réseau et maintenir le circuit de refroidissement et éviter toute surchauffe, voire une fusion du cœur.

Ajustement de la production d'énergie à la demande{{}}

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/f/f7/Grid_energy_storage_fr.jpg/250px-Grid_energy_storage_fr.jpg

Schéma de principe d'un système intégré de stockage dans un réseau électrique, de type stockage d'énergie de réseau. Profil journalier de production d'une centrale de pompage-turbinage. En vert : pompage ; en rouge : turbinage.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/6/6d/Cruachan_Reservoir_-_geograph.org.uk_-_171791.jpg/250px-Cruachan_Reservoir_-_geograph.org.uk_-_171791.jpg

Réservoir supérieur de la centrale de Cruachan (Écosse), au premier plan ; au second plan, le Loch Awe, servant de réservoir inférieur.

Articles détaillés : Ajustement offre-demande d'électricité et Liste de centrales de pompage-turbinage.

L'ajustement de la production d'électricité à la demande se fait principalement en activant des moyens de production modulables à volonté, en particulier les centrales à gaz et, moindrement, par des contrats d'effacement passés avec les consommateurs capables d'arrêter tout ou partie de leur consommation en périodes de forte demande. Les réseaux électriques intelligents tendent aussi à améliorer la maîtrise de la demande en énergie. En complément figurent :

des stocks de charbon ou de gaz sur le site de centrales thermiques ;
les barrages hydroélectriques, en particulier ceux des centrales de pompage-turbinage ;
les stocks souterrains de gaz ;
le stockage par batteries.
Les centrales hydroélectriques dotées de réservoirs représentent en France, en 2012, 70 % de la puissance du parc hydroélectrique, mais seulement 48 % de la production[14] ; les 52 % restants (centrales « au fil de l'eau ») ne sont pas modulables, et font partie avec les éoliennes et le solaire des énergies renouvelables à production dite « fatale » au sens où elle n'est pas maîtrisable ni modulable.

Parmi les centrales dotées de réservoirs, les centrales de pompage-turbinage, dont, en France, les six principales totalisent 4 173 MW en 2012[14], jouent un rôle crucial dans l'ajustement offre-demande en utilisant les excédents de production d'heures creuses pour pomper de l'eau de leur réservoir inférieur vers leur réservoir supérieur, créant ainsi une réserve d'énergie potentielle qui peut ensuite être utilisée pour couvrir une partie de la demande en heures de pointe.

Les stocks de gaz jouent un rôle majeur dans le fonctionnement du système gazier : ils permettent d'adapter le débit de fourniture du gaz aux variations de la demande, en particulier à ses variations saisonnières. Par exemple, en France, Storengy, filiale d'Engie, et Teréga, ancienne filiale de Total, gèrent respectivement treize sites (114 TWh de capacité de stockage) et deux sites (30 TWh), soit au total 30 % des importations nettes de gaz en 2012[11] ; douze sites sont en nappe aquifère, trois en cavités salines ; durant la vague de froid observée au début du mois de février 2012, les stockages ont fourni jusqu'à 60 % de l'approvisionnement national[15].

Compensation de l'irrégularité de la production des énergies intermittentes{{}}

Depuis longtemps, l'irrégularité de la production des centrales « au fil de l'eau » est compensée par des moyens de production modulables et, lorsque c'est possible, par les réserves des barrages. Mais, l'essor de deux nouvelles sources renouvelables à production fatale — l'éolien et le solaire, dont la production n'est ni modulable ni contrôlable — crée désormais de nouveaux besoins en stockage d'électricité.

Au Danemark, la production éolienne a atteint un record (33 % du mix électrique) en 2013[16] grâce à l'interconnexion du réseau, par plusieurs câbles sous-marins, avec ceux de la Suède et de la Norvège. Le pays a ainsi, dans le cadre du marché de l'énergie scandinave Nordpool, pu vendre à ces deux pays ses excédents éoliens en périodes ventées, lesquels réduisent alors leur production électrique, stockant de l'eau dans leurs barrages, qu'ils utilisent pour revendre de l'hydroélectricité au Danemark en période peu ventée. Le Danemark vise 50 % en 2020 la part de l'éolien dans le mix ; avec des méthodes (à l'étude) de maîtrise de la demande en énergie et l'utilisation des réseaux électriques intelligents pour moduler par exemple la charge des batteries des véhicules électriques et le fonctionnement des pompes à chaleur en fonction de la production éolienne[17].

D'autres pays, comme l'Allemagne et le Royaume-Uni, la Belgique ou l'Australie, n'ont pas la chance de disposer d'un potentiel hydroélectrique significatif. Certains ont donc construit des centrales de pompage-turbinage de 6 352 MW en Allemagne[18] et d'au moins 2 828 MW au Royaume-Uni. En 2015, les plus récentes dataient de 1984 et de 2003, respectivement la centrale de Dinorwig au Royaume-Uni et la centrale de Goldisthal en Allemagne. Elles étaient les dernières à être terminées ; les autres constructions suscitent souvent des « conflits locaux » ou « régionaux » quand elles sont perçues comme une nuisances pour l'environnement[19].

Les ministres responsables de l'énergie des trois pays alpins (Allemagne, Autriche et Suisse), réunis le 5 mai 2012, ont déclaré qu'à l'avenir, le développement des énergies renouvelables pour la production d'électricité ne pourrait pas se faire sans un renforcement correspondant des capacités de transport et de stockage. La seule technique de stockage à grande échelle alors disponible étant le pompage-turbinage, ils se sont engagés à se coordonner pour le promouvoir. Les associations professionnelles du secteur électrique des trois pays ont conjointement lancé une campagne promouvant le pompage-turbinage, en réclamant des mesures de facilitation réglementaires et fiscales. Les capacités de pompage-turbinage de l'Europe étaient en 2012 de 45 GW (170 centrales), dont 75 % dans huit pays, en tête desquels figurent Allemagne, France, Espagne, Italie, Suisse et Autriche ; et visaient en 2020 une soixantaine de projets (pour 27 GW, surtout en Espagne et dans les trois pays alpins prévoyant d'ajouter à leurs 12,5 GW actuels (6,5 GW en Allemagne, 4,3 GW en Autriche et 1,7 GW en Suisse) 11 GW supplémentaires d'ici 2020 (4 GW en Allemagne, 3,5 GW en Autriche et 3,5 GW en Suisse)[20],[21].

Ce couplage confère une « inertie synthétique » comparable à celle des machines synchrones, mais avec une flexibilité liée à la taille du système. Contrairement aux centrales conventionnelles, ces onduleurs peuvent démarrer en moins de cent millisecondes, offrant une réactivité inégalée.

En Belgique, GIGA Storage a implanté, en 2024, une giga-batterie stationnaire de 600 MW (la plus grande d'Europe, avec 2 400 MWh, loin devant les 1 600 MWh de Moss Landing en Californie)[22].

En Australie du Sud et en Californie, des onduleurs de type « grid‑forming  »[23] stockent de l'électricité d'origine solaire et/ou éolienne dans des containers de batteries, qui fonctionnent ensuite comme sources autonome de tension (capable de produire du courant sans dépendre d'un réseau existant). cette technologie a permis d'intégrer massivement le solaire et l'éolien en l'absence de barrages ou de stockage hydraulique par pompage, pour par exemple répondre aux pics de demande en soirée.

En juin 2025, Energy China a lancé un appel d'offres de 25 GWh de capacité de batteries LFP sur différentes durées de stockage (1, 2 et 4 heures), dans le cadre d'une réforme qui supprime l'obligation chinoise de stockage pour les projets renouvelables et favorise le stockage indépendant pour l'arbitrage sur le marché de l'électricité. Plus de 70 entreprises y ont répondu (dont CATL, BYD, Sungrow et Envision...), avec des prix records[b] en baisse de 30 % par rapport à 2024, et de 15 % par rapport aux records de 2025. Ce stockage servira principalement à lisser la demande et à stabiliser les réseaux, et secondairement aux fermes solaires et éoliennes en vue de l'objectif de 60 GW de nouvelles capacités d'ici la fin du 14e plan quinquennal [24]. Tesla, en 2023, commence à construire sa 1re usine de stockage d'énergie hors des États‑Unis, à Shanghai, sur 200 000 m2 pour (1,45 milliard RMB). Cette Megafactory produira surtout des Megapacks (capacité annuelle de 40 GWh et un objectif de 10 000 unités dès 2025) en visant près de 100 GWh de capacité mondiale[25]. En 2024, le prix du Megapack a chuté de 44 % par rapport à 2023, renforçant l'avantage concurrentiel de Tesla qui annonçait avoir atteint 13,5 GWh au premier semestre (+ 178 % sur un an)[25]. Ce segment énergie et stockage, avec une marge brute de 24,6 % au premier trimestre 2024, dépasse de loin son secteur automobile[25].

D'autres projets, très divers, sont étudiés, dont pour le stockage de l'hydrogène et l'utilisation des batteries des véhicules électriques pour stocker les excédents éoliens ou solaires en modulant leur recharge grâce aux réseaux électriques intelligents, dans la lignée des idées de la troisième révolution industrielle lancées par Jeremy Rifkin. En France, le Projet Ringo de stockage sur batteries de type lithium-ion NMC (nickel, manganèse, cobalt) à forte densité énergétique, initié par RTE en 2019, vise à expérimenter le lissage de surplus ponctuels de production éolienne et solaire[26],[27],[28].

Jean-Marc Jancovici fait remarquer qu'au niveau mondial, la production électrique est de 23 000 TWh/an, alors que la totalité des réserves connues de lithium permettrait, selon Fabien Perdu, chercheur spécialiste de la question des batteries au CEA, de réaliser environ 250 TWh de stockage (une seule fois) ; ce qui ne représente que cinq jours de consommation mondiale. Ces valeurs ne sont pas suffisantes pour que l'on puisse envisager de faire du stockage inter-saisonnier sur batteries : il faudrait être en mesure d'accumuler, au moins, un mois de consommation pour garantir l'approvisionnement toute l'année.[réf. nécessaire]

D'autres approches consistent à réguler les appareils à forte consommation (chauffage électrique, eau chaude et système de réfrigération par exemple) pour correspondre aux prévisions de production et éviter les irrégularités de consommation comme les pics du soir en hiver (cf. effacement de consommation électrique) ; cependant, une partie de la consommation ne peut être déplacée (ascenseurs, éclairage, cuisson des aliments, TV, ordinateurs sans onduleurs ni batteries, etc.) et le délai de déplacement est limité à quelques heures : il n'est pas possible d'arrêter le chauffage pendant plusieurs jours sans vent ni soleil.

Une batterie, à la cave ou dans le garage, peut au domicile, être associée à des panneaux photovoltaïques fixés sur les toits. En Europe, selon le cabinet Wood Mackenzie, ce stockage résidentiel devait quintupler entre 2019 et 2024, pour atteindre 6,6 GWh en 2024. Le marché est concentré en Allemagne, où le solaire résidentiel est encouragé depuis 2013, avec jusqu'à 30 % du coût de l'installation subventionnés les premières années (part tombée à 10 % en 2018 et à zéro depuis le 1er janvier 2019, mais l'impulsion a suffit pour que 125 000 foyers s'équipent, d'autant que le prix des panneaux et des batteries a chuté dans le même temps). Selon Wood Mackenzie, ce marché du stockage résidentiel peut désormais se développer sans subventions en Allemagne, en Italie et en Espagne, car le prix de l'électricité produite à domicile s'y rapproche de celui qui est commercialisé par les fournisseurs ; en France, l'incitation est moindre, l'électricité vendue par EDF et ses concurrents étant parmi les moins chères du continent[29].

Perspectives économiques et sociétales{{}}

Une étude prospective récente (2025) estime la taille du marché du stockage d'énergie à 295 milliards USD en 2025, qui « devrait atteindre 465 milliards USD d'ici 2030, à un TCAC de 9,53 % pendant la période de prévision (2025-2030) »[30].

Associé aux énergies renouvelables, ce stockage à un coût économiquement de plus en plus intéressant permettrait d'accélérer la transition énergétique et l'usage généralisé des énergies renouvelables, alors que le coût de l'énergie solaire ou éolienne a déjà très fortement baissé, allant vers ce qu'Hermann Scheer appelle la « quatrième révolution industrielle ». Un rapport antérieur (de la Deutsche Bank en mars 2015) annonçait un coût du stockage qui pourrait être divisé par sept entre 2015 et 2020, passant de 14 à 2 c€/kWh[31], et la baisse conjointe du coût du photovoltaïque et du stockage permettrait d'atteindre 30 % d'énergie photovoltaïque en 2050, ouvrant des perspectives nouvelles d'intérêt général en matière de sécurité énergétique et de transition énergétique et écologique[31].

Un coût de stockage de 2 c€/kWh en 2020 et de 4,1 c€/kWh pour le photovoltaïque en 2025[32] diminuerait le coût du photovoltaïque à 61 €/MWh, le rendant bon marché comparé au coût complet des autres sources d'énergie. Ce coût du photovoltaïque pourrait passer, selon l'institut Fraunhofer, à 4–6 c€/kWh en 2025 et à 2–4 c€/kWh en 2050[33].

Cette baisse du prix des batteries encouragerait aussi l'essor des véhicules électriques dès 2020, en diminuant leur dépendance au pétrole et en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et la pollution[34].

En 2024, le marché des batteries stationnaires, destinées au stockage d'électricité pour les réseaux électriques ou pour les particuliers, connait une ascension fulgurante : selon Bloomberg New Energy Finance, il se vend désormais une batterie stationnaire pour six batteries destinées à l'industrie automobile, alors que quatre ans auparavant, ce ratio était de 1 pour 15. Tesla, numéro un sur ce marché, a multiplié par plus de deux ses ventes de batteries aux énergéticiens. Les marchés les plus actifs sont les États-Unis, la Finlande, la Suède et l'Allemagne. Engie a installé près de 2 GW de batteries aux États-Unis et vise 10 GW à l'échelle mondiale d'ici à 2030, et TotalEnergies a 400 MW en portefeuille aux États-Unis et vise 5 à 7 GW d'ici à 2030[35]….

Lire l'article complet sur ce site : https://fr.wikipedia.org/wiki/Stockage_de_l%27%C3%A9nergie

Retour au début du sommaire

Stocker l'énergie : quels enjeux et quelles solutions ? Par Hugues Defreville – Document ‘newheat.com'
Comme nous vous l'avons présenté dans notre article sur la chaleur renouvelable, les besoins énergétiques de l'humanité se répartissent entre les besoins en électricité, en transport, mais aussi et principalement en chaleur, ou énergie thermique.

La question du stockage concerne tous ces usages énergétiques, la chaleur tout autant que l'électricité : pour résumer, cela consiste à « accumuler » l'énergie en vue d'une utilisation ultérieure. Or, la production d'énergie renouvelable se heurte à une problématique majeure : la variabilité et l'intermittence de la ressource renouvelable utilisée. C'est le cas en particulier de l'énergie solaire qui présente même une variabilité multiple, à la fois journalière (météo) et saisonnière.

Savoir stocker l'énergie est ainsi un point clé de la transition énergétique, un enjeu indispensable pour permettre l'introduction massive des énergies renouvelables (EnR) dans notre mix énergétique. Et cela est vrai que ce soit pour l'énergie thermique ou l'énergie électrique !

Electricité : les solutions de stockage les plus connues et pourtant les plus complexes !{{}}

Les solutions les plus connues du grand public sont aujourd'hui celles dédiées au stockage de l'électricité.

infographie énergie electrique

Pourtant, si l'électricité est un vecteur très pratique et efficace pour le transport de l'énergie, son accumulation reste particulièrement difficile, et passe généralement par une transformation pour être stockée sous une autre forme. Les stockages d'électricité les plus répandus actuellement sont ceux basés sur des solutions électrochimiques, avec l'utilisation de batteries (au plomb, sodium-soufre, lithium-ion, etc.). Nous les utilisons au quotidien, pour des applications mobiles notamment (téléphones ou ordinateurs portables).

Historiquement focalisés sur des applications de petites puissances, des systèmes de capacité plus importante se développent depuis quelques années, notamment pour les applications de mobilité (voiture électrique, avec des constructeurs pionniers comme Tesla, Nissan, suivi aujourd'hui par tous les constructeurs de la planète), mais également avec le développement de systèmes encore plus importants, permettant de participer à l'équilibrage de l'offre et la demande lors du surplus de production d'électricité renouvelable.

C'est le cas par exemple de la plus grande batterie du monde, installée en Australie et financée par le producteur indépendant français Neoen, la « Victorian Big Battery »
[1] de 350 à 400 MW de puissance, basée sur la solution « Megapack » de l'entreprise américaine Tesla).

Toutefois, ces solutions répondent principalement à des besoins de stockage de durée assez courte (quelques heures à quelques jours pour les petites puissances) et ne peuvent donc couvrir que des quantités d'énergie relativement faibles ou moyennes. Enfin, leur coût reste relativement élevé et leur durée de vie est limitée par les dégradations chimiques des réactions. Si cette filière des batteries est en plein essor, il existe également d'autre filières de stockage de l'électricité qui permettent des capacités d'accumulation plus importantes, toutefois leur potentiel de développement semble aujourd'hui faible ou limité :

Les solutions mécaniques gravitaires, avec par exemple les Stations de transfert d'énergie par pompage (STEP) : c'est aujourd'hui la principale solution employée dans le monde pour stocker massivement l'énergie des centrales électriques. Mais son potentiel de développement est aujourd'hui limité par les sites pouvant convenir à son installation (en France en particulier)
Le stockage d'énergie par air comprimé (CAES) permet également de stocker une grande puissance et d'assez grandes quantités d'énergie sur plusieurs semaines. Mais son potentiel de développement est là aussi limité par les sites nécessaires à son installation
La technologie du volant d'inertie est également mature, mais ne permet qu'un temps de stockage très court et une quantité d'énergie stockée limitée.
Mais l'option de stockage d'électricité focalisant le plus d'intérêt actuellement, au côté des batteries, c'est bien l'utilisation de l'hydrogène (et dans une moindre mesure les autres procédés « Power to gas »). Cela consiste à produire de l'hydrogène par électrolyse de l'eau, à partir d'électricité renouvelable (panneaux solaires photovoltaïques, éoliennes ou autres…). Il est ensuite possible de stocker cet hydrogène, de l'injecter dans le réseau de transport de gaz, d'alimenter des véhicules, voire de le convertir de nouveau en électricité via une pile à combustible.

Elle semble actuellement être identifiée par les pouvoirs publics et les industriels comme le moyen de stockage passif inter-saisonnier le plus prometteur, même si son coût reste aujourd'hui encore très élevé et son développement à grande échelle n'est pas attendu avant 2035.
[2]

Le saviez-vous ? Depuis 2020, la NASA a lancé auprès du grand public (aux Etats-Unis) le concours « Watts on the Moon » afin de trouver de nouvelles options pour distribuer, gérer et stocker l'énergie solaire photovoltaïque (électrique)qui serait produite sur la Lune ! Avec des nuits de 350 heures consécutives, des changements de température extrêmes… le stockage d'électricité sur la lune est un vrai défi, même pour la NASA !{}

Chaleur : des solutions simples, robustes, permettant dès aujourd'hui le développement massif d'une production renouvelable et de récupération{{}}

solaire thermique

Si l'on revient aux enjeux du stockage thermique, il convient de noter, qu'en plus de la variabilité et l'intermittence de certaines ressources renouvelables comme le solaire, les grands consommateurs de chaleur peuvent également voir leurs besoins thermiques varier fortement, que ce soit pour des raisons prévisibles (charge variable de production d'un site industriel ou démarrage du chauffage d'un réseau urbain), ou de problèmes techniques imprévisibles (casse machine, aléa climatique…).

De plus, chaque grand consommateur de chaleur étant alimenté par un système de production et de distribution dédié et indépendant (et non pas via un réseau local, national voire international comme pour l'électricité), les enjeux sont encore plus évidents, et doivent nécessairement être mis en œuvre pour chaque consommateur, afin de faire correspondre une production variable et intermittente avec une consommation qui l'est tout autant !

Justement, vous allez le découvrir dans la suite de cet article : il existe d'ores et déjà des solutions de stockage « massif » d'énergie thermique ! Simples et robustes, elles font appel à des technologies maitrisées et sont particulièrement efficaces économiquement et environnementalement. Que ce soit pour stocker l'énergie sur des périodes de plusieurs jours (on parle alors de stockage « journalier ») mais également pour des périodes de plusieurs mois (on parle alors de stockage « inter-saisonnier »).

Chez Newheat, nous intégrons quasiment systématiquement une solution de stockage thermique dans les projets de production de chaleur renouvelable que nous développons. Véritables pierres angulaires de nos centrales, ces systèmes nous permettent de fournir à nos clients une énergie correspondant à leur besoin et pouvant s'adapter aux aléas, qu'ils soient techniques ou climatiques.{{}}

Les différents systèmes de stockage thermique : sensible, latent, thermochimique{{}}

Il en existe 3, qui s'appuient sur des phénomènes physiques différents :

Stockage « sensible » : Cette méthode est la plus simple et la plus répandue. Elle consiste à chauffer un matériau liquide ou solide, sans que celui-ci ne change de phase (fusion, vaporisation…). On choisit le matériau à utiliser en fonction du niveau de température requis par l'application :
–en dessous de 100 °C, l'eau liquide est le composé le plus largement utilisé. Elle est non toxique, peu chère et (pour les volumes en jeu) très abondante. On peut également utiliser des solides, comme des roches ou des bétons.

–au-dessus de 100°C, on peut utiliser des liquides comme les sels fondus ou les huiles organiques, qui permettent d'atteindre jusqu'à environ 350 °C pour les huiles et 800°C pour les sels fondus. Leur coût et les risques environnementaux sont toutefois des enjeux forts limitant leur usage.

On peut également utiliser des systèmes utilisant des solides comme des bétons à hautes températures ou de la céramique réfractaire (jusqu'à 1000 °C). Les volumes nécessaires sont alors plus importants que pour des milieux liquides.

Stockage « latent » : vise à exploiter la chaleur latente restituée (ou absorbée) lors du changement de phase d'un matériau. Le matériau utilisé va passer de l'état solide à l'état liquide, en absorbant ainsi une forte quantité d'énergie thermique. Il va ensuite pouvoir restituer cette chaleur dans la phase de transition inverse, lors de sa solidification. On appelle cette énergie nécessaire au changement de phase entre solide et liquide d'un matériau « enthalpie de fusion ». Pour les réaliser, on utilise des matériaux spécifiques (dont l'enthalpie de fusion est la plus élevée) appelés « Matériau à Changement de Phase » (MCP). Les principaux MCP utilisés dans des systèmes de grande dimension sont les paraffines, les acides gras et les sels hydratés. Si leur densité énergétique est plus élevée que celle des systèmes dits « sensibles », ils sont souvent limités en puissance de charge et de décharge. Encore peu développés au niveau industriel, ils présentent aujourd'hui des coûts relativement élevés.
« Thermochimique » : il utilise la réversibilité d'une réaction chimique qui est, selon le sens de la réaction considérée, soit endothermique (consommatrice de chaleur) soit exothermique (émettrice de chaleur). On peut distinguer :
– Le stockage par Adsorption/Désorption mettant en jeu un couple solide/gaz. L'adsorption correspond à la fixation des molécules de gaz à la surface du solide. Ce phénomène est exothermique, donc dégage de la chaleur. La désorption correspond à la libération des molécules de gaz de la surface du solide. Ce phénomène est endothermique, donc consomme de la chaleur (stockage de l'énergie). Les principaux matériaux adsorbants utilisés sont des gels de silice, les alumino-phosphates, les silico-phosphates et les zéolithes.

– Le stockage mettant en jeu une réaction chimique entre différents sels et de l'eau (hydrates). Le sel, initialement à l'état solide se décompose / se dissous sous l'effet d'un apport de chaleur. C'est l'étape de charge de l'énergie. Lorsque les composants du sel sont de nouveau mis en contact, celui-ci se reforme alors à l'état solide. Ce procédé est exothermique et restitue donc la chaleur apportée, c'est l'étape de décharge.

Ces systèmes font toutefois appel à des technologies complexes et sont encore peu développés à grande échelle.{{}}

Chez Newheat, si nous sommes ouverts à toutes technologies et suivons les avancées scientifiques avec grand intérêt, nous avons fait le choix de nous focaliser dans un premier temps sur les systèmes de stockage sensible pour des applications dont la température est inférieure à 100°C, dont la maturité et la robustesse n'est plus à démontrer.{{}}

Nous allons nous focaliser dans le reste de cet article sur 3 options qui nous semblent les plus efficaces au niveau technico-économique, sans danger pour l'environnement et disposant de nombreuses références : il s'agit des solutions que nous déployons déjà dans nos projets !

Stockage « journalier » d'énergie thermique (applications inférieures à 100°C) : les cuves de stockage avec stratification{{}}

Cuve de stockage Newheat

Stocker la chaleur sous forme d'eau chaude dans de grandes cuves, à l'image d'un « thermos » géant, est particulièrement efficace techniquement et économiquement.

Ces grandes cuves peuvent être réalisées en béton ou en acier (ce dernier matériau permettant les installations les plus compétitives) et ont un volume unitaire qui peut atteindre jusqu'à 10.000 m3 (voire plus). Elles sont ensuite recouvertes d'un matériau isolant de type laine de roche ou laine de verre et sont enfin protégées des intempéries par un bardage métallique.

Pour donner un ordre de grandeur, une cuve de 3.000 m3 (ou 3 millions de litres) a les dimensions suivantes :

Hauteur de 12 mètres (équivalent à un immeuble de 4 étages)
Diamètre de 20 mètres
Volume équivalent à celui d'une piscine olympique
Il s'agit d'un dimensionnement que nous utilisons dans la mise en œuvre de nos grandes centrales solaires thermiques chez Newheat ! Comme pour notre centrale solaire thermique des Malteries Franco-Suisses.

cuve-3000m3-Malteries-Franco-Suisses

crédit photo : Axéréal{}

Une cuve de cette dimension permet de stocker environ 150 MWh d'énergie thermique (en prenant l'hypothèse de 40°C de plage de température de stockage « utile »), ce qui correspond à plusieurs jours de production estivale d'une centrale d'une puissance crête de 10 MW. C'est pour cela que nous qualifions ce type de stockage de « journalier ». Il peut en effet permettre de pallier les baisses de la ressource solaire sur quelques jours consécutifs, mais sera insuffisant pour permettre de couvrir le déficit d'ensoleillement de la période hivernale.

Notons que ces systèmes utilisent de l'eau en « boucle fermée » (initialement froide elle est réchauffée par le chauffage renouvelable, puis refroidie lors de sa livraison au consommateur, et tout recommence dans un cycle potentiellement infini). Une fois le système rempli, il n'y a ainsi pas de « consommation » d'eau, et celle-ci pourra être réutilisée sans pollution en fin de vie de l'installation.

Maitriser la stratification, enjeu central de la performance du système de stockage{{}}

En termes de rendement énergétique, les niveaux de pertes thermiques de ce type de cuve sont très limités (quelques % au maximum de pertes thermiques), y compris pour des durées de plusieurs semaines, sous réserve toutefois de maitriser les mouvements de l'eau au sein de la cuve pour préserver la bonne stratification thermique de celle-ci.

Qu'est-ce que la « stratification thermique » ? Le phénomène de stratification thermique correspond au « rangement » des températures d'un fluide au sein d'un contenant en fonction de leur densité. Les plus chaudes se retrouvent en haut de la cuve (le fluide « chaud » étant moins dense) et les plus froides en bas de la cuve (le fluide « froid » étant plus dense).{}

En cas de mauvaise stratification, par exemple avec l'apparition de phénomènes de convection ou de « mélange » de l'eau (créé par un débit d'eau entrant ou sortant de la cuve), les températures se mélangent et celle-ci devient uniformément « tiède ». Cette eau « tiède » est alors beaucoup moins intéressante, et ne pourra par exemple plus alimenter un consommateur demandant uniquement qu'elle soit « chaude » à un niveau de température élevé.

thermocline cuve de stockage Narbonne

Pour mesurer cette performance on utilise la notion de rendement « exergétique », qui permet de mesurer la « qualité » de l'énergie thermique stockée, c'est-à-dire la partie utilisable pour une utilisation donnée, au-dessus d'une certaine température.

Pour garantir une bonne stratification et maintenir une thermocline la plus fine possible (zone de transition délimitant une zone d'eau chaude flottant au-dessus d'une zone d'eau froide) et éviter ce mélange et une « destruction » d'exergie, il est important de :

Concevoir le système pour que l'apport (depuis la centrale solaire) et l'utilisation (par le consommateur) de l'eau chaude se fasse depuis le haut de la cuve, et que le soutirage (vers la centrale solaire) et le retour (après alimentation du consommateur) de l'eau froide se fasse au bas de la cuve.
Prévoir et dimensionner des systèmes hydrauliques permettant de maitriser les phénomènes hydrodynamiques au sein de la cuve (par exemple en « cassant » la vitesse d'entrée de l'eau) pour éviter de « mélanger » toutes les couches de températures. Ils peuvent être de simples déflecteurs (plaques de métal orientant les flux) ou bien des équipements de type râteaux de diffusion ou colonnes de stratification.
Stockage « inter-saisonnier » d'énergie thermique (applications inférieures à 100°C) : les champs de sondes géothermiques et le stockage en fosse{{}}

S'il est toujours possible de multiplier les cuves de plusieurs milliers de m3 pour augmenter la capacité de stockage thermique, deux autres solutions permettant de conserver de la chaleur inférieure à 100°C nous paraissent plus pertinentes techniquement et économiquement lorsque l'on stocke des volumes d'énergie plus importants.

En particulier si l'on cherche à effectuer du stockage « inter-saisonnier », c'est-à-dire accumuler suffisamment d‘énergie thermique en période estivale pour pouvoir alimenter les consommations de chaleur en période hivernale.

Les champs de sondes géothermiques (Borehole thermal energy storage – BTES){{}}

Les champs de sondes géothermiques consistent à stocker de la chaleur dans le sol à l'aide d'une série de forage géothermiques.

Borehole thermal energy storage – BTES)

On utilise pour cela des forages dits de « faible profondeur » (de 50m à 300 m), dont l'objectif n'est pas d'aller chercher la chaleur contenue dans le manteau terrestre ou dans les corps magmatiques (la géothermie « grande profondeur » pouvant aller jusqu'à 5000 mètres de fond), mais plutôt d'aller chercher un sol à une température stable d'environ 15°C.

Une fois les forages effectués, on peut alors « charger » en énergie le sol en envoyant de l'eau chaude à travers ces forages dans un système de sondes (là encore en boucle fermée, l'eau revenant par une tuyauterie retour une fois sa chaleur transmise au sol). Une fois le sol réchauffé, on peut alors récupérer cette chaleur en envoyant de l'eau froide à travers les sondes, celle-ci revenant alors réchauffée par le passage au sein du sol chaud. Pour fonctionner, la nature du sol doit être compatible. La présence de roche trop complexe à forer ou la présence de nappe d'eau s'écoulant sous terre, qui permettraient à la chaleur de « s'échapper » sont par exemple des enjeux majeurs pouvant limiter l'intérêt de ces systèmes.

Ces solutions restent toutefois envisageables de manière pertinente sur une très grande partie du territoire. En termes de performance thermique, ce type de système est particulièrement efficace jusqu'à environ 40°C – 50°C. Par ailleurs, la puissance de charge / décharge est ici limitée par la surface d'échange entre le sol et les sondes, ce qui est bien plus contraignant que les systèmes sous forme d'eau chaude uniquement, pour lesquels il suffit d'ajuster les débits.

En définitive, selon notre analyse, leur usage est particulièrement pertinent jusqu‘à 50°C, et pour des capacités de stockage en « volume d'eau équivalent » de 10.000 à 100.000 m3 (soit 250 à 2500 MWh pour une hypothèse de 20°C de plage de température de stockage « utile »). Ils sont régulièrement couplés à des pompes à chaleur permettant d'atteindre des niveaux de température plus élevés au prix d'une consommation électrique supplémentaire.

Saviez-vous qu'au Canada, dans l'état de l'Alberta à Ototoks, un écoquartier entier de 52 maisons, la « Drake Landing Solar Community » est chauffé grâce au soleil, et ce, toute l'année ? En plus des 800 capteurs, un système de stockage inter-saisonnier de type Borehole Thermal Energy Storage –BTES (comme décrit ci-dessus) y est intégré pour accumuler la chaleur solaire sous terre pendant les mois d'été et la distribuer à chaque maison pour le chauffage pendant les mois d'hiver…où la météo affiche entre -2° et -13°c en moyenne ! Ce projet, sans précédent dans le monde, permet de répondre à 95 % des besoins en chauffage de chaque maison.

vue drone Drake Landing Solar Community Canada

crédit photo : DLSC{}

Le stockage en fosse (Pit Thermal Energy Storage – PTES){{}}

Lorsque l'on utilise l'eau comme medium, il devient intéressant, à partir d'un certain volume, de passer de la construction de cuve disposant de parois métalliques ou bétonnées, à la réalisation de grandes « fosses » ou « piscines » creusées à même le sol.

Ce type de solution, appelé « stockage en fosse », consiste en la réalisation d'excavation de très grandes dimensions, pouvant faire plusieurs hectares de surface et jusqu'à 20 à 30 mètres de fond.

https://newheat.com/wp-content/uploads/Fosse-de-Stockage-1000x395.png

Une fois le terrassement réalisé (la terre excavée est utilisée sur place, aucune terre n'étant évacuée ou apportée), un liner est installé sur le fond et les parois de la fosse, puis une couverture isolante flottante est ajoutée sur le dessus. Celle-ci, d'une épaisseur pouvant aller jusqu'à 1 ou 2 mètres, consiste en la partie la plus complexe et la plus coûteuse du dispositif. Composée de différentes couches d'isolants et de membranes étanches, elle est lestée par du gravier.

Le principe de fonctionnement est ensuite identique à celui d'une grande cuve : des tuyauteries sont installées à différentes hauteurs au sein de la fosse, puis une fois celle-ci remplie il convient de bien veiller à la stratification des températures, l'eau chaude se retrouvant dans la partie haute de la fosse, et la froide dans la partie basse.

En termes de performance, si leurs pertes thermiques sont plus importantes que pour les systèmes de cuve isolées, elles restent relativement modérées (de 20 à 40% de pertes pour plusieurs mois), et varient en fonction des niveaux de températures stockées.

Les effets d'échelle ayant une influence importante sur le prix de ces systèmes, l'utilisation de ce type de fosse devient pertinente économiquement à partir de volume d'environ 100 000 m3. Ces systèmes de stockage sont ainsi pertinents pour pouvoir stocker de 5 GWh à plusieurs dizaines de GWh (pour une hypothèse de 40°C de plage de température de stockage « utile »).

Utilisation de ces stockages, seuls ou en combinaison avec les grandes centrales solaires thermiques{{}}

Il existe ainsi des solutions fiables, matures et efficaces permettant de stocker la chaleur inférieure à 100°C, et ce même pour des volumes importants de plusieurs dizaines de GWh !

Malgré leurs atouts indéniables, ils sont encore très peu développés en France et en Europe, à l'exception notable du Danemark, pays en pointe sur le sujet depuis près de 20 années.{{}}

S'ils sont des éléments centraux et nécessaires de toutes les grandes centrales de chaleur renouvelable que Newheat développe, ces solutions de stockage thermique peuvent également être utilisées pour d'autres types d'usages, que ce soit pour lisser la charge ou améliorer la qualité de service de fourniture de chaleur (disponibilité) auprès d'un consommateur, ou pour améliorer la part de couverture d'autres moyens de production renouvelables variables et intermittents (comme par exemple les UIOMs, Unités d'Incinération d'Ordure Ménagère).

Chez Newheat, leur maitrise fait partie de notre métier, nous pouvons vous accompagner pour la mise en œuvre et le financement de ceux-ci, même si votre projet ne prévoit pas l'intégration de solaire thermique !

Vous voulez en savoir plus ? N'hésitez pas à nous contacter ! ici

Pour les plus motivés d'entre vous, n'hésitez pas à nous rejoindre pour contribuer aux travaux du groupe de travail de l'IEA (Agence International de l'Energie) relatif aux grands systèmes de stockage pour les réseaux de chaleur (« IEA – ES / Annex 39 »), [3] dont Newheat est l'un des coordinateurs des travaux effectués par des contributeurs du monde entier et partagés à toute la profession !

Références articles :

[1] https://victorianbigbattery.com.au/

[2] https://www.lemondedelenergie.com/stockage-electricite/2021/01/12/

[3] https://iea-es.org/annex-39/

Retour au blog

Fournisseur de chaleur renouvelable et durable pour les industries et les réseaux de chaleur urbains

Fournisseur de chaleur renouvelable pour les mines de cuivre et de lithium à grande échelle

Rubriques Accueil Qui sommes-nous Notre métier … Contact

Solutions : Industrie Réseaux chaleur urbains Nos références

Source : https://newheat.com/stocker-lenergie-thermique/

Retour au début du sommaire

La guerre de l'énergie a déjà commencé en Ukraine : pourquoi l'Europe a tout intérêt à développer le stockage thermique - Publié : 8 février 2026, 14:20 CET – Document ‘theconversation.com'
Auteurs :

https://storage.theconversation.com/cwjiqjguizjwhdv5i8mbkfr4e689 Boris Kosoy

Directeur de l'Institut du froid, des cryotechnologies et de l'écoénergétique à l'Université nationale technologique, Université nationale technologique d'Odessa

https://storage.theconversation.com/1zkjzyodwgxbpd4jrgnjq3w3m8tvJocelyn Bonjour

Professeur des universités au CETHIL (UMR5008), INSA Lyon – Université de Lyon ; Université Jean Moulin Lyon 3

https://storage.theconversation.com/ec04sdid0nqf0y8fllxwwlx4008gSylvain Serra

Maître de conférences au Laboratoire de Thermique, Energétique et Procédés (LaTEP), Université de Pau et des pays de l'Adour (UPPA)

Déclaration d'intérêts - Les auteurs ne travaillent pas, ne conseillent pas, ne possèdent pas de parts, ne reçoivent pas de fonds d'une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n'ont déclaré aucune autre affiliation que leur organisme de recherche.

Partenaires - INSA Lyon - Université de Lyon, Université Jean Moulin Lyon 3, Université de Pau et des pays de l'Adour (UPPA) et Groupe INSA fournissent des financements en tant que membres adhérents de The Conversation FR.

Voir les partenaires de The Conversation France

DOI : https://doi.org/10.64628/AAK.nxxj53k93

Nous croyons à la libre circulation de l'information - Reproduisez nos articles gratuitement, sur papier ou en ligne, en utilisant notre licence Creative

La guerre en Ukraine rappelle la vulnérabilité des infrastructures énergétiques, qui peuvent alors se muer en cibles militaires, pourtant proscrites en tant que telles par le droit des conflits armés : terminaux gaziers, centrales nucléaires, lignes à haute tension… Toutefois, des solutions existent pour rendre notre système énergétique plus résilient, par exemple celles fondées sur le stockage de chaleur plutôt que le simple transport d'électricité ou de gaz. Ce domaine demeure malheureusement, à l'heure actuelle, un impensé des politiques de transition énergétique.{{}}

Lorsque la Russie a entrepris de frapper systématiquement les infrastructures énergétiques ukrainiennes, des millions de personnes ont été brutalement plongées dans l'obscurité au cœur de l'hiver. Des postes électriques ont explosé, des transformateurs ont brûlé, les systèmes de chauffage se sont arrêtés, laissant des communautés entières sans défense. Ces attaques allaient bien au-delà de la destruction matérielle : elles révélaient un danger longtemps ignoré en Europe, celui d'une énergie désormais ‘militarisable'.

Pendant des décennies, les débats européens sur la sécurité énergétique ont porté sur les marchés, l'approvisionnement en combustibles et la décarbonation. Or la guerre en Ukraine a mis en lumière une vulnérabilité que ni les stocks stratégiques ni les mécanismes de régulation des prix ne peuvent corriger : la fragilité physique du réseau électrique.

À mesure que les systèmes deviennent plus numériques, plus interconnectés et plus essentiels à tous les aspects de la vie quotidienne, ils sont de plus en plus exposés aux cyberattaques, mais également aux missiles, aux sabotages et aux phénomènes climatiques extrêmes.

Cette nouvelle réalité impose une question clé. Lorsque les infrastructures électriques deviennent une cible militaire stratégique, comment renforcer la résilience énergétique d'un État ?

Comment l'énergie est devenue un champ de bataille{{}}

La guerre en Ukraine illustre de manière directe comment les conflits contemporains visent les fondements mêmes du fonctionnement d'un pays. Les frappes russes ont ciblé les centrales électriques, les corridors à haute tension, les postes de transformation, avec un objectif clair : déstabiliser l'ensemble de l'appareil d'État en perturbant l'alimentation énergétique.

De grandes centrales thermiques ont été délibérément mises à l'arrêt pour isoler des régions entières. Les installations hydrauliques du Dniepr ont également été frappées, créant des risques d'inondations massives et de coupures prolongées. Même les lignes d'alimentation des centrales nucléaires – jusqu'ici considérées comme intouchables – ont été visées à plusieurs reprises.

Ces attaques s'inscrivent dans une stratégie cohérente. En faisant tomber l'électricité, on fait tomber des services essentiels : les hôpitaux basculent sur des groupes électrogènes à l'autonomie limitée, les stations de pompage – qui permettent l'approvisionnement en eau potable – cessent de fonctionner, les télécommunications s'interrompent, les processus industriels se figent…

Les villes retrouvent soudain leur forme antérieure à l'ère électrique. L'électricité devient alors un levier militaire à part entière.

Une Europe vulnérable face à des réseaux vieillissants{{}}

Ce scénario ne concerne pas seulement le territoire ukrainien. L'Europe possède des réseaux électriques très centralisés, hautement numérisés et déjà à des niveaux de charge élevés, avec des marges de manœuvre physiques et opérationnelles limitées.

Même en l'absence de conflit armé, ces réseaux sont exposés à une combinaison de risques : cyberattaques, actes de sabotage, phénomènes climatiques extrêmes, montée en puissance de l'électrification et dépendance accrue aux technologies numériques.

Les vulnérabilités européennes ressemblent à celles de l'Ukraine, mais leur origine est différente. En Ukraine, les vulnérabilités du système énergétique résultent à la fois d'un héritage de réseaux centralisés, d'un sous-investissement prolongé et de leur exploitation délibérée comme cibles militaires. En Europe de l'Ouest, elles proviennent principalement de choix de conception effectués en temps de paix.

Une grande partie des infrastructures européennes a été construite dans les années 1970, pendant une période où le risque géopolitique se résumait aux chocs pétroliers. Les grands actifs centralisés – centrales nucléaires françaises, terminaux GNL allemands, nœuds de transport d'électricité – ont d'abord été conçus pour être efficients, dans une logique d'optimisation économique et de fonctionnement en régime normal. Pourtant, une attaque ou un incident local peut entraîner des effets en cascade et en faire des points de défaillance majeurs.

https://images.theconversation.com/files/714413/original/file-20260126-56-njm4ne.jpg?ixlib=rb-4.1.0&q=45&auto=format&w=754&fit=clip

Terminal gaz naturel liquéfié de Brunsbüttel (Allemagne), à l'embouchure de l'Elbe sur la mer du Nord. Penofoto/Shutterstock

La numérisation, tout en améliorant la gestion du réseau – par exemple grâce aux compteurs communicants qui permettent une meilleure visibilité des consommations, ou aux centres de pilotage du système électrique (ou dispatching) qui ajustent en temps réel l'équilibre entre production et demande – élargit le champ des menaces. Un simple piratage peut perturber le fonctionnement d'un poste électrique ou désorganiser la conduite du réseau, sans qu'aucune charge explosive ne soit déclenchée. Le changement climatique multiplie en outre les stress sur le réseau (par exemple, risque d'incendie ou de rupture du fait de la surchauffe), en particulier en Europe centrale et orientale.

Face à cela, l'Europe souffre de déficits structurels. L'Union européenne a développé des règles sectorielles pour le marché de l'électricité, la sécurité d'approvisionnement et, séparément, la cybersécurité. En revanche, elle ne s'est pas dotée d'un cadre transversal dédié à la résilience matérielle et opérationnelle des réseaux en situation de crise.

Elle ne dispose pas non plus d'une stratégie réellement coordonnée pour déployer des solutions de secours décentralisées (par exemple des micro-réseaux capables de fonctionner en « îlotage », des capacités locales de stockage d'énergie ou de chaleur, etc.), au-delà des réponses d'urgence comme le recours ponctuel à des groupes électrogènes. Enfin, l'Europe ne pratique que rarement des tests de résistance coordonnés (« stress tests », c'est-à-dire des exercices de crise et scénarios d'incident éprouvés de manière organisée). Faute de pilotage clair au niveau de l'UE, ce sujet demeure un impensé des politiques de transition énergétique.

Pourtant, garantir la stabilité du réseau électrique revient à garantir la continuité des industries et des services publics, de santé, mais aussi celle de la démocratie. La résilience énergétique est un élément central de la souveraineté d'un État.

Le stockage thermique, levier de résilience énergétique{{}}

Le système énergétique européen est donc en transition, exposé à des menaces hybrides et engagé dans un mouvement de décentralisation, par exemple, avec la production décentralisée d'électricité photovoltaïque. Dans ce contexte, l'Europe ne doit pas seulement renforcer la résilience de son réseau électrique, mais également diversifier ses sources d'énergie et surtout ses modes de stockage de l'énergie.

Le stockage thermique (on parle de technologies TES, pour Thermal Energy Storage) désigne les moyens permettant d'accumuler un excès de production de chaleur pour la restituer plus tard, en fonction de la demande. Or, 50 % de la consommation d'énergie finale en Europe est utilisée pour le chauffage et le refroidissement. Stocker l'énergie directement sous forme de chaleur de façon décentralisée, au plus proche des consommateurs finaux, permet de répondre à une large partie des besoins sans passer par le réseau électrique.

https://images.theconversation.com/...

https://images.theconversation.com/files/714428/original/file-20260126-56-tbe7rz.png?ixlib=rb-4.1.0&q=45&auto=format&w=754&fit=clip

Les deux phases de fonctionnement d'un système de stockage de chaleur. CEREMA, 2021

Ces dispositifs, particulièrement robustes, sont déjà matures au plan technologique et ne nécessitent pas de terres rares, contrairement aux batteries électriques. Les TES offrent ainsi, pour des usages thermiques, une solution complémentaire aux batteries électriques. En ce sens, elles renforcent aussi indirectement la résilience du réseau électrique. De cette façon, ils peuvent réduire les pics de demande électrique, aussi bien en fonctionnement normal qu'en situation perturbée.

Trois grandes familles de TES existent :

Le stockage sensible (nommé d'après la « chaleur sensible », liée à l'augmentation de la température de fluides ou de matériaux – eau, céramique ou sels fondus pour des hautes températures), mais sans changement de phase (solide/liquide ou liquide/gaz). Il s'agit d'une solution simple, durable et à coûts maîtrisés.
Le stockage latent (d'après la « chaleur latente », en lien avec l'énergie absorbée ou libérée lors d'un changement de phase) est fondé sur des matériaux à changement de phase. Ces derniers offrent une forte densité énergétique, pour des variations de températures moindres.
Le stockage thermochimique, enfin, est fondé sur des réactions réversibles permettant un stockage longue durée avec un rendement élevé et sans pertes thermiques. C'est celui qui propose la densité énergétique la plus importante.
Les solutions fondées sur le stockage sensible sont aujourd'hui largement utilisées dans l'industrie alors que le stockage latent n'en est qu'aux prémices de la commercialisation. Les applications du stockage thermochimique, enfin, n'en sont encore qu'à la preuve de concept.

Ces technologies présentent des caractéristiques intéressantes : une longue durée de vie (plus de vingt à trente ans), une bonne résistance au cyclage thermique (c'est-à-dire, l'alternance de phases de charge et de décharge), l'absence de matériaux critiques, et enfin une sécurité d'utilisation intrinsèque.

Leur conception physique relativement simple ainsi que leur compatibilité avec les réseaux de chaleur, les procédés industriels ou encore les micro-réseaux (ou smart grids), intégrant des énergies renouvelables, renforcent encore leur intérêt.

Il est urgent de développer des écosystèmes de recherche transnationaux, y compris avec l'Ukraine, qui permettront de développer de nouvelles solutions TES innovantes. Le projet franco-ukrainien Nadiya, auquel nous participons, illustre cette dynamique. Ce projet réunit l'Université nationale de technologie d'Odessa, l'Université de Pau et des Pays de l'Adour et l'Insa Lyon afin de développer des systèmes de stockage d'énergie basés sur des matériaux à changement de phase avancés.

Dans ce projet, les chercheurs ukrainiens apportent des données empiriques uniques sur le fonctionnement des infrastructures sous attaque et les besoins thermiques en situation de crise. Ces enseignements sont précieux pour l'Europe, confrontée elle aussi à un risque énergétique accru.

De l'Ukraine à l'Europe, des solutions à développer{{}}

Du point de vue technique, le stockage thermique ne résoudra pas tout, mais sa robustesse, sa durée de vie et son indépendance vis-à-vis des matériaux critiques en font un levier important d'autonomie et de stabilité.

L'expérience ukrainienne le montre : même lorsque l'électricité revenait par intermittence, de nombreuses installations industrielles devaient interrompre leur production, faute de chaleur. Dissocier la stabilité thermique de la stabilité électrique favorise ainsi la résilience énergétique globale.

Pourtant, l'Europe peine encore à intégrer le TES dans ses stratégies nationales. Son déploiement souffre de normes incomplètes, d'un manque de projets pilotes et d'une reconnaissance insuffisante au niveau politique. C'est regrettable.

En pratique, il conviendrait de renforcer la planification régionale de la résilience et de pratiquer régulièrement des tests de résistance (« stress tests ») et de sensibiliser davantage le grand public. À une échelle institutionnelle, la coopération entre les ministères nationaux de l'énergie et de la défense mériterait d'être renforcée.

Le Vieux Continent est aujourd'hui confronté à un choix déterminant : continuer à considérer l'énergie comme une simple marchandise, ou la reconnaître comme l'un des piliers fondamentaux de sa sécurité collective, au même titre que la défense ou la santé publique.

énergie sécurité électricité chaleur thermodynamique guerre Russie -Ukraine

Notre audience - Le réseau global The Conversation a une audience mensuelle de 18 millions de lecteurs et une audience globale de 42 millions à travers les republications sous la licence ‘Creative Commons'.

Vous voulez écrire ? Écrivez un article et rejoignez une communauté de plus de 219 200 universitaires et chercheurs de 5 439 institutions. Enregistrez-vous maintenant

Ce que nous sommes Notre équipe Nos valeurs … Chaque samedi, The Conversation en mode week-end pour mieux comprendre le monde qui nous entoure… Abonnez-vous au Débrief ! Recevoir nos newsletters Nos flux Faire un don … - Contactez-nous - Droits d'auteur © 2010–2026, The Conversation France (assoc. 1901)

Source : https://theconversation.com/la-guerre-de-lenergie-a-deja-commence-en-ukraine-pourquoi-leurope-a-tout-interet-a-developper-le-stockage-thermique-274321

Retour au début du sommaire

Recherches appliquées - Stockage de l'énergie – Documentation ‘lten.cnrs.fr'{{}}
Les stockages thermiques sont parmi les thèmes applicatifs historiques du laboratoire, en particulier les stockages thermiques en chaleur sensible ou en chaleur latente liquide-solide ainsi que les stockages thermochimiques. Ces activités de recherche sont développées aux différentes échelles, des matériaux (matériaux de stockage, enveloppes, fluides de transfert) et interfaces à l'intégration au sein d'un procédé ou d'un système énergétique. Il s'agit ainsi d'un champ d'étude pluridisciplinaire faisant appel aux sciences des matériaux, des différents transferts thermiques, de la mécanique des fluides, de l'analyse et optimisation des systèmes y compris de l'analyse de cycle de vie. Les activités relèvent autant de travaux de modélisation et simulation que d'élaboration et caractérisation de matériaux que de conception-dimensionnement et prototypage d'unités de stockage.

Sur le plan des attentes sociétales et industrielles, ces systèmes de stockage permettent autant d'accorder les déphasages temporels ou les différences de niveaux de puissances entre la disponibilité d'une ressource et la demande côté consommateur que convertir également l'énergie d'un vecteur à un autre. Sur le plan scientifique, l'évolution des attentes ainsi que des réglementations et contraintes environnementales accompagnées des nécessaires recherches d'efficience et sobriété induisent de nouveaux défis auxquels l'état de l'art n'est pas toujours à même de répondre.

Dans le cadre de la transition énergétique, cette thématique des stockages est largement sollicitée pour apporter de l'inertie au sein des réseaux énergétiques, participer à la valorisation des chaleurs fatales industrielles, permettre une meilleure intégration des énergies renouvelable variables ou intermittentes ou encore plus largement de participer à la décarbonation de l'industrie. Pour répondre à ces nouveaux enjeux et en particulier à leurs contraintes associées, les travaux dédiés aux stockages sont progressivement orientés vers de plus hauts niveaux de température, des dynamiques de charge/décharge plus complexes, des approches d'écoconception systématiques ainsi que des modalités d'intégration multifonctionnelles.

Ces recherches font largement l'objet de collaborations tant académiques qu'industrielles tant au niveau national qu'européen ou international.

Les chiffres clés (depuis 2020) :{{}}

10 Publications – 7 Thèses – 4 Contrats

La plateforme “système dynamique / stockages”{{}}

Le laboratoire s'est doté en 2023 d'un banc de stockage/déstockage de la chaleur pouvant fonctionner à différents niveaux de température, et ce jusqu'à une température de 650°C, dans un lit fixe de matériau en utilisant de l'air comme fluide caloporteur. Ce fluide caloporteur permet de générer de l'énergie thermique, dans des conditions similaires à celles obtenues par des rejets thermiques industriels, ou des énergies renouvelables.

Le banc de stockage, d'une puissance de 10 kWh, est composé d'un réservoir de stockage de facteur de forme L/D égal à 4, pouvant être disposé à l'horizontal ou à la verticale, et recevoir 100kg de matériaux de stockage, et d'un réchauffeur d'air. Il peut être utilisé lors des cycles de charge et décharge à durées programmables, et est totalement instrumenté pour un suivi en temps réel de se performances.

Stockages thermiques{{}}

Les stockages thermiques sont étudiés en chaleur sensible comme en chaleur latente des basses températures (niveau habitat) aux hautes températures, jusqu'à 800°C dans le cas des chaleurs fatales industrielles, jusqu'à 1000°C dans le domaine du solaire à concentration, jusqu'à 1500°C pour le thermo-photovoltaïque.

Les matériaux de stockage en chaleur sensible couvrent autant les céramiques industrielles que les roches ou encore les céramiques issues du traitement de déchets inorganiques industriels. Ils sont mis en œuvre dans l'unité de stockage soit sous forme granulaire, soit sous forme de garnissages structurés selon les performances attendues notamment vis-à-vis des transferts avec les fluides de charge/décharge. Les configurations de l'unité de stockage, par exemple sous forme de thermocline, sont étudiées tant au niveau de leur fonctionnement interne que de leur dynamique dans le procédé applicatif.

Les travaux dédiés au stockage à chaleur latente liquide-solide mettent en œuvre des matériaux à changement de phase organiques pour les basses températures (inférieures à 200°C), inorganiques aux plus hautes températures (sels jusqu'à 1000°C, métaux et alliage au-delà). Des composites spécifiques sont conçus, élaborés et caractérisés pour intensifier certaines propriétés clefs de ces matériaux comme la stabilisation de la température effective de changement d'état, les niveaux de puissances de charge/décharge, les conductivités thermique et électrique.

Journée stockage du 14 mars 2024 à Polytech Nantes{{}}

Focus sur un projet :
Stockage thermique PCM à haute T pour le TPV, projet PEPS ST4TPV{{}}

Le projet ST4TPV est centré sur la brique amont de conversion « Power-to-Heat » avec stockage à l'interface entre les sources EnR électriques variables et intermittentes et la conversion thermophotovoltaïque (TPV). Vis-à-vis de l'état de l'art international du développement de batteries TPV (solution décarbonée de conversion « Power-to-Heat-to-Power » avec stockage), le couple matériau de stockage thermique haute température (matériaux à changement de phase liquide-solide « PCM » métalliques entre 1000-2500°C) et son enveloppe, adaptés aux contraintes amont des EnR et aval de la conversion TPV, constituent un verrou clef potentiellement différentiant. Le projet se positionne stratégiquement sur ce couple clef PCM/enveloppe ainsi que sur la charge du stockage thermique haute température par conversion électrothermique in situ.

Partenaires : {{}}

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/cemhti-logo.jpg

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2024/02/IES.bmp

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2024/02/tree.bmp

Stockage mécanique{{}}

Dans l'objectif d'exploiter l'énergie mécanique de l'océan (vent, courants marins, vagues, etc.), des systèmes de stockage de l'air comprimé ont été développés avec critère d'efficacité énergétique maximum en rapprochant de la compression isotherme. La chaleur de compression a été stockée pour préchauffer de l'air pendant le décharge dans le cas de piston solide. Dans le cadre de la collaboration avec Segula Technologies, une nouvelle solution technologique d'utilisation d'un piston liquide est retenue pour la réalisation des processus de compression/détente. Il a été montré que l'efficacité de piston liquide peut atteindre 97% et permet d'affranchir de plusieurs contraintes liées à l'utilisation d'un piston solide (étanchéité, choix de géométrie). Des études de modélisation réalisées au sein du LTeN ont permis de mieux comprendre et de quantifier les phénomènes physiques complexes de l'écoulement et des transferts thermiques associés à la compression/détente de l'air par piston liquide. De plus, des solutions d'optimisation géométrique ont été proposées afin de permettre une utilisation efficace lors d'une implémentation industrielle du système.

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/img3.png

Publications : {{}}

Identification of Optimal Parameters for a Small-Scale Compressed-Air Energy Storage System Using Real Coded Genetic Algorithm
Thomas Guewouo, Lingai Luo, Dominique Tarlet, Mohand Tazerout – Energies Année : 2019
Review on Liquid Piston technology for compressed air energy storage
El Mehdi Gouda, Yilin Fan, Mustapha Benaouicha, Thibault Neu, Lingai Luo – Journal of Energy Storage Année : 2021
Flow and heat transfer characteristics of air compression in a liquid piston for compressed air energy storage
El Mehdi Gouda, Mustapha Benaouicha, Thibault Neu, Yilin Fan, Lingai Luo – Energy Année : 2022
Experimental and numerical investigation on the flow and heat transfer behaviors during a compression–cooling–expansion cycle using a liquid piston for compressed air energy storage
El Mehdi Gouda, Thibault Neu, Mustapha Benaouicha, Yilin Fan, Albert Subrenat, Lingai Luo – Energy Année : 2023
Partenaires : {{}}

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/05/segula-logo.jpg

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/gepea-logo.jpg

Stockage électrique{{}}

Le stockage de l'électricité est ici abordé en réponse aux problématiques d'intégration massive des énergies renouvelables variables et intermittentes (ERVI) dans les réseaux. Sans stockage, la production de ces ERVI est souvent écrêtée induisant des pertes énergétiques importantes. Couplant cette problématique aux enjeux de la décarbonations de l'industrie pour laquelle il est nécessaire de produire de la chaleur haute température, le P2H permet de convertir et valoriser l'électricité perdue issue des ERVI en chaleur utile. Le stockage thermique en interface entre les ERVI et l'utilisateur permet d'effacer les variations des sources et d'offrir à l'utilisateur la chaleur générée à la demande. L'originalité développée au laboratoire consiste à effectuer la conversion électrothermique (de l'électricité en chaleur) directement au sein du stockage en utilisant le matériau de stockage thermique lui-même comme convertisseur. En mutualisant ainsi les deux fonctionnalités de conversion et de stockage, on économise un composant du système, on évite l'emploi d'un gaz vecteur lors de la charge, on réduit le temps de charge (on augmente donc la puissance) et l'on assure une charge thermique homogène au sein du matériau de stockage. Cette approche est développée tant en chaleur sensible que latente et en chauffe par effet Joule ou par effet électromagnétique (induction ou micro-ondes).

Ce type de stockage est tout particulièrement stratégique pour l'intégration massive des énergies renouvelables dans les réseaux, la décarbonation des procédés thermiques industriels ou encore l'utilisation de l'énergie solaire à concentration pour la chaleur industrielle.

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/img4.png

Composite de stockage graphite/NaNO3 chauffé par induction.

Focus sur un projet : Programme PEPS SHI4P2H{{}}

Le projet émergent IH4P2H concerne les matériaux et systèmes de stockage thermique (sensibles et latents) haute température dédiés au Power-to-Heat. L'approche originale développée consiste à opérer la conversion électrothermique in situ (au sein de l'unité de stockage) en utilisant le matériau de stockage comme convertisseur.

Le premier objectif du projet a été de former une communauté nationale de laboratoires (LTeN, IREENA, CRISMAT, CEMHTI, RAPSODEE) autour de ce sujet et de leur faire bénéficier d'une première expérience collaborative dans ce cadre. Le second objectif a été de sélectionner des matériaux (sensibles et latents, éventuellement composites) et d'obtenir des résultats préliminaires de conversion électrothermique par effet Joule, induction ou micro-ondes sur ces matériaux et de commencer à les caractériser. Enfin le dernier objectif a été de préparer et soumettre le projet ANR SHI4P2H permettant le cas échéant de poursuivre l'étude.

Partenaires : {{}}

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/ireena-logo.jpg

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/crisma-logo.jpg

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/10/cemhti-logo.jpg

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2024/01/rapsodee.png

Contactez-nous Si vous souhaitez nous écrire ou venir nous rendre visite

Consulter nos offres de thèse et d'emploi

https://lten.cnrs.fr/wp-content/uploads/2023/05/logo-lten-footer.jpg Mentions légales

Source : https://lten.cnrs.fr/stockage-de-lenergie/

Retour au début du sommaire

Solaire thermique : la plus grande centrale agricole mise en service en Corrèze - Dernière modification le 19 novembre 2025 - Document ‘connaissancedesenergies.org'

Centrale thermique des serres des tomates d'Auïtou

Centrale solaire thermique des éco-serres des Tomates d'Auïtou (©Newheat et Les Tomates d'Auïtou)

La plus grande installation solaire thermique dédiée à l'agriculture en France a été mise en service ce 17 novembre par l'entreprise Newheat en Corrèze.

Renforcer la démarche « vertueuse » de tomates sous serres{{}}

Produire des tomates « de qualité » toute l'année en France avec une « exploitation vertueuse » semble une vraie gageure. C'est pourtant le pari des Tomates d'Auïtou. Sur ce site de Rosiers-d'Égletons (Corrèze), près de 100 000 plants de tomates sont cultivés « sous 8 hectares d'écoserres chauffées, en culture hors-sol, sans recours aux pesticides, dans une démarche résolument vertueuse, pour une agriculture responsable et locale ».

L'exploitation indique déjà être 100% autonome en eau et 71% autonome en électricité (grâce à deux centrales photovoltaïques). Elle sera à l'avenir autonome à 98% en chaleur également. Jusqu'ici, les serres étaient chauffées grâce à la chaleur « fatale » d'une unité de valorisation énergétique (UVE) locale, mais aussi avec du propane lorsque la source principale était indisponible.

La nouvelle centrale solaire thermique est constituée de 7 091 m2 de capteurs solaires thermiques, soit approximativement la surface d'un terrain de football. S'y ajoute une cuve de stockage thermique de près de 1 500 m3 (correspondant à un volume d'énergie « pouvant dépasser les 200 MWh utiles »). Elle vise à se substituer au propane à l'avenir (du propane pourrait encore être consommé très ponctuellement, par exemple dans l'hypothèse d'un arrêt de l'UVE pendant plusieurs jours en plein hiver).

Un « temps de retour carbone » très court{{}}

La centrale pourrait au total fournir 14% des besoins de chaleur annuels des serres, avec une production espérée de 5 400 MWh de chaleur par an. Avec cette substitution du propane par de la chaleur solaire, l'exploitant estime que près de 28 000 tonnes de CO2 pourront être évitées au cours des 20 années à venir.

« Sur la base d'une production annuelle de 5,4 GWh solaire effaçant du propane », Newheat estime que le temps de retour carbone lié à cette substitution pourrait être « inférieur à 2 ans ». La centrale solaire thermique aura quant à elle une durée de vie supérieure à 30 ans (échéance au bout de laquelle elle pourrait continuer à fonctionner avec une baisse de rendement, à moins de remplacer des équipements).

Outre l'élimination du propane, la nouvelle centrale solaire thermique doit permettre « d'accroître les rendements agricoles, qui étaient historiquement de 40 kg/m² contre 45 à 50 kg attendus avec le solaire thermique ». En effet, l'exploitation corrézienne « répond à un cahier des charges très strict, et ne chauffe ses serres qu'à 19 °C contre environ 20 à 25 °C dans l'agriculture conventionnelle », souligne l'exploitant. Mais lorsque la centrale solaire thermique dépassera la production attendue (volume de stockage thermique utilisé), « la surproduction pourra permettre de monter la température de consigne dans les serres, et donc d'accélérer la croissance / floraison des tomates, donc le rendement ».

Le coût total de ce projet est évalué à plus de 3,7 millions d'euros, environ la moitié de cet investissement provenant d'une aide du Fonds Chaleur de l'Ademe (environ 1,9 million d'euros).

Rappel des objectifs français{{}}

Si cette nouvelle centrale se démarque par sa taille, elle reste moitié moins étendue que la plus grande centrale solaire thermique française tous usages confondus, également exploitée par Newheat (centrale à Verdun, alimentant le site industriel Lactoserum de Lactalis, constituée d'environ 15 000 m2 de capteurs solaires).

L'Ademe rappelle que le développement de grandes installations solaires de ce type « sera déterminant dans l'atteinte » des objectifs de la filière, à savoir une production de 6 TWh en France métropolitaine à l'horizon 2030 et de 10 TWh à l'horizon 2035, selon les objectifs du projet de PPE3.

« Cela suppose une accélération très forte du rythme d'installation, de l'ordre de 30% par an », souligne Newheat(1), qui souligne que les grandes installations – réseaux de chaleur et industrie, notamment sur les besoins basse température – seront « indispensables pour atteindre ces volumes ».

En 2024, l'ensemble de la production solaire thermique française s'est élevée à 2,9 TWh, dont 49% dans les DROM (notamment à La Réunion)(2). Dans ces territoires ultramarins, le solaire thermique compte pour près des deux tiers des énergies renouvelables consommées pour la production de chaleur, contre un peu moins de 1 % en métropole.

Sources / Notes :

1.Newheat rappelle que la filière s'organise « autour d'un Plan stratégique Chaleur solaire visant à lever les freins actuels : simplification des procédures, mécanismes de soutien adaptés, renforcement des capacités industrielles ».

2.Solaire thermique, statistiques du gouvernement.

Source : https://www.connaissancedesenergies.org/solaire-thermique-la-plus-grande-centrale-agricole-mise-en-service-en-correze

Retour au début du sommaire

Zendure booste votre installation solaire avec une nouvelle génération de produits de stockage intelligents - Sponso , le 10 février 2026 - Document en forme de communiqué à usage commercial
La gamme SolarFlow de Zendure s'enrichit d'une nouvelle gamme de stations de stockage ultra-performantes. Ces nouveaux produits gagnent en intelligence et promettent d'optimiser votre autoconsommation avec à la clé des réductions importantes sur la facture.

Face à la hausse des prix de l'électricité et à l'envie croissante des particuliers de gagner en autonomie énergétique, l'autoconsommation solaire séduit de plus en plus de foyers. Pour répondre à ces nouveaux besoins, la marque Zendure annonce une nouvelle génération de produits dans sa gamme SolarFlow.

SolarFlow 2400 AC+ : ajouter du stockage à une installation solaire existante{{}}

Le SolarFlow 2400 AC+ a été conçu pour les foyers déjà équipés de panneaux solaires en toiture, notamment avec des micro-onduleurs, qui souhaitent améliorer leur autoconsommation sans modifier leur installation existante. Fonctionnant exclusivement en courant alternatif, il se connecte directement au réseau électrique de la maison pour récupérer l'électricité déjà produite, la stocker, puis la restituer lors des pics de consommation, en particulier le soir.

Avec une puissance AC bidirectionnelle allant jusqu'à 2400 W et une capacité extensible jusqu'à 16,8 kWh, il constitue une solution de retrofit haut de gamme, simple à installer et pensée pour maximiser la valeur d'une installation solaire déjà existante.

Une configuration SolarFlow 2400 AC+ associée à une capacité de stockage étendue peut permettre de réaliser jusqu'à 1 591 € d'économies annuelles en France, pour un foyer consommant environ 5 000 kWh par an, ce qui permet un retour sur investissement estimé à moins de trois ans.

SolarFlow 2400 AC+ : 959€ sur Zendure
SolarFlow 2400 AC+ : 959€ sur Amazon
SolarFlow 2400 AC+ et batterie AB3000L et compteur intelligent 3CT : 1 707€ sur Zendure
SolarFlow 2400 AC+ et AB3000L et 3CT : 1 707€ sur Amazon
SolarFlow 2400 AC+ et 2 batteries panneaux AB3000L + compteur intelligent 3CT : 2 426€ sur Zendure
SolarFlow 2400 AC+ et 2 batteries AB3000L + compteur intelligent 3CT : 2 426€ sur Amazon
SolarFlow 1600 AC+ : pour les consommations électriques plus modérées{{}}

Conçu comme un complément hybride abordable pour les maisons équipées d'un système solaire préinstallé, en particulier les systèmes à micro-onduleurs plus petits ou plus anciens, le SolarFlow 1600 AC+ correspond à des besoins plus modérés. Prise AC de 1600 W avec une sortie par défaut de 800 W sur le réseau (extensible à 1400 W par appareil ou 3600 W avec une batterie supplémentaire en mode premium). La capacité de la batterie commence à 1,92 kWh et peut être étendue jusqu'à 11,52 kWh.

SolarFlow 1600 AC+ : 719€ sur Zendure
SolarFlow 1600 AC+ : 719€ sur Amazon
SolarFlow 1600 AC+ + batterie AB2000X + compteur intelligent 3CT : 1,347€ sur Zendure
SolarFlow 1600 AC+ + batterie AB2000X + compteur intelligent 3CT : 1,347€ sur Amazon
SolarFlow 2400 Pro : la solution complète pour les foyers les plus énergivores{{}}

Le SolarFlow 2400 Pro s'adresse aux foyers disposant de gros besoins énergétiques ou souhaitant mettre en place une installation solaire complète et performante. Il combine production solaire, stockage et gestion intelligente de l'énergie au sein d'un seul système hybride.

Il prend en charge une entrée CC jusqu'à 3000 W (4 × 750 W MPPT), avec une entrée PV totale atteignant 4800 W en combinant le couplage CC + CA. Il fournit une puissance de sortie continue de 2400 W sur le réseau (extensible à partir de 800 W par défaut), une puissance d'entrée CA maximale de 3200 W.

Évolutif jusqu'à 16,8 kWh, il peut permettre à un logement avec une consommation d'environ 7 000 kWh et une capacité de stockage étendue de réaliser des économies pouvant aller jusqu'à 1 591 € par an pour un retour sur investissement proche de trois ans.

👉 Cette solution profite d'une réduction supplémentaire réservée à nos lecteurs de 5% avec le code TOMG5.

SolarFlow 2400 Pro et 4 panneaux 450 W : 1 367,05 € (au lieu de 1,439€) sur Zendure avec le code TOMG5
Une production maîtrisée de A à Z{{}}

Afin de garantir la qualité de ses produits, Zendure a massivement investi dans ses outils de production et notamment dans une usine flambant neuve. Cette dernière est équipée de capacités avancées d'assemblage et de test pour les micro-onduleurs, les systèmes de batteries et les solutions de stockage d'énergie tout-en-un.

Cela permet au fabricant non seulement de contrôler la qualité, mais aussi de maîtriser sa production pour garantir ses délais de livraison. En effet, Zendure possède à présent la capacité de produire jusqu'à 1 million d'unités du SolarFlow 2400 AC+, par exemple. Au total, la capacité de production annuelle peut atteindre plusieurs millions d'unités.

De plus, ces nouvelles lignes de production sont totalement polyvalentes et sont capables de fabriquer aussi des batteries pour les motos électriques, les drones et une large gamme de systèmes de batteries portables ou fixes.

Zendure s'impose ainsi comme un acteur incontournable dans la production de batteries performantes et innovantes.

HEMS 2.0 et ZENKI™ 2.0, les cerveaux au coeur des produits Zendure {{}}

Si la partie matérielle est parfaitement maîtrisée, Zendure a également particulièrement soigné la partie logicielle. Avec HEMS 2.0 et ZENKI™ 2.0 au centre de ses solutions, Zendure apporte une gestion intelligente de l'énergie plus efficace que jamais.

Le HEMS 2.0 de Zendure est un système de gestion énergétique domestique de nouvelle génération, plus complet, plus écologique et plus intelligent, qui intègre de manière transparente les panneaux solaires, les batteries, les pompes à chaleur et les véhicules électriques dans une seule plateforme intelligente.

Son architecture à trois niveaux, couche périphérique, PaaS (Platform as a Service) et SaaS (Software as a Service), offre une surveillance unifiée, une distribution intelligente de l'énergie, des économies automatisées et une collaboration transparente entre plusieurs appareils, transformant ainsi l'ensemble de la maison en un écosystème énergétique hautement synchronisé.

Intégré à plus de 840 fournisseurs d'énergie européens, le HEMS permet une planification intelligente de l'énergie, aidant les ménages à réduire leurs factures d'énergie jusqu'à 73 % par rapport à un fonctionnement sans le mode ZENKI™.

Car au cœur du HEMS 2.0 se trouve ZENKI™ 2.0, le moteur d'IA avancé qui prédit, optimise et distribue intelligemment les flux d'énergie. En mode ZENKI™, le système équilibre automatiquement l'utilisation de l'énergie solaire, de la batterie et du réseau électrique, tandis que le robot IA intégré fournit des conseils interactifs en temps réel et une maintenance proactive.

Cet article a été rédigé en partenariat avec Zendure.{}

Electricité News

Source : https://www.tomsguide.fr/zendure-booste-votre-installation-solaire-avec-une-nouvelle-generation-de-produits-de-stockage-intelligents/

Retour au début du sommaire

Cette technologie pourrait remplacer la clim… et personne ne l'a vu venir Article rédigé par la rédaction Futura - Relu par Suzanne Lapauze Secrétaire de rédaction - Publié le 6 mars 2026 à 08:01- Document ‘futura-sciences.com'

Tags associés : maison Habitat de demain Les tendances Climatisation Électricité Thermique Réchauffement climatique Énergie renouvelable Consommation d'énergie Technologie

Refroidissement sans électricité : la technologie qui défie la science. © Patamaporn Umnahanant, ;iStock

Refroidissement sans électricité : la technologie qui défie la science. © Patamaporn Umnahanant, iStock

Quand la température grimpe et que l'électricité fait défaut, comment se rafraîchir ? Des chercheurs saoudiens ont trouvé une réponse étonnante : un système de refroidissement qui fonctionne uniquement grâce au sel et au soleil. Une innovation qui pourrait transformer la vie de millions de personnes dans les régions les plus chaudes du globe.

Cette découverte, réalisée par l'équipe du professeur Peng Wang à l'Université des sciences et technologies du roi Abdallah, répond à un défi majeur de notre époque. Alors que le réchauffement climatique intensifie les vagues de chaleur et que plus de 700 millions de personnes vivent sans accès à l'électricité, ces scientifiques ont développé une technologie révolutionnaire baptisée Nescod (acronyme pour no electricity and sustainable cooling on-demand). Ce système exploite les propriétés physiques du nitrate d'ammonium pour créer du froid sans consommer d'énergie électrique.

Le nitrate d'ammonium, un sel aux propriétés exceptionnelles{{}}

Le principe de fonctionnement repose sur un phénomène chimique captivant : la dissolution endothermique. Contrairement aux réactions qui dégagent de la chaleur, certaines transformations en absorbent depuis leur environnement. C'est exactement ce qui se produit quand le nitrate d'ammonium se dissout dans l'eau.

Les équipes de Kaust ont testé plusieurs types de sels pour identifier le plus efficace. Le nitrate d'ammonium s'est imposé grâce à sa solubilité exceptionnelle : 1 180 grammes par litre dans une eau à 0 °C, et jusqu'à 8 710 grammes par litre dans une eau à 100 °C. Cette caractéristique lui confère un pouvoir refroidissant quatre fois supérieur à celui du chlorure d'ammonium, son concurrent direct.

L'avantage de ce composé ne s'arrête pas à ses performances. Largement utilisé dans l'industrie des engrais, le nitrate d'ammonium reste accessible financièrement et facile à stocker. Sa conservation à long terme ne pose aucune difficulté technique particulière, ce qui facilite son déploiement dans des régions isolées.

https://cdn8.futura-sciences.com/a1080/images/clilatisation-habitat-rechauffement-climatique.png

La demande de refroidissement est exponentielle. Cette innovation répondrait particulièrement aux besoins des populations vivant hors réseau électrique dans des climats chauds et ensoleillés. © Jacob Wackerhausen, iStock

Des performances remarquables lors des tests{{}}

Les expérimentations menées par l'équipe ont révélé des résultats impressionnants. Dans un récipient métallique isolé thermiquement par une boîte en polystyrène, l'eau additionnée de nitrate d'ammonium a vu sa température chuter drastiquement. En seulement 20 minutes, elle est passée de 25 à 3,6 °C.

La durabilité de l'effet constitue un autre atout majeur. La température du récipient est restée inférieure à 15 °C pendant plus de 15 heures consécutives. Selon les calculs des chercheurs, la puissance frigorifique du système Nescod pourrait atteindre 191 watts par mètre carré.

Ces performances ouvrent des perspectives d'application variées :

refroidissement de bâtiments dans les zones rurales ;
conservation des aliments sans réfrigération électrique ;
climatisation d'espaces de stockage sensibles à la température ;
solutions d'urgence lors de coupures d'électricité.
Un cycle de régénération solaire ingénieux{{}}

L'innovation ne s'arrête pas au refroidissement initial. Une fois le sel complètement dissous, la chaleur solaire intervient pour évaporer l'eau du contenant. Cette évaporation permet de récupérer les cristaux de nitrate d'ammonium, qui se reforment naturellement et peuvent être réutilisés dans un nouveau cycle de refroidissement.

Cette séparation temporelle entre le refroidissement et la régénération représente un avantage considérable. Elle permet de stocker l'énergie thermique solaire et de l'utiliser selon les besoins, même d'une saison à l'autre. Dans les régions arides, l'eau évaporée peut être récupérée grâce à un distillateur solaire, évitant ainsi tout gaspillage de cette ressource précieuse.

Le système Nescod répond particulièrement aux besoins des populations vivant hors réseau électrique dans des climats chauds et ensoleillés. Ces conditions, souvent perçues comme contraignantes, deviennent ici des atouts pour alimenter naturellement le processus de régénération du système.

Une réponse aux enjeux énergétiques mondiaux{{}}

Les chiffres de la consommation énergétique liée au refroidissement sont vertigineux. Les climatiseurs représentent aujourd'hui 9 % de la production électrique mondiale annuelle, un pourcentage qui pourrait grimper à 20 % d'ici 2050. En Arabie saoudite, 70 % de l'électricité estivale est dédiée au refroidissement.

Aux États-Unis, près de 90 % des logements disposent de la climatisation, générant 117 millions de tonnes de dioxyde de carbone chaque année. En Chine, le taux d'équipement urbain est passé de 8 % à 70 % entre 1995 et 2004, avec 64 millions d'unités vendues en 2013 seulement.

Face à ces défis environnementaux et énergétiques, le système de refroidissement sans électricité inventé par les scientifiques saoudiens offre une alternative prometteuse pour réduire notre dépendance aux systèmes conventionnels énergivores.

Cette innovation, dont les travaux de recherche ont été publiés dans Energy and Environmental Science, pourrait bien réformer l'accès au confort thermique dans les régions les plus défavorisées de la Planète.

Découvrez les guides climatiseur et ventilateur{{}}

Retrouvez tous nos articles sur la rubrique chauffage et ventilation :

Refroidissement sans électricité : la technologie qui défie la science. © Sanjeri, iStock

Tags : maison Ils refroidissent une pièce… sans aucune électricité : l'invention qui sidère les chercheurs

La maison du futur ressemblera-t-elle à cette habitation ;futuriste ; ? © A. Arquey, Leonardo AI (image générée avec IA)

Tags : maison Les maisons dans lesquelles nous vivrons d'ici 2050

La première maison, alimentée à l'énergie solaire et à ;l'hydrogène, est autonome en énergie. © Energy Observer productions

Tags : maison

La première maison hydrogène et solaire autonome

Pour profiter pleinement d'une énergie aussi abondante que le soleil, deux Suédois ont inventé de nouvelles cellules solaires à pigments photosensibles. ;Une innovation destinée pour le moment aux équipements électroniques auto-rechargeables mais qui, à terme, pourrait équiper les maisons et immeubles. ;© OFC ;Pictures, Adobe ;Stock ;

Tags : maison Photovoltaïque : ces cellules solaires à pigments photosensibles sont imprimables

Voir tous les articles

 Contact…  Qui sommes-nous ?

Source : https://www.futura-sciences.com/maison/actualites/habitat-demain-cette-technologie-pourrait-remplacer-clim-personne-ne-vu-venir-w2t8-131881/

Retour au début du sommaire

Autre document - Stockage thermique et réseaux de chaleur - Cerema https://reseaux-chaleur.cerema.fr › files › 2022/01 PDF – Source à consulter : https://reseaux-chaleur.cerema.fr/sites/reseaux-chaleur-v2/files/fichiers/2022/01/Stockage_thermique.pdf
Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant

C :\Users\Jacques\Downloads\jh.jpg

– 08/03/2026

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier : ISIAS Energie Stockage thermique.7.docx

Mis en ligne bénévolement par le co-rédacteur par Pascal Paquin https://fr.linkedin.com/in/pascal-paquin-a85690296 - comme toutes les autres contributions publiées sur ISIAS !

https://isias.info/local/cache-vignettes/L99xH99/10000000000000c8000000c80ff59cec-f91e7.jpg?1752136363

[Pascal Paquin – Ses travaux sur https://yonnelautre.fr/ ]

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

"L'hydrogène vert (ou bas carbone) peine à émerger et il réchauffe aussi la Planète - Evaluation des ressources et des usages de l'hydrogène pur en France en 2024 – Actualités et critiques sur la filière" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2026-01-08T12:01:23Z

ISIAS Hydrogène vert Hydrogène pur

L'hydrogène vert (ou bas carbone) peine à émerger et il réchauffe aussi la Planète - Evaluation des ressources et des usages de l'hydrogène pur en France en 2024 – Actualités et critiques sur la filière

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 07/01/2026

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

Préambule

Quelques informations préliminaires pour débuter ce dossier réalisé dans un but dicactique

Les articles étiquetés Hydrogène et mis en ligne antérieurement sur ISIAS.info sont à retrouver à partir de ce site < https://isias.info/spip.php?page=recherche&recherche=Hydrog%C3%A8ne+

Les couleurs de l'hydrogen

Rappel - Pour l'hydrogène, les appellations de couleur sont déterminées en fonction du type d'énergie employé dans le processus de production et de son origine, renouvelable ou non. Voir par exemple > https://www.aratubo.com/fr/blog/lhydrogene-lelement-cle-de-la-decarbonisation/

Haut du formulaire

Bas du formulaire

Haut du formulaire

Bas du formulaire

Hydrogène vert :

Définition : L'hydrogène vert est produit par électrolyse de l'eau en utilisant exclusivement de l'électricité issue de sources renouvelables (éolien, solaire, hydraulique, etc.).

Impact environnemental : Ce procédé ne génère aucune émission de CO₂, ce qui en fait une solution durable pour la transition énergétique.

Utilisation : Il est principalement utilisé dans les secteurs industriels, les transports (véhicules à pile à combustible) et le stockage d'énergie.

En bref : l'hydrogène vert est une catégorie spécifique d'hydrogène pur, mais produit de manière écologique.

Hydrogène pur

Définition : L'hydrogène pur fait référence à la qualité chimique de l'hydrogène, c'est-à-dire un hydrogène sans impuretés (comme l'oxygène, l'azote ou d'autres gaz).

Production : Il peut être produit de différentes manières, y compris par électrolyse, mais aussi par reformage du gaz naturel (hydrogène gris) ou par d'autres procédés chimiques.

Impact environnemental : Selon la méthode de production, l'hydrogène pur peut être plus ou moins polluant (par exemple, l'hydrogène gris émet du CO₂).

En résumé : l'hydrogène pur peut être vert, gris, bleu, etc…, selon sa méthode de production.

Vérification de ces termes à l'aide de : ‘Le Chat', assistant conversationnel basé sur l'IA, Mistral AI, consultation du 05 janvier 2026 »

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction
Ce dossier poursuit la quête d'informations sur l'Hydrogène vert qualifié de « couteau suisse de la décarbonation qui peine à réellement émerger » …

Il est ensuite rapporté que « l'hydrogène censé décarboner réchauffe aussi la Planète »… selon une étude récente…

Suit un document officiel concernant : « L'hydrogène pur : évaluation des ressources et des usages en France en 2024 » - (Publié le 23/12/2025 – Document ‘statistiques.developpement-durable.gouv.fr')…

Après une liste d'Accès à des actualités sur la filière hydrogène, ce dossier s'achève par une approche écologique du sujet avec le document intitulé « Les géants pétroliers lâchent l'hydrogène : la fin d'une mascarade écologique ? » (Publié le 5 janvier 2026 par ‘charliehebdo.fr')…

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Hydrogène vert : un couteau suisse de la décarbonation qui peine à réellement émerger - Publié : 16 décembre 2025, 16:32 CET - Document ‘theconversation.com'
Auteur

https://storage.theconversation.com/d6qj867t7wq138106lbn52oyq5owValery Michaux

Enseignante chercheuse, ‘Neoma Business School'

[Addenda - Neoma Business School est une grande école de commerce française, née en 2013 de la fusion des anciennes écoles Reims Management School et Rouen Business School. Ses étudiants sont répartis sur trois campus situés à Reims, Rouen et Paris… Wikipédia -Adresse : 1 Rue du Maréchal Juin, 76130 Mont-Saint-Aignan - Création : 10 septembre 2013 - Types d'établissement scolaire : École de commerce, Université, Grande école, université privée, Université de recherche - Devise : ‘Be passionate. Shape the future' - Président : Michel-Edouard Leclerc - Doyenne : Delphine Manceau ]

Déclaration d'intérêts - Valery Michaux ne travaille pas, ne conseille pas, ne possède pas de parts, ne reçoit pas de fonds d'une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n'a déclaré aucune autre affiliation que son organisme de recherche.

Partenaires : Neoma Business School apporte un financement en tant que membre adhérent de The Conversation FR. Voir les partenaires de The Conversation France

DOI https://doi.org/10.64628/AAK.3f7t7xxwm

Nous croyons à la libre circulation de l'information - Reproduisez nos articles gratuitement, sur papier ou en ligne, en utilisant notre licence ‘Creative Commons'.

L'hydrogène vert ou décarboné revient régulièrement sur le devant de la scène depuis vingt-cinq ans, drainant un flux régulier de capitaux comme le montre le dernier rapport de l'Agence internationale de l'énergie, sorti il y a quelques semaines. Comment expliquer que, depuis aussi longtemps, cette énergie et ses technologies associées peinent à décoller, tout en continuant à susciter des investissements ? On parle d'« innovation éternellement émergente » pour désigner ce phénomène paradoxal propre à la transition.

La place de l'hydrogène vert (ou bas carbone) suscite aujourd'hui des controverses plus vives que jamais. Certains ont peur d'une récupération par le secteur des énergies fossiles, qui pourrait être tenté de promouvoir l'hydrogène bleu produit à partir de gaz naturel. D'autres annoncent l'effondrement de cette filière naissante en France.

Il faut dire que le passage brutal à l'électrique des taxis parisiens à hydrogène Hype, lancés en 2015 lors de la COP21, envoie un signal hautement symbolique de la forte déstabilisation des acteurs français de l'hydrogène. Les débats autour du potentiel de cette énergie ne sont pas nouveaux : depuis vingt-cinq ans, l'hydrogène suscite un engouement récurrent et des investissements importants, sans pour autant décoller, son adoption demeurant relativement limitée.

Des innovations qui ne trouvent pas leur public, il y en a beaucoup, mais le cas de l'hydrogène est un peu différent. Nous nous sommes penchés sur le sujet pour tenter de résoudre ce paradoxe qui dure depuis les années 2000, à travers une étude longitudinale socioéconomique sur l'hydrogène.

Habituellement, les analyses classiques se concentrent sur les caractéristiques de l'innovation en elle-même pour expliquer leur adoption ou non-adoption : dans le cas de l'hydrogène, elles portent sur les technologies liées à la production et la distribution d'hydrogène vert et décarboné, sur leurs caractéristiques (coûts, rendement énergétique, facilité d'utilisation, etc.), sur les effets de réseaux (existence d'infrastructures de production et de stations de rechargement) ou sur les utilisateurs et les consommateurs.

L'originalité de notre recherche qui s'intéresse plus particulièrement à la mobilité, repose sur une autre grille d'analyse : l'approche dite multiniveau, qui resitue les innovations dans un contexte de concurrence avec d'autres technologies répondant aux mêmes besoins, tout en prenant en compte les conséquences des évolutions géopolitiques et sociétales sur les secteurs économiques.

En soutenant notre média, vous participez à la diffusion d'informations fiables et accessibles à tous.{{}}

Elle met en outre l'accent sur la façon dont le contexte politique, sociologique et géopolitique est susceptible de créer dans le temps assez de tensions pour déstabiliser les usages des acteurs du secteur.

Une « innovation perpétuellement émergente »

Nos résultats montrent un phénomène propre à la transition énergétique que nous avons appelé : « innovations perpétuellement émergentes ». Ce phénomène ne peut être compris qu'en tenant compte de trois éléments distincts fortement corrélés.

Tout d'abord, l'analyse d'une innovation verte ne peut faire abstraction des évolutions induites par le contexte géopolitique sur les représentations collectives de ce qu'est la transition énergétique et comment la gérer.
Ensuite, ces évolutions transforment le contexte de concurrence et d'arbitrages entre différentes innovations vertes visant à répondre aux mêmes besoins de décarbonation.
Enfin, il existe des phénomènes de verrouillage sociotechnique autour de certaines innovations vertes qui viennent encore modifier le contexte de ces concurrences inter-technologiques et influencer à leur tour les arbitrages de tous les acteurs du secteur.
L'hydrogène est un très bon exemple de ces technologies perpétuellement émergentes.

Le mythe d'une voiture qui ne rejette que de l'eau

Reprenons le cours de son histoire. Jérémy Rifkin, prospectiviste américain, publie en 2003 un ouvrage qui va faire le tour du monde, l'Économie hydrogène.

Pour faire face à la diminution des ressources en pétrole, explique-t-il, il faudra développer une économie décentralisée fondée sur la production locale d'énergies renouvelables et le stockage de cette énergie intermittente dans l'hydrogène vert.

La représentation collective qui se construit à l'époque autour de ce gaz vert est marquée par le fait que les véhicules électriques à l'hydrogène ne rejettent que de l'eau et que le produire localement diminuera la dépendance de l'occident aux pays pétroliers. Cette vision s'érige en mythe partout dans le monde à mesure que le problème du changement climatique devient central.

Outre ne rejeter que de l'eau, l'hydrogène vert est aussi neutre en carbone. Cette vision va influencer le développement de l'hydrogène dans la mobilité, d'abord aux États-Unis puis, à partir du début des années 2010, en Europe. Dès 2015, plusieurs régions en France et en Europe lancent des expérimentations locales autour d'écosystèmes hydrogène dédiés à la production et à la mobilité locale.

La concurrence de la voiture électrique

Entre 2015 et 2019, on observe une déstabilisation du moteur thermique dans la mobilité et le renforcement de cette vision de la transition très centrée sur les émissions de gaz à effet de serre et la qualité de l'air dans les villes (notamment à la suite du scandale sanitaire du dieselgate).

Dès 2019-2020, l'UE met en place des normes beaucoup plus strictes et les constructeurs sont forcés de s'adapter. Ils se tournent alors vers la seule technologie mature à l'époque : la voiture électrique à batterie. En effet, si l'hydrogène est évoqué de longue date dans le futur de la mobilité, les véhicules à batterie sont dans la course depuis plus longtemps. La troisième génération de batteries est déjà présente, le réseau de recharges, bien que sommaire, existe. Et le carburant – l'électricité – ne pose aucun problème.

https://images.theconversation.com/files/709048/original/file-20251216-62-czwqmd.jpg?ixlib=rb-4.1.0&q=45&auto=format&w=754&fit=clip

https://images.theconversation.com/...La voiture électrique s'est imposée face à la voiture à hydrogène, car les technologies de batteries étaient plus matures au moment où l'Union européenne a légiféré sur la décarbonation des mobilités. Shutterstock

Face à l'hydrogène qui ne possède aucune infrastructure, les jeux sont faits. Les expérimentations en la matière passent au second plan et les territoires hydrogène prennent du retard. En théorie de l'innovation, ce phénomène est connu sous le nom d'effet de verrouillage, qui se crée autour d'une technologie qui devient dominante.

Entre 2020 et 2022, les experts considèrent toutefois encore l'hydrogène comme une technologie clé dans la mobilité lourde. C'est sans compter sur la vitesse extrêmement rapide des effets de verrouillage. Environ 320 000 camions électriques et 220 modèles étaient en circulation fin 2022 dans le monde : une hausse spectaculaire et totalement inattendue, même par les experts. À titre de comparaison, il n'y avait que 12 modèles de poids lourds hydrogène à pile à combustible disponibles fin 2022 dans le monde.

Le coup de grâce de la guerre en Ukraine

2022 marque aussi le début de la guerre en Ukraine, qui va déclencher une crise énergétique et une flambée de l'inflation qui achèveront de reléguer l'hydrogène au second plan dans la mobilité. Parallèlement, notre vision de la transition évolue beaucoup à cette période. L'énergie devient une ressource précieuse que l'on ne peut plus gaspiller : la philosophie de l'économie circulaire est de plus en plus intégrée.

Or fabriquer de l'hydrogène vert (ou décarboné) à partir d'électricité renouvelable est moins efficace qu'utiliser directement cette électricité, en raison des pertes liées aux rendements de conversion. Face aux limites planétaires, il est impératif de prolonger la durée de vie de nos objets de consommation tout en garantissant leur recyclage complet. Les Allemands saisissent dès 2023 cette opportunité pour imposer une nouvelle vision de l'hydrogène qui permettrait de continuer à utiliser nos bonnes vieilles voitures thermiques.

Lors de la décision finale pour interdire les moteurs thermiques en 2035 à l'échelle européenne, l'Allemagne force les autres pays européens à laisser la porte ouverte : les moteurs thermiques resteront autorisés, à condition d'avoir recours à des e-fuels ou des carburants de synthèse liquides « zéro émission » produits à partir d'hydrogène vert ou décarboné.

Cette décision a pour effet de continuer à déstabiliser la filière hydrogène dans la mobilité car les investisseurs ne savent finalement plus sur quelles technologies hydrogène parier : gaz/pile à combustible ? Liquide/moteur thermique ?

Une solution parmi d'autres

Pourtant, cette situation tout à fait originale continue d'expliquer pourquoi partout dans le monde, on maintient un niveau d'investissement dans cette technologie, et pourquoi elle reste perçue comme une solution pour le futur, parmi les autres.

L'hydrogène est un couteau suisse, que l'on peut utiliser pour substituer des matières premières ou des énergies fossiles dans le cadre de nombreux processus industriels, y compris pour fabriquer des fertilisants bas carbone. Le récent rapport de l'Agence internationale de l'énergie montre une progression sans précédent des investissements dans les e-fuels à base d'hydrogène vert ou décarboné.

Il demeure toutefois en concurrence avec d'autres solutions, avec lesquelles il est comparé en matière de coûts financiers et énergétiques, d'impacts environnementaux et de consommation de ressources. Quelles technologies gagneront cette saine rivalité ? Il n'y a pas de bonne réponse, tout dépendra des cas d'usage.

innovation transition énergétique hydrogène voitures électriques mobilité voitures

70% - Pourquoi nous soutenir ? - Parce que dans un monde où l'information est souvent biaisée, The Conversation vous propose des articles fiables, basés sur les faits et l'expertise. Nous vous aidons à décrypter les grands enjeux d'aujourd'hui grâce à des analyses qui s'appuient sur des travaux récents, des recherches approfondies et des expériences solides. Votre soutien permet de maintenir un espace d'information indépendant et de qualité. Il traduit concrètement votre engagement à nos côtés pour nourrir intelligemment le débat citoyen.

AvatarCaroline Nourry Directrice générale The Conversation France

"Biocarburants ou agrocarburants au fil des générations successives : mythe des “biocarburants avancés” qui, malgré de nombreuses technologies variées, émettent plus de CO2 que les carburants fossiles qu'ils auraient dû remplacer" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2025-10-23T13:12:29Z

ISIAS Biocarburants

Biocarburants ou agrocarburants au fil des générations successives : mythe des “biocarburants avancés” qui, malgré de nombreuses technologies variées, émettent plus de CO2 que les carburants fossiles qu'ils auraient dû remplacer

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 23/10/2025

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

http://eise.lutterbach.free.fr/exposes2013/biomasse/image/biom

In L'énergie de la Biomasse - Source

Préambule

Quelques informations préliminaires pour débuter ce dossier réalisé à des fins didactiques

Les biocarburants et biocombustibles couvrent l'ensemble des carburants et combustibles liquides, solides ou gazeux produits à partir de la biomasse et destinés à une valorisation énergétique dans les transports et le chauffage.

Rappel - Un biocarburant, ou agrocarburant, est un carburant (combustible liquide ou gazeux) produit à partir de matériaux organiques non fossiles, provenant de la biomasse (c'est le sens du préfixe « bio » dans biocarburant) et qui vient en complément ou en substitution du combustible fossile. Ceux qui sont produits par la filière agricole sont désignés sous le vocable d'agrocarburant. Actuellement, deux filières principales coexistent :

la filière huile et dérivés, comme l'huile végétale carburant, le biogazole (ou biodiesel), mais aussi des graisses animales ou des acides gras divers (algues, etc.) ;
la filière alcool comme le bioéthanol, à partir de sucres, d'amidon, de cellulose ou de lignine hydrolysées.
D'autres formes moins développées, voire simplement au stade de la recherche, existent aussi : carburant gazeux (biogaz, biométhane, dihydrogène), voire carburant solide (gazogène), etc.

La production mondiale d'agrocarburants s'élève à 4 274 PJ en 2022, en progression de 68 % par rapport à 2010. Les principaux pays producteurs sont les États-Unis (38,1 % du total mondial), le Brésil (21,4 %) et l'Indonésie (9,1 %). En Europe, depuis juillet 2011, pour être certifié « durable » un biocarburant doit répondre à des « normes de durabilité ». La canne à sucre peut être utilisée pour produire des agrocarburants. Sa culture est source de changement d'occupation des sols.

Le développement des biocarburants est limité par deux facteurs :

l'un physique, un faible rendement de conversion de l'énergie solaire en biomasse. « Les agrocarburants se situent dans la zone des rendements les plus faibles. Ils sont de fait limités par le rendement de la photosynthèse, qui est très faible (<1 %). La troisième génération, utilisant des algues, restera largement moins efficace que les solutions « électriques » quelles qu'elles soient, notamment l'utilisation de l'énergie solaire » [1] ;
l'autre politique, la décision d'une transition énergétique vers les véhicules électriques. Décidée pour 2035 en Europe, elle a réduit considérablement l'intérêt des recherches et a conduit à un désengagement des sociétés pétrolières qui finançaient ces projets [2].
Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Biocarburant

Lecture suggérée : Biocarburants : avancée vers l'impasse - Publié le 21/07/2023 Rédigé par Canopée - Réalisé en partenariat avec les Amis de la Terre France, ce rapport propose un état des lieux des enjeux liés aux biocarburants de première génération et aux biocarburants avancés. Alors que la France mise sur les biocarburants comme alternative miracle aux énergies fossiles, ce rapport met en avant les failles des avancées en la matière. Les biocarburants, même de deuxième génération, sont un mirage pour répondre aux enjeux environnementaux. Les principaux points du rapport sont les suivants >>> lire en totalité sur : https://www.canopee.ong/publications/biocarburants-avancee-vers-limpasse/

Quels sont les carburants du futur ? - L'hydrogène est prôné comme le carburant du futur. Et le désir de changement n'est plus seulement manifesté par l'industrie, qui utilise abondamment ce gaz depuis plus de 40 ans L'hydrogène séduit aussi les gouvernements, qui réalisent qu'une économie neutre en carbone à l'horizon 2050 n'est pas envisageable sans lui.

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Tout d'abord une rétrospective sur « La fausse bonne idée des 'biocarburants' »n et un rapport : « Les biocarburants émettent globalement plus de CO2 que les carburants fossiles qu'ils remplacent » - (09 octobre 2025 – Document ‘transportenvironment')…

Puis un document sur « Les biocarburants de deuxième génération » (Publication ‘ecosources.org')

La suite de ce dossier consacré aux biocarburants a fait appel à deux requêtes auprès de ‘ChatGPT' sur les questions suivantes :

* Une synthèse complète des différents biocarburants en citant les ressources naturelles utilisées et les modes de productions actuelles ou en cours de R&D, avec leurs forces et limites …

* une note sur le
marché mondial des biocarburants / biocombustibles comparé aux carburants fossiles, ainsi que les pays / territoires clés et des grands « opérateurs économiques »…

Les sources des articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Biocarburants - Énergies renouvelables et de récupération - Publié le 26 mars 2019 - Mis à jour le 24 juin 2025 – Document JH2025-10-18T10:17:00J‘

officiel ‘ ecologie.gouv.fr'
Sommaire :

1.Que sont les biocarburants ?

2.La filière bio-essence

3.La filière bio-gazole

4.Recherche et Développement

5.Objectifs européens et durabilité

6.Quelle politique des biocarburants en France ?

7.Les biocarburants aériens

8.Panorama d'incorporation

9.Statistiques publiques d'utilisation de biocarburants dans les transports

10.Documents d'aide destinés aux opérateurs économiques

Les biocarburants et biocombustibles couvrent l'ensemble des carburants et combustibles liquides, solides ou gazeux produits à partir de la biomasse et destinés à une valorisation énergétique dans les transports et le chauffage.

Les biocarburants sont majoritairement utilisés sous forme d'additifs ou de complément aux carburants fossiles. On distingue trois générations de biocarburants selon l'origine de la biomasse utilisée et les procédés de transformation associés. Aujourd'hui, la première génération a atteint le stade industriel et la seconde génération est en phase de développement. La réglementation des biocarburants s'effectue également en fonction de la nature de la matière première utilisée : les biocarburants conventionnels élaborés à partir d'une matière première en concurrence avec l'alimentaire et les biocarburants avancés élaborés à partir d'autres matières premières. L'incorporation de biocarburants conventionnels est aujourd'hui plafonnée à 7% de l'énergie contenue dans les carburants.

Que sont les biocarburants ?

Les biocarburants sont des carburants de substitution obtenus à partir de la biomasse (matière première d'origine végétale, animale ou issue de déchets). Ils sont généralement incorporés dans les carburants d'origine fossile.

Il existe deux grandes filières de production des biocarburants : la filière des biocarburants « essence » et celle des biocarburants « gazole ».

La filière bio essence

La filière biocarburant « essence », pour les véhicules essence, comprend l'éthanol et son dérivé l'ETBE (éthyl tertio butyl éther) ainsi que les bio-essences de synthèse.

En France en 2019, 7,9% de l'énergie contenue dans les essences était d'origine renouvelable.

L'éthanol

En France, la betterave à sucre et les céréales (blé, maïs) sont les principales ressources utilisées pour la production d'éthanol d'origine agricole, aussi appelé bioéthanol. Il peut être également obtenu avec certains résidus vinicoles (marcs de raisin et lies de vin).

Les sucres (glucose ou saccharose) contenus dans les plantes sucrières (betterave à sucre, canne à sucre) et les plantes amylacées (céréales comme le blé ou le maïs) sont transformés en alcool par un procédé de fermentation industrielle. L'alcool est ensuite distillé et déshydraté pour obtenir du bioéthanol. Les coproduits obtenus lors du processus de production (drêches et pulpes) sont destinés à l'alimentation animale.

Crédits IFPEN

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/modal_mobile/public/infographies/1-%20Schema%20Bioethanol.jpeg?itok=yBf5F2da

En France, les cultures utilisées pour la production de bioéthanol destiné à un usage carburant représentent environ 3% de la surface agricole française globale de céréales et de plantes sucrières.

La répartition des matières premières utilisées pour produire l'éthanol mis à la consommation sur le territoire national en 2019 est la suivante :

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/default_mobile/public/images/2%20-%20Graphique%20MP%20Ethanol%202019.jpeg?itok=wZDlhptz

En 2019, 83% des matières premières utilisées pour produire du bioéthanol mis à consommation en France sont d'origine française et à 99.6% d'origine européenne.

En France, le bioéthanol est utilisé en mélange dans les essences commerciales :

De manière systématique dans le SP95-E5 (5%) et le SP95-E10 (10%)
À haute teneur dans le carburant superéthanol E85, qui contient entre 65 et 85 % en volume d'éthanol. Ce carburant est disponible en station-service depuis 2007 et est destiné à des véhicules dédiés, appelés véhicules Flex Fuel (ou véhicules à carburant modulable), qui disposent des adaptations nécessaires à l'utilisation du superéthanol E85 (système d'injection, réglages du moteur, compatibilité des matériaux plastiques et des joints, dispositions spécifiques pour assurer le démarrage à froid). L'éthanol peut également être utilisé sous forme d'ED95, carburant composé à 95% de bioéthanol et destiné à des véhicules munis d'un moteur de type Diesel spécifiquement conçus pour ce carburant, et pour des flottes captives disposant d'une logistique d'approvisionnement et de maintenance dédiée.
L'usage du supercarburant SP95-E5 contenant 5% volume d'éthanol ne nécessite aucune adaptation du moteur et du véhicule. Le supercarburant SP95-E10 contenant 10% en volume d'éthanol peut ne pas être compatible avec certains véhicules anciens du parc roulant en France (mise en circulation avant 2000).

Disponible dans les stations-service depuis le 1er avril 2009, le SP95-E10 est compatible avec près de 90% des véhicules essence actuellement en circulation et avec tous les véhicules neufs (sauf exception). Pour savoir si votre véhicule est compatible, veuillez consulter la liste de véhicules compatibles avec le supercarburant sans plomb SP95-E10.

Supercarburant	Teneurs en éthanol pur	Date mise à consommation	Compatibilité moteur
SP95-E5{{}}	Jusqu'à 5% en volume	2000	Tout véhicule essence
SP95-E10{{}}	Jusqu'à 10% en volume	2009	Véhicules essence circulant après 2000
Super Éthanol E85{{}}	de 65 à 85% en volume	2007	Véhicules dédiés (Flex Fuel/Carburant modulable)

L'ETBE (éthyl tertio butyl éther){{}}

L'ETBE est fabriqué à partir d'éthanol (d'origine agricole) et d'isobutène (actuellement d'origine chimique). Il est destiné à être incorporé dans les essences commerciales au maximum à hauteur de :

Supercarburants	Teneurs en ETBE
Dans le SP95-E5	Jusqu'à 15% en volume
Dans le SP98	Jusqu'à 16% en volume
Dans le SP95-E10	Jusqu'à 22% en volume

La répartition des matières premières utilisées pour produire l'éthanol entrant dans la composition de l'ETBE mis à la consommation sur le territoire national en 2019 est la suivante :

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/default_mobile/public/images/3%20-%20Graphique%20MP%20ETBE%202019.jpeg?itok=NaNCNerF

L'éthanol servant à l'élaboration de l'ETBE mis à la consommation en France en 2019 est issu à 40% de matières premières cultivées en France et 94% en Europe. Les pays européens fournisseurs de matières premières destinées à l'élaboration de cet éthanol sont principalement l'Ukraine (19%), l'Allemagne (8,2%) et la Roumanie (8%). Les 6% restants proviennent de canne à sucre brésilienne et bolivienne, et de maïs des Etats-Unis.

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/default_mobile/public/images/4%20-%20Origine%20MP%20ETBE%202019.jpeg?itok=HKRW58CR

Historiquement, l'ETBE constitue la voie privilégiée d'incorporation d'éthanol dans l'essence car il pose moins de difficultés techniques que l'éthanol à être incorporé. Cependant, l'ETBE est un composé d'origine partiellement renouvelable, à la différence du bioéthanol qui est 100% d'origine renouvelable. Dans la comptabilisation des quantités de biocarburants incorporés dans les carburants, seule la part énergétique d'origine renouvelable (37% pour l'ETBE) est prise en compte.

Néanmoins, de l'isobutène entièrement durable (produit à partir de sucre) devrait être prochainement mis sur le marché. L'ETBE issu de cet isobutène et d'éthanol permettra de réaliser un biocarburant entièrement durable.

La bioessence de synthèse{{}}

La bioessence de synthèse peut notamment être obtenue par hydrotraitement d'huiles (dans ce cas, elle peut être dénommée Huile Végétale Hydro Traitée Essence, ou HVHTE) ou par procédé Fischer – Tropsch à partir d'un gaz de synthèse. Ce sont des processus industriels « lourds » opérés dans des unités de production du type raffineries et bio-raffineries.

La bioessence de synthèse est totalement miscible à l'essence et peut être incorporée à hauteur de quelques pourcents. En 2019, la bioessence de synthèse incorporée dans les carburants a été produite à partir d'huile de palme (89%), de colza (7%) et d'effluents d'huileries de palme et rafles (POME, 4%).

La deuxième génération : l'éthanol d'origine lignocellulosique{{}}

Afin de diversifier les ressources en matières premières et d'éviter la concurrence avec les productions à des fins alimentaires, une priorité est donnée au développement des biocarburants dits 'avancés', avec le soutien à des projets pilotes portant sur la valorisation de la part non alimentaire de la plante, sur l'utilisation de la biomasse (résidus agricoles, cultures dédiées) et sur la valorisation de déchets.

Pour l'éthanol, une voie privilégiée est l'utilisation de biomasse lignocellulosique, soit le bois ou la paille. Les différentes étapes conduisant à la production de bioéthanol à partir de matériaux lignocellulosiques sont schématisées ci-après :

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/modal_mobile/public/infographies/5-%20Schema%20Ethanol%202G.jpeg?itok=WHgHI4Du

La filière bio-gazole{{}}

La filière des biocarburants gazole, souvent regroupés sous l'appellation « biodiesel », comprend différents produits, fabriqués à partir d'huiles issues de plantes oléagineuses, de graisses animales ou d'huiles usagées. En 2019, 7,3% de l'énergie contenue dans le gazole provenait de biocarburants.

Les esters méthyliques d'acides gras (EMAG){{}}

Ces esters méthyliques d'acides gras peuvent être obtenus à partir :

d'huiles végétales extraites de plantes oléagineuses (colza, tournesol...) : on parle alors d'EMHV (Ester Méthylique d'Huile Végétale),
de graisses animales : on parle alors d'EMHA (Ester Méthylique d'Huile Animale),
d'huiles végétales alimentaires usagées et récupérées par un circuit de collecte identifié : on parle alors d'EMHU (Ester Méthylique d'Huile Usagée),
de déchets graisseux (déchets industriels, POME,...)
Les EMAG ont représenté en 2019 83.4% des volumes de biocarburants incorporés dans le gazole (77.4% sous forme d'EMHV, 5.5% sous forme d'EMHU et 0.5% sous forme d'EMHA).

Les huiles végétales et les graisses animales ne peuvent pas être utilisées telles quelles (même en mélange dans le gazole) pour l'alimentation des moteurs Diesel modernes. C'est pourquoi elles sont « estérifiées », c'est-à-dire transformées en esters d'acide gras, par une réaction chimique de transestérification.

La réaction de transestérification consiste à faire réagir un corps gras (les triglycérides contenus dans les huiles ou les graisses) avec un alcool (méthanol ou éthanol) pour obtenir un ester d'acide gras :

Si l'alcool utilisé pour la réaction est du méthanol, on obtient un Ester Méthylique d'Acide Gras (EMAG). C'est actuellement la voie la plus utilisée.
Si l'alcool utilisé pour la réaction est de l'éthanol, on obtient un Ester Ethylique d'Acide Gras (EEAG). Cette voie est encore peu développée car elle présente des contraintes techniques de production. Il s'agit cependant d'un procédé innovant qui offre des débouchés pour le bioéthanol dans la filière gazole

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/modal_mobile/public/infographies/6-%20Schema%20Biodiesel.jpeg?itok=WavIXRkh

Les différentes étapes de la production de biodiesel produisent des « co-produits », soit des produits ne pouvant être transformés en biocarburant. Ces différents produits sont toutefois réutilisés dans d'autres industries :

Le tourteau, provenant du broyage des graines (colza, soja, tournesol…), est un résidu solide valorisé dans le domaine de l'alimentation animale.
La glycérine (ou glycérol), obtenu lors de l'étape de transestérification des corps gras en EMAG ou en EEAG. Elle peut être valorisée dans les domaines pharmaceutique (crèmes, dentifrice), cosmétique (produits de beauté) ou alimentaire
En France, le colza est la matière première la plus utilisée pour la fabrication des EMHV.

La répartition des matières premières utilisées et de leurs origines pour produire les EMHV mis à la consommation sur le territoire national en 2019 est la suivante :

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/default_mobile/public/images/5%20-%20Origine%20MP%20EMHV.jpeg?itok=YOsUYI0o

L'Europe est la zone d'origine de la matière première pour 60% des volumes produits. Les deuxième et troisième zones pourvoyeuses de matière première sont l'Amérique (28% ; soja en provenance d'Argentine notamment, et colza canadien) et l'Asie (9% ; huile de palme).

Aujourd'hui, les EMAG sont utilisés en mélange dans le gazole B7 commercial de manière banalisée à hauteur maximale de 7% en volume. Les EMAG peuvent également être incorporés à hauteur de 10% dans le gazole B10, de 30% en volume dans le gazole B30, et jusqu'à 100% dans le B100. Le B30 et le B100 ne sont pas commercialisés en station-service car ils ne sont pas compatibles avec les moteurs de nombreux véhicules Diesel déjà mis en circulation. Le B30 et le B100 sont réservés à une utilisation en « flotte captive », c'est-à-dire pour des flottes de véhicules qui disposent de leur propre logistique d'approvisionnement et de distribution et de conditions de maintenance adaptées.Environ 51% des volumes d'huiles usagées utilisées pour produire des EMHU proviennent d'Europe (France, Espagne et Belgique notamment), et 32% d'Asie (22% de Chine). Les graisses animales utilisées pour les EMHA proviennent d'Europe.

Les bio-gazoles de synthèse{{}}

Ces biogazoles peuvent être obtenus :

1. Hydrotraitement d'huiles végétales ou de graisses animales : Huiles Végétales Hydro Traitées Gazole (HVHTG){{}}

L'hydrotraitement consiste à traiter à l'hydrogène des corps gras contenus dans les huiles végétales ou les graisses animales. Il existe deux procédés pour le réaliser :

dans une unité dédiée de type « bioraffinerie »,
en co-traitement dans une raffinerie (l'huile est mélangée en amont de l'unité de désulfuration à un flux pétrolier de gazole) : ce procédé est appelé « co-processing ».
A l'heure actuelle, les unités d'hydrogénation des huiles nécessitent des investissements importants : à capacité équivalente, ce type d'installation s'avère plus onéreux qu'une unité de production d'EMAG. En 2019, 16,5% des volumes de biocarburants incorporés dans le gazole étaient des HVHTG, principalement produits à 95% à partir d'huile de palme.

2. Voie thermochimique : Biomass to Liquid (BtL){{}}

La conversion thermochimique de la biomasse (gazéification et synthèse Fisher-Tropsch), aussi appelée BtL (Biomass to Liquid), comprend les étapes suivantes :

conditionnement de la biomasse (préparation, trituration, torréfaction)
gazéification de la biomasse (obtention d'un gaz de synthèse)
purification du gaz de synthèse
synthèse Fisher-Tropsch pour transformer le gaz en biogazole de synthèse

Les biogazoles de synthèse ou obtenus par hydrotraitement ont des propriétés comparables voire supérieures à celles du gazole et sont utilisés en mélange dans le gazole commercial.

Recherche et Développement{{}}

Parallèlement aux filières actuelles, la recherche sur les biocarburants de deuxième et troisième génération est privilégiée. Ces filières du futur se développent avec de nouveaux procédés industriels utilisant des sources de biomasse non destinées à l'alimentation humaine ou animale.

Les biocarburants de « deuxième génération » sont issus de la transformation de la lignocellulose contenue dans les résidus agricoles (paille) et forestiers (bois), dans des plantes provenant de cultures dédiées (taillis à croissance rapide) ou de la valorisation des déchets industriels.

Deux voies sont développées pour transformer la lignocellulose des plantes :

La voie thermochimique pour obtenir du biogazole de synthèse : on parle aussi de filière BtL (pour Biomass to Liquid),
La voie biochimique pour obtenir de l'éthanol.

https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/styles/modal_mobile/public/infographies/10-%20Schema%20Biocarburant%202G.jpeg?itok=cNr6ZzV0

Ces nouvelles filières présentent des bilans énergétiques plus favorables et permettent en outre de limiter les problématiques d'usage des sols et de concurrence avec les débouchés alimentaires.

Des financements sont mis en place par l'Agence Nationale de la Recherche (ANR), tels que le programme Bioénergies 2010 qui a pour objectif la valorisation énergétique de tous les constituants de la biomasse (sous forme de chaleur, d'électricité, de gaz de synthèse et biocombustibles liquides, utilisables en substitution des énergies fossiles), ainsi que le comité de bioéconomie créé en 2017.

De plus, le gouvernement a confié à l'ADEME la gestion d'un fonds afin de soutenir les recherches engagées dans les différents domaines des nouvelles technologies de l'énergie. Dans ce cadre, l'agence a lancé un appel à manifestation d'intérêt (AMI) sur les biocarburants de deuxième génération.

Les projets soutenus concernent toutes les filières de carburants consommés en France (essence, gazole, gaz) :

Futurol basé sur un procédé biochimique de transformation de la biomasse pour produire de l'éthanol
BioTfuel basé sur un procédé thermochimique de transformation de la biomasse puis de la synthèse Fischer Tropsch pour produire principalement un biogazole et un biokérosène de synthèse
Gaya basé sur un procédé de gazéification - méthanation pour produire un biocarburant gazeux

Pourquoi développer les biocarburants ?{{}}

L'utilisation des biocarburants en mélange avec les carburants traditionnels dans le secteur des transports a pour but de répondre à cinq enjeux essentiels :

réduire les émissions de gaz à effet de serre
anticiper l'épuisement des réserves mondiales de pétrole
réduire la dépendance énergétique pétrolière
offrir un débouché supplémentaire aux filières agricoles
créer une filière de valorisation des déchets
Dans un contexte de réchauffement climatique lié aux émissions de gaz à effet de serre, de la fluctuation des prix du pétrole, de préoccupations sur la sécurité des approvisionnements en énergie, les biocarburants constituent une ressource énergétique alternative et renouvelable, produite à partir de biomasse.

La loi de transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015 fixe des objectifs ambitieux visant à réduire nos consommations d'énergies fossiles. L'augmentation de la part des énergies renouvelables et notamment celle des biocarburants avancés dans les transports routier et aérien permettra de contribuer au respect de cet objectif, ainsi que celui de l'Accord de Paris qui vise à maintenir le réchauffement climatique en dessous de 2 °C, voire 1,5 °C.

Objectifs européens et durabilité{{}}

Comment est assurée la durabilité des biocarburants en Europe ?{{}}

En 2009, le paquet Énergie-Climat a défini une politique européenne commune. Il fixe un objectif européen dit « 3 x 20 » qui consiste d'ici 2020 à :

diminuer de 20 % les émissions de gaz à effet de serre (par rapport à 1990) ;
augmenter de 20 % l'efficacité énergétique ;
augmenter à 20 % la part des énergies renouvelables (23 % pour la France).
En effet, la maîtrise de la consommation énergétique européenne et l'augmentation de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables constituent des éléments importants du paquet de mesures requises afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre et de se conformer, notamment, au protocole de Kyoto et à la convention-cadre des Nations Unies sur le changement climatique. Ces facteurs ont également un rôle non négligeable à jouer pour la sécurité des approvisionnements en énergie, le développement technologique, l'innovation, ainsi que pour la création d'emplois et le développement régional (en particulier dans les zones rurales et les zones isolées).

Parmi les textes du paquet Énergie-Climat, deux directives européennes définissent des critères de durabilité pour les biocarburants et les moyens de vérification du respect de ces critères par les opérateurs économiques.

La directive européenne 2009/28/CE relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables (appelée directive EnR) fixe un objectif d'utilisation d'énergies renouvelables dans le bouquet énergétique de 23% pour la France en 2020 et un objectif au moins égal à 10% d'énergies renouvelables dans le secteur des transports en 2020.

La directive européenne 2009/30/CE, dite « qualité des carburants » modifiant la directive 98/70/CE en ce qui concerne les spécifications relatives à l'essence, au carburant diesel et aux gazoles, fixe un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre produites sur l'ensemble du cycle de vie des carburants ou de l'énergie utilisée pour le transport de 10% (dont 6% pour les carburants) en 2020.

Selon ces deux directives, seuls les biocarburants consommés dans l'Union européenne, répondant à des critères conformes aux exigences du développement durable, dénommés ci-après « critères de durabilité » pourront être pris en compte pour évaluer le respect de ces objectifs et bénéficier d'une aide financière pour leur consommation.

En 2015, la directive 2015/1513 dite « CASI » (Changement d'Affectation des Sols Indirect) modifie les directives EnR et 2009/30/CE et précise notamment les modalités d'application suivantes :

la directive confirme l'objectif de 10 % d'EnR dans les transports en 2020 avec :
- un plafond de 7 % pour les biocarburants en concurrence alimentaire,
- un objectif indicatif de 0,5 % en 2020 pour les biocarburants avancés.
elle définit la liste des matières premières qui permettent d'élaborer des biocarburants avancés
La révision de la directive EnR (directive 2018/2001 appelée EnR2), a été publiée le 21 décembre 2018 :

Elle fixe un objectif d'énergie renouvelable de 14% dans les transports en 2030, en confirmant le plafond de 7% pour les biocarburants de première génération.
Elle reprend et renforce les critères de durabilité définis dans la première directive EnR et décrits ci-après.
Elle vise à limiter l'effet de changement d'affectation des sols indirect décrit ci-dessous en identifiant les matières premières les plus à risque, en plafonnant leur incorporation puis en les éliminant progressivement d'ici 2030.

Critères de durabilité auxquels sont soumis les biocarburants :{{}}

Critères quantitatifs liés aux émissions de GES (Gaz à Effet de Serre){{}}

Les biocarburants participent à la réduction des émissions de gaz à effet de serre dans la mesure où le CO2 dégagé lors de leur combustion est compensé par le CO2 absorbé durant la croissance des végétaux.

Tout biocarburant doit prouver une réduction des émissions de Gaz à Effet de Serre d'au moins 50% par rapport à l'équivalent fossile (60% pour les unités les plus récentes), calculée selon une méthode en Analyse du Cycle de Vie « du puits à la roue ». Les modalités de calcul sont décrites précisément dans la directive Énergies Renouvelables. L'effet de Changement d'Affectation des Sols Indirect créé des émissions non intentionnelles de carbone en raison de l'utilisation de terres cultivées existantes aux fins de la production de biocarburant et du déplacement consécutif de la production alimentaire (ou autre) vers de nouvelles terres arables, ce qui peut entraîner de la déforestation et la disparition de réservoirs de carbone. Cet effet, très difficile à quantifier, pourrait dégrader le bilan carbone global des biocarburants de première génération. C'est pourquoi la révision de la directive énergie renouvelables confirme le plafond à 7% des biocarburants conventionnels et prévoit par un acte délégué en février 2019 de caractériser les matières premières les plus à risque et de les éliminer progressivement jusqu'en 2030, tout en mettant l'accent sur le développement de biocarburants de deuxième génération.

Critères qualitatifs, liés aux terres

Les biocarburants ne doivent pas être produits à partir de terres riches en biodiversité et de terres présentant un important stock de carbone ou de tourbières. En plus, pour les productions européennes, les conditions d'attribution des aides de la politique agricole commune et les bonnes conditions agro-environnementales doivent être respectées pour la production de matières agricoles.

Ces critères s'appliquent également aux biocarburants produits à partir de matières premières en provenance de pays tiers, pour toute la chaîne de production et de distribution des biocarburants, dont les étapes vont du champ jusqu'à la distribution des carburants destinés à la consommation. En cas de mélange de lots de matières premières, de produits semi-finis ou de biocarburants, les opérateurs économiques doivent mettre en œuvre un système de bilan massique. Les opérateurs économiques qui prennent part à cette chaîne doivent être en mesure de démontrer que les critères de durabilité ont été respectés, que les informations sont fiables et qu'un contrôle indépendant des informations a été mis en œuvre.

A cette fin, les opérateurs économiques concernés ont le choix entre trois systèmes :

un système national mis en place par chaque État membre ;
un système volontaire, mis en place généralement par les opérateurs économiques, qui doit faire l'objet d'une validation par la Commission européenne (CE). Ces systèmes peuvent couvrir une partie ou la totalité des critères de durabilité ;
un accord bilatéral ou multilatéral conclu par l'Union européenne avec des pays tiers. A ce jour, il n'existe pas de tels accords.
L'ensemble des nouvelles dispositions relatives à la mise en œuvre des critères de durabilité pour les biocarburants constitue le régime général de durabilité, appelé « système de durabilité ».

Calcul de l'atteinte de l'objectif européen de 10% d'énergie renouvelable dans les transports prévu pour 2020 à l'article L641-6 du code de l'énergie :{{}}

Seuls l'essence, le gazole, les biocarburants et l'électricité, y compris l'électricité utilisée pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables, d'origine non biologique, destinés au secteur du transport, consommés dans les transports routier et ferroviaire sont pris en compte au dénominateur ;
_
Tous les types d'énergie, produite à partir de sources renouvelables, consommés dans tous les modes de transport sont pris en compte au numérateur.

L'apport de l'électricité produite à partir de sources renouvelables et consommée dans tous types de véhicules électriques et pour la production de carburants liquides et gazeux renouvelables destinés au secteur du transport, d'origine non biologique, pour l'application du 1° et du 2°, est calculé sur la base de la part moyenne nationale que représentait deux ans avant l'année considérée l'électricité produite à partir de sources renouvelables dans la production totale d'électricité ; en outre, les consommations d'électricité produites à partir de sources renouvelables par le secteur ferroviaire et les véhicules routiers sont, respectivement, considérées comme représentant deux fois et demie et cinq fois le contenu énergétique de l'apport d'électricité produite à partir de sources renouvelables ;
Les biocarburants et les bioliquides produits à partir de déchets et de résidus, de matières cellulosiques d'origine non alimentaire et de matières lignocellulosiques sont comptabilisés pour le double de leur valeur réelle en pouvoir calorifique. La liste de ces biocarburants et bioliquides est fixée par un arrêté conjoint des ministres chargés, respectivement, de l'écologie, de l'énergie, des douanes et de l'agriculture. Cet arrêté précise les modalités du double comptage pour exclure toute utilisation frauduleuse.

La part d'énergie des biocarburants produits à partir de céréales et d'autres plantes riches en amidon, sucrières et oléagineuses et à partir de cultures cultivées en tant que cultures principales essentiellement à des fins de production d'énergie sur des terres agricoles n'est pas supérieure à 7 % de la consommation finale d'énergie dans les transports en 2020.
Chaque année l'administration française rapporte auprès de la Commission Européenne la part d'énergie renouvelable incorporée dans les transports. En 2018, cette part s'élevait à 9%, dont 1,46% pour l'électricité renouvelable.

En 2020, les objectifs d'incorporation de biocarburants imposés à tous les opérateurs mettant à consommation des carburants via le mécanisme de la TIRIB permettront de contribuer à l'atteinte de l'objectif européen à hauteur de :
_

8% pour les gazoles (routiers et non routiers)
8.2% pour les essences

Pour ce mécanisme, les règles de calcul suivantes s'appliquent :

La part énergétique des biocarburants produits à base d'huile de palme ne peut être comptabilisée.
La part d'énergie des biocarburants produits à partir de céréales et d'autres plantes riches en amidon, sucrières et oléagineuses et à partir de cultures cultivées en tant que cultures principales essentiellement à des fins de production d'énergie sur des terres agricoles n'est pas supérieure à 7 % de la consommation finale d'énergie dans les gazoles et essences.
La part d'énergie des biocarburants produits à partir des égouts pauvres de deuxième extractions et de l'amidon résiduel n'est pas supérieure à 0.6% de la consommation finale d'énergie dans les essences.
La part d'énergie des biocarburants produits à partir des matières premières listées à l'annexe IX-B de la directive européenne 2018/2001 n'est pas supérieure à 0.9% de la consommation finale d'énergie dans les gazoles et essences et peut valoir le double de son contenu énergétique.
La part d'énergie des biocarburants produits à partir des matières premières listées à l'annexe IX-A de la directive européenne 2018/2001 peut valoir le double de son contenu énergétique, jusqu'à 1,2% dans les essences et 1% dans les gazoles.
Quelle politique des biocarburants en France ?{{}}

La France s'est engagée dans un programme de développement des biocarburants et met en œuvre une série de mesures permettant d'encourager leur production et leur mise sur le marché tout en respectant la biodiversité. Ce plan a fixé des objectifs ambitieux d'incorporation de biocarburants dans les carburants traditionnels d'origine fossile.

L'article 32 de la loi de finances pour 2005 a introduit une taxe (TGAP, renommée Taxe Incitative relative à l'Incorporation de Biocarburants dans la loi de finances 2019) sur la mise à la consommation d'essence d'une part et de gazole d'autre part basée sur le prix de vente hors TVA. Elle encourage l'incorporation et la distribution de biocarburants en pénalisant les opérateurs qui mettent à la consommation une proportion de biocarburants inférieure à l'objectif d'incorporation dans chacune des filières.

Évolution des objectifs d'incorporation de biocarburants en France depuis 2009 (en % énergétique)
	2009 à 2013{{}}	2014{{}}	2015{{}}	2016{{}}	2017{{}}	2018{{}}	2019{{}}	2020{{}}	2021{{}}
Essence{{}}	7	7	7	7	7.5	7.5	7.9	8.2	8.6
Gazole{{}}	7	7,7	7,7	7,7	7.7	7.7	7.9	8	8

Par ailleurs, la directive 2015/1513 dite « CASI » (Changement d'Affectation des Sols Indirect) impose que les états fixent un objectif d'incorporation de biocarburants avancés. La prise en compte de cet objectif est progressivement intégrée dans la taxe.

En parallèle des dispositifs fiscaux incitatifs, deux types de mesures ont été mis en œuvre pour permettre l'atteinte de ces objectifs ambitieux d'incorporation :

relever les pourcentages maximaux d'incorporation dans les carburants distribués avec le lancement de l'essence SP95 E10 en 2009 et l'incorporation jusqu'à 10 % en volume d'EMAG dans le gazole B10 en 2015 ;
autoriser des carburants à teneur élevée en biocarburants avec le lancement du superéthanol E85 (contenant entre 65 et 85 % en volume d'éthanol) en 2007, ainsi que le gazole B30 (contenant 30 % en volume d'EMAG) et en 2016 le carburant ED95 (contenant jusqu'à 95 % en volume d'éthanol), puis en 2018 le carburant B100 destinés aux flottes captives.
L'article 43 de la Loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte prévoit qu'il convient désormais d'accorder la priorité au développement des biocarburants avancés tout en préservant les investissements réalisés dans les filières de production des biocarburants conventionnels. Les objectifs d'incorporation de biocarburants avancés dans les carburants sont définis dans la Programmation Pluriannuelle de l'Énergie

	2023	2028
Filière essence{{}}	1,2%	3,8%
Filière gazole{{}}	0,4%	2,8%

La production de biocarburants en France{{}}

La France est un des pays européens où les biocarburants sont les plus développés.

La France est le quatrième pays producteur mondial de biocarburants (5 % de la production mondiale) après les États Unis, le Brésil et l'Allemagne, avec plus de 2 millions de tonnes de biocarburants produits sur le territoire.

Comment les biocarburants sont-ils distribués en stations-service ?{{}}

Les biocarburants sont essentiellement utilisés en mélange avec les carburants d'origine fossile.

La distribution en station-service des biocarburants se fait de la façon suivante :

les supercarburants SP95 et SP98 contiennent jusqu'à 5 % en volume d'éthanol ou 15 % en volume d'ETBE
le supercarburant SP95-E10 contient jusqu'à 10 % en volume d'éthanol ou 22 % en volume d'ETBE
le gazole B7 contient jusqu'à7 % en volume d'EMAG (esters méthyliques d'acide gras)
Le Gazole B10 contient jusqu'à 10% en volume d'EMAG
le superéthanol E85 contient entre 65 % et 85 % en volume d'éthanol
En dehors des carburants distribués en stations-service, les biocarburants peuvent être utilisés dans des conditions spécifiques :

les gazole « B30 » et « B100 » contiennent respectivement jusqu'à 30 % et 100% en volume d'EMAG (esters méthyliques d'acide gras). Il sont autorisés pour les véhicules de flottes captives disposant d'une logistique d'approvisionnement en carburant dédiée. Ces carburants ne sont pas disponibles à la vente au grand public, car il ne sont pas compatibles avec les moteurs de nombreux véhicules Diesel déjà mis en circulation et ils nécessitent des conditions de maintenance adaptées.
le carburant « ED95 » contient jusqu'à 95 % d'éthanol, le reste étant composé d'additifs permettant l'auto-inflammation du mélange. Ce carburant est destiné à l'utilisation dans des moteurs à allumage par auto-inflammation (de type « Diesel » spécifiquement adaptés).
les huiles végétales pures (HVP) : les agriculteurs et les pêcheurs sont autorisés à utiliser de l'huile végétale pure dans les moteurs des tracteurs et autres engins agricoles ainsi qu'à bord des navires de pêche.
Les collectivités locales peuvent utiliser, à titre expérimental, des huiles végétales pures ou en mélange, dans leurs véhicules non destinés au transport de passagers, sous réserve d'avoir préalablement signé avec l'État un protocole précisant notamment les obligations de suivi et de contrôle régulier des véhicules
A la suite de la décision du Conseil d'État du 25 janvier 2023, l'arrêté du 11 avril 2022 modifiant l'arrêté du 21 juin 2016 a été annulé. L'État prend acte du jugement du Conseil d'État. L'arrêté du 4 octobre 2022 est quant à lui toujours en vigueur et encadre la situation règlementaire des demandeurs de vignettes Crit'air. Les poids lourds, autobus et autocars Euro 6 à motorisation exclusive B100 continuent ainsi de se voir délivrer la vignette Crit'air 1.

Les biocarburants aériens{{}}

Que sont les biocarburants aériens ?{{}}

Les biocarburants aériens, aussi appelés biokérosène ou biojet sont des biocarburants pouvant être utilisés en substitution du kérosène, jusqu'à 50% d'incorporation dans le kérosène fossile.

Les biocarburants aériens doivent répondre à des caractéristiques techniques particulières pour assurer la sécurité des passager, certifiés par ASTM (American society for testing material).

Politique Française pour les biocarburants aériens{{}}

Les biocarburants aéronautiques durables constituent un levier stratégique pour la réduction à court et moyen terme des émissions nettes du secteur qui dispose de peu d'alternatives énergétiques.

Signé en décembre 2017, l'Engagement pour la croissance verte (ECV), sur les biocarburants aéronautiques a permis de lancer la réflexion sur les conditions du déploiement d'une filière française. Il a associé l'État et cinq groupes industriels français : Air France, Airbus, Safran, Total et Suez Environnement.

Les ministères de la transition écologique et solidaire, de l'économie et de l'agriculture, ont défini, sur cette base, la feuille de route nationale, qui précise l'ambition et la stratégie que la France pourrait développer en matière de biocarburants aéronautiques durables dès 2025.

Cette feuille de route prévoit notamment une trajectoire de substitution à court-terme du kérosène fossile par des biocarburants durables de 2% en 2025 et de 5% en 2030. Amorcer le déploiement de ces produits à court-terme s'inscrit en cohérence avec la Stratégie nationale bas-carbone qui fixe un objectif de long terme de 50% en 2050.

Le déploiement des biocarburants aéronautiques durables constitue une des priorités du Gouvernement qui va continuer d'œuvrer en ce sens, en lien étroit avec l'ensemble des acteurs industriels concernés.

Afin de rendre très opérationnelle cette feuille de route nationale, les ministères de la transition écologique et solidaire, de l'économie et de l'agriculture lancent ce jour un appel à manifestation d'intérêt (AMI) sur la production de biocarburants aéronautiques durables. Cet AMI a pour objectif d'identifier les projets d'investissement dans des unités de production de biocarburants de deuxième génération, actuellement envisagés par les acteurs économiques en France, et en particulier les projets d'investissement dans des unités de production de biocarburants à destination de l'aéronautique.

Appel à manifestation d'intérêt{{}}

Plus d'informations sur l'appel à manifestation d'intérêt sur le site de la Direction Générale des Entreprises.

Les candidatures au présent appel à manifestation d'intérêt doivent être déposées à l'adresse : ami-biocarburants.dge@finances.gouv.fr

Pour en savoir plus sur les carburants d'aviation durables{{}}

Carburants d'aviation durables (CAD) ou Sustainable aviation fuels (SAF).
Biocarburants aériens : Feuille de route et rapport de l'ECV{{}}

Télécharger Panorama 2018 des biocarburants incorporés en France PDF – 1.84 Mo
Télécharger Panorama 2019 des biocarburants incorporés en France PDF – 1.76 Mo
Télécharger Panorama 2020 des biocarburants incorporés en France PDF – 2.6 Mo
Statistiques publiques d'utilisation de biocarburants dans les transports{{}}

Statistiques publiques d'utilisation de biocarburants dans les transports depuis 2014.
Textes législatifs et réglementaires relatifs à la démonstration et la vérification du respect des critères de durabilité{{}}

Conformément au guide pratique, les déclarations de durabilité peuvent être envoyées sous format électronique à l'adresse suivante :

durabilite-bio@developpement-durable.gouv.fr{{}}

Pour toute question relative à la durabilité des biocarburants, la même adresse peut être utilisée.

Source : https://www.ecologie.gouv.fr/politiques-publiques/biocarburants

Rétrospective - La fausse bonne idée des 'biocarburants' - Publié en 2016 – Document ‘greenpeace.fr' - Agriculture, Forêts
Les “biocarburants”, qu'est-ce que c'est ?{{}}

Les “biocarburants” sont des carburants produits à partir de matières organiques, à la différence des carburants fossiles (dérivés du pétrole par exemple). Le préfixe “bio” faisant référence à la biomasse, le terme “biocarburant” peut laisser croire que ces carburants seraient “bio” ou “écologiques”. Ce n'est malheureusement pas du tout le cas. C'est pourquoi Greenpeace refuse d'employer le terme “biocarburant” et préfère parler d'“agrocarburants”, pour souligner le fait qu'il s'agit de carburants issus de la production agricole. Et c'est d'ailleurs tout le problème….

Les agrocarburants sont donc des carburants produits grâce à la biomasse et sont la plupart du temps incorporés à des carburants fossiles pour fabriquer du biodiesel et du bioéthanol. Il existe une distinction entre les agrocarburants de première génération, qui sont ceux les plus consommés aujourd'hui, et ceux de seconde et de troisième générations qui sont encore en phase de recherche et développement.

La production des agrocarburants de première génération repose sur des matières premières agricoles consommables par les êtres humains, comme l'huile de colza, l'huile de palme ou la canne à sucre : elle entre donc directement en compétition avec la production de l'alimentation humaine. Les agrocarburants de deuxième génération sont fabriqués grâce à des matières végétales non alimentaires, comme des déchets ou des tiges de plantes. Un développement de la production d'agrocarburants de troisième génération à partir de micro-algues est également envisagé.

La production destructrice des agrocarburants de première génération{{}}

Remplacer les carburants fossiles, fortement émetteurs de gaz à effet de serre, par les agrocarburants de première génération, supposés renouvelables, peut sembler être une bonne idée pour lutter contre les changements climatiques et préserver notre environnement. Or il n'en est rien. Les agrocarburants de première génération sont en effet produits majoritairement grâce à des matières premières agricoles, comme l'huile de palme, le soja, le blé ou encore la betterave. Pour produire ces agrocarburants, il faut ainsi monopoliser davantage de terres agricoles… et donc détruire des écosystèmes naturels et déforester.

En conséquence, les émissions de gaz à effet de serre dues au secteur des transports peuvent bien baisser : celles liées à la déforestation et à la conversion des terres augmentent ! Il n'y a donc pas réduction des émissions de gaz à effet de serre, mais transfert, et parfois hausse, de ces émissions. Ainsi le biodiesel, en tenant compte de l'impact de sa production, émet en moyenne 80% plusde gaz à effet de serre que le diesel qu'il remplace.

De plus, ce transfert se fait aux dépens des pays produisant les matières premières nécessaires à la production de ces biocarburants. Les émissions de gaz à effet de serre ne sont plus seulement liées aux véhicules dans les pays riches, mais aussi aux zones forestières transformées en terres arables dans les pays plus pauvres. Ce stratagème permet ainsi aux pays riches de se dédouaner des efforts qu'ils ont à fournir pour réduire leurs émissions – sur le dos des pays plus pauvres qui voient leurs émissions augmenter !

Pour contrer la crise climatique et environnementale, il faut à tout prix abandonner le développement des agrocarburants de première génération et supprimer tous les avantages fiscaux qui y sont attachés.

Le mythe des “biocarburants avancés”{{}}

Quant aux agrocarburants des deuxième et troisième générations, ils ne devraient pouvoir être développés que s'ils répondent à un certain nombre de critères, comme la non-concurrence avec les cultures alimentaires, le respect des droits des communautés et la préservation des espaces naturels fragiles. Les agrocarburants avancés qui correspondent à ces critères ne doivent en aucun cas être promus comme la solution magique pour réduire les émissions de gaz à effet de serre des transports : le développement de certains “biocarburants avancés” reste hypothétique et les “biocarburants” issus de déchets ne pourront jamais être produits dans des volumes suffisants pour répondre à la demande actuelle en carburants.

Les agrocarburants produits à l'aide d'huile de cuisson usagée constituent notamment une piste de développement particulièrement valorisée par l'aéronautique. Or leur potentiel d'utilisation est considérablement limité par le faible volume d'huile alimentaire usagée à disposition en France. Le gisement en huiles usagées ne suffit pas à répondre à la demande actuelle en “biocarburants avancés”. Un accroissement de la demande pour ces agrocarburants se traduirait ainsi mécaniquement par une augmentation des importations françaises, dépouillant les pays exportateurs de leur capacité à décarboner leur propre économie.

Penser que le recours aux agrocarburants à base d'huile de cuisson règlera le problème climatique du secteur de l'aviation relève donc du fantasme. Sa valorisation par les industriels de l'aéronautique, comme Air France, et de l'énergie, comme Total, est un véritable exercice de greenwashing qui vise à poursuivre la croissance d'un secteur à l'impact environnemental toujours aussi destructeur.

La lutte contre le dérèglement climatique ne peut en aucun cas faire l'économie d'une remise en question de nos manières de produire, de consommer et de nous déplacer.

#Agrocarburants #Biodiversité #GES #Sécurité alimentaire

Greenpeace France : Rejoignez le mouvement

Fichier:Greenpeace logo.svg — Wikipédia

Source : https://www.greenpeace.fr/fausse-bonne-idee-agrocarburants/

Retour au début du sommaire

{{}}
Rapport - Les biocarburants émettent globalement plus de CO2 que les carburants fossiles qu'ils remplacent - 09 octobre 2025 – Document ‘transportenvironment'
Les cultures destinées aux biocarburants continuent de s'étendre dans le monde, alors que leur production mondiale émet 16 % de CO2 en plus par rapport aux carburants fossiles qu'ils sont censés remplacer. En 2030, les biocarburants représenteront la sixième puissance agricole en nombre d'hectares.

D'ici 2030, les cultures agricoles consacrées aux biocarburants occuperont une surface équivalente à la France.
En moyenne, 3000 litres d'eau sont nécessaires pour conduire 100 km avec une voiture alimentée aux biocarburants.
Souvent présentés comme une bonne solution environnementale pour les voitures, les poids-lourds et les bateaux, ils profitent d'avantages fiscaux et réglementaires alors qu'ils n'entraînent aucun bénéfice au niveau mondial.
La production mondiale de biocarburants, tels que le bioéthanol ou le biodiesel, émet 16 % de CO2 de plus que les combustibles fossiles qu'elle remplace, selon un nouveau rapport de Cerulogy réalisé pour T&E.

Les biocarburants continuent pourtant d'être présentés comme une solution de décarbonation des transports et bénéficient de fortes incitations réglementaires et environnementales. Ils apparaissent alors comme une solution de facilité pour remplir fictivement les objectifs climatiques.

C'est par exemple le cas des navires, bientôt contraints à se fournir en carburants alternatifs par l'Organisation maritime internationale, qui signera courant octobre le tout premier accord international en la matière. De quoi créer un appel d'air sans précédent pour les biocarburants à base de matières agricoles. Ils sont aussi utilisés par la filière des poids-lourds en France, et présentés comme une “solution” alternative à l'électrification des voitures par certains acteurs de la filière.

Bastien Gebel, responsable décarbonation de l'industrie automobile à T&E France, explique : « Les biocarburants sont parfois présentés comme des solutions idéales pour la décarbonation, notamment par ceux qui plaident la « neutralité technologique » pour les voitures neuves vendues après 2035. Mais en réalité, ces cultures sont très problématiques sur le plan environnemental. De plus, elles ne remplissent pas leur objectif de souveraineté car les deux-tiers de la demande en bioéthanol et biodiesel français sont importés. Il est urgent de revenir sur les centaines de millions d'euros d'avantages fiscaux dont bénéficie cette filière. »

L'analyse montre enfin que 90 % de la production mondiale de biocarburants repose toujours sur des cultures alimentaires. Cela remet sérieusement en question le discours sur la transition vers des biocarburants “avancés” dans le futur, sachant que ces carburants ne sont pas exempts de risques de fraude.

Un besoin croissant de terres pour les biocarburants {{}}

La demande de biocarburants devant augmenter d'au moins 40 % d'ici 2030, T&E appelle les dirigeants mondiaux prochainement réunis au Brésil pour la COP 30 à s'entendre pour limiter le développement de cette « solution » trompeuse pour le climat.

Aujourd'hui, la culture de plantes destinées à être brûlées comme carburant occupe 32 millions d'hectares de terres, soit environ la superficie de l'Italie, pour répondre à seulement 4 % de la demande mondiale en énergie pour les transports. D'ici 2030, cette superficie devrait augmenter de 60 % pour atteindre 52 millions d'hectares, soit la superficie de la France.

A l'échelle mondiale, les biocarburants émettent aujourd'hui 16 % d'émissions de CO₂ supplémentaires par rapport aux combustibles fossiles qu'ils remplacent, en raison des impacts indirects de l'agriculture et de la déforestation. D'ici 2030, les biocarburants devraient émettre 70 MtCO₂e de plus que les combustibles fossiles qu'ils remplacent, soit l'équivalent des émissions annuelles de près de 30 millions de voitures diesel.

Il s'agit là d'un énorme gaspillage de terres, selon T&E. L'utilisation de seulement 3 % de ces terres pour l'énergie solaire permettrait de produire la même quantité d'énergie. Les véhicules électriques étant beaucoup plus efficaces que les voitures à carburant fossile, cela suffirait pour alimenter près d'un tiers du parc automobile mondial actuel.

data:image/svg+xml ;charset=utf-8,%3Csvg%20xmlns%3D%27http%3A%2F%2Fwww.w3.org%2F2000%2Fsvg%27%20width%3D%271%27%20height%3D%271%27%20style%3D%27background%3Atransparent%27%2F%3E

Bastien Gebel, responsable de la décarbonation de l'industrie automobile pour T&E France, explique : « Les biocarburants sont une fausse solution climatique. Ils gaspillent des terres, de la nourriture et des millions d'euros de subventions. En privilégiant le recours aux énergies renouvelables, et notamment au solaire, cela laisserait beaucoup plus d'espace pour l'alimentation et la restauration de la nature. »

Une forte pression sur l'eau {{}}

L'analyse de T&E montre que les cultures destinées à la production de biocarburants nécessitent également d'importantes quantités d'eau douce. Pour parcourir 100 km avec une voiture fonctionnant avec des biocarburants de première génération, il faudrait en moyenne près de 3 000 litres d'eau, alors que seuls 20 litres seraient nécessaires pour faire rouler une voiture électrique alimentée à l'énergie solaire. Alors que le changement climatique exerce une pression croissante sur les ressources en eau, continuer à miser sur les biocarburants pourrait être catastrophique, prévient T&E.

Pays hôte de la future COP 30, le Brésil est l'un des producteurs de biocarburants qui connaît la croissance la plus rapide et rattrape les États-Unis, le plus grand producteur mondial de biocarburants. Il a récemment décidé de suspendre son moratoire sur le soja, qui protégeait la forêt amazonienne de la déforestation. Le Canada et l'Inde font également partie des pays qui devraient augmenter massivement leur production. L'analyse de T&E se base sur les politiques et stratégies gouvernementales existantes, mais la demande en biocarburants pourrait également connaître une forte hausse dans les secteurs du transport maritime et de l'aviation, qui s'efforcent de trouver des alternatives aux combustibles fossiles.

« La décision du Brésil de lever son moratoire sur le soja est très préoccupante au vu de l'expansion des biocarburants. En tant qu'hôte de la COP de cette année, on peut s'attendre à ce que le Brésil fasse pression en faveur de davantage de carburants renouvelables, mais les biocarburants ne devraient pas être considérés comme tels. Sinon, nous risquons de faire plus de mal que de bien », conclut Bastien Gebel.

T&E appelle les gouvernements du monde entier à considérer que les biocarburants ne sont pas une vraie solution climatique, et que certains contribuent à la déforestation. Les politiques climatiques devraient plutôt donner la priorité à une électrification intelligente, à l'efficacité énergétique et à des alternatives véritablement durables.

Plus d'articles sur le sujet :

Rapport

Alerte sur une fraude potentielle à l'huile de palme dans le diesel “renouvelable”{{}}

L'étude de T&E montre des irrégularités flagrantes concernant l'utilisation des résidus d'huile de palme dans le diesel « renouvelable » (HVO) vendu p...

2 avril 2025 https://www.transportenvironment.or...

Communiqué de presse

Les voitures électriques permettront d'éviter l'émission de 20 millions de tonnes de CO2 en Europe cette année{{}}

Le rapport 2025 de T&E sur l'état du transport en Europe montre que les émissions du secteur commencent à diminuer grâce à la croissance des voitures ...

18 mars 2025 https://www.transportenvironment.or...

Communiqué de presse

Réaction de T&E au Pacte pour une industrie propre et à la proposition dite “Omnibus”{{}}

L'UE veut promouvoir les carburants alternatifs pour l'aviation et le transport maritime, mais envoie un signal inquiétant concernant l'objectif clima...

26 février 2025

Qui sommes-nous Notre équipe … Nous contacter

EU Transparency Register number 58744833263-19

Source : https://www.transportenvironment.org/te-france/articles/les-biocarburants-emettent-globalement-plus-de-co2-que-les-carburants-fossiles-quils-remplacent

Retour au début du sommaire

Les biocarburants de deuxième génération - Publication ‘ecosources.org'{{}}
La seconde génération de biocarburants est issue de source ligno-cellulosique (bois, feuilles, paille, etc.) à partir de processus techniques avancées.

Au lieu d'utiliser les graines ou les tubercules des plantes comme dans la première génération, les nouveaux procédés cherchent à améliorer le bilan énergétique en utilisant toute la plante.

Le Miscanthus, une des plantes utilisées pour les biocarburants de seconde génération - Hans Braxmeier, Pixabay

Avantages :
Production à base de végétaux non comestible, dissociation des cultures alimentaires et énergétiques
Meilleur bilan énergétique que la première génération
Meilleur bilan environnemental que la première génération (consommation en eau et engrais réduite)
Inconvénients :
Comme pour d'autres productions agricoles intensives, la tentation de recourir aux OGM pour accroître la production menace l'équilibre environnemental. Les espèces végétales utilisées pour la production de biocarburant de seconde génération étant déjà très résistantes et vivaces, leur mutation pourrait en faire des espèces invasivesdifficilement contrôlables.
Végétaux exploités pour la production de biocarburants de 2e génération

Le Jatropha{{}}

Appelé aussi l'or vert, Le Jatropha curcas est une espèce non comestible qui pousse en climat tropical à sub-tropical.

Cet arbustre peut résister à des périodes de sécheresse prolongée (environ 3 ans) et ne nécessite aucun entretien particulier.

Les fruits du Jatropha procurent une huile convertible en biocarburant.

L'inde a investi une dizaine de millions de dollars afin de planter 40 millions d'hectares de Jatropha curcas en vue d'une production massive de biocarburants de deuxième génération (2008).

Au Mali, le Jatropha fait l'objet d'un plan national de valorisation (2008)

Un hectare peut permettre la culture de 1.500 pieds de Jatropha et chaque arbre adulte donne entre 2 et 7 kg de graines par an. On peut donc espérer entre 800 et 2000 litres d'huile à l'hectare par an

Jatropha biocarburant

Jatropha curcas - © R. K. Henning

Le Miscanthus{{}}

Appelé aussi 'herbe à éléphant', le Miscanthus géant peut atteindre une hauteur de 4 mètres. Importé d'Asie, il est d'or et déjà cultivé en Europe dans des cultures énergétiques pour son important rendement de matière sèche.

A la manière du Bambou, le Miscanthus pousse en rang serré et ses feuilles forme un tapis lorsqu'elles tombent, empêchant ainsi l'apparition d'indésirables.

Le Miscanthus pousse presque partout, il tolère même des sols très pollués par certains métaux et fait l'objet d'étude pour être utilisé comme dépolluant végétal de certains sites.

La plante possède une forte résistance aux parasites et maladies mais elle craint le froid (vulnérabilité à partir de -10°C)

Un hectare peut permettre de produire entre 12 et 25 tonnes de matière sèche par an

miscanthus biocarburant

Miscanthus Giganteus - © Hamsterdancer, wikimedia

Le Switchgrass{{}}

Appelé aussi 'Panic érigé', le Switchgrass est originaire des grandes plaines de l'ouest de l'Amérique du nord. Ressemblant au Miscanthus, le Switchgrass produit une forte quantité de tiges de hautes tailles.

La plante à la particularité d'être peu exigeante en eau et à l'abri des maladies et autres rongeurs (Actuellement aucun problème de ce type n'a été rencontré sur les cultures).

Un hectare peut permettre de produire entre 10 et 20 tonnes de matière sèche par an (à partir de la 3e année)

Switchgrass biocarburant

Switchgrass - © : U.S. Dep. of Energy & Science

Le Peuplier à courte rotation - TTCR{{}}

Le Peuplier est dit 'à courte rotation' lorsqu'il est récolté avec un cycle de 2 ans à 5 ans sur une durée de vie allant de 10 à 20 ans.

Un hectare peut permettre de produire entre 8 et 10 tonnes de matière sèche par an (en France)

Peuplier biocarburant

Plantation de Peuplier - © : Magyar Pixabay

Principales méthodes de production des biocarburants de seconde génération{{}}

Production par voie thermochimique (gazéification){{}}

La gazéification est un procédé technologique complexe qui permet de transformer de la biomasse en gaz (essentiellement de l'hydrogène et du monoxyde de carbone).
Ce procédé thermochimique est obtenu dans des conditions de températures et de pression élevées (environ 1000°C et 40 bars)

Avantages :
La transformation de la biomasse en gaz est rapide, il n'y a pas d'étape de fermentation.
Inconvénients :
Nécessite une importante production de chaleur, cela diminue le bilan énergétique du procédé.
Production par voie biochimique (hydrolyse enzymatique){{}}

La biomasse (de type lignocellulosique) est transformée en sucre par des enzymes. Le sucre ainsi produit est ensuite transformé en éthanol par un procédé de fermentation.

On obtient alors un éthanol dit de seconde génération.

Avantages :
Plus économe en énergie que la voie thermochimique
Inconvénients :
Coût élevé de l'hydrolyse enzymatique
Autres dossiers{{}}

La méthanisation agricole

Les biocarburants de première génération

Les biocarburants de troisième génération

Interview La papeterie de Condat économise 4 000 MWh de gaz par an grâce à sa centrale solaire thermique Interview
Retour sur le prototype de cheminée solaire installée à Manzanares en 1982 Technologie
Gazeux, liquide ou solide, comment stocker l'hydrogène ?Technologie
Les STEP, stockage d'énergie par pompage turbinage Projet
L'éolien à échelle nucléaire : Hornsea project

A propos - Ecosources est un média web francophone et indépendant, spécialisé dans les énergies renouvelables, l'écoconstruction et la mobilité durable.
Notre objectif : répertorier les technologies et informer sur les réalisations existantes, les prototypes et les projets à l'étude. en savoir +

Qui sommes-nous ? Contact Newsletter …

Qui sommes nous ? | Ecosources | Ecosources

Source : https://www.ecosources.org/biocarburant-de-deuxieme-generation

Retour au début du sommaire

Une synthèse complète des différents biocarburants en citant les ressources naturelles utilisées et les modes de productions actuelles ou en cours de R&D, avec leurs forces et limites – Avec l'aide de ‘CharGPT'
Définitions et générations de biocarburants{{}}

On distingue généralement les biocarburants selon leur “génération”, selon les ressources utilisées et le stade technologique :

Génération	Ressources principales	Avantages / Limites	Exemples / état actuel
1ʳᵉ génération (conventionnelle)	Cultures alimentaires : betterave, blé, maïs, canne à sucre pour sucres ou amidon → bioéthanol. Plantes oléagineuses (colza, tournesol, soja, palme) ou graisses animales pour biodiesel / esters (EMAG). Ministère de la Transition Écologique+3Ministère de l'Agriculture+3le blog Mobility Business TotalEnergies+3	+ Technologie bien maîtrisée, infrastructures existantes. − Concurrence avec production alimentaire, usage des sols, eau, pesticides. Impact GES si changement d'usage des sols. Rendements limités.	En France, éthanol issu de betterave, céréales. Biodiesel par esters d'huiles végétales. Plafonnement des biocarburants de 1ʳᵉ génération dans les carburants. Ministère de la Transition Écologique+2Ministère de l'Agriculture+2
2ᵉ génération (“avancés”)	Biomasse non alimentaire : résidus agricoles (paille, tiges), bois, résidus forestiers, cultures dédiées non alimentaires, déchets, huiles usagées, graisses animales, etc. Ministère de la Transition Écologique+2ressources-naturelles.canada.ca+2	+ Moins de concurrence alimentaire ; meilleurs bilans carbone possibles. − Coûts plus élevés (ex : collecte, prétraitement, conversion). Technologie moins mature, souvent à l'échelle pilote ou démonstrateur. Complexité des procédés.	Ex : éthanol ligno‑cellulosique en développement (projet Futurol en France). Hydrotraitement d'huiles (HVHTG) pour biogazole. Synthèse Fisher‑Tropsch après gazéification (voie thermochimique “Biomass‑to‑Liquid”, BtL). Ministère de la Transition Écologique+2IFPEN+2
3ᵉ génération	Microalgues ou macroalgues, certaines plantes génétiquement modifiées, biomasse aquatique, huiles d'algues, etc. Wikipédia+1	+ Très forte productivité possible, moins de surface terrestre, possibilité de cultiver sur des terres non arables. − Coût encore très élevé. Difficultés techniques : culture, récolte, extraction, consommation d'énergie / nutriments / eau. Impact environnemental selon mode de culture.	Recherche active. Quelques projets pilote ; mais la commercialisation à grande échelle reste rare. Algocarburants (bio‑huile d'algues) restent largement en R&D. Wikipédia+1
4ᵉ génération (moins consensuel)	Même que 2ᵉ/3ᵉ mais avec intégration de technologies nouvelles : biocarburants “carbonés négatifs” (captage et stockage du carbone, BECCS), micro‑organismes ou algues modifiées, électrocarburants (combinaison électricité + CO₂) parfois inclus.	+ Très bon potentiel climat, innovation ... − Très coûteux, risques technologiques, besoins énergétiques élevés, cadre réglementaire/permettant encore incertain.	Quelques études (ex : hydrothermal liquéfaction + captage CO₂). arXiv

« « «

Ressources naturelles utilisées / possibles{{}}

Voici une liste (non exhaustive) :

Type de biomasse / origine	Exemples	Particularités
Cultures alimentaires{{}}	Betterave, blé, maïs, canne à sucre, colza, tournesol	Réserves alimentaires, impact sur prix des denrées, usage d'engrais, eau, sols. Très présentes actuellement. Ministère de l'Agriculture+1
Cultures oléagineuses non alimentaires ou graisses{{}}	Huiles de colza, tournesol, palme, huiles usagées, graisses animales	Permet de produire biodiesel ou via hydrogénation des carburants diesel “renouvelables”. Le recyclage de déchets ou graisses limite les impacts. Ministère de la Transition Écologique+2Advanced Biofuels Association+2
Déchets & résidus agricoles / forestiers{{}}	Paille de blé, tiges, copeaux de bois, sciure, résidus forestiers ou agro-industriels	Nécessite prétraitement (séparation, broyage), hydrolyse, gazéification selon la voie. Peut réduire les impacts environnementaux si bien gérés. Ministère de la Transition Écologique+2IFPEN+2
Algues / biomasse aquatique{{}}	Microalgues lipidiques, macroalgues, etc.	Forte productivité potentielle, cultures sur eau (potentiellement saumâtre ou mer), extraction des huiles ou transformation. Coûts élevés. Wikipédia+1
Déchets organiques / huiles usagées / graisses animales{{}}	Huiles de cuisson, graisses résiduelles, huiles usagées	Bon usage de ressources déjà “dégradées”, moins de concurrence alimentaire. Mais quantité limitée, et besoin de collecte. Ministère de la Transition Écologique+2Advanced Biofuels Association+2
Bois / biomasse forestière{{}}	Bois dédiés, résidus forestiers	Idéal pour les voies thermochimiques ; attention à la durabilité (récolte, biodiversité). ressources-naturelles.canada.ca+1

« « «

Principaux procédés de production ou en R&D{{}}

Les procédés varient selon la génération et la ressource. Voici les plus importants :

Procédé	Pour quelles ressources	Étapes principales / principes	Avantages / défis
Fermentation des sucres / amidon{{}}	Sucres / amidon (betterave, maïs, blé, canne à sucre)	Hydrolyse (si amidon), fermentation (levures ou bactéries), distillation / purification → éthanol.	Très mature, technologie bien maîtrisée. Limitée à cultures alimentaires, besoin eau, engrais. Ministère de la Transition Écologique+1
Transestérification (EMAG / biodiesel){{}}	Huiles végétales, graisses animales	Réaction d'un corps gras avec alcool (méthanol / éthanol) → esters d'acides gras.	Bien maîtrisée, peut mélanger au diesel. Limité par les disponibilités en huile, durabilité des cultures. Decarboner France+1
Hydrotraitement d'huiles (HVO / HVHTG etc.){{}}	Huiles végétales, graisses animales, huiles usagées	Traitement à l'hydrogène → carburants “diesel, kérosène renouvelables” proches du fossile ; production dans bioraffineries ou co‑traitement dans raffineries.	Permet produit de haute qualité, bon pouvoir de substitution ; mais coût de l'hydrogène, infrastructure, approvisionnement en huile. Ministère de la Transition Écologique
Voies thermochimiques : gazéification / Fischer‑Tropsch (Biomass‑to‑Liquid, BtL){{}}	Biomasse ligno-cellulosique, bois, résidus	Gazéification → gaz de synthèse → purification → synthèse Fischer‑Tropsch pour liquides (gazole, kérosène, etc.).	Permet des carburants très compatibles avec les moteurs conventionnels. Complexité, coûts élevés, besoin d'investissement, efficacités parfois faibles. Ministère de la Transition Écologique+2CORDIS+2
Hydrolyse + fermentation de lignocellulose{{}}	Bois, paille, résidus agricoles, cultures non alimentaires	Prétraitement (briser structure lignocellulosique), hydrolyse enzymatique / chimique pour libérer les sucres, fermentation, purification.	Voie majeure de la 2ᵉ génération pour éthanol. Défis : coût des enzymes, efficacité, inhibition, logistique. Ministère de la Transition Écologique+1
Hydrothermal liquefaction (HTL), pyrolyse{{}}	Biomasse humide, résidus forestiers, algues	Traitement en milieu aqueux à haute température / pression (HTL) → “biocrude” → raffinage. Pyrolyse rapide pour huiles pyrolytiques.	Permet traiter biomasse humide (moins de séchage), potentiel de liquides intéressants, mais besoin grande énergie, traitement de la phase aqueuse, conditions de réaction exigeantes, et mise à l'échelle. Ex : article sur HTL + capture carbone. arXiv
Algues : extraction lipides, ou bioconversion{{}}	Microalgues / macroalgues	Cultures, récolte, extraction des lipides / conversion via transestérification ou hydrogénation. Ou voies génétiques ou fermentation spéciale.	Très prometteur en théorie ; mais coûts de production, d'énergie, de nutriments, d'eau, de récolte sont des barrières. Wikipédia
“Electro‑carburants” / e‑fuels{{}}	Électricité renouvelable + captage de CO₂ / hydrogène	Synthèse chimique ou biologique ; par exemple production d'hydrogène, réaction avec CO₂ pour fabriquer des carburants liquides (méthanol, hydrocarbures synthétiques).	Potentiel de carburant “neutre en carbone” si électricité renouvelable, mais efficacité globale souvent basse, coût très élevé, disponibilité de CO₂ captable, infrastructure. Mentionnés comme futures pistes. le blog Mobility Business TotalEnergies

« « «

État actuel / projets en France / Europe{{}}

Quelques données et exemples concrets :

En France, les biocarburants de 1ʳᵉ génération restent majoritaires pour l'instant (éthanol de cultures alimentaires, EMAG de colza etc.). Ministère de la Transition Écologique+2TotalEnergies+2
Le projet Futurol™ est un projet “2G” français qui a validé à l'échelle pilote / démonstrateur une technologie pour produire de l'éthanol à partir de biomasse lignocellulosique. IFPEN
Une usine 2G de bioéthanol nommée RYAM a été lancée à Tartas, dans les Landes, pour valoriser du bois comme matière première, ce qui évite la concurrence alimentaire. Biofuels Central
« « «

Enjeux, défis et limites{{}}

Voici les points essentiels à surveiller / améliorer :

Durabilité environnementale{{}}
- Changement d'usage des sols (déforestation etc.), perte de biodiversité.
- Utilisation d'eau, fertilisants, pesticides.
- Bilan carbone : émissions dans production, transport, transformation.
Quantité de biomasse disponible{{}}
- Résidus agricoles ou bois peuvent être abondants, mais leur collecte, transport, entreposage sont coûteux.
- Compétition d'usage (alim/santé/industrie).
Technologie et coût{{}}
- Pour les générations avancées / algues / voies thermochimiques, les coûts sont encore élevés. R&D nécessaire.
- Besoins d'infrastructures adaptées (usines, chaînes de valorisation, coopération agricole‑forestière).
Réglementation et incitations :{{}}
- Subventions, quotas, normes d'émissions, incitations fiscales sont essentiels pour rendre économiquement viable les nouvelles filières.
- Acceptation sociale, cadre légal (usage de certaines terres, normes de durabilité etc…).
Compatibilité avec les moteurs/appareils existants : {{}}
- Certains biocarburants peuvent être insérés dans les carburants classiques (blends). D'autres nécessitent modifications moteurs ou infrastructures (stations-services, stockage, sécurité).
  Source : contribution avec ‘ChatgPT' pour ISIAS.info

Retour au début du sommaire

Marché mondial des biocarburants / biocombustibles comparé aux carburants fossiles, ainsi que des pays/territoires clés et des grands « opérateurs économiques » - Requête auprès de ‘ChatGPT'{{}}
Voici un panorama — certes un peu gros plan, encore avec quelques incertitudes Si vous le souhaitez, je peux aussi extraire des données très récentes (2024‑25) pays par pays ou pour l'Europe.

1. Dimension du marché mondial{{}}

Taille et croissance des biocarburants{{}}

Le marché mondial des biocarburants (incluant bioéthanol, biodiesel, etc.) a généré environ 99,5 milliards USD en 2023, et pourrait atteindre environ 207,9 milliards USD en 2030. Grand View Research+2Grand View Research+2
D'autres estimations donnent une valorisation de 121 milliards USD en 2025 et une projection 225 milliards USD en 2030. Mordor Intelligence
Le taux de croissance annuel composé (CAGR) est souvent estimé entre 6 % et 11 % selon source et segment. Grand View Research+2Mordor Intelligence+2
Selon le tableau de bord de IFP Énergies nouvelles, les biocarburants représentaient en 2023 près de 107 Mtoe (millions de tonnes équivalent pétrole) consommées dans les transports routiers, soit 4,8 % de l'ensemble des carburants consommés dans ce secteur. IFPEN
Comparaison aux carburants fossiles{{}}

Même si la part des biocarburants croît, les carburants fossiles continuent de dominer largement. Par exemple, une analyse montre que pour les transports routiers, les carburants conventionnels restent très majoritaires. OECD
Donc, même avec une forte croissance, les biocarburants restent un segment relativement petit du marché global des carburants (liquid fuels) — mais avec un rôle stratégique dans la transition énergétique.
2. Principaux pays / régions et dynamiques{{}}

Voici quelques zones clés avec leurs caractéristiques :

Amérique du Nord{{}}

Les États‑Unis sont le plus grand producteur de bioéthanol au monde (notamment à base de maïs). Industry Research+1
En 2023, l'Amérique du Nord détenait 33 % du marché global des biocarburants. Global Growth Insights+1
Le Canada et le Mexique ont des politiques de mélange (blending) et évolutions, bien que l'échelle soit plus réduite. Industry Research
Europe{{}}

Le marché européen est très influencé par la règlementation (normes de carburants renouvelables, biomasse, etc.). Industry Research+1
Quelques pays majeurs : Allemagne, France, Italie, Espagne. Par exemple, en 2025 l'Allemagne représenterait 31 % du marché européen des biocarburants (d'après une estimation) avec 1.486,9 milliards USD. Market Growth Reports
Le tableau de l'IFP mentionne que l'incorporation de biocarburants dans les carburants routiers était de 5,6 % en 2023. IFPEN
Asie / Pacifique{{}}

La région est parmi les plus fortes croissances : par exemple pour l'Asie, le marché des biocarburants était estimé à 3.194,5 milliards USD en 2025 avec un taux de croissance de 10,5 % jusqu'en 2035. Market Growth Reports
Quelques pays clés : Chine, Inde, Indonésie. Ex : Inde vise 20 % de mélange éthanol‑essence. Industry Research
Amérique Latine{{}}

Le Brésil est un acteur majeur du bioéthanol à base de canne à sucre : grande tradition dans ce pays. (Voir plus bas)
Le marché latino‑américain a un fort potentiel, mais je n'ai pas toutes les valeurs exactes récentes dans les sources que j'ai consultées.
Moyen‑Orient / Afrique{{}}

Le marché est encore plus petit mais en croissance. Exemple : Afrique du Sud, Egypte, etc. sont mentionnés parmi les principaux pays de la région. Market Growth Reports
3. Grands opérateurs économiques / acteurs majeurs{{}}

Il existe de nombreux acteurs dans l'industrie des biocarburants, allant des grandes firmes pétrolières intégrées aux sociétés agricoles spécialisées.

Quelques noms remarquables{{}}

Archer‑Daniels‑Midland Company (ADM) : un grand groupe d'agrobusiness avec des opérations de bioéthanol, biodiesel, approvisionnement des matières premières. Research and Markets+1
POET LLC : un des plus grands producteurs de bioéthanol aux États‑Unis. Global Growth Insights+1
Cargill, Incorporated : acteur global de l'agriculture/logistique, impliqué dans les filières de biodiesel et huiles de base. Chemical Research Insight+1
Bangchak Corporation Public Company Limited (Thaïlande) : acteur notable en Asie‑Pacifique dans les biocarburants. Research and Markets
BP PLC : la grande compagnie pétrolière a investi dans les biocarburants/avions (SAF) et cherche à diversifier. Global Growth Insights+1
Quelques spécificités{{}}

Certaines sociétés se spécialisent dans les « second generation / advanced biofuels » (résidus, algues, déchets) : ex. Algenol Biotech LLC (États‑Unis) spécialisée dans la production d'éthanol à partir d'algues/hydrocarbures. Wikipédia
Le feed‑stock (matière première) est un enjeu clé : céréales (maïs, blé), canne à sucre, huiles végétales, déchets de cuisine, graisses animales.
Certaines grandes compagnies pétrolières cherchent à convertir des raffineries en biorefineries ou co‑traiter des huiles végétales pour produire des « drop‑in fuels » (biocarburants compatibles infrastructures existantes).
4. Avantages, limites et comparaison avec les produits fossiles{{}}

Avantages :{{}}

Réduction potentielle des émissions de gaz à effet de serre (selon filière, matière première et gestion du changement d'usage des terres)
Diversification des approvisionnements énergétiques, réduction de dépendance aux importations de pétrole dans certains pays
Développement de nouvelles industries (agriculture, traitement de déchets, etc.)
Limites / défis : {{}}

Coût de production souvent plus élevé que les carburants fossiles (selon contexte, subventions, matière première)
Questions de durabilité : impact sur l'usage des terres, la biodiversité, concurrence avec nourriture/alimente, indirect land‑use change (ILUC) Precedence Research+1
Infrastructure parfois manquante pour distribution, logistique, compatibilité avec moteurs existants (même si beaucoup de carburants sont « drop‑in »)
Les carburants fossiles restent très dominants, avec économies d'échelle fortes, infrastructures établies, et coûts souvent plus compétitifs.
Comparaison « fossile vs. biocarburants » :{{}}

En volume global, les carburants fossiles pour transport restent écrasants comparés aux biocarburants.
Du point de vue marché, même si les biocarburants croissent, on ne s'attend pas à un remplacement rapide à grande échelle sans soutien politique et technologique important.
Un rapport indique que l'augmentation des mandats de biocarburants peut entraîner des coûts élevés, et que d'autres solutions (électrification, e‑carburants, hydrogène) pourraient être plus compétitives à long terme. arXiv
5. Pour la France / Europe (quelques repères){{}}

En Europe, certains pays‑membres ont des taux d'incorporation obligatoires ou des objectifs de carburants renouvelables dans le transport.
En 2023, par exemple, la consommation de biocarburants dans les transports routiers représentait environ 5,6 % (tous types confondus) en Europe. IFPEN
Pour la France, l'Allemagne, l'Italie ou l'Espagne, les marchés nationaux sont dans les centaines de millions à quelques milliards de USD (par exemple l'Allemagne 1.486 milliards USD en 2025 dans l'évaluation d'une source). Market Growth Reports
6. Points de vigilance / inconnues à approfondir{{}}

Les données disponibles ne donnent pas toujours une ventilation complète par pays (volume vs valeur) ou par catégorie de biocarburant (éthanol vs biodiesel vs SAF).
La comparaison avec les carburants fossiles en termes de volumes/valeurs globales reste moins documentée dans le détail (ex. : « quel pourcentage du marché transport carburants fossiles est‑il potentiellement substituable »).
Le contexte politique et réglementaire est extrêmement important (mandats d'incorporation, crédit carbone, fiscalité) et peut varier fortement d'un pays à l'autre — ce qui rend les projections incertaines.
Si vous voulez, je peux extraire un tableau pays par pays (par exemple France, Allemagne, Brésil, Inde, Chine, États‑Unis) avec les chiffres les plus récents (volume, taux d'incorporation, croissance) et pointer les « leaders opérationnels » dans chaque pays. Est‑ce que cela vous intéresse ?

Voici un tableau résumé avec des éléments clés pour quatre grandes zones : États‑Unis, Europe (et en particulier France/Allemagne), Brésil, Inde. Cela inclut les volumes ou capacités estimés, les taux d'incorporation/blending, ainsi que quelques grands opérateurs économiques dans chaque pays. Ces données permettent de mieux situer l'état actuel du marché des biocarburants (liquides) dans ces pays. Beaucoup de chiffres restent approximatifs et doivent être pris avec prudence.

Pays / zone	Valeur / volumes récents	Taux d'incorporation / cible	Opérateurs majeurs & remarques
United States{{}}	Capacité de production d'éthanol : 18‑21 milliards de gallons/an ( 68‑79 milliards de litres) pour le carburant éthanol. mnbiofuels.org+2Statista+2 Capacité biodiesel : 2 milliards de gallons/an ( 7,6 milliards de litres) en 2022. mnbiofuels.org	Le pays a des mandats fédéraux (Renewable Fuel Standard) mais l'incorporation varie selon type de biocarburant. Ex : autorisation de la vente “E15” (15 % d'éthanol dans l'essence) dans certains États. AP News	Principaux acteurs : • POET LLC (≈ 3 milliards de gallons/an d'éthanol) kenresearch.com+1 • Valero Energy Corporation (12 usines d'éthanol, investissements dans les carburants durables) kenresearch.com • Renewable Energy Group (leader dans le biodiesel US) Statista+1
Europe (avec focus Germany & France){{}}	Le marché européen des biocarburants (liquides) a généré environ 45 milliards USD en 2024. Research and Markets+1 Volume consommation : 164 million de barils (≈ 21‑22 milliards de litres) en 2024. Research and Markets	Allemagne détient 20,5 % du marché européen en 2024, France 19,3 %. Research and Markets Exemple : France : en 2020, 2,9 Mtoe de biocarburants incorporés dans les transports routiers. IFPEN	Acteurs indiqués : • Cargill Incorporated (présente dans le biodiesel) > mentionnée pour Europe dans un rapport. germanyinthenews.com • Bunge (dans le biodiesel européen) germanyinthenews.com • Eni S.p.A. (Italie mais opérant en Europe biocarburants) germanyinthenews.com • En Allemagne, les exportations de biodiesel ont atteint 3,2 millions de tonnes en 2024. Biofuels Central
India{{}}	Marché de l'éthanol : 8,5 milliards USD en 2024. Market Research Future Volume : 5,9 milliards de litres en 2024. IMARC Group	Objectif de mélange : 20 % d'éthanol dans l'essence (E20) d'ici 2025/26. iea-amf.org+1 Biodiesel : cible 5 % d'ici 2030 mais taux beaucoup plus bas à ce jour ( 0,5‑0,6 % en 2024). Autocar Pro	Acteurs principaux : • Indian Oil Corporation Limited (IOCL) – investissement dans des usines d'éthanol. eai.in • Bharat Petroleum Corporation Limited (BPCL) – usine intégrée 2G/1G. eai.in • Hindustan Petroleum Corporation Limited (HPCL) – usine 2G. eai.in
Brazil{{}}	Le Brésil est un acteur majeur (notamment éthanol de canne à sucre) mais j'ai moins de chiffres récents précis dans mes sources accessibles. Exemple : maintien obligatoire du biodiesel à 14 % dans le diesel en 2025. Reuters	Mandats : Le biodiesel obligatoire à 14 % (ou était prévu 15 %) dans le diesel. Éthanol : tradition forte d'incorporation de l'éthanol de canne.	Acteurs : • BP Bunge Bioenergia – JV entre BP et Bunge, usine de production d'éthanol au Brésil (en transition). MarketWatch

Observations générales{{}}

Le volume global des biocarburants liquides reste encore petit comparativement au total des carburants fossiles, mais la croissance est solide dans beaucoup de pays.
Les mandats d'incorporation (blending mandates) sont un moteur clé : sans obligation ou incitation, l'adoption stagne.
Les opérateurs économiques sont souvent des entreprises agricoles ou pétrolières intégrées, ce qui suggère que la filière requiert des synergies agriculture‑industrie.
Il existe un écart entre les objectifs et la réalité dans certains pays (ex : biodiesel en Inde).
Le feedstock (matière première) est un enjeu critique (maïs, canne à sucre, huiles végétales, déchets…) et les aspects durabilité / changement d'usage des terres sont de plus en plus scrutés.
Si vous voulez, je peux aller plus loin en extraire une quinzaine de pays supplémentaires (ex : Chine, Indonésie, Argentine, Canada, Australie, Afrique du Sud…) avec chiffres comparables (volume, taux, acteurs) et les organiser dans un fichier ou tableur. Veux‑tu qu'on fasse cela ?

Source - Assistance documentaire générée par ‘ChatGPT', un agent conversationnel d'OpenAI (modèle GPT-4), consultation en ligne le 18 octobre 2025.

Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant

C :\Users\Jacques\Downloads\jh.jpg

– 22/10/2025

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier : ISIAS Biocarburants..7.docx

Mis en ligne bénévolement par le co-rédacteur par Pascal Paquin https://fr.linkedin.com/in/pascal-paquin-a85690296 - comme toutes les autres contributions publiées sur ISIAS !

https://isias.info/local/cache-vignettes/L99xH99/10000000000000c8000000c80ff59cec-f91e7.jpg?1752136363

[Pascal Paquin – Ses travaux sur https://yonnelautre.fr/ ]

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

"Notre avenir énergétique dépend de l'efficacité énergétique, des énergies renouvelables et de la réduction des émissions de CO2 : l'électricité, le chauffage et la mobilité doivent être reliés en un système intégré intelligent" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2025-10-22T11:29:50Z

ISIAS Energies Systèmes intégrés

Notre avenir énergétique dépend de l'efficacité énergétique, des énergies renouvelables et de la réduction des émissions de CO2 : l'électricité, le chauffage et la mobilité doivent être reliés en un système intégré intelligent

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 10/2025

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

L'Europe face à la crise énergétique - Cartooning for Peace

Source : https://www.cartooningforpeace.org/editos/leurope-face-a-la-crise-energetique/

https://www.dessinateurdepresse.com/wp-content/uploads/2016/02/015-09-20-energie-renouvelable-humour-1.jpg

Préambule

Après cette page d'humour, quelques informations préliminaires pour ce dossier à visée pédagogique

L'efficacité énergétique ou efficience énergétique est l'état de fonctionnement d'un système pour lequel la consommation d'énergie est minimisée pour un service rendu identique. C'est un cas particulier de la notion d'efficience.

France - Directive Efficacité énergétique : l'ordonnance complétant la transposition parue in extremis - Publié le 15 octobre 2025 par Philie Marcangelo-Leos, pour Localtis - Commande publique, Efficacité énergétique des bâtiments, Energie - La directive Efficacité énergétique (DEE) - révisée en 2023 dans le cadre du paquet législatif 'Fit for 55' -, déjà partiellement transposée par la dernière loi Ddadue du 30 avril 2025, est l'objet d'une ordonnance, parue ce 15 octobre 2025, pour compléter cette démarche. Y sont notamment inscrites de nouvelles obligations en matière de commande publique et un critère d'efficacité des réseaux de chaleur et de froid est introduit. Un décret et un arrêté sont encore attendus pour en préciser certaines modalités, en particulier concernant les plans locaux 'chaleur et froid'. Source : https://www.banquedesterritoires.fr/directive-efficacite-energetique-lordonnance-completant-la-transposition-parue-extremis

Les énergies renouvelables sont des énergies provenant de sources naturelles qui se renouvellent à un rythme supérieur à celui de leur consommation. La lumière du soleil et le vent, par exemple, constituent de telles sources qui se renouvellent constamment.

Les énergies renouvelables (parfois abrégées EnR) proviennent de sources d'énergie dont le renouvellement naturel est assez rapide pour qu'elles puissent être considérées comme inépuisables à l'échelle du temps humain. Elles proviennent de phénomènes naturels cycliques ou constants induits par les astres : le Soleil essentiellement pour la chaleur et la lumière qu'il produit, mais aussi l'attraction de la Lune (marées) et la chaleur engendrée par la Terre (géothermie). Leur caractère renouvelable dépend d'une part de la vitesse à laquelle la source est consommée, et d'autre part de la vitesse à laquelle elle se renouvelle. Les énergies renouvelables intermittentes ne peuvent pas moduler leur production en fonction de la demande électrique. Sans stockage de l'énergie à grande échelle pour suppléer à leur intermittence, elles doivent donc être couplées à des sources d'électricité modulables, telles que celles fonctionnant avec un combustible fossile (centrales au charbon ou au gaz), à l'énergie hydroélectrique ou à l'énergie nucléaire. Si l'exploitation d'énergies renouvelables émet moins de gaz à effet de serre que celle des énergies fossiles et possède d'autres avantages, notamment en matière d'indépendance énergétique et de santé publique, elle nécessite néanmoins souvent des matières premières critiques, peut créer une dépendance à des importations d'équipements (cellules photovoltaïques) et peut émettre d'autres types de pollutions et nuisances, affectant notamment la biodiversité. La part des énergies renouvelables dans la consommation finale mondiale d'énergie était estimée en 2018 à 17,9 %, dont 6,9 % de biomasse traditionnelle (bois, déchets agricoles, etc.) et 11,0 % d'énergies renouvelables « modernes » : 4,3 % de chaleur produite par les énergies renouvelables thermiques (biomasse, géothermie, solaire thermique), 3,6 % d'hydroélectricité, 2,1 % pour les autres renouvelables électriques (éolien, solaire photovoltaïque, géothermie, biomasse, biogaz) et 1 % pour les biocarburants ; leur part dans la production d'électricité était estimée en 2018 à 26,4 %. Depuis, chaque année est celle d'un nouveau record pour les EnR, selon l'Agence internationale de l'énergie, mais leur rythme de croissance reste insuffisant pour atteindre l'objectif fixé lors de la COP28, en raison notamment de difficultés structurelles et d'un contexte mondial incertain. L'énergie solaire, l'énergie éolienne et la biomasse sont trois types d'énergies renouvelables.

Éléments de définitions - Le Soleil est la principale source d'énergie des différentes formes d'énergies renouvelables : le rayonnement solaire est le vecteur énergétique de transport de l'énergie utilisable (directement ou indirectement) lors de la photosynthèse, ou dans le cycle de l'eau (qui permet l'hydroélectricité) et l'énergie des vagues, la différence de température entre les eaux superficielles et les eaux profondes des océans (énergie thermique des mers) ou encore la diffusion ionique provoquée par l'arrivée d'eau douce dans l'eau de mer (énergie osmotique). Cette énergie solaire, alliée à la rotation de la Terre, est à l'origine des vents (énergie éolienne) et des courants marins (hydrolienne). La chaleur interne de la Terre (géothermie) est assimilée à une forme d'énergie renouvelable, et le système Terre-Lune engendre les marées des océans et des mers permettant la mise en valeur de l'énergie marémotrice. L'énergie solaire comme la chaleur interne de la Terre proviennent de réactions nucléaires (fusion nucléaire dans le cas du Soleil, fission nucléaire dans celui de la chaleur interne de la Terre). Les combustibles fossiles et les minéraux (isotopes fissiles) ne sont pas des sources d'énergie renouvelables, les ressources étant consommées à une vitesse bien supérieure à la vitesse à laquelle celles-ci sont naturellement créées ou disponibles. L'expression « énergies renouvelables et de récupération » (EnR&R) est parfois utilisée lorsque l'on ajoute aux énergies renouvelables la valorisation de la chaleur produite par différentes activités [1]…. - Wikipédia

France - Émissions nationales de gaz à effet de serre (dont CO2)- Changement climatique - Publié le 03/10/2025 - Cette rubrique présente des données, des statistiques et des analyses sur les émissions de gaz à effet de serre de la France. Source : https://www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr/emissions-nationales-de-gaz-effet-de-serre-0

Voir aussi : La baisse des émissions de CO2 stagne en France - 10 octobre 2025 à 14h01 – « La France n'a pas baissé ses émissions de CO2 au premier semestre 2025, selon le dernier baromètre du Centre interprofessionnel technique d'études de la pollution atmosphérique (Citepa). La tendance devrait durer, avec une évolution de -0,8 % seulement sur l'année, selon la prévision de l'association (hors émissions importées et hors puits de carbone)… - Source : https://reporterre.net/La-baisse-des-emissions-de-CO2-stagne-en-France

Qu'est-ce qu'un système énergétique intégré ? - Systèmes énergétiques intégrés, intégration sectorielle, couplage sectoriel : ces termes portent de nombreux noms mais reposent essentiellement sur le même principe : créer un système énergétique intelligent qui relie les secteurs consommateurs d'énergie au réseau électrique afin d'optimiser la synergie entre la production d'énergie et son utilisation.

Définition selon ‘ChatGPT' - Un système énergétique intégré est un ensemble interconnecté de technologies, d'infrastructures et de vecteurs énergétiques (électricité, chaleur, gaz, hydrogène, etc.) qui fonctionnent de manière coordonnée pour optimiser la production, la distribution, la conversion et la consommation d'énergie. L'objectif principal est de maximiser l'efficacité énergétique globale, réduire les émissions de gaz à effet de serre et accroître la flexibilité du système en exploitant les synergies entre les différents secteurs énergétiques (électricité, transport, bâtiment, industrie, etc.).

🔹 En d'autres termes - C'est une approche qui relie différents réseaux et usages de l'énergie afin de :

utiliser au mieux les ressources locales (énergies renouvelables, chaleur fatale, biogaz, etc.) ;
stocker et transformer l'énergie selon les besoins (par ex. via le power-to-gas, le stockage thermique ou les batteries) ;
équilibrer la demande et l'offre entre les différents vecteurs énergétiques.
🔹 Exemples :

Un quartier où les panneaux solaires, les pompes à chaleur et le réseau de chaleur sont gérés ensemble pour réduire la consommation d'énergie fossile.
Un système combinant l'électricité renouvelable, la production d'hydrogène et le stockage pour alimenter à la fois le chauffage et la mobilité.
Lecture suggérée > Des bâtiments intelligents pour des territoires responsables ... Plan Bâtiment Durable https://www.planbatimentdurable.developpement-durable.gouv.fr › ... PDF 31 pages – « L'intelligence des systèmes est une contribution à l'optimisation de la gestion des bâtiments et le smart building, l'évolution naturelle du green building ».

Définition d'exergie : En thermodynamique, l'exergie est une grandeur physique permettant de mesurer la qualité d'une énergie. C'est la partie utilisable d'un joule. Le travail maximal récupérable est ainsi égal à l'opposé de la variation d'exergie au cours de la transformation. L'exergie mécanique (ou électrique) présente un ratio exergétique nécessairement égal à 1[1] avec cette définition. Un système à l'équilibre thermomécanique ou chimique n'a plus aucune valeur. Plus un système est loin de l'équilibre ambiant, plus il est apte à opérer un changement, aptitude sur laquelle repose l'utilité d'une énergie. Si selon le premier principe de la thermodynamique la quantité d'énergie se conserve, la qualité de cette énergie, l'exergie, ne peut en revanche que diminuer lors d'une transformation. L'exergie détruite au cours d'une réaction est appelée anergie. Ce phénomène est lié à l'entropie du système et de son environnement, qui selon le deuxième principe de la thermodynamique ne peut qu'augmenter au cours d'une transformation réelle, non réversible, alors que l'exergie diminue au cours d'une telle transformation. Définition générale - Par définition, l'exergie d'un système est égale à zéro lorsqu'il est à l'équilibre thermodynamique avec son environnement… - Wikipédia

Lecture suggérée : De l'énergie à l'exergie… - Publié le 17 novembre 2013 par Fabien Jonquiere

https://sti.eduscol.education.fr/system/files/styles/thumbnail-copy-1/private/images/actualites/3050/3050-exergie.jpg?itok=Aui-M4xU

« Si l'énergie désigne la capacité d'un système à produire un travail, l'exergie, elle, permet de calculer le travail maximal récupérable. Suite au colloque international 'L'exergie, de l'énergie à l'écologie : un outil d'analyse et de décision pour un développement durable', le magazine Sciences et Vie du mois de juillet 2013 a publié un article intitulé 'Penser exergie plutôt qu'énergie'. Cet article a été repris par l'émission Sciences publiques de France Culture, le 5/7/2013. Vous y trouverez des éléments de réflexion et de nombreux exemples sur cette approche du développement durable.

Liens :

Ecouter l'émission du 5/7/2013 - Faut-il passer de l'énergie à l'exergie ? (link is external)

Lettre d'information En vue de l'INSA de Lyon - septembre 2013 (link is external)

Site de l'émission Science publique - France Culture (link is external)

Informations sur le colloque (link is external)

Source : https://sti.eduscol.education.fr/actualites/de-lenergie-lexergie

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Ce dossier propose un choix d'articles qui concernent essentiellement les systèmes énergétiques interconnectés et intelligents ou systèmes énergétiques intégrés

Notamment un article de Jessica ROUX intitulé : « Ce système solaire produit de l'hydrogène, du chauffage, du froid et de l'eau douce : une révolution énergétique mondiale » - (14/10/2025 - Document ‘innovant.fr') – A propos de ce compte-rendu (Numéro spécial - Le rôle du Stockage d'Énergie Hybride dans l'Exploitation et la Planification de Systèmes multi-énergétiques – (Dernière mise à jour le 11 septembre 2025 – EN puis FR), une recherche s'est imposée pour une bonne compréhension de l'optimisation exergoéconomique et exergoenvironnementale d'un système
énergétique à partir d'une requête auprès de ‘ChatGPT'

En annexe, un long article avec de nombreux exemples a été ajouté – Il porte sur les solutions énergétiques intégrées pour les collectivités au Canada avec des Plans d'action détaillé – (Date de modification : 2025-01-07)

Tous les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Vers des systèmes énergétiques interconnectés et intelligents – Document ‘gazenergie.ch'{{}}
Efficacité énergétique, énergies renouvelables et réduction des émissions de CO2 sont les trois maîtres mots de notre avenir énergétique. Ces trois aspects sont essentiels, et les projets qui les promeuvent sont dûment soutenus. Mais ce n'est pas tout, il faut encore faire un pas de plus : le courant, le chauffage et la mobilité doivent être reliés les uns aux autres pour former un système intelligent. Car c'est la seule voie qui permettra d'intégrer de manière optimale les énergies renouvelables dans le système énergétique et de réduire les émissions de CO2.

Fort heureusement, ce constat fait aujourd'hui son chemin, et on parle dans ce contexte de couplage des secteurs ou de convergence des réseaux. Le principe est simple, même s'il cache une grande complexité. Il s'agit de jeter des ponts entre les systèmes pour pouvoir exploiter les synergies entre les énergies transportées par conduites. Les technologies qui permettent cette intégration sont déjà disponibles, et elles sont nombreuses : couplage chaleur-force, power-to-gas, power-to-heat, power-to-liquid. La mobilité électrique et au gaz sont aussi des technologies qui permettent le couplage des secteurs.

La convergence des réseaux en est encore à ses balbutiements : il faut maintenant mettre en place un cadre propice à sa concrétisation. Il existe toutefois déjà des exemples remarquables qui mettent en lumière le potentiel qui réside dans la convergence des systèmes énergétiques.

Vers des systèmes énergétiques interconnectés et intelligents

Le courant, le chauffage et la mobilité doivent être reliés les uns aux autres pour former un système intelligent.

L'avenir énergétique réside dans la convergence des réseaux

Grâce aux possibilités offertes par le gaz et son infrastructure réseau, le gaz naturel et les gaz renouvelables peuvent apporter une contribution essentielle à l'avènement d'un système énergétique plus renouvelable et plus efficace.

Couplage des secteurs

Que signifie concrètement le couplage des secteurs pour les domaines électricité, chauffage et mobilité ?

Le power-to-gas comme technologie clé

Les stockages sont essentiels pour négocier le virage énergétique. Les centrales de pompage-turbinage ou les batteries peuvent aussi apporter une contribution importante.

Habiter neutre en CO2

Les locataires d'un nouveau lotissement de Männedorf (ZH) ne payent pas de frais d'électricité ni de chauffage.

Premier bâtiment locatif autonome en énergie

Une maison sans raccordement énergétique extérieur ?

Du courant renouvelable en hiver grâce au power-to-gas

Que faire lorsque l'électricité produite par une installation photovoltaïque ne peut pas être complètement utilisée ?

Vers la « centrale énergétique virtuelle »

Le nouveau lotissement Sturzenegg dans la ville de Saint-Gall est une réussite architecturale et urbanistique. Mais pas seulement : c'est aussi un objet exemplaire pour ce qui touche à la production et au stockage d'énergie.

Un système intégrant gaz, électricité et chaleur à distance

La centrale hybride réalisée par Regio Energie Solothurn dans la commune soleuroise de Zuchwil préfigure notre avenir énergétique.

Une plus grande efficacité énergétique grâce au CCF

Au centre de Triesen, au Liechtenstein, un réseau de proximité fournit en chaleur plusieurs écoles, une piscine, des salles de gymnastique, un bâtiment administratif, des établissements médico-sociaux et des immeubles locatifs.

Avenir énergétique :

Gaz renouvelables

Production et importation Comment ça marche ?Programme de promotion et exigences Pronovo

L'hydrogène HySuix

Stockage d'énergie

Couplage des secteurs

Source : https://gazenergie.ch/fr/avenir-energetique/couplage-des-secteurs/systemes-energetiques-interconnectes/

Retour au début du sommaire

2.
Rétrospective - Qu'est-ce qu'une vision intégrée du système énergétique ? - Publié le 11 octobre 2021 – Document ‘CEA/INSTN'

Pour limiter le réchauffement climatique, la sobriété et la décarbonation de notre économie deviennent des nécessités incontournables. Pour que notre futur système énergétique soit neutre en carbone à l'horizon 2050, il doit être pensé dans une vision intégrée, c'est-à-dire dans une démarche globale où chaque fonction du système énergétique est connectée aux autres. Découvrez dans cette vidéo quelles sont les fonctions principales et les évolutions nécessaires du système énergétique dans le cadre d'une vision intégrée de l'énergie ?

Retranscription Embarquer ce media

Si vous souhaitez comprendre les enjeux de la transition énergétique dans ses dimensions climatiques, géopolitiques et technico-économiques, et prendre part au débat citoyen sur le sujet, inscrivez-vous gratuitement à la formation, d'une durée de 3h .

Voir aussi (161 documents) :{{}}

03:13 80 ans d'audace, d'innovation et de découvertes !
01:01:09 Une énergie zéro carbone ?
01:30:19 L'économie circulaire
01:36:54 Le futur c'est pour quand ?
11:53 Quels secrets sous les skis des champions ?
02:31 Vincent - Ingénieur génie civil géotechnique
02:27 Christophe - ingénieur génie civil et parasismique
04:15 Le cycle du combustible nucléaire
01:02:20 De la gravitation universelle - Etienne Klein
Source : https://www.cea.fr/multimedia/Pages/videos/culture-scientifique/energies/vision-integree-du-systeme-energetique.aspx

Retour au début du sommaire

- - Management des systèmes énergétiques locaux – Documentation EDF{{}}
    Quelles innovations pour les systèmes énergétiques locaux ?{{}}

EDF, sa R&D et ses filiales de spécialités imaginent les systèmes énergétiques locaux de demain ainsi que leurs solutions de management au service des collectivités. Découvrez nos innovations toujours plus adaptées aux besoins des territoires.

PEGASE, prévision ENR et stockage intelligent à La Réunion{{}}

Pour favoriser l'équilibre offre-demande dans des zones non-interconnectées au réseau d'électricité, EDF mène avec sa filiale EDF Energies Nouvelles et EDF Store & Forecast des expérimentations sur le stockage d'énergie à La Réunion. Enjeu : compenser l'instabilité créée par les productions intermittentes et dépasser le seuil de sécurité des 30% d'injection de ces énergies sur le réseau pour favoriser une alimentation électrique autonome et renouvelable. Dans le cadre du projet PEGASE à La Réunion, EDF et ses filiales ont développé des solutions intelligentes pour compenser en temps réel les chutes brutales de production éolienne ou photovoltaïque. PEGASE, véritable innovation, est un système énergétique local qui concilie prévisions de production et gestion du stockage pour mieux intégrer les énergies renouvelables. Grâce à cet équipement, La Réunion a atteint en 2016 un premier palier de 32% d'injection instantanée d'énergies intermittentes et a pu diviser par 3 le nombre de jours de déconnexion des producteurs d'ENR tout en divisant par 5 l'énergie perdue.

https://www.edf.fr/sites/collectivite/files/styles/img_1020x570/public/2023-03/video-image-cover-insulaires.jpg?itok=ganFTSNv

Concept Grid, test les systèmes énergétiques {{}}

Plate-forme expérimentale unique au monde, Concept Grid est une innovation développée par EDF pour anticiper et accompagner l'évolution des systèmes énergétiques locaux vers les 'smart grids'. Implanté sur le site EDF Lab des Renardières (77), ce laboratoire d'essai grandeur nature permet de conduire des expérimentations complexes et en conditions perturbées impossibles à réaliser sur le réseau réel.
Construit en circuit fermé mais représentatif des réseaux de distribution réels, Concept Grid permet ainsi de tester en toute sécurité les différentes composantes d'un système énergétique local intelligent : reconfiguration automatique en cas de défaillance, intégration des énergies renouvelables intermittentes, optimisation des périodes de pointe mais aussi système de stockage...).
EDF a d'ores et déjà signé des partenariats avec Alcatel, l'Institut de recherche du groupe HydroQuébéc, Supelec et DERlab pour travailler sur cette plate-forme.

https://www.edf.fr/sites/collectivite/files/styles/img_1020x570/public/2023-03/video-image-cover-concept-grid.jpg?itok=YhS8vzH9

Guyane : une centrale solaire durable pour améliorer la qualité de vie sur site isolé {{}}

Au cœur d'un parc naturel régional, la centrale hybride de Kaw est actuellement la plus grande centrale photovoltaïque en site isolé de France. Après plusieurs années de production d'électricité assurée par des groupes électrogènes, en 2009, le Programme Régional de la Maîtrise de l'Énergie impliquant EDF et l'ADEME, a décidé d'installer une centrale solaire pour limiter la dépendance énergétique du territoire et la production de gaz à effet de serre.

Aujourd'hui, avec 624 modules photovoltaïques sur une surface de 800 m2, la centrale couvre 70 % des besoins électriques du village (35 foyers, une école, un dispensaire, restaurants et gites, et éclairage public). Moins carbonée, la consommation de carburant nécessaire à l'alimentation des deux groupes électrogènes est passée de 150 litres par jour à 20 litres, soit une diminution de 87 %. Les émissions de CO2 sont désormais limitées à 96 tonnes par an contre 600 tonnes auparavant.

Pour les habitants, le dispositif améliore la qualité de vie : moins de nuisances sonores en provenance des groupes électrogènes, moins de combustible utilisé et moins de pollution. Elle a permis aux habitants de se comporter en 'éco-citoyen' car la mise en place de la centrale s'est accompagnée d'une démarche de sensibilisation aux économies d'énergie des habitants.

Unique depuis sa mise en service, cette innovation présente l'intérêt d'être reproductible dans d'autres sites isolés d'outre-mer et de réduire l'utilisation des groupes électrogènes dans les systèmes énergétiques locaux.

https://www.edf.fr/sites/collectivite/files/styles/img_1020x570/public/2023-03/video-image-cover-guyane.jpg?itok=5mGiBG7W

TOUCAN : une centrale solaire avec batteries{{}}

D'une puissance installée de 5 MWc, la centrale solaire TOUCAN en Guyane est l'une des premières installations dotées de batteries à être mise en service en France et dans le monde. Inaugurée début 2015 par EDF Energies Nouvelles avec le soutien d'EDF Store & Forecast, la centrale est équipée d'un système de pilotage à distance et d'une unité de stockage de l'énergie : véritable innovation dans le management des systèmes énergétiques locaux.

Les batteries installées ont la capacité de stocker un tiers de l'énergie produite pendant trois heures et de la distribuer sur le réseau jusqu'à trois heures après la production. Elles participent à la stabilité du réseau électrique guyanais notamment en absorbant le surplus d'énergie solaire produit et en le restituant en fonction des besoins du réseau.
Les logiciels de pilotage permettent une prévision de la production d'énergie et un service fiable à destination du gestionnaire de réseau. Ces derniers permettent de prévoir la production journalière d'énergie délivrée et ainsi de régler au mieux les volumes de stockage. Avec une marge d'erreur de seulement 2,5%, ces outils d'analyse météorologique pourraient s'exporter sur d'autres zones d'outre-mer ou du monde à fort potentiel énergétique.
Particulièrement stratégique pour des zones non-interconnectées au réseau électrique, cette centrale produit l'équivalent de la consommation électrique annuelle de plus de 4 000 foyers guyanais. Elle marque par ailleurs une nouvelle avancée technologique pour le développement de la filière.

EDF Energies Nouvelles met en service Toucan, une centrale solaire innovante avec stockage

La production de la centrale est équivalente à la consommation électrique annuelle de plus de 4 000 foyers guyanais avec plus de 55 000 panneaux solaires First Solar de t...

Source : https://www.edf.fr/collectivites/transition-energetique/solutions-pour-la-transition-energetique/management-des-systemes-energetiques-locaux/quelles-innovations-pour-les-systemes-energetiques-locaux

Retour au début du sommaire

- - L'avenir des systèmes énergétiques réside dans la flexibilité et l'intégration - Articles de blog- 19 novembre, 2024 – Document ‘climatepromise.undp.org' - Mondial Climate Promise
    
    Mateo Salomon

Mateo Salomon Chef de la section Atténuation des effets du changement climatique

L'avenir des systèmes énergétiques réside dans la flexibilité et l'intégration

Photo : Thinapob / Adobe

Disponible en anglais, espagnol et français

La transition énergétique dont nous avons besoin ne consiste pas seulement à ajouter des énergies renouvelables au mix énergétique, mais aussi à créer un système intégré et homogène qui fonctionne dans tous les secteurs et toutes les zones géographiques. Notre avenir énergétique dépend du dépassement des solutions fragmentées et mono-techniques, et de l'adoption d'une approche holistique capable de répondre à l'évolution de la demande, aux défis climatiques et aux contextes économiques changeants. Il faut pour cela mettre à l'échelle des systèmes énergétiques adaptables et résilients qui tirent parti de la puissance de l'intelligence artificielle (IA), des technologies émergentes et des financements innovants pour répondre à la fois aux besoins d'aujourd'hui, et aux incertitudes de demain. C'est un défi de taille, mais c'est aussi la voie à suivre pour construire un écosystème énergétique véritablement durable et prêt pour l'avenir.

Récemment, le PNUD et Sustainable Energy for All ont co-organisé une session sur l'intégration des technologies d'énergie renouvelable décentralisée dans le cadre du Forum d'action SDG7 de l'ONU sur l'énergie à New York. Avec des représentants de l'Association mondiale de l'industrie de l'énergie solaire hors réseau (GOGLA), de Schneider Electric, un leader de la gestion et de l'automatisation de l'énergie, et d'Acumen, une organisation à but non lucratif qui investit dans les entreprises sociales pour relever les défis du développement, nous avons abordé ce sujet et discuté des raisons pour lesquelles un élément aussi crucial que l'adoption d'une approche holistique et à l'épreuve du temps de la planification énergétique reste si difficile à mettre en œuvre, en particulier dans le contexte de la réduction du fossé de l'accès à l'énergie. Les obstacles persistants à l'intégration des différentes technologies d'énergie renouvelable distribuée comprennent des contraintes financières telles que la nécessité d'accéder aux devises locales et fortes, des obstacles réglementaires complexes et des défis liés à l'alignement des différents modèles d'entreprise. Étant donné que le secteur de l'énergie s'est toujours concentré sur l'approvisionnement et la croissance économique, sans vraiment se préoccuper des incidences environnementales ou sociales, la résolution de ces problèmes nécessite désormais une approche multidimensionnelle reposant sur une collaboration intersectorielle.

Les systèmes énergétiques décentralisés doivent être conçus pour répondre aux besoins actuels et futurs de tous les secteurs {{}}

Les exemples d'une véritable intégration technologique sont encore en train d'émerger. Cependant, différents secteurs commencent à reconnaître la valeur des solutions énergétiques interconnectées qui vont au-delà de l'électrification de base pour répondre à des besoins spécialisés. L'expérience de GOGLA dans l'alignement des plans nationaux d'électrification sur les réalités locales et les besoins spécifiques de différents secteurs, tels que la santé ou l'agriculture au Kenya et au Nigéria, s'est avérée fructueuse pour faire avancer les solutions solaires hors réseau.

Parallèlement, des modèles financiers innovants, tels que les swaps de devises testés par Acumen au Malawi, démontrent que les obstacles traditionnels à l'investissement, tels que la dévaluation des devises, peuvent être surmontés grâce à des approches financières créatives et mixtes. Ces exemples montrent que la mise en place d'un système énergétique à l'épreuve du temps ne se limite pas au simple déploiement de technologies. Il s'agit de créer des systèmes énergétiques conçus pour répondre aux besoins actuels et futurs de secteurs essentiels tels que l'agriculture, l'industrie, les transports, la santé et l'éducation. Le véritable défi consiste à faire en sorte que ces solutions soient soutenues par des partenariats solides, des mécanismes de financement innovants et des cadres juridiques et réglementaires adaptés et flexibles, capables d'attirer les investissements privés et de favoriser la durabilité à long terme.

Les technologies hors réseau ne sont pas une solution de transition en attendant l'expansion du réseau.{{}}

Dans le débat sur l'accès à l'énergie, les solutions d'énergies renouvelables distribuées, telles que les mini-réseaux et les systèmes solaires domestiques, sont souvent considérées comme la solution pour les communautés rurales difficiles à atteindre. Ces technologies se sont avérées essentielles pour fournir de l'électricité à des millions de personnes dans des régions isolées, permettant aux écoles, aux centres de santé et aux petites entreprises de fonctionner dans des zones où les nouvelles connexions au réseau national sont soit peu pratiques, soit trop coûteuses. Cependant, regardant vers l'avenir, il est évident que se concentrer uniquement sur des solutions uniques peut limiter la vision plus large dont nous avons besoin pour des systèmes énergétiques durables et à l'épreuve du temps.

L'approche du PNUD se concentre de plus en plus sur la mise en place des environnements favorables nécessaires pour faire de ces systèmes intégrés une réalité. Grâce à des initiatives telles que le Programme pour les mini-réseaux en Afrique, nous travaillons avec les gouvernements, les partenaires du secteur privé et les communautés locales pour créer les cadres juridiques et réglementaires nécessaires pour attirer les investissements et développer ces technologies. Mais au-delà du travail technique et réglementaire, il est essentiel de changer les mentalités en matière d'accès à l'énergie. Nous devons considérer les énergies renouvelables distribuées non pas comme un dernier recours pour les zones rurales ou sous-développées afin de répondre à des besoins immédiats, mais comme faisant partie de la future infrastructure énergétique de chaque partie du monde.

Prenons, par exemple, l'annonce récente d'un micro-réseau dans le nouveau terminal de l'aéroport JFK à New York. Ce projet montre que les solutions d'énergie distribuée ne sont plus seulement des outils d'électrification rurale, mais qu'elles font désormais partie intégrante de la résilience énergétique et de la durabilité dans les zones urbaines également. Des systèmes comme celui-ci, conçus pour des zones à forte demande, sont en train de devenir des modèles d'infrastructures énergétiques résilientes et évolutives partout dans le monde. Conçu comme un micro-réseau fédéré, il fonctionnera grâce à quatre « îlots de puissance » indépendants et plus petits qui peuvent travailler ensemble pour gérer les pics de demande et garantir la fiabilité. Cette structure, associée à l'intégration de piles à combustible pour la récupération de chaleur, démontre l'efficacité et l'adaptabilité de l'infrastructure énergétique moderne. Une plateforme de gestion de l'énergie connectée à l'internet des objets (IoT) jouera également un rôle essentiel dans l'optimisation de l'utilisation de l'énergie en temps réel, ce qui reflète l'approche plus large de l'intégration de solutions numériques dans les systèmes énergétiques des zones rurales d'Afrique subsaharienne.

Le potentiel de l'IA ne fait que commencer à se déployer{{}}

Au PNUD, nous considérons que les technologies énergétiques distribuées font partie intégrante de la construction de systèmes énergétiques évolutifs et résilients qui peuvent s'adapter aux demandes futures. Par exemple, le PNUD a récemment collaboré avec IBM pour lancer des modèles interactifs alimentés par l'IA et conçus pour prévoir l'utilisation de l'énergie, aidant ainsi les parties prenantes à visualiser des scénarios énergétiques complexes. En tirant parti d'outils pilotés par l'IA, nous pouvons simuler la dynamique des réseaux, anticiper la croissance et intégrer les innovations émergentes telles que les véhicules électriques et les réseaux distribués intelligents. Cela peut faciliter l'évolution vers des systèmes énergétiques plus souples, capables de s'adapter aux changements sociétaux et environnementaux.

Le futur réseau énergétique devra être flexible, interconnecté et capable de gérer une combinaison de sources d'énergie renouvelables et de solutions de stockage en temps réel. Il est essentiel de ne plus considérer les mini-réseaux et les systèmes solaires domestiques comme des technologies isolées. Nous devons au contraire les intégrer dans une planification plus large de l'infrastructure qui inclut les réseaux intelligents, les véhicules électriques, les solutions de stockage mobiles et les systèmes numériques de gestion de l'énergie. Cette approche intégrée devrait garantir que ces systèmes sont non seulement résilients, mais aussi adaptables aux changements rapides de la demande d'énergie et aux défis liés au climat, et qu'ils sont de puissants moteurs de croissance économique.

En fin de compte, la question n'est pas seulement de savoir si nous pouvons fournir un accès à l'énergie de base aux communautés mal desservies, mais aussi de savoir comment construire des systèmes énergétiques à l'épreuve du temps qui leur serviront pendant les décennies à venir. Les avantages potentiels des systèmes distribués d'énergie renouvelable pour le climat sont considérables : ils peuvent remplacer l'énergie basée sur les combustibles fossiles dans les zones rurales et urbaines, optimiser l'utilisation de l'énergie à l'aide d'outils numériques et renforcer la résistance aux perturbations liées au climat. En dépassant les solutions techniques étroites et en adoptant des approches intégrées et holistiques, nous pouvons construire l'infrastructure énergétique du futur, qui garantira la durabilité, la résilience et la prospérité pour tous.

Sujets associés Énergie Le Programme de mini-réseaux africains Kenya Nigeria Malawi Afrique

Donors Fonds pour l'environnement mondial / FEM

Explorer d'autres histoires >

Texte explicatif 2 avril, 2024 Qu'est-ce que l'atténuation des effets du changement climatique et en quoi est-ce une urgence ? Une atténuation efficace est notre seul moyen de ralentir les effets du changement climatique. Voici comment l'amplifier. Lire la suite

Qu'est-ce que l'atténuation

Articles de blog Comment faire pour que la prochaine série d'engagements climatiques nationaux soit un succès ? Alors que les pays préparent leur nouvel engagement climatique (CDN 3.0), trois principes sont clés pour remettre le monde sur la bonne voie. Lire la suite

Surinam

Programme des Nations Unies pour le développement

Études et rapports English Español Français

UNDP https://www.undp.org › ... {}Le PNUD est le principal organisme des Nations Unies pour le développement international

PNUD Tunisie recrute un(e) Spécialiste en stratégies de ...

Source : https://climatepromise.undp.org/fr/news-and-stories/lavenir-des-systemes-energetiques-reside-dans-la-flexibilite-et-lintegration

Retour au début du sommaire

- - Systèmes Énergétiques Intégrés - Un bâtiment intelligent. Une tranquillité d'esprit totale – En forme de communication
    Chez SEI – Systèmes Énergétiques Intégrés, nous concevons des solutions complètes et interopérables pour l'automation du bâtiment, le contrôle d'accès, la vidéosurveillance, la régulation énergétique et le comptage intelligent. Lire plus

Contactez-nous pour en savoir plus sur nos solutions info@sysei.ch | +41 21 510 30 01 - Nous contacter

Source : https://sysei.ch/

Retour au début du sommaire

- - « Ce système solaire produit de l'hydrogène, du chauffage, du froid et de l'eau douce » : une révolution énergétique mondiale - Jessica ROUX 14/10/2025 10 – Document ‘innovant.fr'
    Une équipe internationale de chercheurs a développé un système innovant capable de produire simultanément de l'hydrogène, de l'électricité, du chauffage et de l'eau douce grâce aux énergies renouvelables.

Google Actualités

Illustration de la production multigénérationnelle d'hydrogène, d'électricité et d'eau douce à partir d'énergies renouvelables.

En bref :

🔋 Le système utilise des énergies renouvelables pour produire de l'électricité et de l'eau douce.
🌬️ Un stockage d'énergie à air liquide permet une utilisation optimale des ressources.
Le processus inclut une unité de dessalement hybride pour maximiser l'efficacité.
Les chercheurs visent une optimisation exergoéconomique et exergoenvironnementale du système.

La récente étude menée par une équipe internationale de chercheurs propose une solution novatrice pour répondre aux enjeux énergétiques et environnementaux actuels. Ils ont conçu un système multigénérationnel capable de produire de l'hydrogène, de l'électricité, du chauffage et de l'eau douce. Cette avancée technologique repose sur l'utilisation d'énergies renouvelables et de techniques de stockage d'énergie à air liquide, promettant une exploitation optimale des ressources disponibles.

Les résultats de ces recherches, publiés dans le ‘Journal of Energy Storage', offrent une perspective nouvelle sur la gestion intelligente de l'énergie et la durabilité environnementale.

Un système multigénération avancé

Ce système multigénération se distingue par sa capacité à produire simultanément de l'électricité, de l'hydrogène, de l'eau douce, du chauffage et du refroidissement. Il intègre un système de stockage d'énergie à air liquide (LAES) qui comprime et refroidit l'air pour le liquéfier, permettant ainsi une utilisation future de l'énergie excédentaire. Les chercheurs ont mis l'accent sur l'exploitation des énergies renouvelables pour charger le LAES et stocker l'énergie thermique excédentaire. Un autre aspect novateur réside dans l'intégration d'une unité de dessalement hybride, combinant des procédés thermiques et membranaires, pour produire de l'eau douce. Cette approche coordonnée vise à maximiser l'efficacité énergétique tout en minimisant l'empreinte écologique.

La trigénération et ses avantages

Le système utilise une centrale de production combinée de froid, de chaleur et d'électricité, aussi appelée trigénération. Cette méthode optimise l'utilisation de l'énergie en valorisant la chaleur résiduelle. Pour la production d'eau douce, le système emploie l'osmose inverse et la distillation à effets multiples. La saumure résiduelle de l'électrolyse est également utilisée pour produire de l'hydrogène et de l'hypochlorite de sodium. Le LAES, alimenté par des éoliennes et des panneaux solaires, affiche un rendement adiabatique de 85 % avec des temps de charge et de décharge respectivement de huit et quatre heures. Cette configuration démontre une intégration intelligente des ressources, orientée vers une production énergétique durable.

Optimisation pour l'efficacité et la durabilité

Les chercheurs ont adopté des méthodes d'optimisation exergoéconomique et exergoenvironnementale pour améliorer l'efficacité et la durabilité du système. Un algorithme d'optimisation par essaim de particules multi-objectif (MOPSO) a été utilisé pour déterminer les paramètres optimaux.

L'évaluation exergoenvironnementale a révélé que l'indice de durabilité des installations de stockage, des systèmes de dessalement, et multigénérationnels est significatif. Les valeurs d'efficacité en matière de dommages environnementaux sont également encourageantes. Après optimisation, le système est capable de fournir des quantités substantielles de refroidissement, de chauffage, d'hydrogène et d'eau douce, démontrant ainsi son potentiel industriel et écologique.

Implications et défis futurs

Les résultats de cette étude ouvrent la voie à des applications industrielles prometteuses. La capacité du système à produire efficacement de l'énergie et des ressources essentielles souligne son potentiel pour répondre aux besoins énergétiques croissants.

Toutefois, la mise en œuvre à grande échelle pose des défis, notamment en termes de coûts initiaux et d'intégration dans les infrastructures existantes. Les chercheurs estiment que les progrès technologiques et les économies d'échelle pourraient réduire ces obstacles. La question reste de savoir comment ces innovations seront adoptées par les industries et les gouvernements pour transformer notre paysage énergétique.

La recherche sur les systèmes multigénérationnels apporte une nouvelle dimension à la gestion de l'énergie et de l'eau. Ces innovations offrent des solutions potentielles aux défis énergétiques et environnementaux actuels. Cependant, plusieurs questions subsistent : quelles seront les prochaines étapes pour intégrer ces systèmes dans notre quotidien ? Comment les politiques publiques peuvent-elles encourager leur adoption ?

Cet article s'appuie sur des sources vérifiées et l'assistance de technologies éditoriales.

S'inscrire à notre lettre d'information - Actus, enquêtes, analyses : chaque matin, notre sélection pour bien commencer la journée.

Haut du formulaire

Bas du formulaire

Énergie renouvelable hydrogène Technologie innovante

Suivre sur Google Actualités Suivre sur X (Twitter)

https://www.innovant.fr/wp-content/uploads/2024/11/jessica-bergel_avatar-95x95.png

Jessica ROUX X (Twitter) - Jessica, journaliste expérimentée avec dix ans en management et production de contenu, est diplômée en Communication et Médias de Sciences Po. Elle apporte une vision éclairée de l'innovation et suit de près les tendances médiatiques. Son expertise stratégique enrichit chaque article d'une précision et d'une rigueur uniques. Contact : jessica.roux@innovant.fr .

Innovant.fr : L'actualité des innovations

Source : https://www.innovant.fr/2025/10/14/ce-systeme-solaire-produit-de-lhydrogene-du-chauffage-du-froid-et-de-leau-douce-une-revolution-energetique-mondiale/

Retour au début du sommaire

- - Numéro spécial - Le rôle du Stockage d'Énergie Hybride dans l'Exploitation et la Planification de Systèmes multi-énergétiques - Dernière mise à jour le 11 septembre 2025 – EN puis FR{{}}
    The Role of Hybrid Energy Storage in the Operation and Planning of Multi-energy Systems - Last update 11 September 2025

EN - Currently, countries worldwide are facilitating a more economic and carbon-free future. Multi-energy systems (MESs), incorporating the synergetic effect of various energy carriers such as electricity, heat, natural gas, hydrogen, and water, have gained significant support and development to achieve this goal. The heterogeneous energy demands and complex multi-energy coupling characteristics in MESs necessitate exploring hybrid energy storage (HES) solutions. HES couples two or more energy storage technologies (electrical/thermal/natural gas/hydrogen/water energy storage, electric/hydrogen vehicles, virtual storage, thermal/gas/water inertia, etc.), improving the capability, resiliency, versatility, scalability, economy of MESs. The integration of HES in the operation and planning of MESs is a highly multidisciplinary area, requiring an ever-increasing integration of electrical engineering and automation, transportation, control and optimization, information, economics, and management science disciplines. Hence, this issue fosters an in-depth exploration of HES in MESs, including the latest developments, potential applications, strategies for optimal integration, and prospective challenges. The intent is to promote discourse and collaboration between researchers, system operators, market regulators, and policymakers. This issue welcomes submissions from all disciplines. Topics of interest include but are not limited to, the following aspects of HES in MESs. Read more

Guest Editors :

Professor Josep M. Guerrero (Aalborg University, Aalborg, , Denmark)
Dr. Yan Xu (Nanyang Technological University, Singapore, , Singapore)
Assist. Prof. Zhengmao Li (Aalto University School of Electrical Engineering, Aalto, , Finland)
Dr. Fushuan Wen (Zhejiang University, Hangzhou, , China)
Dr. Nan Yang (China Three Gorges University, Yichang, , China)
FR {{}}

Numéro spécial Le rôle du Stockage d'Énergie Hybride dans l'Exploitation et la Planification de Systèmes multiénergétiques - Dernière mise à jour le 11 septembre 2025 {{}}

Actuellement, les pays du monde entier facilitent un avenir plus économique et sans carbone. Les systèmes multiénergétiques (MESs), intégrant l'effet synergique de divers vecteurs énergétiques tels que l'électricité, la chaleur, le gaz naturel, l'hydrogène et l'eau, ont bénéficié d'un soutien et d'un développement importants pour atteindre cet objectif. Les demandes énergétiques hétérogènes et les caractéristiques complexes de couplage multiénergétique dans les mess nécessitent l'exploration de solutions de stockage d'énergie hybride (HES). HES associe au moins deux technologies de stockage d'énergie (stockage d'énergie électrique/thermique/gaz naturel/hydrogène/eau, véhicules électriques / hydrogène, stockage virtuel, inertie thermique / gaz / eau, etc.), améliorant la capacité, la résilience, la polyvalence, l'évolutivité, l'économie du désordre. L'intégration de HES dans l'exploitation et la planification des MESS est un domaine hautement multidisciplinaire, nécessitant une intégration toujours croissante des disciplines du génie électrique et de l'automatisation, du transport, du contrôle et de l'optimisation, de l'information, de l'économie et des sciences de la gestion. Par conséquent, ce numéro favorise une exploration approfondie des HES dans MESs, y compris les derniers développements, les applications potentielles, les stratégies d'intégration optimale et les défis potentiels. L'intention est de promouvoir le discours et la collaboration entre les chercheurs, les opérateurs de systèmes, les régulateurs de marché et les décideurs. Ce numéro accueille les soumissions de toutes les disciplines. Les sujets d'intérêt incluent, sans s'y limiter, les aspects suivants de HES in MESs. En savoir plus Voir l'Appel à communications fermé Éditeurs Invités : Professeur Joseph M. Guerrero (Université d'Aalborg, Aalborg, Danemark) Dr Yan Xu (Université technologique de Nanyang, Singapour, Singapour) Aider. Professeur Zhengmao Li (École de génie électrique de l'Université d'Aalto, Aalto, Finlande) Dr. Fushuan Wen (Université du Zhejiang, Hangzhou, Chine) Dr Nan Yang (Université des Trois Gorges de Chine, Yichang, Chine)

Source : https://www.sciencedirect.com/special-issue/105HV00S46P

Retour au début du sommaire

- - Recherche à propos de l'article suivant : The Role of Hybrid Energy Storage in the Operation and Planning of Multi-energy Systems – Quelle est la signification de cette phrase : « Les chercheurs visent une optimisation exergoéconomique et exergoenvironnementale du système » ? – Requête auprès de ‘ChatGPT'
    « Cette phrase est typique du vocabulaire technique des articles sur les systèmes énergétiques intégrés ». Voyons cela pas à pas :

🔹 Contexte général

Les auteurs parlent ici de l'optimisation d'un système multi-énergies (par exemple : couplage électricité – chaleur – hydrogène – stockage, etc.). L'objectif est souvent d'obtenir un fonctionnement optimal du système selon plusieurs critères : technique, économique et environnemental.

🔹 Décomposition du terme « exergoéconomique »

Ce mot combine deux notions :

Exergie : c'est la partie utile de l'énergie, c'est-à-dire la capacité d'un flux énergétique à produire du travail utile (contrairement à l'énergie brute, toute l'énergie n'est pas toujours « utilement transformable »).
Économique : fait référence aux coûts financiers (investissement, exploitation, maintenance...).
👉 Optimisation exergoéconomique signifie donc :

Chercher à minimiser le coût d'un système en tenant compte de la qualité énergétique (exergie) des flux.

C'est une approche plus fine que l'optimisation purement énergétique ou économique, car elle valorise la qualité des énergies utilisées, pas seulement leur quantité.

🔹 Et « exergoenvironnementale » ?

Même logique, mais appliquée à l'environnement :

Exergie → mesure de la qualité énergétique.
Environnementale → émissions de CO₂, polluants, empreinte écologique, etc.
👉 Optimisation exergoenvironnementale veut dire :

Minimiser l'impact environnemental (souvent exprimé en émissions ou en exergie détruite) tout en tenant compte des flux d'exergie dans le système.

En d'autres termes, on cherche à réduire les pertes d'exergie (donc améliorer l'efficacité thermodynamique) et à limiter les effets sur l'environnement.

🔹 En résumé :

Les chercheurs cherchent à optimiser le fonctionnement du système de manière à minimiser simultanément les coûts et les impacts environnementaux, en s'appuyant sur une analyse exergétique (c'est-à-dire une évaluation de la qualité de l'énergie transformée et perdue).

« « «

« Souhaitez-vous que je vous montre un petit exemple chiffré (simplifié) de ce que signifie une optimisation exergoéconomique vs exergoenvironnementale dans un système (par ex. une centrale hybride solaire + batterie) ? Cela rend souvent le concept plus concret ». Parfait, JH 🌞 — allons-y avec un exemple simple et concret pour bien saisir ces deux notions :

⚙️ Exemple : petite centrale hybride (solaire + stockage thermique)

Imaginons un système multi-énergies qui alimente un petit quartier :

Des panneaux solaires produisent de l'électricité le jour.
Un stockage thermique (réservoir d'eau chaude) permet d'utiliser la chaleur plus tard.
Un générateur au gaz complète la production quand il n'y a pas assez de soleil.
🔹 1. Optimisation énergétique classique

Objectif : maximiser le rendement global (ou minimiser la consommation d'énergie primaire).

🧮 Exemple :

Le système consomme 100 unités d'énergie primaire (gaz + soleil).
Il produit 70 unités utiles (électricité + chaleur).
Rendement énergétique = 70 %.
Mais cette approche ne distingue pas la qualité des énergies :
1 kWh d'électricité et 1 kWh de chaleur basse température sont comptés pareil… ce qui n'est pas toujours juste.

🔹 2. Optimisation exergoéconomique

On introduit la notion d'exergie, c'est-à-dire la valeur utile de l'énergie.
Par exemple :

1 kWh d'électricité → 1 kWh d'exergie (très utile).
1 kWh de chaleur à 60°C → 0,2 kWh d'exergie (moins utile).
On ajoute ensuite les coûts économiques :

Coût d'investissement des panneaux,
Coût du gaz,
Coût d'entretien du stockage, etc.
🧭 Objectif :

Trouver le point où le coût total du système est minimum en tenant compte de la qualité (exergie) des flux.

🧩 Exemple simplifié :

Ajouter plus de panneaux solaires augmente le coût,
Mais réduit la consommation de gaz (donc économise de l'énergie de haute exergie).
→ L'optimisation exergoéconomique identifie la combinaison la plus rentable par unité d'exergie utile produite.
🔹 3. Optimisation exergoenvironnementale

Ici, on garde la logique exergétique, mais on vise à réduire l'impact écologique global :

Moins d'exergie détruite = meilleure efficacité thermodynamique,
Moins de gaz brûlé = moins d'émissions de CO₂.
🧩 Exemple :
On découvre que le stockage thermique réduit beaucoup les pertes d'exergie (moins de déperdition de chaleur inutile) → cela baisse à la fois :

les pertes exergétiques, et
les émissions polluantes.
🧭 Objectif :

Trouver le meilleur compromis entre rendement exergétique élevé et faible empreinte carbone.

🔹 4. Conclusion synthétique

Approche	Objectif principal	Ce qu'elle optimise	Exemple d'indicateur
Énergétique{{}}	Efficacité globale	Énergie totale	Rendement (%)
Exergoéconomique{{}}	Coût par exergie utile	Coût + qualité énergétique	Coût par kWh d'exergie
Exergoenvironnementale{{}}	Impact écologique minimal	Exergie + émissions	kg CO₂ par kWh d'exergie

« « «

👉 En résumé, dans la phrase : « Les chercheurs visent une optimisation exergoéconomique et exergoenvironnementale du système », cela signifie qu'ils cherchent le meilleur équilibre entre coût, efficacité thermodynamique et impact environnemental, plutôt que de simplement maximiser le rendement énergétique.

Souhaitez-vous que je vous montre un schéma visuel simplifié (type diagramme d'exergie + coûts + émissions) pour illustrer ces relations ? Cela aide souvent à bien voir la différence entre les trois approches.

4. Conclusion synthétique{{}}

Approche	Objectif principal	Ce qu'elle optimise	Exemple d'indicateur
Énergétique	Efficacité globale	Énergie totale	Rendement (%)
Exergoéconomique	Coût par exergie utile	Coût + qualité énergétique	Coût par kWh d'exergie
Exergoenvironnementale	Impact écologique minimal	Exergie + émissions	kg CO₂ par kWh d'exergie

Source : aide de ‘ChatGPT' pour les systèmes énergétiques intégrés.

Retour au début du sommaire

Annexe - Canada - Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités – Plan d'action - Date de modification : 2025-01-07 – Long article avec de nombreux exemples{{}}

Référence : https://ressources-naturelles.canada.ca/efficacite-energetique/solutions-energetiques-integrees-collectivites-plan-action

Sommaire :

•Introduction

•Imaginons les collectivités canadiennes en l'an 2050

•Évaluer les promesses des Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités

•Une approche communautaire

oLes principaux intervenants et leur rôle

oLes composantes sectorielles de base

oÉléments influant sur la mise en oeuvre des SEIC

•Apprendre des collectivités ayant réussi

oExemples canadiens

oExemples à l'étranger

•La réalisation

oPrincipales stratégies

oUne approche transitoire en trois phases

oFavoriser et habiliter

oMenu des outils habilitants

•Conclusion

•Annexe

Introduction{{}}

Les collectivités jouent un rôle déterminant dans la qualité de vie des Canadiens. Elles sont également responsables de près de 60 p. 100 de l'énergie consommée au pays. Au cours des dernières années, les collectivités ont commencé à cerner des façons pour améliorer leur rendement énergétique, au moyen de l'intégration intersectorielle, tout en améliorant la qualité de vie des citoyens et en réalisant des bénéfices financiers. Le présent Plan d'action présente le rôle que les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux peuvent jouer en collaborant avec les collectivités et avec les intervenants afin de faire avancer les Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC).

Les SEIC peuvent améliorer grandement le rendement énergétique des collectivités tout en aidant les gouvernements : fédéral, provinciaux et territoriaux, à atteindre leurs objectifs sur le plan de l'efficacité énergétique et de la lutte aux changements climatiques. Ces solutions tirent profit des synergies et des possibilités intersectorielles qui s'offrent au niveau communautaire, en intégrant les composantes physiques de plusieurs secteurs, y compris l'approvisionnement et la distribution énergétiques ; les transports ; les habitations et les bâtiments ; l'industrie ; l'eau, la gestion des déchets et les autres services communautaires locaux ; l'utilisation du sol et la configuration communautaire. Pour permettre aux SEIC d'atteindre leur plein potentiel, les gouvernements doivent créer un environnement favorable en investissant dans des programmes qui stimulent la prise de mesures concrètes, et en agissant à titre de décideurs politiques et d'autorité en matière de réglementation, afin de structurer le marché et réduire les obstacles qui empêchent de passer à l'action.

Des possibilités intersectorielles étaient présentées dans un document du Conseil des ministres de l'Énergie publié en septembre 2007, intitulé Faire progresser l'efficacité énergétique au Canada : des fondements pour l'action. Dans ce dernier, les ministres reconnaissent le rôle essentiel que les gouvernements peuvent jouer pour accroître l'efficacité énergétique dans les secteurs clés, y compris les bâtiments, les transports et l'industrie. Ces activités propres aux différents secteurs sont continues et doivent se poursuivre.

Le présent document s'appuie sur Faire progresser l'efficacité énergétique au Canada : des fondements pour l'action, pour démontrer le potentiel additionnel de solutions communautaires pleinement intégrées. Le Plan d'action traduit la collaboration des gouvernements provinciaux, territoriaux et fédéral, ainsi que l'importante contribution d'une vaste gamme de représentants de l'extérieur du gouvernement, notamment d'organisations non gouvernementales (ONG) et de l'industrie. Il tient également compte du rôle essentiel que doivent jouer les municipalités, les promoteurs, les fournisseurs de services publics en matière d'énergie, les ONG, l'industrie, les citoyens et les autres intervenants dans la mise en oeuvre fructueuse des SEIC.

Les SEIC peuvent être mises en oeuvre à différentes échelles, selon les besoins de tous les types de collectivités, allant des petits villages éloignés aux grandes villes, en passant par les municipalités de grandeur moyenne. Les SEIC s'appliquent aux nouveaux projets résidentiels, aux quartiers existants et même à des régions entières. Dans tous les cas, les résultats potentiels sont les mêmes : amélioration du rendement énergétique, importante réduction de l'empreinte de carbone, création d'emplois, amélioration de la qualité de l'air et de la qualité de vie et plusieurs autres avantages. Tel qu'il est démontré dans ce rapport, les cas de plus en plus nombreux où des SEIC ont eu les résultats immédiats escomptés au pays constituent des exemples à suivre.

Imaginons les collectivités canadiennes en l'an 2050{{}}

Nous sommes en l'an 2050. Toutes les collectivités du Canada profitent des retombées des Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC) qu'elles mettent en œuvre systématiquement depuis les 40 dernières années. Les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux ont su créer un milieu qui y soit favorable, et les administrations municipales, les promoteurs et les autres intervenants en ont profité pour effectuer rapidement leur mise en œuvre. Par une approche intégrée de l'approvisionnement et de la demande en énergie, les collectivités d'un océan à l'autre, grandes et petites, ont atteint un très haut niveau de rendement énergétique. Ces réalisations se sont avérées essentielles au respect des engagements du Canada, pris aux niveaux fédéral, provincial et territorial, en matière de changements climatiques et d'efficacité énergétique, ce qui a donné lieu à des collectivités exceptionnellement attrayantes pour les Canadiens qui y vivent et y travaillent.

Dans cette vision de 2050, des collectivités de toutes tailles ont adopté une approche intégrée et holistique relativement à l'approvisionnement et à la demande en énergie. On met beaucoup l'accent sur l'efficacité énergétique et l'énergie propre, qui sont complètement intégrées à la façon dont les collectivités sont planifiées, conçues, bâties, gérées et revitalisées. Il en ressort que les municipalités et leurs citoyens ont bénéficié d'importantes retombées économiques, environnementales et sociales. Des occasions alléchantes ont attiré des investissements du secteur privé. Le cadre de gouvernance appuie les SEIC à tous les niveaux.

Les collectivités sont également plus fortes. La réduction des dépenses en énergie fait en sorte que davantage de fonds demeurent dans l'économie locale. Des services locaux efficaces améliorent le rendement financier, et les résidants jouissent d'une meilleure qualité de vie. Les collectivités de plus en plus attrayantes attirent l'industrie et le commerce.

En 2050, les collectivités font un meilleur usage des sources d'énergie locales, de l'énergie renouvelable disponible sur place, de la chaleur résiduelle et des déchets organiques, permettant une utilisation optimale des réseaux d'énergie propre élargis. Souvent, les réseaux énergétiques de quartier distribuent de l'énergie thermique pour le chauffage et la climatisation, alors que des réseaux électriques intelligents gèrent l'approvisionnement et la demande en énergie au niveau local. Des systèmes de stockage de l'énergie contribuent à équilibrer les variations de l'approvisionnement et de la demande en matière de chauffage, de climatisation et d'électricité.

photo aérienne de maisons d'habitation avec des panneaux solaires sur leurs toits.

L'énergie solaire chauffe des maisons à haut rendement énergétique au moyen de capteurs solaires, d'un stockage thermique saisonnier et d'un système de chauffage communautaire. (Communauté à énergie solaire Drake Landing, Okotoks, Alberta)

Les entreprises industrielles, commerciales et agricoles locales adoptent une approche intégrée de l'énergie, tant dans leurs propres activités qu'auprès de la collectivité. En tant que consommatrices d'énergie, les entreprises tirent profit de la chaleur résiduelle, utilisent des carburants renouvelables propres, et elles profitent également des occasions d'affaires en tant que productrices d'énergie.

La quantité de déchets est réduite grâce à l'utilisation à grande échelle de produits réutilisables et aux vastes programmes de récupération. Les déchets organiques provenant des ménages et des entreprises commerciales et agricoles locales, sont recueillis, convertis en biogaz, injectés dans le réseau de distribution de gaz et utilisés comme carburant pour coproduire de la chaleur et de l'électricité de même que pour le transport. Les déchets résiduels sont utilisés pour produire de l'énergie, lorsque c'est possible.

Dans les collectivités de demain, l'orientation des rues, de même que l'emplacement et la conception des bâtiments, sont coordonnés pour permettre l'intégration de technologies d'énergie renouvelable actives et passives. Grâce à une bonne conception et à des rénovations efficaces, les bâtiments de toutes les époques tirent parti des plus récentes technologies qui favorisent l'efficacité énergétique et qui intègrent les technologies d'énergie renouvelable. Ils sont revêtus d'un isolant thermique à haut rendement et reliés aux systèmes énergétiques communautaires au besoin. Les résidants et les gestionnaires des immeubles ont accès à des systèmes de surveillance en temps réel, afin d'optimiser leur utilisation de l'équipement et leur interface avec les systèmes énergétiques de quartier et les réseaux électriques.

Les membres des collectivités ont accès à des moyens de transport sécuritaires, efficaces et fiables, et utilisent celui qui correspond le mieux à leurs besoins. Dans les plus petites collectivités et le milieu rural, le centre de la ville se prête à la marche et au cyclisme. De plus, le covoiturage et le système de mini-navettes sont bien organisés et la présence de véhicules à carburant de remplacement est chose commune. Dans les collectivités plus peuplées, les résidents se déplacent à l'intérieur des quartiers, ou d'un quartier à l'autre, en empruntant divers moyens de transport. Pour les trajets plus courts, les sentiers piétonniers et les pistes cyclables rejoignent facilement des stations à pivot multimodales pour accéder au transport en commun. Dans la planification urbaine, on prévoit concentrer les bâtiments et les industries en un noyau, de façon à ce qu'ils soient facilement accessibles au transport en commun. Les stations de ravitaillement en carburant et de réalimentation pour les véhicules fonctionnant à l'énergie propre sont bien situées. La collectivité rend les biens et les services facilement accessibles localement et garde ses espaces publics vivants et accessibles.

l'image des bâtiments dans le centre-ville de Dartmouth en Nouvelle-Écosse

La climatisation d'air pour les immeubles à bureaux est fournie par de l'eau de mer froide renouvelable, alliée à un stockage du froid dans la masse rocheuse souterraine. La voûte de géo-énergie permet aux visiteurs de voir et de découvrir un système qui, autrement, serait caché. (Projet énergétique Alderney 5, Dartmouth, Nouvelle-Écosse)

Dans les collectivités de l'an 2050, les gens prennent des décisions éclairées en matière d'énergie, c'est-à-dire qu'elles sont bonnes pour eux et pour la planète. Une main-d'oeuvre avertie est appuyée par les outils, les renseignements, les politiques, les programmes et les règlements dont elle a besoin. Des planificateurs, des architectes, du personnel communautaire, des promoteurs et des chefs d'entreprise évaluent, conçoivent et mettent en œuvre des SEIC qui sont logiques du point de vue économique et social.

Les administrations locales coordonnent la mise en oeuvre des SEIC en s'appuyant sur de solides analyses de rentabilisation pour leurs propres activités, et sur des avantages à long terme pour la collectivité. Elles sont appuyées par des politiques et des programmes fédéraux, provinciaux et territoriaux, qui sont coordonnés de façon à favoriser une planification énergétique à long terme. On établit des objectifs énergétiques communautaires afin d'assurer des retombées et de contribuer à l'atteinte des objectifs en matière de réduction de la consommation d'énergie et des émissions atmosphériques au niveau national, provincial et territorial. Les modèles de gestion établis offrent des avantages aux investisseurs du secteur privé.

l'image de la construction du centre communautaire de l'énergie dans le comté de Strathcona, en Alberta

Des appareils générateurs de chaleur sont installés dans le centre énergétique communautaire pour desservir des immeubles résidentiels et administratifs locaux. (Centre in the Park, comté de Strathcona, Alberta)

Les règlements en matière d'utilisation du sol favorisent les formes de collectivité appropriées, ainsi qu'un développement diversifié permettant un accès facile aux transports en commun, alors que l'évaluation de la valeur des propriétés reflète leur rendement énergétique. Les promoteurs appuient leurs demandes sur des études d'énergie démontrant une efficacité interne et une intégration énergétique communautaire. Les administrations locales misent sur les investissements dans les infrastructures pour améliorer le rendement énergétique communautaire. Dans les plus grandes collectivités, les administrations locales disposent de l'expertise nécessaire à l'interne pour assurer le bon développement des SEIC. Les petites localités et les localités rurales et éloignées ont accès à des organismes de services et à des experts qui comprennent leurs besoins et qui peuvent appuyer les employés, peu nombreux, mais bien informés.

La surveillance et la production efficaces de rapports en matière de rendement permettent de fournir des données complètes et à jour sur l'énergie aux concepteurs et aux décideurs. Des normes sur les technologies intégrées favorisent le vaste déploiement de solutions efficaces. Une réglementation et des modèles de gestion appuient les technologies établies, ainsi que la démonstration, la validation et la commercialisation de nouvelles technologies, préparant le terrain pour la prochaine génération de SEIC.

Par suite de cette application durable et systématique des SEIC, les collectivités canadiennes comptent parmi les endroits du monde où la qualité de vie est la meilleure. Leurs résidants jouissent d'un milieu sain, d'une économie concurrentielle, d'une énergie propre, fiable et abordable et de services communautaires efficaces. Les SEIC ont aidé les municipalités à devenir plus solides au point de vue financier, ont permis aux entreprises de devenir plus concurrentielles et ont soutenu le Canada dans l'atteinte des objectifs fédéraux, provinciaux et territoriaux en matière d'efficacité énergétique et de changements climatiques.

On reconnaît que cette vision de l'an 2050 pourrait ne pas s'appliquer à la grandeur de toutes les collectivités. Mais d'ici 2050, les concepts des SEIC pourraient être bien établis et leurs retombées bien connues. Chacune des collectivités, nouvelles et existantes, pourrait adapter ces concepts à sa propre situation et les utiliser pour orienter sa planification et ses activités. Bien que les collectivités puissent chacune évoluer à leur propre rythme, nombre de mesures progressives peuvent d'ores et déjà être entreprises en vue de concrétiser cette vision.

Évaluer les promesses des Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités{{}}

Les collectivités canadiennes sont responsables d'environ 60 p. 100 de la consommation énergétique nationale. Depuis 1901, la proportion de Canadiens vivant en milieu urbain est passée de 38 à 80 p. 100, et d'ici à 2020, elle pourrait atteindre 85 p. 100. Entre temps, la population devrait atteindre les 43 millions d'ici à 2050, ce qui occasionnera de plus importantes répercussions sur l'environnement. Dans ce contexte, les Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC) offrent de grandes possibilités pour améliorer le rendement énergétique des collectivités, tout en améliorant la qualité de vie et en augmentant la compétitivité économique du Canada.

Les Canadiens sont répartis dans plus de 5 400 collectivités. Bien que ces collectivités soient de tailles différentes et de régions très variées, elles ont toutes besoin d'énergie pour le transport, le chauffage, la climatisation et l'éclairage, de même que pour alimenter l'industrie et les commerces locaux.

On estime qu'en 2006, les collectivités accaparaient environ 60 p. 100 de la consommation d'énergie au pays (voir figure 1Note de bas de page 1), la répartition étant relativement égale parmi les quatre principaux secteurs : les habitations résidentielles, les immeubles commerciaux, l'industrie et le transport de personnes. Le profil énergétique des collectivités canadiennes varie beaucoup lorsque l'on établit la consommation par habitant, comme l'illustre la figure 2. L'utilisation d'énergie dans les habitations et les immeubles est généralement constante dans toutes les collectivités, mais il existe d'importantes variations d'utilisation pour le transport et l'industrieNote de bas de page 2.

Consommation dénergie des collectivités, selon le secteur, 2006.

version textuelle - figure 1

Consommation dénergie de collectivités choisies.

version textuelle - figure 2

Tel qu'il est illustré à la figure 3Note de bas de page 4, à ce rythme, et si la tendance actuelle se maintient, on croit que la consommation énergétique de la collectivité pourrait augmenter d'environ 75 p. 100 d'ici à 2050, par rapport à 2006. Ce changement donnerait lieu à une augmentation importante des émissions de gaz à effet de serre (GES), rendant ainsi plus difficile l'atteinte des objectifs de réduction des GES.

Croissance prévue de la consommation dénergie dans les collectivités.

version textuelle - figure 3

On considère que les SEIC représentent d'importantes occasions de réduire les émissions de GES. Toutefois, très peu d'études ont été menées pour quantifier le plein potentiel associé à ces solutions. Afin de pallier ce problème, le réseau de collaboration QUEST (systèmes d'énergie de qualité pour les villes de demain ou Quality Urban Energy Systems of Tomorrow), a commandé une étude dans laquelle on a appliqué l'approche de modélisation de la Table ronde nationale sur l'environnement et l'économie utilisée dans l'étude intitulée D'ici 2050Note de bas de page 5 afin d'évaluer le potentiel des SEIC pour atteindre les objectifs fixés concernant les changements climatiques. Les résultats, bien que préliminaires, laissent entendre que les économies d'énergie potentielles et les réductions d'émissions de GES liées aux SEIC sont prometteuses, et qu'une « politique rigoureuse en matière d'utilisation du sol visant à encourager la densification, notamment par des restrictions sur l'évolution géographique des villes, des spécifications sur les corridors de densification dotés de systèmes de transport en commun rapides et fiables, et une réforme du système d'impôt foncier pour refléter les coûts marginaux liés à la construction des bâtiments et à leur entretien, permettrait de réduire les émissions urbaines directes et indirectes d'environ 40 à 50 p. 100 à long termeNote de bas de page 6 ».

L'analyse de QUEST a été appuyée par une analyse documentaire, afin d'évaluer le potentiel des SEIC au Canada. On a relevé trois études canadiennes où l'on a estimé le potentiel des réductions des GES dans les collectivités découlant des SEIC à environ 43Note de bas de page 7, 47Note de bas de page 8 et 50 p. 100Note de bas de page 9 du total des émissions. Les résultats de ces études, et d'autres comprises dans l'analyse documentaire, révèlent également que la réduction des émissions pourrait s'avérer plus importante en utilisant les déchets, l'eau et la chaleur résiduelle comme sources d'énergie.

Voici une photographie d'une petite usine énergétique de quartier, de Lonsdale Energy Corporation, située à North Vancouver, en Colombie-Britannique.

De petites usines énergétiques de quartier, intégrées à certains immeubles, sont ajoutées tandis que le réseau s'étend. (Lonsdale Energy Corporation, North Vancouver, Colombie-Britannique)

Les études menées sur les collectivités appuient ces résultats. À titre d'exemple, la Ville de North Vancouver, en Colombie-Britannique, a terminé, en 2008, sa réflexion intitulée 100 Year Sustainability Vision (vision pour 100 ans de durabilité). Cette initiative a permis d'évaluer la faisabilité d'une réduction des émissions de GES de la collectivité de 80 p. 100 d'ici à 2050, par rapport au niveau de 2007, et de leur élimination d'ici à 2107. Ce processus public, mené par des intervenants, intégrait des options relatives aux bâtiments, aux transports, aux infrastructures et à la technologie. L'une des principales constatations fut que près du tiers des objectifs de réduction fixés par habitant pourraient être atteints uniquement par des décisions en rapport avec la morphologie urbaine. L'étude démontre que la réalisation complète pourrait se faire à l'aide de politiques complémentaires, d'investissements dans la technologie et d'une plus grande collaboration entre les gouvernements régionaux, provinciaux et fédéral.

Les conclusions à ces études laissent prévoir un très grand potentiel. Bien qu'on travaille toujours à mieux quantifier et réaliser ce potentiel, le message est clair : les SEIC pourraient faire partie intégrante de l'avenir du rendement énergétique élevé du Canada et de ses stratégies de réduction des émissions de GES.

Une approche communautaire{{}}

La mise en oeuvre des Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC) exige la contribution de divers intervenants non gouvernementaux et des administrations locales appuyées par les gouvernements : fédéral, provinciaux et territoriaux. L'approche en matière de SEIC exploite les synergies de nombreux secteurs à l'aide de composantes de base. Les facteurs qui influencent l'utilisation de l'énergie communautaire, ainsi que les obstacles qui compromettent la mise en œuvre de SEIC influent sur l'adoption de ces dernières.

L'environnement communautaire bâti englobe de nombreux secteurs qui, dans la plupart des collectivités, fonctionnent en grande partie de façon indépendante les uns des autres. Les SEIC exploitent les possibilités qu'offre le fait de considérer l'environnement communautaire bâti comme un système.

En exploitant les synergies de l'intégration des secteurs et de l'exploitation des possibilités à facettes multiples au sein de la collectivité, des économies au-delà de celles de chacun des secteurs peuvent être réalisées.

Plus important encore, les retombées des investissements en matière de SEIC vont au-delà d'une utilisation plus efficace des ressources et de la réduction des émissions. Elles comportent une grande variété d'avantages sur le plan social, économique et environnemental, notamment des villes où il est plus agréable de vivre et une meilleure qualité de vie pour les citoyens, une amélioration de la qualité de l'air et de l'eau, une stimulation de l'économie locale, une compétitivité accrue, une réduction des risques de fluctuation du prix de l'énergie et une attraction accrue pour de nouveaux investissements.

Les principaux intervenants et leur rôle{{}}

L'essor des SEIC nécessite la participation de plusieurs intervenants qui ont tous un rôle crucial à jouer.

Les administrations locales (notamment les administrations municipales ou régionales et les Premières nations) sont des acteurs clés, puisque leurs décisions en matière de zonage, de politiques et d'investissements ont une grande influence sur l'élaboration des SEIC. Elles approuvent habituellement les installations des SEIC et assurent le leadership au sein de la collectivité.

Les gouvernements provinciaux et territoriaux sont des intervenants importants, puisqu'ils définissent les cadres législatifs en vertu desquels les municipalités fonctionnent. Ils sont responsables de la majeure partie de la réglementation du secteur des ressources énergétiques et ils peuvent grandement influencer la capacité des services publics et des sociétés d'énergie à appuyer activement les SEIC. Ils offrent également des possibilités d'éducation et de formation, entreprennent des recherches et créent des outils pour appuyer les décisions, en plus de faire des investissements directs pouvant favoriser les SEIC.

Le gouvernement du Canada, par l'entremise de divers ministères et organismes, peut fournir des renseignements, effectuer des travaux de recherche et de développement et jouer un rôle de coordination et de facilitation en aidant les autres paliers de gouvernement à collaborer et à éviter les chevauchements.

Les promoteurs et les autres entreprises privées sont d'importants acteurs de la mise en application des SEIC. Grâce à des gouvernements qui favorisent des conditions propices aux SEIC, les promoteurs et l'industrie trouveront des modèles de gestion, acquerront les capacités et collaboreront avec les administrations locales pour faire des SEIC généralisées une réalité.

Les sociétés d'énergie, les services publics et les organismes de réglementation fournissent l'approvisionnement et les services en énergie qui sont essentiels aux SEIC. Ces solutions génèrent de nouvelles possibilités et de nouveaux modèles de gestion pour les services publics et les fournisseurs de services énergétiques compétitifs que les organismes de réglementation de l'énergie voudront considérer. Ce sont des intervenants cruciaux pour l'avenir des SEIC en raison de leur capacité d'attirer des investissements et parce qu'ils possèdent et supervisent les solutions intégrées utilisant des réseaux de distribution de l'électricité et d'infrastructures d'approvisionnement en carburant classique, la production locale d'énergie, les systèmes d'énergies renouvelables, l'entreposage, les systèmes régionaux et plus encore.

Élaborer des solutions énergétiques intégrées pour les collectivités nécessite lappui du milieu.

version textuelle - figure 4

D'autres facilitateurs des SEIC travaillent à la création d'un environnement où les SEIC reçoivent l'appui du public et où l'on a la capacité de les mettre en oeuvre. Ces facilitateurs comprennent les associations professionnelles et industrielles, les organisations liées à l'éducation et les ONG. Les membres de la collectivité, par leurs choix en tant que citoyens et consommateurs, jouent également un rôle de premier plan dans l'essor des SEIC.

Les composantes sectorielles de base{{}}

Il existe, au sein de chaque secteur, des technologies et des techniques qui peuvent contribuer à la réalisation des possibilités intersectorielles qui façonnent les SEIC. Le regroupement de ces composantes de base peut produire des synergies qui réalisent un niveau de rendement énergétique qui était inatteignable autrement. Les composantes de base de cette section mettent en évidence certaines des technologies et des techniques de chaque secteur qui permettent aux collectivités de miser sur ces synergies au moment de l'élaboration sur mesure de leurs propres solutions.

Approvisionnement énergétique et distribution de l'énergie. Ces systèmes peuvent brancher les consommateurs d'énergie aux meilleures sources d'énergie pour chaque travail, en combinant les sources d'énergies renouvelables sur place et en interconnectant avec des réseaux de distribution d'énergie. Les éléments clés comprennent la récupération de la chaleur et la récupération en cascade de l'énergie, l'aménagement du potentiel local en matière d'énergie renouvelable, les systèmes énergétiques de quartier, les systèmes de production d'énergie décentralisés, les initiatives de gestion des réseaux de distribution d'électricité et les accumulateurs thermiques et électriques collectifs.

Transports. Les services et les infrastructures de transport peuvent faciliter le déplacement efficace des gens et des biens, en permettant aux résidants et aux entreprises d'opter pour le meilleur mode de transport pour chaque déplacement, et en s'assurant que les biens sont transportés efficacement au sein de la collectivité. Les possibilités comprennent la concentration du lotissement près des centres et des nœuds urbains ; l'aménagement axé sur le transport en commun ; les infrastructures pour les cyclistes, les piétons et les véhicules à carburant de remplacement ; les pivots intermodaux et le transport efficace des marchandises.

Habitations et bâtiments. Les habitations et les bâtiments peuvent constituer un habitat très agréable et efficace pour les gens et les entreprises qui sont branchés aux sources d'énergie appropriées. Dans ce secteur, le haut niveau d'efficacité énergétique, l'intégration stratégique de technologies actives et passives d'énergies renouvelables, l'optimisation de la conception de la connexion à des microréseaux de distribution et à des systèmes énergétiques communautaires à faible exergie locaux utilisant la chaleur et les énergies renouvelables, peuvent tous contribuer aux SEIC.

Secteur industriel. Les entreprises peuvent contribuer aux SEIC en tant que consommatrices et productrices d'énergie et fournisseuses de chaleur résiduelle. Elles peuvent également fournir des déchets organiques et d'autres combustibles résiduaires pour la production d'énergie propre. Parmi les autres possibilités, mentionnons la récupération de l'énergie en cascade et de la chaleur, les installations à faible consommation d'énergie ou d'exergie, l'intégration stratégique de technologies d'énergie renouvelable et les combustibles propres et renouvelables.

Services communautaires locaux. Les services communautaires peuvent exploiter les possibilités d'efficacité énergétique, la récupération de la chaleur et le rendement énergétique accru dans la production. Ces possibilités comprennent des infrastructures efficaces, telles que l'éclairage des voies publiques, le pompage et le traitement de l'eau et des égouts, la gestion des déchets, y compris la réduction des déchets, le recyclage accru et la production d'énergie à partir de déchets organiques et résiduels. L'efficacité dans les activités des administrations locales (p. ex., les bâtiments, les parcs de véhicules, le déneigement et la gestion des espaces verts) compte parmi les autres éléments clés.

Utilisation du sol et morphologie urbaine. Bien que ce ne soit pas du ressort des secteurs de l'énergie, l'utilisation du sol et la morphologie urbaine constituent la base de SEIC viables. Au fil du temps, le tracé et la forme des voies publiques, la densité de la population, l'aménagement communautaire et le type de bâtiments, peuvent être modifiés afin de créer des conditions favorables aux SEIC. Parmi les solutions possibles, on compte une sélection accrue d'entreprises et de services à distance de marche ou de vélo, un service de transport en commun amélioré et une intégration systématique de technologies actives et passives d'énergies renouvelables.

Un environnement favorable. Bien que les politiques, les programmes, les règlements et les outils ne forment pas un secteur en eux-mêmes et à eux seuls, ils contribuent aux synergies nécessaires pour réaliser un niveau de rendement énergétique inatteignable autrement au sein des collectivités. De plus amples renseignements sur les éléments habilitants clés pouvant être utiles aux gouvernements : fédéral, provinciaux et territoriaux, se trouvent aux pages 23 et 24.

Possibilités intersectorielles Note de bas de page 10

Améliorer l'efficacité. Réduire l'apport d'énergie requise pour un niveau de service donné.

Optimiser la morphologie urbaine. Utiliser les décisions concernant l'utilisation des terres pour réduire et concentrer la demande en énergie, soutenir un réseau de transport efficace et faciliter l'intégration de sources d'énergie renouvelables.

Accroître les utilisations complémentaires mixtes. Positionner les activités de façon à réaliser des gains de rendement des secteurs de production, de distribution et de transport.

Optimiser l'exergie. Associer la qualité de l'énergie aux applications (voir l'encadré ci-contre).

Exploiter la chaleur. Recueillir toute l'énergie thermique possible et l'utiliser à nouveau, plutôt que de la rejeter.

Réduire les déchets. Utiliser toutes les ressources disponibles, telles que les gaz d'enfouissement et les déchets municipaux, agricoles, industriels et forestiers.

Utiliser des ressources renouvelables. Tirer profit de l'énergie solaire, éolienne et géothermique locale.

Utiliser les réseaux de distribution de façon stratégique. Optimiser l'utilisation des réseaux de distribution d'électricité, de carburant et d'énergie thermique de toutes les sources et en assurer la fiabilité.

L'exergie se rapporte à la qualité de l'énergie et à l'utilisation de la bonne qualité de l'énergie pour la bonne application.

Par exemple, pourquoi brûler du combustible à des températures élevées pour chauffer un bâtiment, alors que la chaleur résiduelle générée par un procédé industriel et récupérée en cascade ou l'utilisation de la chaleur à basse température d'un système à énergie solaire peuvent faire l'affaire ?

Les SEIC exploitent à la fois l'énergie et l'exergie pour fournir un rendement énergétique optimal.

Éléments influant sur la mise en oeuvre des SEIC{{}}

Il est reconnu qu'un certain nombre d'éléments influent sur la mise en oeuvre des SEIC et doivent être pris en considération pour assurer l'efficacité des efforts collectifs visant à en accélérer leur implantation. Ces éléments comprennent les facteurs qui influent directement sur la façon dont les collectivités consomment l'énergie, ainsi que les obstacles qui affectent l'adoption généralisée des SEIC. Les gouvernements devraient considérer ces éléments au moment de l'élaboration et de la mise en œuvre de stratégies visant à favoriser les SEIC.

Facteurs qui influencent la consommation d'énergie des collectivités {{}}

L'accessibilité aux terres et à l'énergie. L'accessibilité à bas prix à l'énergie et aux terres a déterminé les modèles d'aménagement communautaires des dernières décennies. Une hausse du prix de l'énergie et du sol entraînera une consommation plus efficace de l'énergie, mais les signaux relatifs aux prix n'assureront pas à eux seuls la concrétisation de la vision des SEIC, en raison de leur interaction complexe avec d'autres facteurs.

La technologie. Les systèmes énergétiques et de transport modernes ont déjà supplanté l'accès au bois et à l'eau qui faisait autrefois partie des principaux facteurs influant sur la taille, la forme et l'emplacement des collectivités. D'autres technologies de pointe (notamment les technologies de l'information et des énergies renouvelables) façonneront les collectivités de demain.

La démographie. D'ici à 2020, jusqu'à 85 p. 100 de la population croissante du Canada, et la grande majorité des emplois seront concentrés dans les grands centres urbains. Dans le passé, l'urbanisation a entraîné l'expansion tentaculaire et la dépendance à l'égard des véhicules personnels. Or, grâce aux politiques gouvernementales appropriées, les collectivités futures pourront évoluer vers des configurations plus efficaces.

Ceci est une photo d'un immeuble résidentiel à logements multiples et une piste cyclable au Centre in the Park, comté de Strathcona, Alberta.

Des pistes cyclables et des sentiers piétonniers relient des immeubles à haut rendement énergétique desservis par un système communautaire d'énergie. (Centre in the Park, comté de Strathcona, Alberta)

Les collectivités rurales et nordiques. En dépit de l'urbanisation rapide, environ un cinquième des Canadiens vivent toujours dans de petites collectivités rurales ou nordiques, dont l'économie, pour la plupart, est axée sur les ressources. Même dans les petites villes, la densité de la population et les possibilités sont suffisantes pour mettre en œuvre des SEIC. De plus, de nouvelles possibilités d'énergies renouvelables peuvent renforcer l'économie locale par la création d'emplois et la réduction des sorties de fonds pour l'achat d'énergie.

La sécurité énergétique. Les collectivités perçoivent de plus en plus l'énergie comme une ressource stratégique en raison des risques de pannes de service et des coûts qui s'y rattachent. Cette préoccupation fait de la volonté d'utiliser des sources d'énergie sûres et fiables un élément moteur des SEIC, lesquelles rendent les collectivités moins susceptibles à faire face à des pannes de l'ensemble du système.

Le renouvellement des infrastructures. Les collectivités de tout le pays doivent renouveler leurs infrastructures vétustes. Les investissements nécessaires à ces remplacements créeront des occasions d'intégration de SEIC.

Les préférences des consommateurs. Les choix des consommateurs ont contribué au façonnement des collectivités d'aujourd'hui. Les préférences des consommateurs changent et on constate un important mouvement de transition vers des solutions de rechange économiques et bénéfiques pour l'environnement et pour la qualité de vie. Les SEIC apporteront aux citoyens de nouvelles options pouvant répondre à leurs exigences en matière d'efficacité, d'accessibilité et de commodité énergétiques.

Ceci est une photo d'un équipement de production d'électricité à Guelph, Ontario.

L'électricité tirée des gaz d'un site d'enfouissement est envoyée au réseau. L'utilisation de l'énergie thermique résiduelle dans un nouveau lotissement avoisinant est en cours d'évaluation. (Ecotricity Guelph Inc., Guelph, Ontario)

Les changements climatiques. L'inquiétude grandissante à l'égard des changements climatiques nourrit l'intérêt pour des solutions susceptibles de concrétiser les importantes réductions nécessaires à la stabilisation des conditions climatiques à l'échelle mondiale. Des collectivités ont également commencé à examiner la façon dont les SEIC peuvent les aider à s'adapter aux changements climatiques, par exemple, en contribuant à les rendre moins vulnérables aux conditions extrêmes, grâce à des systèmes énergétiques plus résistants.

Les obstacles à la mise en oeuvre des SEIC{{}}

La complexité des relations intergouvernementales et de la prise de décision. La complexité des décisions requises à toutes les étapes de la planification, de l'élaboration et de la mise en oeuvre des SEIC met à rude épreuve la structure actuelle des prises de décision. Ces dernières sont techniquement complexes, exigent la participation de nombreux groupes d'intervenants et traversent les frontières entre les ministères et entre les paliers de gouvernement. Il existe peu d'outils pour faciliter le processus de prise de décision mettant à contribution plusieurs intervenants.

Une mauvaise compréhension des possibilités des SEIC. Les principaux intervenants ont une piètre connaissance des possibilités des SEIC en vue de contribuer à l'atteinte des objectifs nationaux relatifs aux GES et à l'efficacité énergétique, ce qui est en partie attribuable au fait que les pratiques exemplaires ne sont pas bien documentées et que les avantages ne sont pas quantifiés de façon adéquate. En outre, l'analyse de rentabilisation de la mise en œuvre de SEIC n'est pas clairement exposée.

Le manque d'expérience et d'expertise en ce qui concerne les SEIC. Le Canada a peu d'expérience en ce qui concerne l'intégration complète de SEIC. Le manque de projets en cours fait obstacle au développement de l'expertise technique nécessaire pour diriger de nouveaux projets ou favoriser l'expertise dont les gouvernements ont besoin pour entreprendre l'analyse financière, technique et stratégique des SEIC.

Un soutien inadéquat en matière de politique et de réglementation. Les cadres de politiques et de réglementation actuels ne favorisent pas la promotion des SEIC. De plus, les initiatives en matière de SEIC pourraient être compromises par des politiques et des règlements non coordonnés ou contradictoires, ou être confrontées à des lacunes dans les compétences. En outre, les propositions de SEIC font concurrence à d'autres priorités gouvernementales.

Le soutien limité de la recherche, du développement, de la démonstration et de la mise en valeur. Les niveaux actuels de financement pour les programmes de recherche et de développement, ainsi que de démonstration et de mise en valeur, ne soutiendront pas la rapide transition nécessaire à la réalisation du potentiel des SEIC.

Une intégration limitée des préoccupations en matière d'énergie dans la planification communautaire. Les lois et les politiques provinciales et territoriales ne nécessitent généralement pas de processus de planification communautaire pour considérer les problématiques énergétiques. Dans la plupart des provinces et des territoires, des plans énergétiques communautaires ne sont pas requis. Le manque d'objectifs obligatoires de réduction des émissions de GES propres aux collectivités affaiblit le signal lancé aux autorités locales de combler cette lacune.

Le manque de données et d'outils d'analyse accessibles. La localisation et la compilation des données nécessaires pour déterminer, évaluer, sélectionner et mettre en œuvre des SEIC peuvent être coûteuses et exiger beaucoup de temps. Souvent, les données pertinentes à l'échelle communautaire ne sont pas accessibles, et celles qui sont recueillies ne sont souvent pas présentées de façon à appuyer la planification de l'énergie communautaire. De plus, les outils visant à déterminer et à analyser les possibilités des SEIC ne sont pas accessibles à toutes les collectivités.

Des obstacles démographiques. Dans plusieurs régions du Canada, de nombreuses petites collectivités font face à un déclin de la population. L'implantation de SEIC dans ces circonstances peut s'avérer difficile, ces collectivités ne disposant peut-être pas des ressources nécessaires en vue d'apporter d'importants changements.

Des obstacles culturels. Pour réussir à mettre en œuvre des SEIC, il importe de tenir compte des préférences culturelles des Canadiens, en faisant en sorte que les caractéristiques, les avantages et les retombées des SEIC amènent, s'il y a lieu, des choix et des changements positifs pour les consommateurs.

Apprendre des collectivités ayant réussi{{}}

Partout au Canada et dans le monde, des collectivités commencent à tirer profit de possibilités intersectorielles et commencent à mettre en place des Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC). Les gouvernements à divers niveaux élaborent des programmes pour soutenir la mise en œuvre de ces idées, et de nombreux organismes cherchent à les approfondir. Collectivement, ces activités constituent un précieux apprentissage sur les façons d'amorcer la transition vers l'adoption générale des SEIC, notamment par de nouvelles solutions technologiques, de nouveaux processus de prise de décision et des modèles de gestion.

Exemples canadiens {{}}

Les collectivités canadiennes, grandes ou petites, comptent de nombreux exemples, notamment sur les quartiers existants et les nouveaux lotissements qui mettent en oeuvre des SEIC avec l'aide de tous les paliers de gouvernement. Dans la plupart de ces exemples, on réalise l'intégration dans deux ou trois secteurs et quelques-uns touchent de nombreux secteurs. Ces exemples particuliers découlent du leadership de pionniers qui explorent de nouvelles façons d'améliorer le rendement énergétique général des collectivités. En plus de démontrer et de valider de nouvelles technologies et de nouvelles façons d'utiliser la technologie existante, ces exemples permettent de cerner les obstacles et d'élaborer de nouvelles approches favorisant l'innovation. {{}}

https://ressources-naturelles.canada.ca/sites/nrcan/files/oee/images/publications/cem-cme/images/fig12.jpg

Du chauffage renouvelable obtenu au moyen de capteurs solaires sur toit est distribué par un système communautaire d'énergie. (Lansdale Energy Corporation, North Vancouver, Colombie-Britannique){{}}

Petites collectivités et collectivités rurales{{}}

La bioraffinerie intégrée Hairy Hill, à Vegreville, en Alberta, est un projet pilote technologique qui utilise la digestion anaérobie pour produire du biogaz à partir de déchets d'origine animale d'un grand terrain d'élevage. Le biogaz est à son tour utilisé pour produire de l'électricité et, bientôt, pour fabriquer de l'éthanol.

La collectivité solaire de Drake Landing, à Okotoks, en Alberta, se distingue par ses maisons R-2000* qui intègrent des systèmes à faible consommation d'énergie, des systèmes de chauffage collectifs à énergie solaire, le stockage saisonnier en puits d'énergie thermique et le stockage à court terme d'énergie thermique. Il s'agit d'un projet pilote technologique comptant plusieurs partenaires, dont Ressources naturelles Canada, la Fédération canadienne des municipalités, la municipalité, le constructeur, le promoteur et un service privé de distribution de gaz.

La ville de Dawson Creek, en Colombie-Britannique, est une petite collectivité qui a mis en œuvre un plan énergétique complet pour la collectivité et mis sur pied des innovations telles que des vérifications et des modernisations d'immeubles, des feux de circulation à diodes électroluminescentes (DEL), la promotion d'un programme énergétique, d'une formation et de règlements administratifs en vue d'installations solaires et, ultimement, des taxes d'améliorations locales.

Le centre sportif de Colonsay, dans la ville de Colonsay, en Saskatchewan, capture la chaleur résiduelle de la fabrication de la glace pour la patinoire et les pistes de curling pour chauffer la salle d'attente et l'aire d'observation.

Le Parc thermique de Senneterre, au Québec, récupérera la chaleur résiduelle d'un cogénérateur existant et la redistribuera à des fins agricoles, agroalimentaires, agro-industrielles et de traitement, notamment pour des serres. Cette approche renforcera la diversité de l'économie locale, qui est principalement axée sur le développement des ressources naturelles.

Le système de chauffage collectif d'Oujé-Bougoumou, à Oujé-Bougoumou, au Québec, fournit du chauffage aux maisons et aux bâtiments à faible consommation d'énergie du village, en utilisant des déchets de bois (biomasse) comme combustible et l'eau chaude comme moyen de transfert de l'énergie. Cette technologie fait partie des efforts continus de revitalisation et d'autonomie de la collectivité.

Collectivités de moyenne et de grande taille{{}}

Dockside Green à Victoria, en Colombie-Britannique, est une zone portuaire qui était désaffectée et qui a été réaménagée en zone diversifiée de haute densité comportant un système de chauffage de quartier à gazéification de la biomasse. Les immeubles de la première phase ont reçu une certification platine du système Leadership in Energy and Environmental Design (LEEDMD). Le projet a été amorcé dans le cadre d'un appel d'offres de la municipalité et il est mis en œuvre par un fournisseur privé de services multiples et des partenariats avec le secteur industriel local.

La Ville de Guelph, en Ontario, est une collectivité de taille moyenne qui comprend un gestionnaire en énergie pour la collectivité et un plan complet d'énergie communautaire élaboré par un consortium et mis en œuvre au moyen d'un certain nombre d'initiatives, dont la production d'électricité à partir de gaz d'enfouissement.

Le Programme municipal d'efficacité énergétique de Saint John, au Nouveau-Brunswick, comprend l'amélioration du rendement énergétique de nombreux bâtiments municipaux, le contrôle à distance du rendement énergétique des bâtiments, des feux de circulation à DEL, un système de régulation de l'éclairage des rues à commande photosensible, un programme de sensibilisation à l'économie d'énergie et des procédures de gestion d'approvisionnement en énergie.

Le projet d'aménagement de Lower Lonsdale, à North Vancouver, en Colombie-Britannique, est un projet d'aménagement diversifié comportant de nouveaux immeubles à faible consommation d'énergie, et un système de chauffage de quartier utilisant de petites usines (qui intégreront le gaz naturel et l'énergie héliothermique) exploitées par des fournisseurs publics et privés de services publics.

Le projet Sawmill Waste-to-Electricity, de Middle Musquodoboit, en Nouvelle-Écosse, se situe à l'intérieur d'une scierie et utilise de la biomasse résiduelle provenant de ses opérations, afin de fournir la majeure partie du combustible nécessaire pour combler les besoins énergétiques et thermiques de l'installation. Le surplus d'énergie est vendu à un fournisseur de services publics local.

Le système Deep Lake Water Cooling d'Enwave, à Toronto, en Ontario, est un système privé de chauffage et de climatisation de quartier, qui pompe l'eau froide du lac Ontario afin d'assurer la climatisation d'un système de forte densité couvrant la majeure partie du centre-ville et desservant plus de 140 bâtiments.

Le système énergétique centralisé de Charlottetown, à l'Île-du-Prince-Édouard, utilise à la fois des résidus de scierie et des déchets municipaux solides pour fournir du chauffage à plus de 80 immeubles et pour produire de l'électricité. Charlottetown a réduit considérablement sa dépendance au pétrole importé, a économisé davantage de fonds consacrés à l'énergie, a créé de nouvelles possibilités pour les exploiteurs de scieries et a réduit ses émissions de gaz à effet de serre.

Le village urbain d'Emerald Hills, dans le comté de Strathcona, en Alberta, constitue un développement diversifié de densité moyenne bénéficiant d'une collaboration continue entre l'administration locale et les promoteurs, grâce à un processus de planification intégré.

Mole Hill, à Vancouver, en Colombie-Britannique, est un projet de revitalisation d'un quartier de moyenne densité comprenant les améliorations du rendement énergétique des immeubles, et l'intégration stratégique de pompes géothermiques individuelles. Il s'agit d'un exemple de logements abordables appartenant à la Ville et soutenus par des partenariats communautaires.

Initiatives nationales, provinciales et territoriales{{}}

CanmetÉNERGIE, est le centre de recherche et de développement technologique en matière d'énergie propre de Ressources naturelles Canada. Ce centre dirige et appuie l'approfondissement des connaissances relatives aux habitations, aux bâtiments, aux technologies de l'énergie renouvelable, à la bioénergie, au chauffage collectif, à la planification communautaire, aux transports et aux processus industriels.

Chantiers Canadaest un programme de financement d'infrastructures du gouvernement fédéral, qui comprend le Fonds de la taxe sur l'essence, le Fonds pour l'infrastructure verte et le Fonds chantiers Canada, et qui est géré par Infrastructure Canada. Pour recevoir du financement par l'entremise de ce programme, les collectivités doivent élaborer un plan intégré de viabilité.

La Community Energy Association fournit aux collectivités de la Colombie-Britannique des renseignements et des ressources afin d'appuyer l'élaboration de plans et de systèmes énergétiques communautaires.

La Local Government (Green Communities) Statutes Amendment Act de la Colombie-Britannique prescrit des objectifs relatifs aux GES et définit les pouvoirs municipaux afin de mettre en place des exigences en matière d'énergie pour les nouveaux aménagements.

La Loi de 2009 sur l'énergie verte et l'économie verte de l'Ontario facilite la mise en oeuvre de projets d'énergies renouvelables et garantit aux promoteurs de projets le meilleur règlement tarifaire en matière d'énergies renouvelables. Le règlement tarifaire est un mécanisme qui assure un prix standard pour promouvoir l'élaboration de projets en matière d'énergies renouvelables communautaires et commerciaux à grande échelle, et qui finance les projets des promoteurs à un prix viable sur le marché.

L'Arctic Energy Alliance, des Territoires du Nord-Ouest est une société sans but lucratif dont le mandat est d'aider les collectivités et les autres intervenants à collaborer pour réduire les répercussions environnementales de la consommation d'énergie et des services publics. Elle tient une liste à jour intitulée « Northerners Taking Action » (nordistes en action) qui permet de faire connaître les modèles de réussite.

Le Fonds municipal vert de la Fédération canadienne des municipalités (FCM) est doté de 550 millions de dollars du gouvernement du Canada pour procurer aux administrations municipales et à leurs partenaires une source de financement à long terme en vue du développement des collectivités qui sont plus viables sur le plan environnemental, social et économique.

L'initiative des collectivités EQuilibriumMD cherchera à améliorer l'aménagement des collectivités et à développer des collectivités durablement saines qui seront éconergétiques, économiquement viables et intéressantes comme milieux de vie. Elle fournira un support financier, technique et promotionnel aux projets de collectivité durable retenus à la suite d'un concours national et elle donnera de la visibilité aux talents et à l'esprit d'innovation des promoteurs résidentiels, des planificateurs, des concepteurs et des municipalités. L'initiative se déroule sous la direction conjointe et le financement à part égale de Ressources naturelles Canada et de la Société canadienne d'hypothèque et de logement.

Partenaires pour la protection du climat (PPC), gérés par la FCM, est un partenariat pancanadien des administrations municipales qui comprend des objectifs relatifs aux GES, des profils énergétiques et de la planification de l'énergie communautaire. Le groupe des PPC aide près de 200 villes canadiennes à adopter des politiques et des mesures quantifiables pour réduire les émissions locales de GES, améliorer la qualité de l'air ainsi que l'habitabilité et la viabilité des villes.

Systèmes d'énergie de qualité pour les villes de demain (QUEST) est le fruit d'une collaboration entre des acteurs clés de partout au Canada provenant du secteur industriel, du milieu environnemental, des gouvernements, du milieu universitaire et des collectivités, qui permet d'appuyer une approche intégrée de gestion de l'utilisation du sol, de l'énergie, des transports, de l'eau et des déchets au sein des collectivités et des centres urbains, afin d'examiner l'utilisation de l'énergie et de réduire les émissions de GES.

Exemples à l'étranger {{}}

Bien que les SEIC n'en soient encore qu'aux premières étapes de mise en œuvre à l'échelle internationale, de nombreux pays participent activement à des projets de recherche, de développement et de démonstration des SEIC, et certains possèdent une longue expérience de certains éléments des SEIC. L'adaptation des leçons apprises de l'étranger au contexte canadien s'est révélée essentielle au succès de bon nombre d'importantes initiatives réalisées au Canada. À leur tour, ces initiatives contribuent à l'amélioration du corpus international de connaissances sur les SEIC. De nombreuses organisations internationales se sont employées à diffuser des renseignements sur les pratiques exemplaires. Le Canada, en investissant dans les SEIC, sera bien placé pour tirer profit des marchés nationaux et internationaux en pleine croissance.

Exemples à l'échelle internationale{{}}

L'Agence internationale de l'énergie (AIE) reconnaît le potentiel des SEIC et a élaboré des rapports dans lesquels on fournit des évaluations complètes de l'état actuel des connaissances. L'AIE travaille actuellement à l'Annex 51 : Energy Efficient Communities : Case Studies and Strategic Guidance for Urban Decision Makers (collectivités éconergétiques : études de cas et orientation stratégique pour les décideurs urbains). Ses objectifs sont d'informer les planificateurs et les décideurs au sujet des principes de la planification énergétique globale et de fournir des méthodes et des instruments de mise en oeuvre. Ces travaux complètent les activités qui sont soit en cours ou achevées dans les domaines très divers de la conservation de l'énergie et des technologies énergétiques pour les bâtiments et les systèmes communautaires.

Plus de 1 076 villes, comtés et leurs associations à l'échelle mondiale font partie du Conseil international pour les initiatives écologiques communales (ICLEI), dont le nombre de membres ne cessent de croître. L'ICLEI collabore avec ces administrations et des centaines d'autres municipalités locales par l'entremise de campagnes et de programmes internationaux axés sur le rendement et les résultats. Une partie importante du travail de l'ICLEI se concentre sur les solutions énergétiques communautaires. L'ICLEI a fait équipe avec la FCM afin d'élaborer le programme Partenaires pour la protection du climat au Canada.

En 2003, l'Union internationale de l'industrie du gaz a mis sur pied un concours mettant au défi des pays de préparer un plan énergétique durable en plusieurs étapes et d'une durée de 100 ans pour un grand centre métropolitain. La soumission du Canada, qui concernait le grand Vancouver (maintenant appelé Metro Vancouver), a valu à l'équipe canadienne le Grand prix de l'International Competition on Sustainable Urban Systems Design, à Tokyo, en juin 2003. Cette proposition a aussi donné naissance à Planification de l'habitabilité urbaine à long terme, ou CitiesPLUS, une approche de collaboration qui a été implantée dans 38 villes de 14 pays.

Des initiatives européennes intègrent certains des concepts des SEIC les plus avancés. La Suède a, depuis des dizaines d'années, inscrit au nombre de ses priorités nationales les systèmes de chauffage collectifs, qui fournissent actuellement plus de la moitié du chauffage résidentiel. Le BedZED à Londres, au Royaume-Uni, ainsi que le réaménagement de la zone portuaire ouest de Malmö, en Suède, constituent d'autres exemples. Afin d'accélérer les travaux dans ce domaine, la Commission européenne a récemment lancé l'initiative CONCERTO qui soutient des projets énergétiques durables dans 45 collectivités. Le Conseil européen ainsi que la Commission européenne travaillent également activement à l'élaboration de politiques et de programmes de soutien du progrès vers un milieu bâti durable.

* R-2000 est une marque officielle de Ressources naturelles Canada. R-2000 est un système de construction et de certification de maisons neuves respectant des normes plus élevées de rendement énergétique, bien au-delà des codes énergétiques actuels.

La réalisation{{}}

Les Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC) promettent d'apporter des améliorations considérables en matière de rendement énergétique et de réduction de gaz à effet de serre (GES). Les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux pourraient soutenir la mise en oeuvre des SEIC en utilisant divers outils habilitants, suivant les besoins de chaque secteur de compétences, et grâce à une collaboration intra- et intergouvernementale.

Principales stratégies{{}}

Afin de favoriser l'adoption des SEIC au Canada, les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux peuvent élaborer leurs propres stratégies en tenant compte de leur situation particulière. Voici les principales stratégies qui pourraient créer un environnement favorable aux SEIC.

Collaborer avec les autres gouvernements. En mettant de l'avant les SEIC, les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux pourraient tirer parti d'une collaboration pour établir des stratégies concertées et complémentaires.

Diriger au sein de son propre niveau de gouvernement. Les ministères de l'énergie pourraient aussi jouer un rôle de chef de file dans leurs propres domaines d'influence, tout en collaborant avec d'autres ministères.

Adopter une approche holistique et progressive. La transition vers les SEIC exige l'élaboration de bases de planification globale solides à partir desquelles l'on peut progresser. Toutefois, au moment de l'établissement de ces bases, et même après, la mise en oeuvre des SEIC se fera par la transformation progressive des collectivités, un projet, un pâté de maisons, un quartier, un établissement ou un réseau de transport urbain à la fois.

Habiliter les administrations locales. Les administrations locales ont un rôle de chef de file à jouer dans la mise en œuvre des SEIC. Les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux pourraient faciliter ce rôle en créant un environnement favorable, grâce auquel les administrations locales pourraient faire face aux défis liés aux compétences, aux capacités et aux ressources auxquels elles sont confrontées.

Établir un cadre de transformation du marché. Faciliter la transition des collectivités dans l'ensemble du Canada, à l'aide d'un cadre de transformation du marché exhaustif, afin que se concrétise le plein potentiel des SEIC.

Une approche transitoire en trois phases{{}}

Les collectivités qui viennent d'amorcer le processus de mise en œuvre des SEIC peuvent tirer profit des leçons apprises par les collectivités canadiennes ayant relevé les défis associés à la mise en oeuvre de SEIC. L'expérience internationale des SEIC, plus particulièrement en Europe, démontre également leur faisabilité et fournit aux collectivités des modèles à suivre.

Afin de faciliter la transition vers un nouvel environ-ne-ment de statu quo où les SEIC constituent la norme, une approche en trois phases est proposée. En élaborant leurs propres stratégies, les administrations peuvent intégrer aux trois phases les outils décrits dans le « Menu des outils habilitants » (à la page 24). Les exemples ci-après sont fournis pour illustrer l'approche proposée.

Phase I : Débuts rapides pour résultats hâtifs (2010–2015). À court terme, la phase I pourrait commencer par des projets de mise en œuvre rapide de même que par des démonstrations à grande échelle et des projets pilotes, qui entraîneraient rapidement des résultats, permettraient de présenter les leçons apprises et ouvriraient la voie à une application future plus vaste des SEIC. Par exemple, un plus grand nombre de projets semblables à ceux soulignés dans le présent document seront susceptibles de voir le jour lorsque des collectivités auront été encouragées à tirer profit des programmes existants et à adapter d'autres programmes pour accroître la promotion des SEIC. La première phase pourrait également entraîner une hausse importante du nombre de collectivités qui élaboreraient des plans énergétiques communautaires ou des plans d'action locaux portant une attention particulière aux SEIC. Ces plans seraient essentiels pour déterminer les possibilités, appuyer l'élaboration d'analyses de rentabilisation pour les projets de SEIC et se préparer à l'accélération proposée pour la phase II. L'établissement d'objectifs communautaires, comme ceux prévus par la Local Government (Green Communities) Statutes Amendment Act (loi modifiant les statuts des administrations locales [écocollectivités]) de la Colombie-Britannique, pourrait également contribuer à jeter les bases des phases ultérieures. La création d'un réseau d'experts pourrait favoriser l'élaboration de données d'information et de pratiques exemplaires, et le partage de l'expertise en matière de SEIC pourrait contribuer aux trois phases.

Phase II : Accélération (2010–2020). La phase II vise surtout le moyen terme, mais pourrait aussi débuter dès maintenant pour jeter les bases nécessaires à l'accélération de la mise en œuvre des SEIC. Cette accélération est importante si les SEIC doivent contribuer de façon notable à l'atteinte des objectifs pour 2020 en matière de changements climatiques et d'efficacité énergétique. Les activités menées au cours de cette phase peuvent comprendre l'élaboration de programmes, de politiques et de règlements qui appuient l'adoption à grande échelle des SEIC, et créent un environnement favorable aux investissements du secteur privé ; à la recherche pour améliorer la quantification des avantages des SEIC, et pour préparer des analyses de rentabilisation ; ainsi qu'à un soutien accru aux activités de recherche-développement qui visent à valider et à améliorer les technologies existantes et à développer des outils pour appuyer le processus décisionnel à l'égard des SEIC.

Phase III : Adoption sur une grande échelle (2020–2050). Cette phase vise le long terme, mais pourrait également débuter dès maintenant en adoptant des mesures pour développer des technologies de nouvelle génération liées aux SEIC, qui offriraient de nouvelles possibilités et faciliteraient l'adoption à grande échelle des SEIC. Les activités de cette phase peuvent comprendre la mise en œuvre progressive de politiques et de règlements, le financement à long terme de tous les stades du cycle d'innovation en vue de favoriser le développement de méthodes et de technologies de prochaine génération liées aux SEIC, des programmes de formation sur les SEIC, et des processus d'attestation, afin de faciliter l'adoption rapide des technologies de prochaine génération liées aux SEIC.

Une approche transitoire en trois phases.

version textuelle - figure 5

Voici une photographie de travailleurs de la construction en train d'installer les conduites de chauffage du quartier

Des conduites de chauffage du quartier raccordent l'approvisionnement en énergie thermique aux immeubles des clients. (Lansdale Energy Corporation, North Vancouver, British Columbia)

Favoriser et habiliter{{}}

Pour l'élaboration des SEIC, les outils habilitants énumérés ici sont organisés en fonction des éléments du cadre de transformation du marché qui sont tirés du document intitulé Faire progresser l'efficacité énergétique au Canada : des fondements pour l'action.

Politiques et règlements. Les politiques et les règlements pour les secteurs, comme la planification, l'utilisation du sol, l'énergie, les bâtiments et la fiscalité, façonnent l'image et le fonctionnement des collectivités. Des moyens d'action efficaces peuvent encourager les autorités locales et d'autres décideurs à intégrer des considérations liées à l'énergie, à l'utilisation du sol, aux transports et aux infrastructures.

Technologie, pratiques exemplaires et outils d'aide à la prise de décision. Des solutions techno-logiques fiables et à haut rendement sont nécessaires pour optimiser l'efficacité des SEIC et faciliter leur adoption à grande échelle. Le développement et la validation de nouvelles technologies, notamment d'outils qui facilitent l'analyse de solutions de rechange et orientent les décideurs, sont importants. Les résultats de projets pilotes et de démonstration permettent de vérifier le rendement et peuvent être diffusés pour accroître les connaissances sur les technologies, les pratiques exemplaires et les outils disponibles.

Information. Des mesures et des renseignements énergétiques normalisés de grande qualité à l'échelle communautaire sont importants pour comprendre l'évolution de la consommation d'énergie. Ils favorisent l'établissement d'objectifs, la prise de décision, la communication des priorités aux intervenants, la quantification, les rapports sur l'avancement des projets et l'évaluation de la réussite des initiatives de mise en œuvre des SEIC.

Renforcement des capacités. Les décideurs, les professionnels et les techniciens doivent avoir la capacité de comprendre, de déterminer, d'évaluer et de mettre en oeuvre les occasions en matière de SEIC, y compris l'accès à la capacité analytique en vue d'évaluer les coûts et les avantages, et à la capacité technique et du processus, afin de concevoir et de mettre en œuvre des solutions.

Occasions de leadership. Développer les SEIC à grande échelle requiert l'engagement des chefs de file à tous les niveaux gouvernementaux et au sein d'une vaste gamme de groupes d'intervenants. Ces chefs de file pourraient bénéficier d'un soutien pour élaborer leur vision sur la façon dont il est possible de matérialiser les possibilités de SEIC au sein de leur propre organisation et à l'échelle communautaire. En travaillant de concert, les chefs de file peuvent également développer des réseaux et des liens de collaboration pour accélérer le progrès. Les gouvernements pourraient également assurer un leadership en mettant en œuvre des SEIC dans leurs propres installations.

Stimulation du marché. La stimulation du marché peut accélérer la mise en œuvre des SEIC et aider à gérer la transition vers une mise en œuvre à grande échelle. Parmi les instruments du marché, mentionnons le soutien du gouvernement pour les cas d'adoption précoce et les projets pilotes à grande échelle, les incitations, les mécanismes pour garantir la responsabilité, des engagements en matière de financement à long terme pour les activités de R-D et la structure relative à un tarif énergétique favorable et un engagement pour appuyer la commercialisation des technologies qui ont fait leurs preuves. Les outils financiers pour comprendre et gérer les risques, promouvoir la reconnaissance du marché et accroître la valeur perçue par les consommateurs, peuvent encourager la mise en oeuvre des SEIC à grande échelle.

Menu des outils habilitants{{}}

L'expérience au Canada et à l'étranger a permis de cerner des outils pratiques que les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux peuvent utiliser pour réaliser le potentiel des SEIC. Une liste de 24 outils est présentée ci-dessous, organisée en fonction de chaque élément du cadre de transformation du marché. Les gouvernements peuvent établir leurs priorités et choisir des outils dans la liste, afin d'appuyer leurs propres stratégies et d'atteindre leurs propres objectifs à court et à long terme. Ils peuvent également ajouter des outils spécialement adaptés à leur environnement particulier, puisque certains outils décrits ci-dessous peuvent se révéler inappropriés pour un gouvernement en particulier. Les outils énumérés au regard de chaque élément peuvent être utilisés de pair avec d'autres outils afin d'optimiser l'efficacité. Ils peuvent en outre contribuer aux trois phases de transition.

Politiques et règlements{{}}	Analyse permettant d'appuyer l'élaboration de politiques	Appuyer le travail de modélisation et examiner les initiatives des SEIC existantes pour relever les possibilités de réplication. Documenter les facteurs et la justification de la mise en œuvre des SEIC et élaborer des modèles d'analyse de rentabilisation. Réaliser des études économiques sur les mécanismes d'établissement du prix pour les SEIC.
	Plans relatifs à l'énergie et aux changements climatiques	Reconnaître le rôle des collectivités dans les stratégies et les plans fédéraux, provinciaux et territoriaux, et coordonner les objectifs connexes pour 2020 et les années subséquentes. Veiller à mettre en place des plans communautaires afin de contribuer à l'atteinte de ces objectifs.
	Politiques et règlements	Entreprendre un examen coordonné des politiques et des règlements afin d'encourager le développement d'un environnement favorable aux SEIC. Par exemple : des dispositions pour les SEIC dans les lois municipales ; des mesures permettant aux services publics de favoriser les SEIC et aux administrations locales de désigner des secteurs pour promouvoir les SEIC ou d'appliquer des taxes d'améliorations locales ou des réductions d'impôt ; d'établir des exigences en matière d'efficacité énergétique et des normes d'interconnexion pour les systèmes énergétiques des petites collectivités ; d'élaborer et de rendre obligatoires des normes d'interconnexion pour la production d'énergie à l'échelle communautaire.
	Collaboration entre les gouvernements	Explorer les façons d'harmoniser les règlements et les politiques en vue de favoriser l'adoption de SEIC.
	Lignes directrices cadres en matière d'énergie pour les collectivités	Élaborer un cadre normalisé auquel les collectivités pourraient se référer au moment de l'établissement des exigences pour atteindre divers objectifs énergétiques communautaires, par exemple, en créant des lignes directrices cadre en matière d'énergie pour les collectivités.
Technologie, pratiques exemplaires et outils d'aide à la prise de décision{{}}	Recherche, développement, démonstration et mise en valeur	Fournir du financement à long terme pour tous les stades du cycle d'innovation en vue d'appuyer les méthodes et les technologies actuelles et futures.
	Quantification	Élaborer des méthodes de mesure normalisées pour les initiatives en matière de SEIC, notamment des normes pour mesurer le flux énergétique, les émissions de GES et d'autres résultats à l'échelle communautaire.
	Outils d'aide à la prise de décision	Élaborer une série d'outils et de services de données connexes pour différents types de collectivités, lesquels peuvent être utilisés à tous les stades du processus décisionnel. Par exemple, un système d'étiquetage ÉnerGuide pour les collectivités (selon l'élément « quantification » susmentionné), des outils de cartographie énergétique, de simulation, de processus intégrés de planification et des outils entièrement intégrés des systèmes d'information géographique, pour permettre l'analyse spatiale des profils énergétiques des collectivités.
	Validation technologique	Élaborer des programmes et des procédures pour valider l'efficacité des technologies des SEIC pour s'assurer que les investissements entraînent les bénéfices prévus.
	Réseautage	Établir un réseau d'experts pour favoriser la préparation d'information et de pratiques exemplaires ainsi que le partage de l'expertise en matière de SEIC.
Information{{}}	Soutien décisionnel	Recueillir et publier des renseignements de grande qualité pour appuyer le processus décisionnel et la planification énergétique, de même que les analyses de rentabilisation des SEIC. Ces renseignements peuvent comprendre des données sur le profil énergétique des collectivités et sur le rendement des projets de SEIC existants.
Information{{}}	Diffusion	Rendre publics les modèles de réussite des projets sur les SEIC existants à l'aide de produits d'information et de campagnes, en vue de sensibiliser les intervenants et promouvoir l'acceptation des SEIC sur le marché.
Renforcement des capacités{{}}	Partenariats	Établir des partenariats avec des organisations bien établies afin de présenter des séminaires en ligne, des ateliers, des conférences et des visites sur les lieux pour partager des expériences en matière de SEIC et, ainsi, développer ou renforcer la capacité des intervenants clés à mettre en œuvre les SEIC.
Renforcement des capacités{{}}	Attestation	Appuyer la mise sur pied de programmes de formation sur les SEIC pour les personnes qui participent à leur développement et à leur mise en oeuvre (p. ex. planificateurs, ingénieurs, gens de métier), de même que l'élaboration d'un processus d'attestation pour ces programmes.
Occasions de leadership{{}}	Leadership par l'exemple	Faire preuve de leadership en mettant en œuvre et en tirant profit des SEIC dans le cadre de ses propres activités.
Occasions de leadership{{}}	Collaboration et reconnaissance	Soutenir et reconnaître les personnes, les organisations et les groupes de travail qui font preuve de leadership à l'égard des SEIC, comme les dirigeants locaux, la FCM et QUEST (Systèmes d'énergie de qualité pour les villes de demain).
Stimulation du marché{{}}	Gestion des risques	Établir des mécanismes pour gérer et réduire les risques associés aux projets de SEIC, afin de compenser la complexité technique et les longs cycles de mise en œuvre. Par exemple, garantir la responsabilité pour certains projets et garantir des prix pour l'achat d'énergie.
	Coordination des mécanismes existants	Coordonner et adapter les instruments du marché existants, qui relèvent des gouvernements. Examiner la façon dont il est possible d'améliorer la coordination des mécanismes de financement et de prestation, et de les adapter en vue d'appuyer les SEIC. Par exemple, les options de financement des SEIC pourraient être intégrées au renouvellement des infrastructures et aux mesures de stimulation fiscale actuelles.
	Incitations	Utiliser des incitations financières pour améliorer le rendement financier des projets de SEIC. Par exemple, des crédits d'impôt et un amortissement accéléré des investissements dans les SEIC.
	Soutenir une structure tarifaire pour l'énergie qui favorise les SEIC	Établir une structure tarifaire pour l'énergie afin de favoriser les SEIC à l'aide de bonifications pour l'énergie produite par les SEIC, faire en sorte que les services publics intègrent les investissements dans les SEIC à leur base tarifaire et dissocier le profit des ventes pour les services publics d'énergie.
	Nouveaux programmes de SEIC	Examiner l'élaboration de nouveaux programmes ciblés (p. ex., incitations, crédits d'impôt, mécanismes financiers visant à garantir la responsabilité) favorisant l'adoption à grande échelle de SEIC pour réaliser les programmes propres à chaque secteur.
	Modèles d'affaires	Encourager l'élaboration de modèles d'affaires qui faciliteront l'introduction de SEIC, comme la propriété de microservices publics, la propriété municipale, la propriété d'entreprises de distribution locales, aux coopératives communautaires et aux partenariats publics et privés.
	Gestion de la demande	Encourager le développement, par les services publics, de programmes de gestion de la demande qui visent tout particulièrement les SEIC.
	Reconnaissance par le marché	Accroître la reconnaissance des SEIC par le marché à l'aide d'initiatives qui reconnaissent les modèles de réussite et encouragent l'intégration des SEIC dans les systèmes de cotation, comme le système LEED pour le développement des quartiers du Conseil du bâtiment durable du Canada.

Conclusion{{}}

Les Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités (SEIC) permettent souvent aux collectivités d'améliorer considérablement leur rendement énergétique et leur qualité de vie, ainsi que d'accroître leur capacité concurrentielle sur le plan économique, tout en contribuant de façon importante à l'atteinte des objectifs fédéraux, provinciaux et territoriaux en matière d'efficacité énergétique et de changements climatiques.

Le document Les Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités – Plan d'action montre que miser sur les synergies au sein des collectivités permet d'améliorer le rendement énergétique et de réduire les émissions de gaz à effet de serre. Le Plan s'inscrit dans la continuité du document de 2007 intitulé Faire progresser, du CME, en mettant l'accent sur l'importance d'un leadership fédéral, provincial et territorial, ainsi que sur la collaboration dans l'atteinte de ces résultats. Soutenu par un processus de consultation des intervenants, il établit une vaste stratégie d'action et offre un ensemble d'outils parmi lesquels les gouvernements fédéral, provinciaux et territoriaux peuvent choisir, quand ils les jugent appropriés, pour compléter les activités sectorielles existantes en matière d'efficacité énergétique.

Alors que ce document peut aider à orienter les efforts gouvernementaux, au bout du compte, la réussite dépend de l'engagement de nombreux acteurs des collectivités locales. L'approche en trois étapes qui est proposée est un cadre favorisant des interventions précoces, ainsi que des réussites à moyen et à long terme. Le calendrier tient compte de l'importance d'établir des bases et des mécanismes solides pour favoriser une mise en oeuvre rapide des SEIC pour, au bout du compte, permettre une adoption à grande échelle. Il reconnaît aussi les avantages des approches continues et progressives, alors que sont mises en place des bases globales. Cette approche permettrait aux connaissances et à l'expertise actuelles d'engendrer des résultats immédiats, pendant qu'on continue à augmenter la capacité pour assurer une transition vers la mise en œuvre à plus grande échelle des SEIC, contribuant à la vitalité, à l'habitabilité, à la responsabilité environnementale et à la prospérité des collectivités du Canada.

Une voiture électrique en cours de chargement

Des données provenant d'un véhicule hybride rechargeable pilote soutiennent des études sur les impacts et les possibilités. (Ville de Dawson Creek, Colombie-Britannique)

Une image d'un bâtiment

L'efficacité énergétique des bâtiments et l'habitation de plus forte densité réduisent l'infrastructure requise pour le système communautaire d'énergie tirée de la biomasse. (Dockside Green, Victoria, Colombie-Britannique)

Annexe{{}}

Autres exemples de Solutions énergétiques intégrées pour les collectivités {{}}

Petites collectivités et collectivités rurales{{}}

La Corporation énergétique de la collectivité de Revelstoke, à Revelstoke, en Colombie-Britannique, est un service municipal qui s'occupe de brûler les déchets de bois industriels d'une scierie dans une chaudière à biomasse, afin de produire de la vapeur à basse pression pour l'industrie et de la chaleur pour les bâtiments institutionnels et commerciaux.

Le chauffage géothermique de Haines Junction, à Haines Junction, au Yukon est un projet conjoint entre les administrations territoriale et municipale en vue d'utiliser le puits artésien géothermique du village pour chauffer le centre des congrès. Une étude de faisabilité a été effectuée et on prévoit une mise en œuvre par étapes.

Le lotissement résidentiel du Plateau, à Iqaluit, au Nunavut, est une zone réservée par la municipalité pour élaborer un lotissement durable dans l'Arctique. Une étude de faisabilité a permis de définir les pratiques exemplaires et a mené à l'élaboration d'un plan d'aménagement du Plateau établissant des normes de développement pour une collectivité polyvalente.

Le Village de la gare, à Mont-Saint-Hilaire, au Québec, est un lotissement à forte densité, polyvalent et axé sur les transports, qui est construit autour d'une gare de trains de banlieue de la Rive-Sud à l'extérieur de Montréal. Les installations sont regroupées afin de favoriser le magasinage à pied.

Collectivités de taille moyenne à grande{{}}

Alderney 5 Energy Project, à Dartmouth, Nouvelle-Écosse, permet le refroidissement de 27 870 mètres carrés (300 000 pieds carrés) d'un immeuble commercial et de vente au détail, en utilisant l'eau froide puisée au port de Halifax. Le refroidissement s'effectue en pompant directement l'eau froide de la mer dans le bâtiment où elle est bonifiée par un stockage d'énergie thermique de refroidissement durant les huit semaines où la température de l'eau de mer est trop élevée.

La revitalisation de Regent Park, à Toronto, en Ontario, est un réaménagement urbain polyvalent à forte densité, dont les bâtiments consomment peu d'énergie et qui possède un système énergétique de quartier. Regent Park est conçu pour faciliter la vie des piétons et met l'accent sur l'accès à des logements sociaux efficaces et abordables au moyen d'un développement public et privé.

La Stratégie de réduction des gaz à effet de serre, à Whitehorse, au Yukon, est un plan adopté par le conseil municipal en 2004, pour réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) en se fixant des objectifs précis. La Ville a ensuite mis en oeuvre, en 2007, un plan intégré de viabilité des collectivités, qui regroupe chaque aspect du développement de la collectivité, y compris l'énergie, et dresse une liste de projets hautement prioritaires.

La Ville d'East Gwillimbury, en Ontario, a mis en oeuvre la Thinking Green Initiative (initiative de faible consommation d'énergie), une politique municipale exigeant la construction de maisons à faible consommation d'énergie (ENERGY STAR®) et d'autres bâtiments (la norme Argent de Leadership in Energy and Environmental Design [LEEDMC]) dans cette collectivité.

Le Centre in the park, dans le comté de Strathcona, en Alberta, est une collectivité polyvalente de densité moyenne, dotée d'un système de chauffage centralisé exploité par les services municipaux, qui est relié aux bâtiments municipaux et résidentiels.

Le partenariat London Energy Efficiency, à London, en Ontario, est un processus dirigé par la municipalité, permettant de définir et d'évaluer les technologies à haut rendement énergétique et axées sur les renouvelables pour la construction de maisons dans la région de London.

Le collège Red River, à Winnipeg, au Manitoba, a construit un bâtiment à faible consommation d'énergie au campus de la rue Princess, qui comprend des détecteurs d'émissions de dioxyde de carbone et de mouvement munis d'interconnexions mécaniques et électriques, ainsi qu'un réseau de panneaux photovoltaïques encastrés de 12,8 kilowatts sur le mur-rideau de la façade sud. Les gains en énergie solaire passive sont réalisés à l'aide de grandes fenêtres de type industriel munies d'un verre à sélectivité spectrale.

Initiatives nationales, provinciales et territoriales{{}}

La Mission sur les collectivités viables de la Fédération canadienne des municipalités (FCM) amène les délégations de décideurs municipaux à participer à des visites annuelles pour leur présenter des projets de développement communautaire durable parmi les plus importants au Canada et à l'étranger. La FCM organise aussi l'événement Conférence et salon professionnel sur les collectivités viables.

La norme Nova Scotia's Renewable Energy Standard établit une exigence minimale sur la portion d'électricité qui doit être produite à partir de sources renouvelables par les services publics. L'exigence de base est l'atteinte en 2013 d'une augmentation de 10 p. 100 par rapport aux taux de 2001.

L'initiative B.C. Community Energy and Emissions Inventory rédige des rapports sur la consommation énergétique et sur les émissions de GES de la collectivité pour l'ensemble des administrations locales de la Colombie-Britannique.

gens qui regardent une présentation

L'engagement, l'expérience et les préférences de certains membres de la communauté alimentent l'élaboration et l'exécution du plan d'énergie communautaire. (Ville de Dawson Creek, Colombie-Britannique)

Notes de bas de page{{}}

Notes de bas de page 1

Figure 1 : Les estimations sont fondées sur la base de données sur la consommation d'énergie de Ressources naturelles Canada.

Retour à la référence de la note de bas de page 1

Notes de bas de page 2

Figure 2 : Les statistiques sur l'énergie sont fondées sur les plans énergétiques communautaires ou les plans d'action de ces collectivités.

Retour à la référence de la note de bas de page 2

Notes de bas de page 3

Énergie utilisée par des consommateurs finaux dans un secteur donné, à toutes fins.

Retour à la référence de la note de bas de page 3

Notes de bas de page 4

Figure 3 : Les estimations pour 2006 sont fondées sur la base de données sur la consommation d'énergie de Ressources naturelles Canada ; les estimations pour 2020 et 2050 sont fondées sur le Document d'orientation : Exploration de la capacité de réduire les émissions de GES d'ici à 2020 et 2050 grâce à l'application de politiques promouvant les systèmes d'énergie urbains intégrés, préparé par MJKA, pour QUEST. 2009.

Retour à la référence de la note de bas de page 4

Notes de bas de page 5

Table ronde nationale sur l'environnement et l'économie, D'ici 2050 : La transition du Canada vers un avenir à faible taux d'émission, 2007.

Retour à la référence de la note de bas de page 5

Notes de bas de page 6

MJKA. Document d'orientation : Exploration de la capacité de réduire les émissions de GES d'ici à 2020 et 2050 grâce à l'application de politiques promouvant les systèmes d'énergie urbains intégrés, page 3, préparé pour Quality Urban Energy Systems of Tomorrow (QUEST), 2009.

Retour à la référence de la note de bas de page 6

Notes de bas de page 7

Jaccard M., L. Failing et T. Berry. « From equipment to infrastructure : Community energy management and greenhouse gas emissions reduction », Energy Policy, vol. 25, no 13, 1997, p. 1065-1074. Résumé d'un projet de modélisation appliquant la gestion de l'énergie communautaire à quatre collectivités représentatives en Colombie-Britannique.

Retour à la référence de la note de bas de page 7

Notes de bas de page 8

Centre for Sustainable Community Development, 2004. Demonstrating the economic benefits of integrated green infrastructure, rapport préparé pour la Fédération canadienne des municipalités. Ce rapport présente les avantages d'entreprendre des approches intégrées au développement des services et de l'infrastructure pour les municipalités.

Retour à la référence de la note de bas de page 8

Notes de bas de page 9

Canadian Urban Institute (CUI). Energy Mapping Study : Calgary, CUI, Toronto (Ontario), 2008. Cette étude modélise les changements en matière d'efficacité et d'exigences pour les bâtiments pour l'énergie renouvelable afin de réaliser une réduction de 50 p. 100 des émissions de GES des collectivités par rapport au niveau de 2005, et ce, d'ici à 2050. L'étude illustre également les résultats énergétiques de différents scénarios d'utilisation des terres.

Retour à la référence de la note de bas de page 9

Notes de bas de page 10

Adapté des principes élaborés par le groupe de travail de QUEST.

Retour à la référence de la note de bas de page 10

Version PDF

Ressources naturelles Canada Communiquez avec RNCan Nouvelles Carrières

Gouvernement du Canada Toutes les coordonnées

Source : https://ressources-naturelles.canada.ca/efficacite-energetique/solutions-energetiques-integrees-collectivites-plan-action

Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant

C :\Users\Jacques\Downloads\jh.jpg

– 10/2025

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier :

Mis en ligne bénévolement par le co-rédacteur par Pascal Paquin https://fr.linkedin.com/in/pascal-paquin-a85690296 - comme toutes les autres contributions publiées sur ISIAS !

https://isias.info/local/cache-vignettes/L99xH99/10000000000000c8000000c80ff59cec-f91e7.jpg?1752136363

[Pascal Paquin – Ses travaux sur https://yonnelautre.fr/ ]

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

Haut du formulaire

Bas du formulaire

"Comparaison des motorisations : gaz naturel liquéfié (GNL) d'origine fossile ou biogaz liquide (bio-GNL) traité ou biométhane pur (CH4), BEV (Véhicules 100 % électriques), pile à combustible à hydrogène, hydrogène vert" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2025-10-14T12:13:53Z

ISIAS Energies Gaz Motorisation

Comparaison des motorisations : gaz naturel liquéfié (GNL) d'origine fossile ou biogaz liquide (bio-GNL) traité ou biométhane pur (CH4), BEV (Véhicules 100 % électriques), pile à combustible à hydrogène, hydrogène vert

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 13/10/2025

Mon #dessin publié aujourd'hui dans @ouestfrance #permisdeconduire #actu #dessindepresse

Chaunu Emmanuel 29 février 2024 · Mon #dessin publié aujourd'hui dans @ouestfrance #permisdeconduire #actu #dessindepresse

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

Préambule{{}}

Informations préliminaires pour ce dossier préparé dans un but didactique

C'est quoi la motorisation d'un véhicule ? - Qu'est-ce qu'une motorisation de voiture ? La motorisation se définit dans un premier temps comme l'ensemble des caractéristiques qui déterminent la puissance et le couple moteur d'un véhicule donné. Dans ce cadre, elle se rapporte à l'énergie qu'utilise la voiture pour fonctionner.

Lecture suggérée : Les différents types de motorisations FEBIAC > https://www.febiac.be/fr/article/les-differents-types-de-motorisations

GNL - Le gaz naturel liquéfié (abrégé en GNL, ou LNG de l'anglais liquefied natural gas) est du gaz naturel de qualité commerciale condensé à l'état liquide. Il se compose essentiellement de méthane mais comprend aussi jusqu'à 10 % d'éthane et de petites quantités d'autres gaz (propane et butane notamment). Le méthane devient liquide à une température de −161 °C à pression atmosphérique, il prend la forme d'un liquide clair, transparent, inodore, non corrosif et non toxique. Sous cette forme, le gaz a une masse volumique de 422,62 kg/m3, occupant six cents fois moins de volume que sous sa forme usuelle dans les conditions normales de température et de pression et 2,5 fois de moins que compressé à 200 bars. En tant que carburant, son PCI est de 22,4 MJ/L, soit 60 % de celui du gazole. Industriellement, le GNL est produit en grande quantité dans des usines cryogéniques. Il est principalement utilisé comme un moyen de transporter le gaz naturel de pays producteurs vers des pays consommateurs par voie maritime. Environ 13,4 % du gaz naturel produit dans le monde en 2022 est acheminé selon cette méthode. Il peut aussi être vendu comme énergie finale, c'est-à-dire directement à des utilisateurs, comme carburant pour navires ou pour véhicules terrestres, et comme solution d'approvisionnement en gaz naturel pour des sites non reliés au réseau. Son rôle dans l'approvisionnement énergétique mondial est en croissance. Le GNL ne doit pas être confondu avec le gaz de pétrole liquéfié, constitué principalement de propane et de butane, hydrocarbures saturés à trois et quatre atomes de carbone respectivement (contre un seul pour le méthane) ; ni avec les liquides de gaz naturel, aussi appelés condensats, qui sont une essence naturelle obtenue par condensation des hydrocarbures allant du pentane (cinq carbones) à l'octane (huit carbones) à la sortie des puits de gaz naturel… - Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Gaz_naturel_liqu%C3%A9fi%C3%A9

Bio LNG - En bref - Quelle est la différence entre le GNL et le bio GNL ? - Le GNL signifie « gaz naturel liquéfié ». Il s'agit de gaz naturel, traditionnellement obtenu à partir de sources fossiles et liquéfié. Le bio-GNL, quant à lui, est du biogaz liquide traité ou du biométhane pur (CH4) issu de sources renouvelables. Tous deux sont composés de méthane de qualité variable.

Biométhane - Le biométhane est un gaz riche en méthane provenant de l'épuration du biogaz issu de la méthanisation. C'est la version renouvelable non fossile du gaz naturel ; une source d'énergie qui peut en Europe contribuer à l'objectif du paquet climat-énergie et à la transition énergétique, avec moins d'émissions de gaz à effet de serre (il vaut mieux brûler le méthane que le libérer dans l'air, car c'est un puissant gaz à effet de serre), dans une perspective de troisième révolution industrielle ou de développement durable [1]. Ce gaz peut, par exemple, être utilisé dans une chaudière, comme carburant de véhicules, alimenter des moteurs fixes[2] ou être injecté dans le réseau de transport de gaz naturel (après épuration/purification).

Éléments de définition –

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/3/38/Sch%C3%A9ma_biogaz_Biom%C3%A9thane.jpg/250px-Sch%C3%A9ma_biogaz_Biom%C3%A9thane.jpg

Séquences de transformation du déchet fermentescible en biogaz puis, après épuration/purification en biométhane

Le biométhane est un biogaz épuré pour le rendre utilisable comme carburant ou acceptable pour le réseau de gaz naturel. En effet, le biogaz issu de la fermentation de matières organiques est énergétiquement pauvre : il ne contient que 40 à 60 % de méthane, et 40 à 60 % de CO2 et quelques traces d'autres composés indésirables dont le H2S. Pour obtenir du biométhane valorisable, le biogaz est épuré pour éliminer, dans la mesure du possible, le CO2 et les autres composés, et ne garder que le méthane qui a alors des qualités similaires à celles du gaz naturel. L'opérateur peut aussi récupérer du CO2 liquéfié issu du raffinage du biogaz et le valoriser en agriculture et dans certains secteurs industriels [3].

Le pouvoir méthanogène (ou potentiel méthanogène) est — pour un échantillon donné de matière fermentescible — le volume de méthane biogaz issu de la dégradation anaérobie de cet échantillon introduit dans un digesteur, exprimé dans les conditions normales de température et de pression (CNTP : 0 °C, 1 013 hPa). C'est donc un indice de biodégradabilité. Usages et suite > https://fr.wikipedia.org/wiki/Biom%C3%A9thane

BEV - C'est quoi BEV ? - Véhicules 100 % électriques - Aucune énergie fossile n'est requise, car la batterie est rechargée via le réseau électrique. Par conséquent, ces véhicules ne génèrent aucune émission au niveau local. BEV signifie « Battery Electric Vehicle ».

H2 Pile à combustible - Qu'est-ce qu'une pile à combustible à hydrogène ?

Considérée comme un convertisseur d'énergie, elle transforme directement un combustible en énergie, fournissant ainsi de l'électricité, de l'eau et de la chaleur. La pile à hydrogène est une des piles à combustible les plus courantes. Elle utilise l'hydrogène et l'oxygène comme combustibles. 15 février 2023

H2 vert - Hydrogène vert - Hydrogène propre - Article connexe : Classement de l'hydrogène par couleurs.

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/6/68/Wind_hydrogen.JPG/500px-Wind_hydrogen.JPG

Schéma de production et de consommation d'hydrogène vert (l'éolienne représente la production d'électricité décarbonée).

L'hydrogène vert est le dihydrogène produit :

au sens large (on parle alors aussi d'hydrogène propre), de manière décarbonée, sans libération significative de gaz à effet de serre (dans ce sens il inclut l'hydrogène jaune, rouge, bleu, turquoise, orange ou blanc) ;
au sens restreint, par électrolyse de l'eau, à partir d'une source d'énergie renouvelable, ou d'une source bas carbone (énergie renouvelable ou nucléaire), selon les définitions.
Production d'hydrogène vert - De l'électricité à faible empreinte carbone, produite à partir d'une source d'énergie renouvelable ou nucléaire, peut être utilisée pour produire de l'hydrogène vert par le processus d'électrolyse de l'eau. L'hydrogène produit à partir d'électricité d'origine nucléaire est aussi qualifié de « jaune », « violet » ou « rose » selon les pays et les méthodes de production. Article détaillé : Production d'hydrogène : Classement par couleurs. Les opposants au nucléaire rejettent la dénomination d'« hydrogène vert » pour l'hydrogène produit à partir du nucléaire [1]. Les députés européens souhaitent un accord sur une terminologie uniforme afin de définir clairement les différents types d'hydrogènes (renouvelable, à faible teneur en carbone et d'origine fossile) [2]. Lire la suite par ici > https://fr.wikipedia.org/wiki/Hydrog%C3%A8ne_vert

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Ce dossier traite d'une comparaison de quelques motorisations des véhicules à moteurs thermiques dont celles qui font appel : aux carburants suivants : gaz naturel liquéfié (GNL), au biogaz / bio-GNL (biométhane liquéfié), au diesel conventionnel, aux véhicules BEV (dont les camions électriques avec batterie) et à l'hydrogène H₂ (avec la pile à combustible) pour les véhicules lourds…

Il a été effectué une synthèse documentaire actualisée (approche critique) sur la motorisation des véhicules à moteurs thermiques, et à un tableau comparatif chiffré et synthétique (estimations / fourchettes), suite à une requête formulée auprès de ‘ChatGPT'

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Rappel - Gaz naturel liquéfié (GNL) - Dernière modification le 18 février 2025 – Document ‘connaissancedesenergies.org'{{}}

Usine GNL de Kenai

Situé en Alaska, le site de Kenai a longtemps été l'unique usine américaine de liquéfaction de gaz naturel. (©ConocoPhillips).

Définition

Le gaz naturel liquéfié (et son sigle GNL) désigne le gaz naturel transformé sous forme liquide. La liquéfaction signifie rendre à l'état liquide. Cet état est atteint lorsque le gaz est refroidi à une température d'environ - 160°C à pression atmosphérique.

Le GNL est essentiellement constitué de méthane (à plus de 90%). C'est un liquide inodore, sans couleur, non corrosif et non toxique.

Après traitement, la liquéfaction permet de condenser le gaz naturel en réduisant son volume d'un facteur de près de 600, pour un même pouvoir calorifique. L'objectif est de permettre son transport par voie maritime en grande quantité.

Le transport du gaz naturel sous forme liquéfié (devenu « GNL ») permet de diversifier les sources d'approvisionnement en gaz sans dépendre des gazoducs terrestres. Il se développe fortement à l'échelle mondiale et compte désormais pour plus de la moitié des flux totaux de gaz naturel dans le monde, soit plus de 500 milliards de m3 de gaz naturel en 2023 (volume à l'état gazeux, l'équivalent d'environ 400 millions de tonnes de GNL).

Dans une unité de liquéfaction, le gaz naturel subit plusieurs traitements successifs : épuration, déshydratation, prérefroidissement et liquéfaction. Une fois transporté et arrivé à destination, il doit être regazéifié.

La France dispose actuellement de 4 terminaux de regazéification : Fos Cavaou, Fos Tonkin, Montoir-de-Bretagne et Dunkerque.

Fonctionnement : les étapes du procédé technique{{}}

Une « chaîne GNL » est mise en place lorsque la construction d'un gazoduc n'est pas envisageable, le plus souvent en raison de coûts de construction trop élevés, de la distance de transport, d'une étape maritime imposée ou de contraintes géopolitiques.

Plusieurs grandes étapes constituent cette chaîne GNL, de la liquéfaction du gaz naturel jusqu'à la regazéification pour fournir le gaz au consommateur final.

Différentes étapes de la « chaîne GNL »
Schéma explicatif des différentes étapes de la « chaîne GNL » (©Connaissance des Énergies)

Liquéfaction du gaz naturel

Le gaz naturel est d'abord acheminé par gazoduc, du gisement où il a été extrait jusqu'à une usine de liquéfaction disposant d'une façade maritime et d'installations portuaires.

Dans l'unité de liquéfaction, le gaz naturel subit plusieurs traitements successifs :

épuration : elle consiste à extraire le dioxyde de carbone (CO2) du gaz naturel car il peut endommager les unités de liquéfaction en s'y solidifiant, ainsi que le sulfure d'hydrogène (H2S) et d'autres composés soufrés ;
déshydratation : on élimine l'eau (H2O) du gaz pour éviter la formation d'hydrates de méthane qui peuvent bloquer les échangeurs cryogéniques. Une fois « sec », le gaz naturel est quasiment du méthane pur. On le débarrasse également de toute trace de mercure (Hg), élément toxique qui peut corroder les alliages utilisés dans la suite du processus ;
prérefroidissement : le gaz naturel est refroidi à une température proche de - 30°C dans un premier temps. Une série de distillations (dans les colonnes d'épuration) permet d'isoler les hydrocarbures plus lourds ainsi que les GPL (gaz de pétrole liquéfié : propane et butane). Ceux-ci peuvent être vendus comme matière première dans la pétrochimie ou comme carburant ;
liquéfaction : le gaz est comprimé, refroidi à pression constante puis détendu. Cette opération est renouvelée à deux ou trois reprises dans des colonnes frigorifiques (pompes à chaleur) dont le gaz sort entre - 161°C et - 163°C, entièrement liquide à pression atmosphérique.
Le processus de liquéfaction consomme une importante quantité d'énergie : l'usine de liquéfaction utilise en moyenne près de 10% du gaz qui lui est livré pour son propre fonctionnement, en particulier pour alimenter ses pompes à chaleur.

Coefficient de conversion entre état gazeux et liquide

Le ratio d'expansion entre le volume liquide (GNL) et le volume gazeux de gaz naturel dépend des caractéristiques de chaque GNL produit.

Le coefficient de conversion entre m3 de GNL et m3 de gaz naturel en découlant variait par exemple entre 558 (GNL du Libye) et 586 (GNL d'Alaska) selon les statistiques du GIIGNL (International Group of Liquefied Natural Gas Importers).

C'est un liquide dit « cryogénique » car sa température est inférieure à -150°C.

Stockage du GNL

Avant chargement, le GNL est stocké à pression atmosphérique dans de grands réservoirs cylindriques verticaux à proximité de l'usine de liquéfaction. Ceux-ci fonctionnent comme des bouteilles thermos. Métalliques ou en béton, ils possèdent une double paroi et une isolation thermique sophistiquée afin de maintenir le gaz à l'état liquide (à près de - 160°C) avec un minimum d'évaporation.

Pour rappel, près de 600 m3 de gaz naturel occupent seulement 1 m3 à l'état liquide (à pression atmosphérique). Les réservoirs de GNL, qui disposent d'une capacité de stockage comprise entre 65 000 et 150 000 m3 de GNL permettent donc de stocker de très grandes quantités d'énergie.

Transport du GNL jusqu'au terminal méthanier

Le GNL est chargé à bord de méthaniers, des navires géants spécialement conçus pour cet usage. Les méthaniers doivent également être isolés thermiquement pour maintenir le gaz à l'état liquide en minimisant les déperditions énergétiques : leurs réservoirs sont dits « adiabatiques », c'est-à-dire sans pertes thermiques.

Les plus gros méthaniers en activité peuvent transporter près de 267 000 m3 de GNL. Ces navires, dits « Q-MAX » et exploités par la Qatar Gas Transport Company, mesurent près de 345 m de long et 54 m de largeur. Pendant la traversée, le méthane qui s'évapore des cuves « adiabatiques » est récupéré pour participer à la propulsion du navire.

Une fois à destination, les méthaniers déchargent leur cargaison sur un terminal doté d'une installation de réception et de stockage cryogénique du GNL dans des réservoirs similaires à ceux utilisés sur les sites de liquéfaction.

Regazéification

Arrivé au terminal méthanier, lorsque la consommation le nécessite, le GNL est regazéifié : sa température est portée d'environ -160°C à plus de 0°C sous haute pression (entre 60 et 100 bars). Le GNL peut être réchauffé par des échangeurs à ruissellement d'eau de mer ou par combustion d'une partie du gaz.

Avant l'acheminement du gaz par gazoduc depuis le terminal jusqu'aux réseaux de distribution, son pouvoir calorifique peut être ajusté par modification de la teneur en azote ou par mélange avec d'autres gaz.

Coût de la chaîne GNL

La mise en place d'une chaîne GNL engendre des coûts importants de deux ordres : la construction des installations et le transport.

Pour limiter le risque économique lié à la construction d'installations onéreuses, la plupart des échanges de GNL ont été historiquement négociés sur la base de contrats de long terme(1) qui engagent quelques pays sur des volumes importants. Avant de construire un terminal, un pays signe ainsi ces contrats de long terme afin de s'assurer des arrivées de gaz par voie maritime.

Les coûts associés au transport du GNL se répartissent comme suit :

opérations de liquéfaction : 60% des coûts ;
transport par navire méthanier : 20% ;
regazéification dans le terminal méthanier : 20%.
Les coûts de liquéfaction sont ainsi déterminants et de nouveaux procédés sont en cours de développement pour les abaisser. Notons que si le site de liquéfaction consomme près de 12% du gaz qu'il traite, ce problème se pose également pour le transport par gazoduc : l'autoconsommation des stations de recompression situées le long des gazoducs peut atteindre 20% pour un transport de 5 000 km.

Précisons par ailleurs que le transport du gaz sous forme de GNL permet d'accéder à des zones où les prix du gaz sont moins élevés (sous réserve que des infrastructures soient disponibles pour liquéfier le gaz sur place).

Source BW Group

Source : BW Group.

Chiffres clés

En 2024, 48 pays ont importé du GNL auprès de 22 pays exportateurs. Les flux de GNL échangés ont dépassé pour la première fois les 400 millions de tonnes.

Principaux exportateurs et importateurs de GNL

Les États-Unis, l'Australie, le Qatar, la Russie et la Malaisie sont les principaux exportateurs de GNL en 2023. À eux cinq, ils fournissent plus des trois quarts du GNL acheminé dans le monde.

En 2016, les cinq pays qui dominaient étaient le Qatar, l'Australie, la Malaisie, le Nigéria et l'Indonésie. Les États-Unis ont ainsi totalement changé la donne internationale en quelques années (21,1% des exportations mondiales de GNL en 2023), en profitant notamment fortement des besoins des pays européens qui souhaitent se détourner du gaz russe depuis l'invasion de l'Ukraine début 2022.

La région Asie-Pacifique a compté pour environ les deux tiers des importations mondiales de GNL. C'est aussi la reprise de l'activité économique de cette région (et la demande en gaz inhérente) qui avait participé à la hausse des prix sur les cours du gaz après l'épidémie de COVID.

Le principal importateur de GNL dans le monde est la Chine, qui a compté pour 17,8% de la demande mondiale en 2023, soit une multiplication pas deux en 7 ans. Suivent le Japon (16,5%) dont la demande a presque été divisée par deux sur la même période, et la Corée du Sud (11,3%).

En 2023, la capacité mondiale de regazéification s'élevait à 1 143 millions de tonnes par an (MTPA), tandis que celle de liquéfaction atteignait 481 MTPA.

En France

Le GNL arrive actuellement en France par 4 terminaux méthaniers :

2 terminaux à Fos-sur-Mer (Provence Alpes Côtes d'Azur) :
- Fos Tonkin (capacité d'accueil de 80 000 m3 de GNL), terminal mis en service en 1972 qui reçoit majoritairement du GNL d'Algérie et d'Egypte. Il est exploité par Elengy, filiale d'Engie ;
- Fos Cavaou (capacité d'accueil de 330 000 m3 de GNL), terminal mis en service en 2010. Ce terminal est exploité par la Société du Terminal Méthanier de Fos-Cavaou, filiale d'Elengy à plus de 70% aux côtés de Total ;
Montoir-de-Bretagne (Pays de la Loire), terminal mis en service en 1980 et également exploité par Elengy (capacité d'accueil de 360 000 m3 de GNL), qui reçoit majoritairement du GNL en provenance d'Algérie et du Nigéria.
Dunkerque (capacité d'accueil de 570 000 m3 de GNL), terminal mis en service en 2016 et exploité par Gaz-Opale (dont EDF détient près de 65% des parts).
Le terminal flottant (FSRU) Cape Ann a par ailleurs été mis en service en 2023 près du port du Havre.

En 2023, la France importait pour plus de la moitié de son gaz naturel sous forme de GNL, ce qui fait du pays le premier importateur du continent. Cette part a beaucoup augmenté depuis la décision de se passer de gaz russe en 2022 (amorcée dès 2021). Une partie est vendue à ses voisins via les différentes interconnexions gazières du pays.

Depuis 1981, près d'un quart des importations françaises de gaz naturel est transporté sous forme de GNL. L'Algérie était le seul fournisseur régulier de GNL de la France jusqu'en 2004. Les approvisionnements se sont depuis diversifiés. Ils proviennent notamment d'Egypte et du Nigéria (depuis 2006), du Qatar (2007) ou encore de Trinité-et-Tobago et d'Australie (2009), mais surtout des États-Unis, devenu principal fournisseur de GNL de la France en 2022.

Hausse des importations européennes de GNL russe

Si l'Union européenne s'est peu à peu détournée du gaz russe importé par gazoduc, ses États membres ont augmenté leurs importations provenant de Russie sous forme de GNL en 2024, selon l'Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) : les livraisons de GNL russe vers l'Europe (en incluant le Royaume-Uni, la Norvège et la Turquie) ont augmenté de 18% en 2024 par rapport à 2023 (+ 12% pour les importations des pays de l'Union européenne).

En 2024, la Russie était ainsi le 2e fournisseur de GNL de l'Europe (16% des livraisons), derrière les États-Unis (46%).

Principaux avantages par rapport aux gazoducs{{}}

Si les gazoducs ont constitué historiquement le principal moyen de transport du gaz, les livraisons par voie maritime sous forme de GNL continuent de progresser grâce à différents avantages.

Transport et stockage du gaz{{}}

Le GNL peut provenir de n'importe quel pays de production doté d'une façade maritime et possédant des ports équipés pour les méthaniers et un site de liquéfaction.

Lorsque le transport par gazoduc est impossible (ex : traverser l'océan Atlantique), le GNL permet d'acheminer le gaz par navire méthanier vers les zones de consommation. La compacité du stockage au niveau des terminaux méthaniers constitue également un argument fort en faveur du développement de la filière GNL.

Diversification des fournisseurs et sécurité énergétique

Le transport de gaz naturel sous forme liquéfiée permet de réduire les contraintes géographiques et géopolitiques en diversifiant les sources d'approvisionnement. Il est donc amené à se développer alors que les pays cherchent à sécuriser leurs importations, avec une plus grande flexibilité (comme l'a démontré l'intérêt des pays européens pour le GNL américain afin de se détourner du gaz russe).

Grâce au GNL, les pays peuvent diversifier leurs sources d'approvisionnement en faisant appel à des producteurs plus éloignés. La diversification met alors en concurrence les producteurs de gaz, évitant ainsi les situations de monopole.

Le transport de gaz par gazoduc est soumis à des aléas techniques et politiques. Un gazoduc n'a pas la possibilité d'être dévié pour sécuriser l'approvisionnement en cas de crise. Par exemple, la Russie avait déjà privé l'Ukraine de gaz en 2006 suite à un désaccord sur les prix. L'Ukraine avait alors prélevé du gaz sur des gazoducs traversant son territoire et à destination de l'ouest de l'Europe. Des problèmes de sécurité d'approvisionnement se posent donc lorsque des zones à risques sont empruntées par les gazoducs. Cette contrainte s'est confirmée en Ukraine avec de nombreuses crises, ou encore l'attaque contre Nord Stream 2.

Notons toutefois que la sécurité maritime n'est pas toujours assurée en mer et dans les ports (piraterie, terrorisme). La sécurité de l'approvisionnement constitue donc également un enjeu important pour le transport du GNL.

Carburant pour les navires{{}}

Le GNL est de plus en plus utilisé comme carburant pour les navires en raison de ses avantages environnementaux supposés. Comparé aux carburants marins traditionnels (fioul lourd), le GNL permettrait de réduire significativement les émissions de dioxyde de soufre (SOx), d'oxydes d'azote (NOx) et de particules fines, tout en diminuant les émissions de CO2.

En répondant aux réglementations internationales strictes sur les émissions dans les zones de contrôle des polluants, le GNL est présenté comme un moyen de contribuer à la transition vers une industrie maritime plus durable, tout en maintenant une efficacité énergétique élevée.

Une étude de 2024 du think tank Transport & Environment (T&E)(2) juge toutefois, pour l'Europe, que « le GNL importé émet en moyenne 30% d'équivalent CO2 (CO2e) en plus que ce qui est officiellement comptabilisé par l'Union européenne (UE) dans sa politique de verdissement du transport maritime ». En prenant en compte les émissions amont, le bilan en matière d'émissions du GNL comme carburant serait parfois pire que celui du fioul lourd.

À l'heure actuelle, près de 1 200 navires fonctionnent au GNL dans le monde, et près de 1 000 autres sont prévus dans les carnets de commande des compagnies maritimes, selon T&E.

Développement historique du GNL{{}}

En 1940, la première station expérimentale de GNL est mise en place à Cornwell aux États-Unis. Une installation industrielle est ensuite construite dans l'Ohio pour supporter les pointes de consommation de gaz naturel. Elle dispose alors d'une capacité de liquéfaction de 200 m3 par jour et d'une capacité de regazéification de 115 m3 par heure pour réinjecter le gaz sur le réseau.

La France est l'un des premiers pays à avoir importé du GNL. Dès la fin des années 1950, Gaz de France travaille sur la mise en place de chaînes de transport par voie maritime. Trois unités de liquéfaction sont mises en service près d'Oran en 1963(3). Elles permettent d'acheminer du gaz en Angleterre et en France (terminal de Fos-sur-Mer).

Ces dernières années, l'amélioration des techniques de liquéfaction et l'innovation dans le domaine de la construction navale ont favorisé l'essor du gaz naturel liquéfié. Le transport du gaz sur de longues distances est désormais possible et économiquement viable.

Le GNL connaît actuellement une nouvelle phase d'expansion. Grâce à la croissance de leur production de gaz de schiste, les États-Unis ont commencé en 2016 à exporter du GNL depuis le terminal de Sabine Pass (à la frontière entre le Texas et la Louisiane), dans un premier temps à destination de l'Amérique latine.

Dès 2023, les États-Unis sont devenus le principal exportateur de GNL devant l'Australie et le Qatar.

Sources / Notes

Contrats dont la durée est supérieure à 7 ans et atteint parfois 20 à 30 ans.
Well-to-Tank Carbon Intensity of European LNG Imports, Transport & Environment.
Elles sont construites à Arzew et possèdent une capacité unitaire de 500 millions de normaux mètre-cubes, volume de gaz pris dans les conditions normales de température et de pression (0°C et 1 bar).
Source : https://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/gaz-naturel-liquefie-gnl

Retour au début du sommaire

Ce moteur ne marche ni à l'électricité ni à l'hydrogène et affiche 500 chevaux - Rédaction : Shirley Taieb - Date : 2 mai 2024 à 22h35 – Document : Volvo trucks - https://www.mobeez.fr/actualites/11193/ce-moteur-ne-marche-ni-a-lelectricite-ni-a-lhydrogene-et-affiche-500-chevaux/
Dans un monde en quête constante d'innovations durables, ‘Volvo Trucks' vient de lancer un défi majeur aux technologies de l'hydrogène et de l'électricité avec son tout nouveau moteur à gaz de 500 ch. {{}}

Ce moteur, non seulement puissant mais aussi éco-responsable, promet de révolutionner le secteur des transports en réduisant drastiquement la consommation de carburants fossiles et en augmentant significativement l'autonomie des véhicules lourds. Avec des investissements colossaux dans les technologies de transition énergétique, ce développement pourrait redéfinir les standards du transport durable.

Une Puissance Innovante pour le Futur{{}}

Le moteur à gaz de 500 ch, introduit par Volvo, représente une avancée technologique significative par rapport aux modèles antérieurs de 420 ch et 460 ch. Ces moteurs optimisés promettent une réduction de la consommation de gaz naturel ou de biogaz jusqu'à 4 %, un chiffre non négligeable dans l'industrie du transport où chaque pourcentage de réduction de carburant compte. Volvo n'a pas seulement amélioré la puissance, mais aussi l'efficacité énergétique, marquant ainsi un pas en avant dans la réduction de l'empreinte carbone des véhicules lourds.

Élargissement de la Gamme de Réservoirs{{}}

Dans le but d'accroître l'autonomie des camions, Volvo a également innové en introduisant un réservoir de gaz naturel liquéfié (GNL) 10 % plus grand, permettant désormais une autonomie de 1.000 kilomètres. Cette extension signifie que les camions peuvent parcourir de plus longues distances sans nécessiter de recharge fréquente, ce qui est particulièrement avantageux pour les longs trajets internationaux, augmentant ainsi l'efficacité logistique globale.

Conformité aux Normes Écologiques Strictes{{}}

Le nouveau moteur est conforme au niveau d'émissions Euro VI E, ce qui lui permet de surpasser les anciennes versions en termes de performances environnementales. Les améliorations techniques, telles que de nouveaux injecteurs, pistons, un système d'injection amélioré, et un système d'échappement optimisé, contribuent à cette performance supérieure, affirmant l'engagement de Volvo envers un avenir plus vert.

Une Alternative Robuste aux Moteurs Diesel{{}}

Les moteurs à gaz de Volvo représentent une alternative viable et robuste aux moteurs diesel traditionnels. Utilisant un système d'injection sans bougies d'allumage, ces moteurs fonctionnent avec un mélange de gaz et un faible pourcentage de diesel ou de HVO, ce qui les rend adaptés à divers scénarios d'utilisation tout en restant écologiquement responsables.

Vision Durable de ‘Volvo Trucks'{{}}

Ce nouveau moteur à gaz s'inscrit dans la stratégie globale de Volvo Trucks visant à atteindre zéro émission. La marque envisage une transition où ses camions fonctionneront soit sur batteries électriques, soit à l'aide de piles à combustible, avec un accent accru sur l'utilisation de carburants renouvelables tels que le biogaz et l'hydrogène vert. Cette diversité d'options reflète la complexité et la variabilité des besoins énergétiques à travers le monde.

L'Impact Potentiel sur les Modèles à Hydrogène{{}}

Avec ces avancées, Volvo ne se contente pas de proposer une alternative aux moteurs diesel ; elle défie également les nouveaux modèles à hydrogène, positionnant son moteur à gaz comme une solution plus immédiatement viable et potentiellement plus efficace en termes de coût et de performance pour l'industrie lourde.

Cette stratégie pourrait redéfinir les préférences du marché en faveur du gaz naturel et du biogaz, surtout dans les régions où l'infrastructure pour l'hydrogène n'est pas encore mature.

Cet article explore l'introduction du nouveau moteur à gaz de 500 ch par Volvo Trucks, une initiative qui pourrait changer la donne dans le monde des véhicules par son utilisation innovante d'un carburant inattendu.

Sur le même sujet Retour du Diesel : Cette nouvelle technologie révolutionnaire diminue drastiquement sa consommation et ses émissions de CO2

Source : Volvo trucks - https://www.mobeez.fr/actualites/11193/ce-moteur-ne-marche-ni-a-lelectricite-ni-a-lhydrogene-et-affiche-500-chevaux/

Retour au début du sommaire

3.
Une synthèse documentaire actualisée (approche critique) sur la motorisation des véhicules à moteurs thermiques alimentés au GNL (liquefied natural gas) et au biogaz / bio-GNL, avec acteurs clés, avantages, risques/inconnues et perspectives argumentées. Requête auprès de ‘CharGPT'

1) Résumé exécutif{{}}

Le GNL est utilisé aujourd'hui principalement pour les poids lourds longue distance et le transport maritime : il existe une offre industrielle (camions, stations) et un marché en croissance, mais le GNL reste un combustible fossile — la principale opportunité climatique réside dans le bio-GNL (méthane renouvelable liquéfié) qui peut réutiliser l'infrastructure GNL existante pour réduire fortement les émissions nets. volvotrucks.com+1
L'Europe montre une forte montée en puissance du biométhane / biogaz (croissance double chiffre récente, potentiel technique important vers 2030/2050 selon études) : production et perspectives rendent crédible un rôle significatif du biogaz dans les transports lourds, mais la scalabilité et la durabilité (matières premières, usages concurrents) restent des verrous. Association Européenne des Biocarburants+1
2) Faisabilité technique — points clés{{}}

Compatibilité moteur / chaîne logistique : les moteurs diesel-remplacés par des moteurs gaz (moteurs à allumage commandé ou adaptés) existent depuis des années ; les camions LNG et stations de ravitaillement sont commercialement disponibles. Le matériel routier et la cryogénie pour stockage du GNL sont matures. volvotrucks.com+1
Bio-GNL / biométhane injection : le biométhane épuré peut être injecté dans le réseau gaz et liquéfié pour donner du bio-LNG : techniquement possible et compatible avec l'infrastructure GNL/véhicules. La conversion d'unités de biométhane en bio-LNG est industrialisée mais demande des investissements. volvotrucks.com+1
Échelle et disponibilité : les études (Guidehouse, Gas for Climate, EBA) estiment un potentiel européen significatif (dizaines de BCM à l'horizon 2030–2050), mais la disponibilité réelle dépendra des politiques agricoles/gestion des déchets et de la concurrence d'autres usages (chauffage, industrie, export). hyfuelup.eu+1
[Addenda – BCM - Milliard de mètres cubes (gaz naturel) - Pour les articles homonymes, voir BCM. - Le milliard de mètres cubes (mmc), parfois bcm (de l'anglais billion cubic meters), est une unité de mesure du gaz naturel utilisée dans la production et le commerce. En fonction des standards utilisés, cette mesure peut représenter différentes valeurs énergétique. D'après les standards définis par l'Agence internationale de l'énergie, un mmc correspond à environ 38,2 pétajoules (soit, 1,06 × 1010 kWh) d'énergie dans le cas du gaz naturel russe et 41,4 pétajoules (soit, 1,15 × 1010 kWh) d'énergie dans le gaz naturel qatari[1]. Cette unité ne fait pas partie du Système international et doit être évitée. L'unité de volume correspondante est le kilomètre cube (km3), mais l'équivalent en énergie peut être préféré. Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Milliard_de_m%C3%A8tres_cubes_(gaz_naturel) ]

3) Avantages (comparé au diesel classique){{}}

Réduction immédiate de certains polluants locaux : particules fines, NOx et SOx sont généralement plus faibles pour le GNL comparé au diesel (selon motorisation et post-traitement). volvotrucks.com
Potentiel de réduction des GES si biométhane utilisé : le bio-GNL peut réduire fortement l'empreinte carbone « du puits à la roue » — potentiellement proche de neutralité selon origine du biogaz et la méthodologie d'allocation. Association Européenne des Biocarburants+1
Réutilisation d'infrastructures : les stations GNL existantes et chaînes logistiques maritimes/portuaires peuvent servir le bio-LNG, facilitant une transition progressive (combinaison GNL fossile → blended → bio-LNG). volvotrucks.com
4) Risques, limites, inconnues et points critiques{{}}

Verre d'huile climatique : le GNL fossile réduit souvent le CO₂ par km par rapport au diesel (selon des études), mais le méthane fugitif (fuites amont, lors de la liquéfaction ou de la distribution) peut annuler l'avantage climatique ou même l'inverser si le taux de fuite est élevé. La quantification et la maîtrise des fuites restent une inconnue opérationnelle importante. (voir littérature méthodologique IEA/IEA Bioenergy et études de terrain). Ieabioenergy+1
Compétition avec les véhicules zéro-émission : la pression réglementaire (normes CO₂/« targets » pour poids lourds, promotion BEV/H2) pousse les constructeurs vers les voies électriques et l'hydrogène ; cela peut limiter l'horizon commercial du GNL fossile, laissant au bio-LNG un rôle de niche/solution de transition. Sustainable Truck&Van+1
Disponibilité du biométhane durable : les scénarios optimistes de biométhane (centaines de bcm) supposent la mobilisation des déchets agricoles, des résidus, de boues et des cultures non-compétitives. Le risque est que les gains revendiqués deviennent incertains si la production se base sur cultures énergétiques sans garanties durables. hyfuelup.eu+1
Coûts d'investissement et logistique cryogénique : les camions LNG et les stations cryogéniques coûtent plus cher que les diesel classiques ; la rentabilité dépend fortement du prix du carburant, des ‘incentives' et du taux d'utilisation (flotte longue distance favorisée). Global Market Insights Inc.
5) Acteurs (organisations & entreprises) : qui travaille sur quoi{{}}

Associations & ‘think-tanks' : European Biogas Association (EBA) — surveillance et promotion du biométhane en Europe ; Gas Infrastructure Europe (GIE) participe à la cartographie des capacités. IEA Bioenergy publie analyses de durabilité et scénarios. Association Européenne des Biocarburants+2Association Européenne des Biocarburants+2
Constructeurs véhicules : Volvo Trucks, Scania, Iveco — offres ou essais avec des moteurs gaz/LNG ; plusieurs constructeurs proposent des camions LNG pour de longues distances. volvotrucks.com+1
Fournisseurs / opérateurs d'infrastructure et startups : entreprises locales et nouvelles venues (ex. UGEL en Inde pour réseau de ravitaillement LNG) ; startups et constructeurs régionaux (ex. Blue Energy Motors en Inde pour les camions LNG). Ces acteurs développent stations et distribution. The Times of India+1
Secteur public / initiatives : programmes nationaux/UE finançant la filière biométhane, cartes des capacités et projets pilotes (Guidehouse, Gas for Climate, projets HyFuelUp). hyfuelup.eu+1
6) Perspectives argumentées (court/moyen/long terme){{}}

Court terme (1–5 ans) : déploiement de GNL pour les gros rouleurs (transport longue distance, maritime), là où l'infrastructure existe ; développement de la chaîne de valeur biométhane (usines, épuration). Les gains climatiques seront limités si le GNL est fossile et si les fuites ne sont pas contrôlées. Global Market Insights Inc.+1
Moyen terme (5–15 ans) : scénario plausible : le GNL fossile devient une solution de transition surtout dans les bassins où l'électrique/hydrogène est moins mature ; bio-LNG (issue de biométhane) peut jouer un rôle significatif dans la décarbonation du transport lourd (fleet replacement, corridors internationaux) si la production biométhane monte comme prévu et si des critères de durabilité stricts sont appliqués. hyfuelup.eu+1
Long terme (>15 ans) : la compétition avec BEV et hydrogène pourrait réduire fortement le marché du GNL fossile ; le bio-LNG restera pertinent pour certains usages où batterie/hydrogène sont moins pratiques (trains, certains transports longue distance, marine) — mais la taille finale dépendra de décisions politiques sur l'usage des terres, les priorités d'affectation du biométhane et le coût des alternatives. Sustainable Truck&Van+1
[Addenda – BEV - Un véhicule électrique à batterie, un véhicule électrique pur, un véhicule uniquement électrique, un véhicule entièrement électrique ou un véhicule entièrement électrique : c'est un type de véhicule électrique qui utilise l'énergie électrique exclusivement d'une batterie embarquée pour alimenter un ou plusieurs moteurs ... Wikipédia (anglais)

7) Recommandations (politiques & industrielles){{}}

Mesurer et réduire les fuites de méthane : prioriser la détection & mitigation (réglementation des fuites amont/liquéfaction/distribution) — condition sine qua non pour des bénéfices climatiques. Ieabioenergy
Favoriser le biométhane durable : critères de durabilité (pas de conversion d'aires à haute valeur écologique, priorité déchets/résidus), soutiens ciblés pour la production d'origine résiduelle. Association Européenne des Biocarburants
Utiliser le GNL comme flotte de transition là où c'est rentable : concentrer les déploiements sur les corridors ‘longue distance', les flottes captives et les secteurs maritimes où la transition batterie/hydrogène est difficile. Global Market Insights Inc.+1
Intégrer les politiques véhicules (CO₂) et carburants : ne pas subventionner indifféremment le GNL fossile si cela retarde l'adoption d'options zéro émission dans les segments où elles sont viables. Sustainable Truck&Van
8) Sources clefs (sélection pour lecture rapide){{}}

European Biogas Association — Statistical Report 2024 / Activity report 2023 (données, potentiel biométhane). Association Européenne des Biocarburants+1
Guidehouse / Gas for Climate / HyFuelUp — State of play & potential biométhane in Europe (scénarios 2030/2050). hyfuelup.eu
IEA Bioenergy — Annual report 2024 (aspects durabilité & bioénergie). Ieabioenergy
Volvo Trucks — article technique / position sur l'avenir du LNG & compatibilité bio-LNG. volvotrucks.com
Marchés & actualités : rapports marché LNG trucks (GMInsights / CognitivMarketResearch) et exemples industriels (Blue Energy, UGEL). The Times of India+3Global Market Insights Inc.+3Cognitive Market Research+3
« « «

Retour au début du sommaire

Un tableau comparatif chiffré et synthétique (estimations / fourchettes) entre GNL fossile, bio-LNG (biométhane liquéfié), diesel conventionnel, BEV (camions électriques batterie) et H₂ (pile à combustible) pour les véhicules lourds.
Requête auprès de ‘ChatGPT' : « J'ai indiqué les hypothèses principales, fourni fourchettes (plutôt que valeurs point), et souligné les incertitudes clés. Les affirmations les plus importantes sont sourcées à la suite du tableau.

Tableau comparatif (résumé — valeurs indicatives){{}}

Hypothèses générales : camions poids lourd longue distance (tracteur 40t), parcours mixte longue-distance ; chiffres européens / marché 2023–2025, fourchettes reflètent variations techno/géographie. Les coûts CAPEX/OPEX sont relatifs au diesel (diesel = référence 100).

Critère / Technologie	Diesel (référence)	GNL fossile	Bio-LNG (100% biométhane liquéfié)	BEV (battery electric)	H₂ (pile à combustible, H₂ vert)
CAPEX véhicule (indice, diesel=100)	100	120–140 (réservoirs cryo, moteur adapté)	130–150 (mêmes matériels + certification)	150–220 (batteries lourdes ; varie selon autonomie)	170–260 (pile à combustible + réservoirs haute pression)
OPEX carburant/énergie (indice, diesel=100)	100	70–95 (prix GNL variable ; souvent moins cher que diesel énergie-équivalente)	90–130 (bio-LNG souvent plus cher que fossile selon offre ; peut être soutenu/subventionné)	30–60 (coût énergétique/kWh + efficacité => énergie « à la roue » beaucoup plus faible)	130–250 (coût H₂ actuel élevé ; baisse attendue avec électrolyse à grande échelle)
Maintenance / exploitation{{}}	100	95–105 (moteur gaz = moins d'additifs particulaires, mais cryo composants)	95–110{{}}	85–95 (moins de maintenance moteur, mais systèmes électriques/batteries)	95–120 (pile + systèmes thermiques ; maturation variable)
WTW GES (puits→roue) vs diesel	100% (réf.)	90–110% (peut être inférieur si fuites contrôlées ; peut être supérieur si fuites méthane élevées)	10–60% (fortes réductions possibles — jusqu'à quasi-neutralité selon origine biomasse et allocation)	10–60% (dépend mix élec. : réseaux « verts » → bas ; mix fossile → moins avantageux)	10–40% (si H₂ vert ; si H₂ gris → pire que diesel)
Infrastructure disponibilité{{}}	Très élevée	Moyenne (stations GNL, corridors maritimes ; pas universel)	Faible→Moyenne (nécessite liquéfaction & distribution dédiée ; peut réutiliser stations GNL)	Variable : Faible→Moyenne public long-distance (nécessite montée en charge bornes haute puissance)	Très faible (infrastructure H₂ en déploiement ; corridors limités)
Temps de ravitaillement / autonomie{{}}	Réf. (rapide, large autonomie)	Similaire au diesel (ravitaillement rapide ; autonomie bonne)	Similaire GNL	Temps recharge long (sauf charges ultra-rapides) ; autonomie en amélioration	Ravitaillement rapide ; autonomie comparable si stockage suffisant
Atouts principaux{{}}	Technologie mature, côuts & réseaux établis	Ravitaillable rapidement ; émissions NOx/particules réduites ; bon pour certains corr. longue distance	Potentiel fort de décarbonation via biomasse résiduelle ; remplace fossile dans infrastructures	Meilleur rendement énergétique ; coûts énergétiques basants ; trajectoire forte de cost-down	Emissions très basses si H₂ vert ; recharge rapide possible
Risques / inconnues clés{{}}	Émissions GES élevées ; régulation stricte	Fuites méthane (amont/liq) peuvent annuler bénéfices GES ; horizon réglementaire incertain	Offre biométhane limitée/scalable ; durabilité feedstock (concurrence usages)	Besoin massive infrastructure recharge et batteries lourdes ; coût initial élevé	Coût H₂ produit vert, logistique, maturité techno, TCO incertain

« « «

Critère / Technologie	Diesel (référence)	GNL fossile	Bio-LNG (100% biométhane liquéfié)	BEV (battery electric)	H₂ (pile à combustible, H₂ vert)
CAPEX véhicule (indice, diesel=100)	100	120–140 (réservoirs cryo, moteur adapté)	130–150 (mêmes matériels + certification)	150–220 (batteries lourdes ; varie selon autonomie)	170–260 (pile à combustible + réservoirs haute pression)
OPEX carburant/énergie (indice, diesel=100)	100	70–95 (prix GNL variable ; souvent moins cher que diesel énergie-équivalente)	90–130 (bio-LNG souvent plus cher que fossile selon offre ; peut être soutenu/subventionné)	30–60 (coût énergétique/kWh + efficacité => énergie « à la roue » beaucoup plus faible)	130–250 (coût H₂ actuel élevé ; baisse attendue avec électrolyse à grande échelle)
Maintenance / exploitation{{}}	100	95–105 (moteur gaz = moins d'additifs particulaires, mais cryo composants)	95–110{{}}	85–95 (moins de maintenance moteur, mais systèmes électriques/batteries)	95–120 (pile + systèmes thermiques ; maturation variable)
WTW GES (puits→roue) vs diesel	100% (réf.)	90–110% (peut être inférieur si fuites contrôlées ; peut être supérieur si fuites méthane élevées)	10–60% (fortes réductions possibles — jusqu'à quasi-neutralité selon origine biomasse et allocation)	10–60% (dépend mix élec. : réseaux « verts » → bas ; mix fossile → moins avantageux)	10–40% (si H₂ vert ; si H₂ gris → pire que diesel)
Infrastructure disponibilité{{}}	Très élevée	Moyenne (stations GNL, corridors maritimes ; pas universel)	Faible→Moyenne (nécessite liquéfaction & distribution dédiée ; peut réutiliser stations GNL)	Variable : Faible→Moyenne public long-distance (nécessite montée en charge bornes haute puissance)	Très faible (infrastructure H₂ en déploiement ; corridors limités)
Temps de ravitaillement / autonomie{{}}	Réf. (rapide, large autonomie)	Similaire au diesel (ravitaillement rapide ; autonomie bonne)	Similaire GNL	Temps recharge long (sauf charges ultra-rapides) ; autonomie en amélioration	Ravitaillement rapide ; autonomie comparable si stockage suffisant
Atouts principaux{{}}	Technologie mature, côuts & réseaux établis	Ravitaillable rapidement ; émissions NOx/particules réduites ; bon pour certains corr. longue distance	Potentiel fort de décarbonation via biomasse résiduelle ; remplace fossile dans infrastructures	Meilleur rendement énergétique ; coûts énergétiques basants ; trajectoire forte de cost-down	Emissions très basses si H₂ vert ; recharge rapide possible
Risques / inconnues clés{{}}	Émissions GES élevées ; régulation stricte	Fuites méthane (amont/liq) peuvent annuler bénéfices GES ; horizon réglementation	Offre biométhane limitée/scalable ; durabilité feedstock (concurrence usages)	Besoin massive infrastructure recharge et batteries lourdes ; coût initial élevé	Coût H₂ produit vert, logistique, maturité techno, TCO incertain

« « «

Source des 2 dernières contributions (conseils) :
« 1. Citation neutre « outil / logiciel » - OpenAI, ChatGPT (GPT-5), assistance documentaire et synthèse. Consultation le 26 septembre 2025. 👉 C'est la forme la plus courante, analogue à la citation d'un logiciel ou d'un outil de veille ».

« 2. Mention en note de bas de page (style rapport) - Dans votre texte principal, vous pourriez écrire : « Une première cartographie des technologies et acteurs a été réalisée à l'aide d'un assistant de recherche (ChatGPT, OpenAI, consultation 26/09/2025), sur la base de sources publiées (EBA, IEA Bioenergy, Guidehouse, Volvo Trucks, etc.). » - Cela permet de montrer que : l'analyse est un outil de synthèse (et non une source primaire) ; vous gardez la responsabilité du choix et de la vérification des références citées ; les sources primaires (rapports, articles, institutions) restent les références principales ».

« 3. Bonne pratique - Toujours pointer en priorité vers les sources originales que j'ai mentionnées (rapports EBA, Guidehouse, IEA, etc…) : ce sont elles qui ont la valeur de référence scientifique ou institutionnelle. La mention de ChatGPT en tant qu'outil renforce la transparence vis-à-vis de vos lecteurs ».

A Brief History of the ChatGPT Logo - Logovent

Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant

C :\Users\Jacques\Downloads\jh.jpg

– 13/10/2025

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier : ISIAS Energie Gaz Motorisation.7.docx

Mis en ligne bénévolement par le co-rédacteur par Pascal Paquin https://fr.linkedin.com/in/pascal-paquin-a85690296 - comme toutes les autres contributions publiées sur ISIAS !

https://isias.info/local/cache-vignettes/L99xH99/10000000000000c8000000c80ff59cec-f91e7.jpg?1752136363

[Pascal Paquin – Ses travaux sur https://yonnelautre.fr/ ]

Mis en ligne via Yonnelautre.fr : un site des alternatives, d'éducation populaire, un site inter-associatif, coopératif, gratuit, sans publicité, sans subvention, indépendant de tout parti, un site sans Facebook, Google+ ou autres GAFA, sans mouchard, sans cookie tracker, sans fichage, et à empreinte numérique réduite, un site entièrement géré sous Linux et avec l'électricité d'Énercoop , géré par Yonne Lautre : https://yonnelautre.fr –

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

"Doutes sur la filière hydrogène qui peine à décoller mais les recherches et technologies innovantes sont actives, notamment avec l'hydrogène vert ; toutefois des sites d'info sont bidonnés avec de l'IA pour l'hydrogène blanc" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2025-08-24T11:51:56Z

ISIAS Energies Hydrogène Partie 4

Doutes sur la filière hydrogène qui peine à décoller mais les recherches et technologies innovantes sont actives, notamment avec l'hydrogène vert ; toutefois des sites d'info sont bidonnés avec de l'IA pour l'hydrogène blanc

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 23/08/2025

Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone'

Présentation de la série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone' – Voir par ici

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

Collectivités et industriels parient sur l'hydrogène vert

Rétrospective - In Collectivités et industriels parient sur l'hydrogène vert - Par Jean-Claude Bourbon - Modifié le 12 septembre 2021 à 17h13 – « Qui n'a pas son projet hydrogène vert ? Depuis l'annonce, il y a tout juste un an, du plan du gouvernement doté de 7,2 milliards d'euros pour développer une filière française d'ici à 2030, dont la moitié avant 2024, une intense frénésie agite les industriels et les collectivités. « L'électricité ne va pas décarboner tous les usages, l'hydrogène vert non plus, mais sans lui on ne réussira pas la transition énergétique », affirme Philippe Boucly, le président de l'association ‘France Hydrogène'… » - Source : https://www.la-croix.com/Economie/Collectivites-industriels-parient-lhydrogene-vert-2021-09-12-1201175029

Préambule - Rappels préliminaires

L'hydrogène vert est le dihydrogène produit selon Wikipédia : au sens large (on parle alors aussi d'hydrogène propre), de manière décarbonée, sans libération significative de gaz à effet de serre (dans ce sens il inclut l'hydrogène jaune, rouge, bleu, turquoise, orange ou blanc) ; au sens restreint, par électrolyse de l'eau, à partir d'une source d'énergie renouvelable, ou d'une source bas carbone (énergie renouvelable ou nucléaire),

Actualités - L'hydrogène vert, un fiasco industriel et politique ? - Par Camille Magnard ⸱ Publié le jeudi 19 juin 2025 à 07:30 –Provenant du podcast Le Journal de l'éco - Lancée en 2020, la stratégie française pour développer la filière de production d'hydrogène décarboné a été présentée comme un pilier de la transition énergétique, poussée par la promesse de milliards d'euros d'aides publiques. Depuis, elle va de retard en déconvenues. Avec Cédric Philibert, analyste à la division des énergies renouvelables à l'agence internationale de l'énergie – Source : https://www.radiofrance.fr/franceculture/podcasts/le-journal-de-l-eco/l-hydrogene-vert-un-fiasco-industriel-et-politique-9220708

L'hydrogène blanc, également appelé hydrogène naturel, hydrogène géologique, ou hydrogène natifn est le dihydrogène présent dans la nature, par opposition au dihydrogène produit au laboratoire ou dans l'industrie. Il semble principalement issu de la réaction de l'eau sur des roches riches en fer ou très radioactives, provoquant l'oxydation du fer et l'émission d'hydrogène gazeux. Il a été trouvé dans de nombreuses roches mères, sur tous les continents sauf l'Antarctique, dans certains fonds marins (zones de dorsales essentiellement) et dans des zones situées au-delà des bassins sédimentaires où opèrent les compagnies minières et pétrogazières. L'USGS estime les réserves d'hydrogène natif à des milliards de tonnes, mais enfouies dans la croûte terrestre. Longtemps considéré comme une curiosité géologique et écologique, il suscite dans les années 2020 un intérêt de la part des mondes de l'énergie, de l'industrie et de la finance, qui se traduit notamment par la création d'un grand nombre de startups recherchant des gisements exploitables et rentables ou des méthodes d'extraction ou de dopage de la production de gisements (qui contiennent souvent aussi de l'hélium, du méthane ou du diazote). La dénomination hydrogène blanc le distingue de l'hydrogène vert (vecteur énergétique issu des énergies renouvelables ou d'autres procédés décarbonés) et de l'hydrogène gris/brun/noir (issu de sources fossiles). L'hydrogène natif est réputé peu polluant, pourtant son exploitation s'accompagne d'émissions et de pollutions liées à son exploitation, et peut contribuer à l'effet de serre. Il pourrait permettre une exploitation à moindre coût, comparé à l'hydrogène industriel, toutefois en 2024, selon le géochimiste Viacheslav Zgonnik, cité par le MIT comme « l'un des plus grands experts dans le domaine de l'hydrogène naturel », le potentiel est énorme, mais « la liste des inconnues est longue, tout comme le chemin vers les premiers projets commerciaux »… - Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Hydrog%C3%A8ne_natif

Actualités - La ruée vers l'hydrogène blanc ou naturel - Dimanche 18 mai 2025 - Provenant du podcast Le billet sciences week-end - Sommes-nous aux débuts de la découverte d'une nouvelle ressource naturelle d'ampleur mondiale ? Des géologues le croient et sont en train de traquer dans le sous-sol la présence d'un nouveau pétrole, l'hydrogène naturel… - Source : https://www.radiofrance.fr/franceinfo/podcasts/le-billet-sciences-week-end/la-ruee-vers-l-hydrogene-naturel-6163300

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Ce dossier est la Partie 4 de la ‘Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone' publié sur ISIAS – à destinée didactique, il est composé d'articles sélectionnés spécialement pour l'hydrogène vert et l'hydrogène blanc

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Rappel - Tout savoir sur l'hydrogène – IFPEN - Document ‘ifpenergiesnouvelles.fr'
Rappels - Politique énergétique en France
Mobilités – Hydrogène -'Un coût supérieur aux anticipations' : pourquoi la filière hydrogène peine à décoller - Timothée Talbi avec AFP - Le 31/01/2025 à 06h13 – Document ‘bfmtv.com'
Hydrogène vert - « Révolution énergétique en marche » : ce nouveau matériau en nid d'abeille double la production d'hydrogène vert grâce à un soleil artificiel - 29/03/2025 à 6h57 Jessica ROUX1 Document ‘ innovant.fr'
Technologies - Hydrogène : un réacteur qui convertit la lumière du soleil en hydrogène - Rédaction : Saïd Laribi - Date : 30 décembre 2024 à 6h56 – Document ‘Mobbez.fr'
Rappel – Hydrogène blanc - La France est assise sur ce trésor d'hydrogène – Par Jessica ROUX - Document ‘techguru.fr'
De l'hydrogène caché enfin identifié, il pourrait alimenter la Terre pendant 200 ans ! - Lucie Fratta Orsolin, mis à jour le 11 janvier 2025 11:10 – Document ‘linternaute.com'
En France, les grands doutes de la filière hydrogène - Par Bastien Bonnefous et Adrien Pécout (Foussemagne (Territoire de Belfort), envoyé spécial) – Article Le Monde en lecture conditionnelle - Article complet réservé aux abonnés - Publié le 25 mars 2025 à 03h45, modifié le 25 mars 2025
En Allemagne, les espoirs douchés de la révolution de l'hydrogène - Par Cécile Boutelet (Berlin, correspondance) – Publié le 28 mars 2025 - Article complet réservé aux abonnés ‘Le Monde'
Hydrogène - Chili - Des milliers de milliards de tonnes d'hydrogène sous nos pieds ? - Courrier international - Publié le 26 décembre 2024 à 16h59
Hydrogène - Occitanie - Déjà assise sur un trésor naturel de 115 milliards d'€, la France veut doubler la mise avec cette région du Sud-Ouest potentiellement très riche en hydrogène vert - Par Eric Garletti - 27 février 2025 – Document ‘aquitaineonline.com'
Rappel - La France découvre une réserve d'hydrogène Gigantesque, équivalente à 1 300 fois le PIB mondial, capable d'alimenter l'humanité pendant des siècles – Le 09 mars 2025 par Anna Cabana - Document ‘laplasturgie.fr‘
La France assise sur un trésor de 92 milliards d'euros : cette réserve géante d'hydrogène rend Macron euphorique et bouleverse l'économie mondiale - promettant une révolution énergétique propre et un essor économique majeur. 26/03/2025 à 7h00 Eva LAURENT4
Mise en garde - 2,8 milliards de tonnes d'hydrogène découvertes en France ? Attention à ces sites d'info bidonnés avec de l'IA - Achille Dupas - Publié le 04/03/2025 à 17h08 – Document ‘20minutes.fr'
Technologie - Japon « Du fumier à l'énergie propre » : le Japon réussit à transformer les bouses de vache en hydrogène, ouvrant une nouvelle voie énergétique inattendue - 24/03/2025 à 17h47 - Emile FAUCHER7 – Document ‘innovant.fr'
« Une révolution sur les chantiers » : cette pelleteuse à hydrogène, une première mondiale, promet de faire chuter les émissions de CO2 dans le BTP - Gaspard ROUX 24/03/2025 à 11h58 28 – Document ‘innovant.fr'
Motorisation - L'Allemagne fait confiance aux moteurs à combustion mais d'une manière totalement nouvelle : le nouveau brevet de BMW dévoilé - Rédaction : Shirley Taieb - Date : 9 mars 2025 à 21h00 – Document ‘mobeez.fr'
Le Japon est le premier pays au monde à essayer cette technologie nucléaire complexe mais qui a un avantage : elle produit de l'hydrogène - Publié par : Guillaume AIGRON - Date : 9 février 2025 – Document ‘media24.fr'
Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Rappel - Tout savoir sur l'hydrogène – IFPEN - Document ‘ifpenergiesnouvelles.fr'{{}}
Utilisé essentiellement dans la chimie ou le raffinage, l'hydrogène pourrait trouver d'autres applications comme assurer le stockage de l'électricité ou ...

Énergies renouvelables Hydrogène

Pour atteindre les objectifs de la transition énergétique, la France s'intéresse aujourd'hui à la production et à l'utilisation de l'hydrogène bas-carbone et renouvelable. Utilisé à ce jour essentiellement dans la chimie ou le raffinage, ce vecteur d'énergie pourrait contribuer à décarboner certains secteurs industriels, assurer le stockage de l'électricité ou alimenter le secteur des transports. Le déploiement des technologies hydrogène attend cependant de lever un certain nombre de verrous.

Sommaire :

•L'hydrogène : un marché à fort potentiel

•La chaîne de valeur de l'hydrogène

•L'hydrogène dans la transition énergétique

•Quel avenir pour l'hydrogène ?

•L'essentiel sur l'hydrogène

hydrogene

L'hydrogène : un marché a fort potentiel
L'hydrogène représente un gros potentiel de diminution de gaz à effet de serre (GES) ainsi qu'une manne économique significative. Les pays européens investissent aujourd'hui de manière conséquente dans ce marché en pleine expansion, à commencer par la France qui en attend 100 000 nouveaux emplois directs (source : AFHYPAC) et qui a déjà mis en place un certain nombre d'aides (Programme d'investissement d'avenir, soutien à la recherche via l'ANR, accompagnement des PME via la BPI, soutien au déploiement de la mobilité hydrogène via l'Ademe, etc.) et d'une institution (le Conseil national de l'hydrogène). (Figure 1).
_

Figure 1 - Plans nationaux pour l'hydrogène en France

La chaîne de valeur de l'hydrogène

Qu'est-ce que l'hydrogène ?

Comme l'électricité, le dihydrogène H2 (hydrogène) est principalement un vecteur énergétique et non une énergie en tant que telle, car il est produit au moyen d'une réaction chimique à partir d'une ressource primaire.

Actuellement, pour des raisons économiques, l'hydrogène est issu à 95 % de la transformation d'énergies fossiles, dont pour près de la moitié à partir du gaz naturel.

Où se trouve l'hydrogène ?

Les ressources principales permettant de produire le dihydrogène H2 (que l'on appelle hydrogène par abus de langage) sont l'eau et les hydrocarbures (le charbon, le pétrole ou le gaz).
_

En effet, chaque molécule d'eau est le fruit de la combinaison entre un atome d'oxygène et deux atomes d'hydrogène, suivant la formule H2O.
Les hydrocarbures sont issus de la combinaison d'atomes de carbone et d'hydrogène. C'est par exemple le cas du méthane, constituant principal du gaz naturel dont la formule est CH4, l'une des combinaisons les plus simples pour les hydrocarbures.

L'hydrogène existe aussi à l'état naturel. Les premières sources naturelles d'hydrogène ont été découvertes au fond des mers dans les années 70 et plus récemment à terre. Si les connaissances concernant l'hydrogène ont fortement progressé ces dernières années, il reste encore à évaluer le potentiel que représente cette ressource pour la transition énergétique : quels volumes existants ? Quelles réserves éventuelles ? Quelles méthodes de production ? De même, la compréhension des mécanismes de formation, de migration et d'accumulation de l'hydrogène dans le sous-sol , qui permettraient de mieux cibler l'exploration, suscitent encore un certain nombre de questionnements. Une production à l'échelle industrielle à l'horizon 2035/2040 nécessite de financer plus lourdement la R&D sur ce sujet.

Lire notre avis d'expert sur l'hydrogène naturel

Comment produit-on l'hydrogène ?

Différentes techniques de production existent :

le reformage du gaz naturel à la vapeur d'eau est la technique la plus répandue. Il s'agit de faire réagir du méthane avec de l'eau pour obtenir un mélange contenant de l'hydrogène et du CO2. Le CO2 émis par ce procédé pourrait éventuellement être capté et stocké pour produire un hydrogène décarboné. En lieu et place du gaz naturel, l'utilisation du biométhane (méthane issu de la fermentation de la biomasse) constitue aussi une solution pour produire un hydrogène décarboné ;
l'hydrogène peut aussi être produit à partir d'eau et d'électricité, c'est l'électrolyse de l'eau. L'électrolyseur sépare une molécule d'eau en hydrogène et en oxygène. Cette voie est encore peu répandue car nettement plus coûteuse (2 à 3 fois plus chère que le reformage du gaz naturel) et réservée aujourd'hui à des usages spécifiques, comme l'électronique, qui requièrent un niveau élevé de pureté ;
la gazéification permet de produire, par combustion, un mélange de CO et d'H2 à partir de charbon (solution qui émet beaucoup de CO2) ou de biomasse.
Aujourd'hui, 95 % de l'hydrogène est produit à partir d'hydrocarbures (pétrole, gaz naturel et charbon), solution la moins coûteuse. Cependant, ce processus est, hormis pour la pyrolyse, émetteur de CO2, gaz à effet de serre. Pour produire de l'hydrogène faiblement carboné, trois options s'offrent donc aux industriels : capter le CO2 émis lors de la production par transformation des énergies fossiles, puis le transporter pour le stocker géologiquement, pyrolyser du méthane et séparer le carbone sous forme solide, enfin, le produire via l'électrolyse de l'eau, l'électrolyse étant opérée à partir d'une électricité peu carbonée fournie par de l'énergie nucléaire, éolienne ou solaire. L'enjeu reste toutefois pour cette dernière option, le coût de ce mode de production, plus onéreux à ce jour que celui du reformage du gaz naturel, même en considérant le surcoût lié au captage du CO2.

Hydrogène vert, gris, bleu et jaune : de quoi parle-t-on ?

- L'hydrogène vert est fabriqué par électrolyse de l'eau à partir d'électricité provenant uniquement d'énergie renouvelable ;
- L'hydrogène gris est fabriqué par procédés thermochimiques avec comme matières premières des sources fossiles (charbon ou gaz naturel) ;
- L'hydrogène bleu est fabriqué de la même manière que l'hydrogène gris, à la différence que le CO2 émis lors de la fabrication sera capté pour être réutilisé ou stocké ;
- L'hydrogène jaune, plus spécifique à la France, est fabriqué par électrolyse comme l'hydrogène vert mais l'électricité provient essentiellement de l'énergie nucléaire.

L'Ademe a récemment suggéré de changer la terminologie. L'hydrogène qui était jusqu'ici appelé « vert » est désormais appelé « renouvelable », l'hydrogène « gris » devient « fossile », et enfin, les hydrogènes « bleu » et « jaune » sont regroupés sous l'appellation « bas-carbone ».

Une fois fabriqué, cet hydrogène doit être stocké, puis transporté jusqu'à son lieu de distribution et d'utilisation.

Comment est stocké l'hydrogène ?

Le dihydrogène possède une très grande densité massique d'énergie (1 kg d'hydrogène contient autant d'énergie qu'environ 3 kg de pétrole) mais une très faible densité volumique. Il faut le transformer pour pouvoir le stocker dans un volume utilisable.

- en le comprimant à 700 bar : 7 litres d'hydrogène peuvent contenir ainsi autant d'énergie qu'1 litre d'essence ;
- en le liquéfiant pour le comprimer davantage à une température de - 253 °C : 4 litres d'hydrogène liquide équivalent alors à 1 litre d'essence.

Densifier l'hydrogène permet d'opérer à des pressions plus faibles mais réclame plus d'énergie, ce qui le rend plus coûteux.

Les modalités de stockage sont multiples (batteries, stockage massif en cavités salines) selon l'usage que l'on veut en faire.

Comment se transporte l'hydrogène ?

L'hydrogène est généralement transporté sous forme comprimée via un réseau de pipelines relativement étendu, avec un total de plus de 4 500 km dans le monde, dont 1 600 km en Europe et 2 500 km aux États-Unis.

Des pays comme le Japon envisagent également d'importer de l'hydrogène, qui serait alors transporté par bateau depuis l'Australie par exemple.

Comment s'utilise l'hydrogène aujourd'hui ?

Actuellement, l'hydrogène a deux utilisations principales : d'une part, il sert de matière de base pour la production d'ammoniac (engrais) et de méthanol ; d'autre part, il est utilisé comme réactif dans les procédés de raffinage des bruts en produits pétroliers, carburants et biocarburants.

Les usages qu'il est possible d'en faire sont néanmoins nombreux, et l'hydrogène est prometteur pour décarboner un certain nombre de secteurs et accompagner la transition énergétique.

Il y avait déjà pensé !

« Oui, mes amis, je crois que l'eau sera un jour employée comme combustible, que l'hydrogène et l'oxygène, qui la constituent, utilisés isolément ou simultanément, fourniront une source de chaleur et de lumière inépuisables et d'une intensité que la houille ne saurait avoir », écrit Jules Verne dans son roman L'Île mystérieuse en 1874.

Figure 2 - Les perspectives de l'hydrogène

L'hydrogène dans la transition énergétique

Récupérer de l'énergie à partir du dihydrogène renouvelable ou bas-carbone préalablement stocké se fait de deux façons :

soit sous forme de chaleur via sa combustion directe avec le dioxygène ;
soit sous forme d'électricité via une pile à combustible (PaC).
Dans les deux cas la réaction globale ne produit que de l'eau et l'énergie produite peut être diversement valorisée. L'hydrogène se voit assigner trois objectifs essentiels pour réussir la transition énergétique.

L'hydrogène pour décarboner les transports

En France le transport émet 27 % des émissions de GES globales, ce qui en fait le premier secteur émetteur. Les enjeux sur la mobilité sont donc considérables, car la solution hydrogène appliquée à la mobilité propre (power-to-mobility – Figure 3), en utilisant la combustion directe ou la pile à combustible, permet de réduire considérablement les émissions.

L'hydrogène dans les transports : quelques chiffres

Un véhicule diesel produit entre 40 et 45 tonnes de CO2 sur l'ensemble de sa durée de vie, un véhicule hydrogène produit par reformage un peu plus de 35 tonnes, et un véhicule hydrogène produit par électrolyse renouvelable moins de 15 tonnes.

Les voitures alimentées en hydrogène ont au mieux un impact carbone 74 % moindre que les véhicules thermiques traditionnels (Source : Carnot ARTS).

La voiture à hydrogène > Le moteur à hydrogène

Les caractéristiques physico-chimiques de l'hydrogène en font un bon candidat pour une utilisation comme carburant dans un moteur à allumage commandé de type « essence ». Le principal avantage réside dans le bilan environnemental : combinée à l'oxygène, la combustion de l'hydrogène produit essentiellement de l'eau et de la chaleur et ne rejette que des oxydes d'azote (NOx). Cependant, cette solution nécessite des adaptations spécifiques pour obtenir un très haut rendement et de très faibles émissions de NOx. Il faut notamment exploiter différentes propriétés de l'hydrogène comme sa capacité à brûler rapidement en mélange très pauvre.

L'utilisation de l'hydrogène dans un moteur à combustion interne peut bénéficier des dernières avancées du moteur thermique et du couplage avec une chaîne de traction hybride. Ainsi, en se basant sur des technologies plus robustes et matures que celles utilisées actuellement pour les piles à combustible, il serait possible d'atteindre un rendement supérieur à 50 %. Ce pourrait être une solution de transition vers la pile à combustible puisqu'elle permet de commencer la validation de toute la filière de production et de distribution de l'hydrogène en utilisant les outils industriels de production existants.

>> En savoir plus sur la solution IFPEN de moteur à hydrogène

La pile à combustible dans les voitures électriques

Pour le long terme, les constructeurs automobiles s'intéressent aussi aux piles à combustible (ou Fuel Cell), comme générateurs d'électricité pour les véhicules électriques. Ceci afin de compléter les solutions de véhicules électriques à batteries, souffrant aujourd'hui de la limitation en autonomie et du temps de recharge de ces batteries. L'hydrogène sert alors à alimenter une pile à combustible — laquelle produit de l'électricité — pour permettre le fonctionnement du moteur électrique qui fait avancer le véhicule. L'hydrogène est un des meilleurs vecteurs d'énergie pour les piles à combustible aujourd'hui en termes de performances énergétiques et d'émissions. Leur rendement est globalement supérieur à 50 % sur une large plage de fonctionnement, ce qui représente un avantage intéressant par rapport à un moteur thermique essence actuel.

Alimentée par un mélange d'air et d'hydrogène, la pile convertit l'énergie chimique de l'hydrogène en énergie électrique suivant le principe inverse de l'électrolyse. En faisant réagir de l'hydrogène avec de l'oxygène de l'air sur les électrodes (de fines membranes recouvertes d'un catalyseur, le platine), les piles à combustible permettent de produire de l'électricité sans autre émission que de la vapeur d'eau. Le principe date de 1839 ! Il est utilisé depuis longtemps pour produire de l'électricité à bord des fusées.

>> En savoir plus sur la solution IFPEN de pile à combustible

Le train et l'avion à hydrogène

Le plan français en faveur de l'hydrogène compte parmi ses objectifs la mise en service d'un premier train à hydrogène en France en 2022. À la suite de l'Allemagne, la France fait ses premiers pas dans la mobilité ferroviaire à hydrogène, SNCF et les Régions ayant lancé le projet TER H2 qui vise à mettre en place la toute première flotte de trains hydrogène régionaux dans plusieurs régions françaises pilotes.

L'avion à hydrogène ou « avion propre », s'il donne déjà lieu à des projets ambitieux, doit encore répondre à un certain nombre de questions en termes de technologie, d'environnement, et de sécurité.
_

L'hydrogène pour le stockage d'électricité et son injection dans les réseaux

Le stockage d'énergie sous forme d'hydrogène permet de pallier l'intermittence des énergies renouvelables (éolien et solaire) en optimisant la capacité de production électrique (power-to-power – Figure 3).

Dans le cadre du développement d'un mix électrique renouvelable, l'électrolyse permet, quand le réseau est excédentaire (c'est-à-dire quand la production d'électricité est supérieure à sa consommation), de stocker de l'hydrogène sur un temps court ou long selon les besoins.
Dans le cas d'un réseau déficitaire au contraire, l'hydrogène disponible peut être réutilisé dans une pile à combustible pour fabriquer de l'électricité.

L'hydrogène peut être également injecté directement dans les réseaux de gaz (power-to-gaz – figure 3) :

par injection directe dans les réseaux gaziers pour combustion ;
par production de méthane de synthèse (selon le principe de méthanation) : conversion du monoxyde (CO) ou du dioxyde de carbone (CO2) en présence d'hydrogène, qui peut ensuite être transformé en chaleur, électricité ou carburant.
_
L'hydrogène pour décarboner le secteur industriel

L'hydrogène peut être utilisé dans le secteur industriel (power-to-industry – Figure 3) :

d'une part pour alimenter en énergie décarbonée les unités industrielles concernées ;
d'autre part pour contribuer à la décarbonation des procédés industriels concernés en substitution des énergies fossiles utilisées actuellement : c'est le cas par exemple de la fabrication d'acier qui résulte de la réduction des minerais de fer. Cette réduction opérée aujourd'hui via le charbon pourrait demain l'être en utilisant de l'hydrogène décarboné.
_
Le déploiement de l'hydrogène renouvelable est annoncé. Des projets de grande ampleur se montent comme NortH2, plus grand projet de production d'hydrogène vert d'Europe. Objectif : produire de l'hydrogène vert en utilisant de l'électricité renouvelable provenant de l'éolien offshore au large des Pays-Bas.

Figure 3 - La chaîne hydrogène simplifiée : de la production aux usages

Figure 3 - La chaîne hydrogène simplifiée : de la production aux usages

Quel avenir pour l'hydrogène ? {{}}

Le déploiement de l'hydrogène décarboné est à envisager d'ici la fin de la décennie, son plein essor étant plutôt pour la suivante. Il nécessite de lever un certain nombre de verrous.

Faire baisser les coûts{{}}

L'hydrogène vert est très cher et ne pourra se déployer qu'à la condition de réduire les coûts sur l'ensemble de la chaîne de valeur, à commencer par le coût de production de l'électricité renouvelable (solaire, éolien) mais également celui des électrolyseurs ou des piles à combustible.

Combien coûte l'hydrogène décarboné ?

Produire de l'hydrogène à partir de l'électrolyse coûte aujourd'hui 2 à 3 fois plus cher que le vaporeformage et 2 fois plus cher que le reformage avec captage du CO2. Cette voie est réservée aujourd'hui à des usages spécifiques, comme l'électronique, qui requièrent un niveau élevé de pureté.

La complexité de la chaîne de valeur et les différentes transformations impliquent en outre des cascades de rendement, sources de pertes d'énergie, qui ont pour effet de renchérir les coûts de production.

En parallèle, un prix du CO2 relativement élevé permettrait de réduire l'écart de coût avec le reformage du gaz naturel. Cependant, la hausse de la fiscalité carbone doit être progressive et s'accompagner de politiques publiques de soutien pour les populations les plus démunies.

Construire les infrastructures{{}}

Le déploiement de l'hydrogène électrolytique nécessite la mise en place d'une infrastructure complexe comprenant, outre des capacités de production alimentées par des énergies renouvelables (fermes éoliennes ou solaires, connectées ou non au réseau électrique), un réseau de transport et de distribution connectant ces capacités de production aux sites d'utilisation, et un ensemble de capacités de stockage variées mises également en réseau. Le tout devra être géré par un système intelligent permettant d'optimiser l'adéquation de l'offre et de la demande à phases de temps quotidiennes à temporaires.

Il est en outre nécessaire de mutualiser la construction des infrastructures de captage, de transport et de stockage de CO2. En Europe, les premiers éléments de cette infrastructure seront opérationnels dès le milieu de la décennie.

Le déploiement des infrastructures de transport et de distribution nécessite des investissements importants et une durée de mise en œuvre relativement longue.

À retenir :

L'hydrogène bas-carbone et renouvelable représente un marché à fort potentiel sur lequel la France se positionne aujourd'hui au moyen d'une stratégie nationale forte et d'importants investissements.

L'hydrogène est un vecteur d'énergie qui requiert une chaîne de valeur complexe. Généralement, il est produit à partir d'eau ou d'hydrocarbures, soit par procédés thermochimiques avec captage du CO2 émis lors de la fabrication, soit par électrolyse de l'eau. Après avoir été stocké et éventuellement transporté, il est utilisé comme énergie avec une pile à combustible ou par combustion directe.

Dans le cadre de la transition énergétique, la France vise à étendre l'utilisation de l'hydrogène bas-carbone et renouvelable pour alimenter le secteur des transports, pallier l'intermittence des énergies renouvelables au moyen du stockage d'électricité, et décarboner le secteur industriel.

Le déploiement des technologies hydrogène dépend encore en grande partie de la réduction de leurs coûts et de la construction d'infrastructures.

Hydrogène

IFPEN : Nos expertises > Hydrogène

Pour aller plus loin : {{}}

Entretien sur B Smart avec Yannick Pesson, responsable du programme de recherch…

[[VIDEO - Les Echos] L'hydrogène, l'énergie qui va révolutionner l'économie ?->https://videos.lesechos.fr/lesechos/sujet-actus/lhydrogene-lenergie-qui-va-revolutionner-leconomie/fzsf8x]

La pré-étude dédiée à l'hydrogène en Europe est disponible

L'AIE entrevoit une place importante pour l'hydrogène décarboné

Fil d'actualités :

Cap sur l'hydrogène naturel : l'AIE et la DGEC confient les rênes à IFPEN

IFPEN Actualités avril 2024 Cap sur l'hydrogène naturel : l'AIE et la DGEC confient les rênes à IFPEN

Énergies renouvelables

Hydrogène

Avis d'expert : l'hydrogène naturel

Enjeux et prospective Actualités janvier 2024

Avis d'expert : l'hydrogène naturel

Hydrogène

A voir : De l'exploration à la modélisation de l'hydrogène naturel et du lithium géothermal

Recherche fondamentale Actualités octobre 2024

A voir : De l'exploration à la modélisation de l'hydrogène naturel et du lithium géothermal

Géothermie Hydrogène

IFP Energies nouvelles - IFP Energies nouvelles est un organisme public de recherche, d'innovation et de formation dans les domaines de l'énergie, du transport et de l'environnement.

Carnot IFPEN Transports Energie

Carnot IFPEN Ressources Energétiques

Contact Se rendre à IFPEN (Rueil-Malmaison, Lyon) Accessibilité Mentions Légales - © 2025 IFPEN

Source : https://www.ifpenergiesnouvelles.fr/enjeux-et-prospective/decryptages/energies-renouvelables/tout-savoir-lhydrogene

Retour au début du sommaire

Rappels - Politique énergétique en France – Consulter notamment ceci > https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/documents/Plan_deploiement_hydrogene.pdf
Plan Hydrogène - Ministère de la Transition écologique ecologie.gouv.fr - https://www.ecologie.gouv.fr › files › documents -PDF - Le plan français propose de démarrer la courbe d'apprentissage de la filière électrolyse sur la production de l'hydrogène à usage industriel en mettant en place ...

Agir pour accélérer le développement de l'hydrogène ...

France Hydrogène https://www.france-hydrogene.org

La filière génère actuellement plus d'un milliard d'euros de valeur ajoutée, essentiellement portée par la production et les usages, qui occupent 80% des ...

https://www.france-hydrogene.org/

Retour au début du sommaire

Mobilités – Hydrogène -'Un coût supérieur aux anticipations' : pourquoi la filière hydrogène peine à décoller - Timothée Talbi avec AFP - Le 31/01/2025 à 06h13 – Document ‘bfmtv.com'
A l'occasion du salon ‘Hyvolution' à Paris, les acteurs des mobilités à l'hydrogène ont lancé un appel à d'importants investissements afin de déployer à grande échelle les technologies mises au point.

Florissante et dynamique juste avant la crise énergétique, la filière de l'hydrogène semble marquer le pas aujourd'hui. Réunis à Paris à l'occasion de la 8e édition du salon Hyvolution consacré à cette énergie, plusieurs acteurs oeuvrant pour son intégration dans les différents modes de transports dressent le même constat : de nombreuses technologies sont déjà disponibles mais les investissements manquent toujours pour les déployer à grande échelle.

'Nous devons désormais pousser au-delà de cette étape pilote, estime Madadh Maclaine de Zero Emissions Maritime Technology, un projet pour décarboner le secteur maritime.

'Ce n'est pas une transition mais une transformation qui doit impliquer tous les acteurs.'

Dans le monde entier, des volumes considérables d'hydrogène, parfois dit 'vert', 'renouvelable' ou 'bas-carbone', sont nécessaires pour décarboner l'industrie lourde ainsi que des pans entiers du transport, maritime ou aérien notamment. 'La régulation européenne cible particulièrement ces deux modes de transport car leurs besoins de décarbonation sont les plus importants', souligne Diane Strauss de l'ONG Transport & Environnement (T&E).

Tout un écosystème à développer{{}}

En Europe, l'hydrogène vert est jugé stratégique par la plupart des grands acteurs du secteur, notamment pour respecter les engagements climatiques de l'Union européenne. Ceci suppose entre autres l'installation en amont d'usines fabriquant les électrolyseurs ou les composants, et, en aval, d'usines fabriquant les stations de recharge pour les véhicules à hydrogène, ainsi que la création de réseaux d'acheminement de l'hydrogène qui devra être importé de l'étranger.

La problématique est particulièrement visible pour le transport routier. 'Nous avons besoin des infrastructures pour nous fournir en hydrogène, si possible vert et abordable et pour que ces infrastructures soient présentes, nous avons besoin d'un soutien financier', rappelle Volker Hasenberg de l'entreprise Daimler Truck. Mi-novembre, le leader mondial de la production de camions a reçu une subvention de 226 millions d'euros pour produire 100 camions à hydrogène, livrables dès l'année prochaine.

'L'enjeu est de combiner nos efforts, pas que les stations d'hydrogène viennent avant les camions à hydrogène : il faut que cela se fasse en même temps', ajoute Florentin de Loppinot, patron de Teal Mobility.

Issue de la collaboration entre Totalenergies et Air Liquide, l'entreprise développe un réseau de stations hydrogène pour les poids lourds en Europe. En amont de la chaîne, Linde met au point des solutions pour produire de l'hydrogène, et collabore notamment avec Daimler Truck, mais son représentant Philippe Heisch reconnaît des difficultés à 'prévoir le prix de la molécule' : 'Il y a une perturbation du marché qui fait que ce n'est pas très sécurisé d'investir dans la mobilité hydrogène actuellement.'

On refait la séance : 'Investir dans l'IA et l'hydrogène' – 29/11

On refait la séance : 'Investir dans l'IA et l'hydrogène' – 29/11 8:49

Or, la visibilité est cruciale et conditionne le financement de la filière comme l'indique Germain Hurtado, directeur des technologies et projets chez Vinci Concessions : 'Nous avons besoin de camions, d'équipements et de nombres pour faire en sorte que ce marché et ces investissements se réalisent et pour assurer les investisseurs que le marché sera encore là dans une vingtaine d'années.'

Augmenter les capacités de production d'électricité bas carbone{{}}

L'autre solution est la création ex-nihilo d'une filière industrielle qui nécessite outre de gigantesques capitaux, une alimentation massive en électricité bas carbone, et pour laquelle la Chine a déjà pris une longueur d'avance. Outre-Atlantique, le territoire américain regorge de zones géographiques présentant un fort potentiel d'implantation d'énergies renouvelables.

'Rien que le Dakota du Nord pourrait subvenir aux besoins électriques de tous les États-Unis en y installant des éoliennes', estime Josef Kallo de l'entreprise H2Fly qui souhaite notamment relier les grandes villes de la côte est du pays avec des avions à hydrogène.

La méthode historique de production de l'hydrogène industriel, dite de 'réformage de méthane à la vapeur' qui constitue plus de 95% de la production mondiale est très dommageable pour l'environnement et fortement émettrice de gaz à effet de serre. La production totale d'hydrogène en 2023 s'est ainsi accompagnée de l'émission de presque 920 millions de tonnes de CO2, soit l'équivalent des émissions annuelles combinées de l'Indonésie et de la France, selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE).

Aussi pour fabriquer de l'hydrogène vert, il faut changer de méthode et passer par l'électrolyse de l'eau pour séparer l'hydrogène de l'oxygène contenus dans la molécule d'eau (H20), avec de l'électricité. A condition aussi que l'électricité soit elle-même vertueuse sur le plan climatique, produite par des sources d'énergie faiblement émettrice de CO2 comme l'énergie solaire, éolienne, hydro-électrique ou nucléaire.

L'argent reste le nerf de la guerre{{}}

Mais des doutes s'accumulent, notamment au sujet de la compétitivité de l'hydrogène vert. Selon une étude publiée mi-janvier par l'Institut de Potsdam pour l'impact climatique (PIK), les problèmes de la montée en puissance d'une filière industrielle de l'hydrogène vert peuvent être attribués à trois sources : l'augmentation des coûts, un manque de volonté des clients de payer l'hydrogène vert plus cher que l'hydrogène gris issu du vapo-réformage, et des incertitudes sur le montant des soutiens publics.

'L'objectif est de mettre l'ensemble des acteurs au sein d'un seul et même écosystème, insiste Lionel Boillot, chargé de projet au sein du Clean Hydrogen Partnership. Ce n'est pas facile et parfois les décisions d'investissement financier ne sont pas prises.'

Ce partenariat public-privé soutient les activités de recherche et d'innovation dans les technologies de l'hydrogène en Europe. Selon le cabinet de conseil EY, moins de 3% des projets d'infrastructures d'hydrogène annoncés en Europe ont obtenu un feu vert final pour l'investissement en 2024, ce qui représente environ 300.000 tonnes d'hydrogène décarboné sur les 10 millions de tonnes que l'Union européenne a prévu de produire d'ici 2030.

'Le coût de l'hydrogène est supérieur à celui anticipé il y a quelques années et l'hydrogène vert est difficile à obtenir', admet de son côté le docteur Steffen Moeller-Holst de la société de recherche Sintef.

Au plan mondial, le PIK a calculé que des subventions de 1.000 milliards de dollars sont nécessaires pour réaliser tous les projets annoncés d'ici 2030, selon un des chercheurs Falko Ueckerdt, responsable de l'étude qui recommande la fixation de quotas pour booster le démarrage de la filière. L'un des secteurs les plus prometteurs en Europe reposerait ainsi sur les carburants synthétiques pour l'aviation : à partir de 2030, 1,2% de tous les carburants aériens doivent avoir des carburants synthétiques basés sur l'hydrogène dans leur composition. Ce pourcentage devrait passer à 35% d'ici 2050, soulignent les chercheurs.

Nous contacter -© Copyright 2006-2025 BFMTV.com. Tous droits réservés. Site édité par NextInteractive

Source : https://www.bfmtv.com/economie/entreprises/energie/un-cout-superieur-aux-anticipations-pourquoi-la-filiere-hydrogene-peine-a-decoller_AD-202501310110.html

Retour au début du sommaire

Hydrogène vert - « Révolution énergétique en marche » : ce nouveau matériau en nid d'abeille double la production d'hydrogène vert grâce à un soleil artificiel - 29/03/2025 à 6h57 Jessica ROUX 1 Document ‘ innovant.fr'
Face à l'urgence climatique, l'université de Caroline du Nord innove avec un matériau révolutionnaire pour doubler la production d'hydrogène vert, offrant une lueur d'espoir vers une transition énergétique durable.{{}}

« Révolution énergétique en marche » : ce nouveau matériau en nid d'abeille double la production d'hydrogène vert grâce à un soleil artificiel

Des chercheurs de l'université de Caroline du Nord développent un matériau innovant pour doubler la production d'hydrogène vert et promouvoir une transition énergétique durable.

En bref :

Hydrogène vert : L'université de Caroline du Nord développe une méthode innovante utilisant l'énergie solaire pour produire de l'hydrogène propre.Matériau révolutionnaire : Un nouveau matériau à base de titanate de fer, structuré en nid d'abeille, permet de doubler la production d'hydrogène.Avancées technologiques : L'utilisation d'un simulateur solaire en laboratoire assure une production d'hydrogène plus régulière et fiable.Transition énergétique : Ce projet représente un pas crucial vers une énergie durable et une réduction de la dépendance aux combustibles fossiles.

La quête de solutions énergétiques durables est plus que jamais au cœur des préoccupations mondiales. Face à l'urgence climatique, des chercheurs innovent pour réduire notre dépendance aux combustibles fossiles. Aux États-Unis, en 2023, ces sources d'énergie représentaient encore 84 % de la production énergétique primaire. Cette prédominance, source de dioxyde de carbone, aggrave l'effet de serre et accélère le changement climatique. C'est dans ce contexte que l'université d'État agricole et technique de Caroline du Nord s'engage dans des recherches prometteuses pour exploiter les énergies renouvelables de manière efficace.

Les avancées de l'université de Caroline du Nord{{}}

Les chercheurs de l'université de Caroline du Nord, dirigés par le Dr Bishnu Bastakoti, se concentrent sur la production d'hydrogène vert. Ce vecteur énergétique propre est obtenu grâce à des sources renouvelables comme l'énergie solaire. La production d'hydrogène est possible via plusieurs méthodes, mais seul, l'hydrogène vert offre une alternative sans émission de gaz à effet de serre. Cette méthode innovante est cependant confrontée à des défis tels que la variabilité de l'intensité lumineuse, qui peut influencer la quantité d'hydrogène produite.

Source : https://www.innovant.fr/2025/03/29/revolution-energetique-en-marche-ce-nouveau-materiau-en-nid-dabeille-double-la-production-dhydrogene-vert-grace-a-un-soleil-artificiel/

Retour au début du sommaire

Technologies - Hydrogène : un réacteur qui convertit la lumière du soleil en hydrogène - Rédaction : Saïd Laribi - Date : 30 décembre 2024 à 6h56 – Document ‘Mobbez.fr'
ACTUALITÉS TECH

L'Angleterre dévoile un réacteur qui convertit la lumière du soleil en hydrogène ouvrant la porte à une énergie illimitée qui fait trembler l'industrie mondiale{{}}

Un nanoréacteur innovant transforme la lumière en hydrogène, une percée pour l'énergie propre.{{}}

Découvrez comment l'Université de Liverpool ouvre la voie à des solutions d'énergie renouvelable grâce à un dispositif capable de convertir la lumière solaire en hydrogène avec une efficacité sans précédent.

A lire aussi :

200 ans d'énergie sous nos pieds : une fraction de cette énergie cachée sous Terre pourrait alimenter le monde et la France est assise sur une part du trésor
Cette nouvelle technologie solaire pourrait révolutionner la production d'hydrogène
443,45 tonnes d'hydrogène par heure : La Chine lance le plus puissant générateur à hydrogène au monde capable de remplir 25 fois par heure le dirigeable Hindenburg
Un pas de géant pour la bio-ingénierie et l'énergie propre{{}}

L'Université de Liverpool a récemment annoncé une percée remarquable qui pourrait changer la donne en matière d'énergie propre. Leur nouvelle invention, un nanoréacteur hybride alimenté par la lumière, promet une méthode de production d'hydrogène à la fois durable et économique. Ce progrès s'inscrit dans une démarche plus globale de recherche et d'innovation en matière d'énergies renouvelables.

Le design innovant du nanoréacteur hybride{{}}

Ce nanoréacteur hybride représente une avancée majeure dans le domaine de la technologie verte, en combinant biologie et ingénierie synthétique pour optimiser l'efficacité. Utilisant des coques de carboxysome pour encapsuler et protéger les enzymes productrices d'hydrogène, ce système minimise les désactivations causées par l'oxygène tout en maximisant la production énergétique.

Collaboration interdisciplinaire et conception{{}}

L'approche interdisciplinaire entre les experts en bioénergie et chimie a été cruciale pour développer ce semi-conducteur organique qui capte la lumière et stimule la production d'hydrogène. Cette collaboration a permis de fusionner avec succès des compétences et des technologies issues de champs disciplinaires variés pour atteindre un objectif commun.

Implications et perspectives des chercheurs{{}}

Le professeur Liu a souligné l'importance de cette avancée, qui combine les meilleures caractéristiques des systèmes biologiques et synthétiques pour une efficacité optimale. Ce développement promet de réduire considérablement les coûts de production de l'hydrogène, rendant cette source d'énergie plus accessible et moins dépendante des ressources non renouvelables.

Impact et potentiel de cette recherche{{}}

Cette recherche ouvre des perspectives enthousiasmantes pour l'avenir des technologies propres et pourrait bien révolutionner notre façon de produire et de consommer de l'énergie. Elle montre que des alternatives plus sûres et plus respectueuses de l'environnement sont possibles et pourrait inciter d'autres chercheurs à explorer des voies similaires.

Vision future et applications possibles{{}}

Le potentiel de ces découvertes est immense, non seulement dans le domaine de l'énergie propre, mais aussi dans d'autres applications biotechnologiques où l'efficacité et la durabilité sont primordiales. Les futures applications de cette technologie pourraient transformer de nombreux secteurs industriels et avoir un impact positif sur l'environnement global.

Cet article explore une percée majeure dans la production d'hydrogène propre par l'Université de Liverpool. Cette avancée technologique marque un tournant dans l'utilisation des énergies renouvelables, promettant un avenir plus vert grâce à des solutions innovantes et durables. Elle démontre le potentiel de combiner les sciences naturelles et l'ingénierie pour résoudre certains des défis énergétiques les plus pressants de notre époque.

Sur le même sujet La Chine risque un séisme en construisant le barrage le plus grand et le plus puissant de l'histoire moderne alimentant 300 millions de personnes et soutenu par 137 milliards d'euros

Sur le même sujet Cette nouvelle technologie solaire pourrait révolutionner la production d'hydrogène

Source : ACS Publications Tags Linky

Source : https://www.mobeez.fr/actualites/16238/langleterre-devoile-un-reacteur-qui-convertit-la-lumiere-du-soleil-en-hydrogene-ouvrant-la-porte-a-une-energie-illimitee-qui-fait-trembler-lindustrie-mondiale/

Retour au début du sommaire

Rappel – Hydrogène blanc - La France est assise sur ce trésor d'hydrogène – Par Jessica ROUX - Document ‘techguru.fr'
La France est assise sur ce trésor d'hydrogène estimé à 1.300 fois le PIB mondial, prêt à révolutionner l'énergie mondiale

La France est assise sur ce trésor d'hydrogène estimé à 1 300 fois le PIB mondial, prêt à révolutionner l'énergie mondiale ‘techguru.fr'{{}}

La France se tient peut-être à l'aube d'une révolution énergétique, avec la découverte de réserves d'hydrogène naturel évaluées à 1 300 fois le PIB mondial.{{}}

Ce trésor d'hydrogène en France vaut 1 300 fois le PIB mondial : vers une révolution énergétique sans précédent

Vue aérienne des paysages français sous lesquels se cacheraient d'immenses réserves d'hydrogène naturel, promettant une révolution énergétique.

En bref :

💡

La France pourrait posséder un trésor énergétique avec ses vastes réserves d'hydrogène naturel.

🌍

Ces réserves sont estimées à 1 300 fois le PIB mondial, offrant une opportunité économique sans précédent.

🔧

Les défis technologiques incluent le développement de méthodes efficaces pour extraire et stocker l'hydrogène.

🤝

Les implications géopolitiques pourraient repositionner la France comme un leader mondial dans la transition énergétique.

L'hydrogène est souvent présenté comme le carburant du futur, une solution propre et durable pour répondre aux besoins énergétiques croissants de notre planète. Récemment, des découvertes en France ont suscité un vif intérêt dans la communauté scientifique et économique : d'importantes réserves d'hydrogène naturel pourraient y être exploitées. Ces réserves sont évaluées à 1 300 fois le PIB mondial, une estimation qui, si elle s'avère exacte, pourrait transformer la France en un acteur majeur du secteur énergétique. Dans cet article, nous explorerons l'impact potentiel de cette découverte, les défis associés à l'exploitation de l'hydrogène, et comment cela pourrait influencer l'économie mondiale et l'environnement.

Un trésor caché sous nos pieds{{}}

https://techguru.fr/wp-content/uploads/2025/01/natural-hydrogen_110322-1200x701.jpg

i également connu sous le nom dihydrogène produit par des méthodes renouvelables est en train de devenir un pilier clé de la transition énergétique en France Ce gaz qui peut être extrait de sources telles que l'eau et les biomasses offre un potentiel immense pour réduire les émissions de carbone et soutenir une économie durable

L'hydrogène naturel, également appelé hydrogène blanc, est un gaz qui se trouve naturellement dans le sous-sol terrestre. Contrairement à l'hydrogène produit industriellement, qui est souvent associé à des émissions de gaz à effet de serre, l'hydrogène naturel est une ressource propre et renouvelable. Les récentes découvertes en France d'importantes réserves d'hydrogène ont suscité un intérêt considérable. Ces réserves, apparemment vastes, pourraient représenter une nouvelle source d'énergie pour le pays et bien au-delà.

Les scientifiques estiment que ces réserves pourraient contenir suffisamment d'hydrogène pour alimenter plusieurs pays pendant des décennies. Cela pourrait également réduire la dépendance de la France aux énergies fossiles et renforcer sa position en tant que leader dans la transition énergétique mondiale. Cette perspective offre un nouvel espoir pour la réduction des émissions de carbone et la lutte contre le changement climatique.

Il est crucial de bien comprendre la localisation de ces réserves et la manière dont elles peuvent être exploitées efficacement. Des technologies innovantes devront être développées pour extraire cet hydrogène de manière rentable et durable. En outre, des études géologiques approfondies seront nécessaires pour évaluer l'étendue de ces réserves et leur potentiel réel.

Les avantages économiques potentiels{{}}

https://techguru.fr/wp-content/uploads/2025/01/daily-hydrogene-blanc-avenir.jpg

L'hydrogène blanc produit à partir de sources renouvelables offre une solution prometteuse pour décarboner l'industrie et réduire les émissions de gaz à effet de serre en France Son développement pourrait également renforcer l'indépendance énergétique du pays et favoriser la transition vers une économie verte

La découverte de ces réserves d'hydrogène pourrait avoir un impact économique majeur pour la France. Avec une ressource énergétique aussi précieuse, le pays pourrait réduire sa dépendance aux importations de pétrole et de gaz, améliorant ainsi sa balance commerciale. En outre, l'exploitation de l'hydrogène pourrait créer de nombreux emplois dans des secteurs tels que l'extraction, le transport, et la distribution de l'énergie.

Les exportations d'hydrogène pourraient également devenir une source importante de revenus pour la France. En étant l'un des premiers pays à exploiter cette ressource à grande échelle, la France pourrait se positionner comme un leader mondial dans la production et l'exportation d'hydrogène. Cela pourrait également attirer des investissements étrangers et stimuler l'innovation technologique dans le pays.

Un autre avantage économique potentiel est la diversification du mix énergétique français. En intégrant l'hydrogène dans son bouquet énergétique, la France pourrait renforcer sa sécurité énergétique et réduire sa vulnérabilité aux fluctuations des prix du pétrole et du gaz. Cela pourrait également encourager le développement d'infrastructures de transport d'hydrogène, telles que des pipelines et des stations de ravitaillement, contribuant ainsi à une économie plus verte et plus résiliente.

Les défis technologiques à surmonter{{}}

Bien que la découverte d'hydrogène naturel en France soit prometteuse, elle s'accompagne de nombreux défis technologiques. L'un des principaux obstacles est le développement de technologies efficaces pour extraire et purifier cet hydrogène. Actuellement, l'extraction d'hydrogène naturel à grande échelle reste une entreprise complexe et coûteuse. Il est impératif d'innover pour développer des méthodes plus efficaces et abordables.

Un autre défi est le stockage et le transport de l'hydrogène. En raison de sa faible densité énergétique, l'hydrogène doit être compressé ou liquéfié pour être transporté efficacement. Cela nécessite des infrastructures spécialisées et coûteuses, ce qui peut représenter un obstacle à grande échelle. Assurer la sécurité dans le transport et le stockage de l'hydrogène est également une préoccupation majeure, étant donné ses propriétés hautement inflammables.

De plus, l'intégration de l'hydrogène dans les systèmes énergétiques existants nécessitera des adaptations technologiques substantielles. Les réseaux de distribution d'énergie devront être adaptés pour accueillir cette nouvelle source d'énergie, et des investissements importants seront nécessaires pour moderniser les infrastructures existantes. La recherche et le développement dans ces domaines seront essentiels pour surmonter ces défis et réaliser pleinement le potentiel de l'hydrogène naturel.

Impact environnemental et transition énergétique{{}}

L'exploitation de l'hydrogène naturel pourrait jouer un rôle crucial dans la transition énergétique mondiale. En tant qu'énergie propre, l'hydrogène produit peu ou pas d'émissions de carbone lorsqu'il est utilisé comme carburant. Cela pourrait contribuer de manière significative à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et à l'atténuation du changement climatique.

En remplaçant progressivement les combustibles fossiles par de l'hydrogène, la France pourrait réduire considérablement son empreinte carbone. Cela pourrait également encourager d'autres pays à adopter l'hydrogène comme source d'énergie, accélérant ainsi la transition énergétique mondiale.

Le développement d'une économie de l'hydrogène pourrait également stimuler l'innovation dans les technologies renouvelables, telles que les énergies solaire et éolienne, en fournissant une solution de stockage et de transport pour ces sources d'énergie intermittentes.{{}}

Toutefois, il est important de gérer soigneusement l'impact environnemental de l'extraction de l'hydrogène. Bien que l'hydrogène lui-même soit propre, les méthodes d'extraction peuvent avoir des effets sur l'environnement local, tels que la perturbation des écosystèmes et la consommation d'eau. Une évaluation environnementale rigoureuse sera nécessaire pour minimiser ces impacts et garantir que l'exploitation de l'hydrogène est durable à long terme.

Les implications géopolitiques{{}}

La découverte et l'exploitation de réserves d'hydrogène en France pourraient avoir des implications géopolitiques significatives. En devenant un leader dans la production d'hydrogène, la France pourrait renforcer sa position sur la scène internationale. Cela pourrait également modifier les relations énergétiques mondiales, en réduisant la dépendance aux pays producteurs de pétrole et en rééquilibrant le pouvoir géopolitique.

Pays

Production d'hydrogène (estimée)

Impact géopolitique potentiel

France{{}} 1 300 fois le PIB mondial Leader mondial potentiel

États-Unis{{}} Dépendant des importations Partenaire stratégique

Chine{{}} En développement Rivalité énergétique

En outre, la France pourrait jouer un rôle clé dans les négociations climatiques mondiales en promouvant l'adoption de l'hydrogène comme solution énergétique propre. Cela pourrait renforcer les alliances internationales et encourager une coopération accrue dans le domaine des technologies propres. En fin de compte, la transition vers une économie de l'hydrogène pourrait contribuer à un monde plus stable et plus durable.

Cependant, des tensions pourraient également surgir si l'hydrogène devient une ressource stratégique. Les pays qui ne disposent pas de réserves naturelles importantes pourraient être désavantagés, ce qui pourrait entraîner des rivalités et des conflits potentiels. Il sera essentiel de promouvoir une coopération internationale pour garantir un accès équitable à cette ressource précieuse.

La découverte de vastes réserves d'hydrogène en France offre une opportunité unique de transformer le paysage énergétique mondial. Cette ressource pourrait réduire la dépendance aux énergies fossiles, stimuler l'économie française, et contribuer à la lutte contre le changement climatique. Cependant, de nombreux défis doivent être surmontés pour exploiter pleinement ce potentiel, notamment en matière de technologie, d'infrastructure et de coopération internationale. La question demeure : la France parviendra-t-elle à saisir cette opportunité pour devenir un leader dans la transition énergétique mondiale ?

Découverte scientifique energie Environnement - Suivez-nous maintenant sur Google actualités

https://techguru.fr/wp-content/uploads/2024/11/jessica-moreau_avatar-95x95.png Jessica ROUX X (Twitter) - Jessica, journaliste expérimentée avec dix ans en gestion de projet et production de contenu, est diplômée de Sciences Po en Communication et Médias. Elle apporte une expertise stratégique et un regard éclairé sur l'actualité tech, enrichissant chaque sujet avec une écriture précise et captivante. Contact : jessica.roux@techguru.fr .

Source : https://techguru.fr/2025/01/08/la-france-est-assise-sur-ce-tresor-dhydrogene-estime-a-1-300-fois-le-pib-mondial-pret-a-revolutionner-lenergie-mondiale/

Retour au début du sommaire

De l'hydrogène caché enfin identifié, il pourrait alimenter la Terre pendant 200 ans ! - Lucie Fratta Orsolin, mis à jour le 11 janvier 2025 11:10 – Document ‘linternaute.com'
Sous la surface de la Terre se cacheraient des milliards de tonnes d'hydrogène. Cette réserve pourrait mettre fin à notre dépendance aux énergies fossiles. {{}}

L'accessibilité et l'utilisation de l'énergie est au cœur des enjeux contemporains. À une heure où environ 80% de nos ressources dépendent d'énergies non renouvelables, des solutions sont proposées pour se mettre 'au vert' rapidement. Parmi elles, se trouve la transition vers l'hydrogène, prisée par la Commission européenne, qui tablait sur 20 millions de tonnes d'hydrogène décarboné d'ici 2030 pour l'UE, production et importation confondues. Depuis, la Cour des comptes européenne a cependant déploré un manque 'd'analyse rigoureuse', jugeant cet objectif 'irréaliste'.

Pour cause, il existe plusieurs types d'hydrogènes, le carboné, le bas carbone et le renouvelable. Ce dernier intéresse plus particulièrement les investisseurs, mais il est plus difficile à obtenir. En effet, selon l'Agence internationale de l'énergie (IAE), sa production serait opérationnelle au plus tôt en 2030. Malgré tout, l'hydrogène reste une excellente solution de stockage et de redistribution à la demande.

Cette source d'énergie propre peut alimenter des véhicules et même produire de l'électricité sans produire d'émission de gaz à effet de serre. Au vu de ces avantages, des scientifiques se sont demandés où étaient stockés ces réserves d'hydrogènes.

https://img-4.linternaute.com/Ia5-wgyxiJZ53BUo-sWezzbMBtw=/1080x/smart/0d5a735c482244cfbdde5379e7f85963/ccmcms-linternaute/69989612.jpg© 123rf

Leurs recherches suggèrent qu'il y aurait 6,2 billions de tonnes d'hydrogènes dans les roches et réservoirs souterrains, soit 26 fois plus que la quantité de pétrole connue dans le sol. Cependant, l'emplacement de ces réserves d'hydrogène demeure encore précisément inconnu. Mais avec seulement 2% des stocks découverts, on aurait suffisamment d'hydrogène 'pour atteindre la neutralité carbone pendant des centaines d'années', a déclaré à Live Science Geoffrey Ellis, géochimiste pétrolier à l'US Geological Survey (USGS) et auteur principal de la nouvelle étude.

Le tout malgré des conditions d'accessibilité réduites et des réserves trop étroites pour être extraites efficacement. Les résultats indiquent également qu'il y aurait un taux d'hydrogène si conséquent qu'il conviendrait aux besoins de la population de toute la planète.

En effet, l'énergie libérée par cette quantité d'hydrogène serait environ deux fois supérieure à l'énergie stockée dans toutes les réserves de gaz naturel connues sur Terre. Une découverte stupéfiante pour ces chercheurs qui n'ont découvert que récemment que l'hydrogène s'accumulait sous la surface de la Terre.

Source : https://www.linternaute.com/actualite/magazine/6901004-article/ -

Retour au début du sommaire

8.
En France, les grands doutes de la filière hydrogène - Par Bastien Bonnefous et Adrien Pécout (Foussemagne (Territoire de Belfort), envoyé spécial) – Article Le Monde en lecture conditionnelle - Article complet réservé aux abonnés - Publié le 25 mars 2025 à 03h45, modifié le 25 mars 2025

Faute de clients et d'investissements suffisants, le marché, susceptible de soutenir la décarbonation du transport et de l'industrie, est concurrencé par la batterie électrique et il peine à se structurer. {{}}

Des électrolyseurs dans la gigafactory McPhy, sur le site de l'Aéroparc de Fontaine (Territoire de Belfort), le 13 juin 2024.

Des électrolyseurs dans la gigafactory McPhy, sur le site de l'Aéroparc de Fontaine (Territoire de Belfort), le 13 juin 2024. MICHAEL DESPREZ/L'EST REPUBLICAIN/MAXPPP

Trois opérateurs ici, trois autres encore au bout du grand atelier, où est prévue une ligne d'assemblage plus automatisée. Dans ses locaux de 22 000 mètres carrés, à Foussemagne, village à une dizaine de kilomètres de Belfort, l'entreprise McPhy attend son heure. Ou plutôt des clients, comme la plupart des acteurs qui tournent autour de l'hydrogène, en France comme à l'étranger.

Après avoir inauguré sa gigafactory (usine géante) d'électrolyseurs en juin 2024, la première du genre dans le pays, elle travaille aujourd'hui à une présérie, c'est-à-dire à un modèle de test non destiné à la vente. A terme, McPhy entend fabriquer des engins de grande puissance capables de produire de l'hydrogène à partir d'eau et d'électricité – en séparant les molécules d'hydrogène et d'oxygène à l'intérieur d'un courant électrique continu. L'hydrogène alors obtenu est dit « bas carbone », car produit à partir d'électricité renouvelable ou nucléaire.

Encore faut-il, pour y parvenir, que la demande suive. « Il faut qu'il se passe des choses dans les prochains mois, je ne veux pas être 100 % alarmiste, mais nous sommes à un moment vraiment charnière pour la filière », insiste Antoine Ressicaud, directeur général adjoint de McPhy.

Il vous reste 89.9% de cet article à lire. La suite est réservée aux abonnés. La suite est réservée à nos abonnés. Déjà abonné ? Se connecter - Envie de lire la suite ? - Les articles en intégralité à partir de 7,99 €/mois - Je m'abonne - Carte Apple Pay Google Pay

La reproduction totale ou partielle d'un article, sans l'autorisation écrite et préalable du Monde, est strictement interdite. Pour plus d'informations, consultez nos conditions générales de vente. Pour toute demande d'autorisation, contactez syndication@lemonde.fr. En tant qu'abonné, vous pouvez offrir jusqu'à cinq articles par mois à l'un de vos proches grâce à la fonctionnalité « Offrir un article ». Source : https://www.lemonde.fr/economie/article/2025/03/25/en-france-les-grands-doutes-de-la-filiere-hydrogene_6585660_3234.html

Retour au début du sommaire

En Allemagne, les espoirs douchés de la révolution de l'hydrogène - Par Cécile Boutelet (Berlin, correspondance) – Publié le 28 mars 2025 - Article complet réservé aux abonnés ‘Le Monde'
Les retards sur la construction du réseau, les interrogations sur l'ampleur de la demande ont douché les espoirs d'une montée en puissance rapide de l'hydrogène, pourtant vu comme incontournable pour décarboner certaines industries lourdes.

La cheminée d'une ancienne centrale de chauffage et d'électricité est démolie dans le cadre de sa transformation pour produire de l'hydrogène, à Hambourg (Allemagne), le 10 novembre 2024.

La cheminée d'une ancienne centrale de chauffage et d'électricité est démolie dans le cadre de sa transformation pour produire de l'hydrogène, à Hambourg (Allemagne), le 10 novembre 2024. FABIAN BIMMER / REUTERS

En Allemagne, où l'hydrogène bas carbone – produit à partir d'électricité d'origine renouvelable – avait été envisagé comme une large solution à la décarbonation de l'économie, les doutes se sont installés sur le rythme et l'ampleur de la transition. La stratégie du gouvernement, adoptée en 2023, subit d'importants retards.

« Actuellement, c'est le serpent qui se mord la queue. On aurait besoin d'une grosse demande pour rentabiliser les projets d'installation et faire des économies d'échelle. Mais les entreprises hésitent à conclure des contrats de long terme, car elles attendent la baisse des prix, qui ne vient pas parce que les projets ne se font pas, car non rentables », résume Urban Rid, qui conseille Green Enesys et Viridi RE, codéveloppeurs allemands de projets d'énergie renouvelable dans le domaine de l'hydrogène bas carbone et des produits dérivés.

Les négociations avec des clients potentiels sont en cours, précise-t-il. En attendant les engagements de long terme, les deux co-développeurs ont dû mettre en pause un projet d'installation doté de cinq électrolyses dans le sud de l'Espagne, qui pourrait produire de l'hydrogène à partir d'électricité issue du vent et de solaire, transformé ensuite en méthanol vert, plus facile à transporter que le gaz lui-même. De nombreux projets de ce type sont à l'arrêt, alors que l'Allemagne en a impérativement besoin pour sa transition énergétique : dans les industries lourdes comme la chimie ou la sidérurgie, où certaines opérations sont impossibles à électrifier, l'hydrogène est considéré comme incontournable…….

Il vous reste 57.42% de cet article à lire. La suite est réservée aux abonnés…. - Lecture restreinte - Votre abonnement n'autorise pas la lecture de cet article - Pour plus d'informations, merci de contacter notre service commercial. La suite est réservée à nos abonnés. Déjà abonné ? Se connecter - Envie de lire la suite ? Les articles du Monde en intégralité à partir de 7,99 €/mois - Je m'abonne

Lire aussi | Article réservé à nos abonnés En France, les grands doutes de la filière hydrogène

Source : https://www.lemonde.fr/economie/article/2025/03/25/en-allemagne-les-espoirs-douches-de-la-revolution-de-l-hydrogene_6586006_3234.html

Retour au début du sommaire

Hydrogène - Chili - Des milliers de milliards de tonnes d'hydrogène sous nos pieds ? - Courrier international - Publié le 26 décembre 2024 à 16h59
Des géologues viennent de publier des estimations colossales de la quantité d'hydrogène naturel présent dans des poches souterraines. De quoi rêver d'une relance de la filière pour atteindre les objectifs carbone de la planète. Mais des questions essentielles demeurent.

Le président chilien, Gabriel Boric, présente le premier bus à hydrogène du pays, fruit d'une collaboration public-privé, le 11 décembre 2024.

Le président chilien, Gabriel Boric, présente le premier bus à hydrogène du pays, fruit d'une collaboration public-privé, le 11 décembre 2024. photo Alex Ibanez/Presidential Palace/REUTERS

“Cela fait un moment déjà qu'on nous dit que l'hydrogène est l'avenir des carburants”, souligne le site américain IFLScience. Avant de lister les qualités de l'hydrogène : “Il est propre, puisqu'il produit seulement de l'eau et de la chaleur, possède une densité énergétique (la quantité d'énergie par unité de volume) encore meilleure que celle des piles et peut être produit, stocké et transporté à partir de et avec des ressources déjà existantes.” En revanche, non seulement sa production est difficile et coûteuse, mais elle peut aussi être fortement émettrice de gaz à effet de serre.

Or il existe des réservoirs d'hydrogène naturel qui pourraient contenir, d'après les estimations récentes des chercheurs, plus de 5 000 milliards de tonnes d'hydrogène. Dans leur article paru dans Science Advances, Geoffrey Ellis et Sarah Gelman, de l'Institut d'études géologiques américain, préviennent que “la grande majorité de cet hydrogène est probablement impossible à récupérer”. Mais “seulement 2 % de la quantité estimée suffiraient à satisfaire la demande mondiale afin d'atteindre l'objectif du ‘zéro émission' pendant les deux cents prochaines années”, précise IFLScience.

Comment produit-on de l'hydrogène aujourd'hui ?{{}}

À l'aide de couleurs, on classifie la méthode – plus ou moins vertueuse – qui est utilisée pour produire l'hydrogène. L'hydrogène gris est fabriqué à partir d'hydrocarbures, notamment le gaz naturel. Le processus génère du dioxyde de carbone, largué dans l'atmosphère, et de l'hydrogène, utilisé dans les voitures ou les chaudières.

L'hydrogène vert, lui, est issu des énergies renouvelables et présente normalement une empreinte carbone neutre. Le jaune est fabriqué grâce à de l'électricité d'origine nucléaire.

Catherine Doutey, “Courrier international”.

Agrandir l'image

Catherine Doutey, “Courrier international”. Parmi les autres filières de l'hydrogène, la bleue reprend les premières étapes de la production du gris, mais stocke le dioxyde de carbone émis dans d'anciennes poches géologiques de gaz ou de pétrole vides, plutôt que de le relâcher dans l'atmosphère.

Concernant l'hydrogène naturel, qui permettrait de se passer de ces étapes de production, il reste à son sujet des questions essentielles, comme celle de savoir où il se trouve, mais aussi s'il est bien là où les modèles le prédisent, ou s'il s'est échappé de son réservoir géologique au fil du temps.

The New York Times 1/1/2024 : Reportage. L'hydrogène naturel, énergie propre qui dort sous le sol de Lorraine

Courrier international

Source : https://www.courrierinternational.com/article/recherche-des-milliers-de-milliards-de-tonnes-d-hydrogene-sous-nos-pieds_226012

Retour au début du sommaire

11.
Hydrogène - Occitanie - Déjà assise sur un trésor naturel de 115 milliards d'€, la France veut doubler la mise avec cette région du Sud-Ouest potentiellement très riche en hydrogène vert - Par Eric Garletti - 27 février 2025 – Document ‘aquitaineonline.com'

[Rappel - Hydrogène Vert : c'est de l'hydrogène fait à partir d'énergie renouvelable. L'hydrogène fabriqué à partir d'un processus d'électrolyse de l'eau est dit vert si ce dernier est réalisé à partir d'électricité renouvelable. L'électrolyse est un processus qui vise à décomposer l'eau (H2O) à l'aide d'un courant électrique].

Révolution énergétique en France : Les Pyrénées, prochain grand fournisseur d'hydrogène naturel ?{{}}

Déjà assise sur un trésor naturel de 115 milliards d'€, la France veut doubler la mise avec cette région du Sud-Ouest potentiellement très riche en hydrogène vert

Le gouvernement français a récemment octroyé, pour la première fois, un permis d'exploration pour l'hydrogène naturel dans les Pyrénées-Atlantiques, marquant une étape importante dans l'adoption de sources d'énergie décarbonées.

'Sauve Terre H2' un projet écologique ET économique qui donne de l'espoir en France{{}}

Le projet, intitulé 'Sauve Terre H2', couvre une zone d'environ 225 kilomètres carrés et a été confié à la société TBH2 Aquitaine. Ce permis, valide pour cinq ans, pourrait être le prélude à une transformation majeure de l'industrie énergétique française, notamment dans les secteurs de la chimie et des transports, traditionnellement grands consommateurs d'hydrogène.

Rappel sur les différentes formes d'hydrogène :{{}}

L'hydrogène est classé en plusieurs catégories selon son mode de production :

Hydrogène gris : produit à partir de combustibles fossiles, avec des émissions importantes de CO2.
Hydrogène bleu : similaire au gris, mais les émissions de CO2 sont capturées et stockées.
Hydrogène vert et jaune : obtenus par électrolyse de l'eau, utilisant respectivement des sources d'énergie renouvelables et nucléaire.
L'hydrogène 'blanc' ou naturel, extrait directement du sous-sol, représente une solution idéale car il n'engendre pas d'émissions de CO2.

Le potentiel de l'hydrogène naturel dans les Pyrénées{{}}

Les Pyrénées pourraient devenir un site clé pour l'hydrogène naturel en Europe, grâce à leur géologie favorable. Cette région pourrait ainsi contribuer significativement à réduire la dépendance aux hydrogènes gris et bleu, plus polluants.

11719 hydrogene2Agrandir la carte

Le projet, intitulé 'Sauve Terre H2', couvre une zone d'environ 225 kilomètres carrés et a été confié à la société TBH2 Aquitaine.

Investissements et développements régionaux{{}}

La région Occitanie a déjà investi 150 millions d'euros pour développer l'hydrogène vert, avec des projets comme le train Montréjeau-Luchon, qui devrait commencer ses essais en 2025. Ces initiatives montrent l'engagement régional pour une transition énergétique durable.

Le premier gisement de Moselle et ses implications{{}}

Un gisement d'hydrogène naturel a également été découvert en Moselle, signalant que la France pourrait posséder des réserves d'hydrogène substantielles. À 3 000 mètres de profondeur, les estimations suggèrent des réserves potentielles de 46 millions de tonnes. En 2025, le prix de l'hydrogène vert est estimé entre 2,50 et 5,50 euros le kilogramme en Europe. En prenant une moyenne de 4 euros/kg, 46 millions de tonnes d'hydrogène vaudraient environ 184 milliards d'euros. Cependant, les prévisions indiquent une baisse des coûts à 2,5 $/kg d'ici 2030, ce qui pourrait réduire cette valeur à environ 115 milliards d'euros dans le futur, ce qui reste un sacré potentiel pour la Moselle et à supposer que les Pyrénees ont une réserve similaire, la France serairt assise sur une trésor naturel à exploiter.

Perspectives et développements futurs{{}}

Le développement de l'hydrogène naturel en France et dans le monde s'accélère, avec des implications importantes pour l'énergie, l'économie et l'environnement. Des pays comme l'Australie et les États-Unis explorent également cette ressource, tandis que le Mali est déjà un producteur établi.

L'hydrogène naturel en France représente une véritable opportunité pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et pour diversifier les sources d'énergie du pays, tout en développant un nouveau secteur économique prometteur. La transition vers des formes d'énergie plus propres est cruciale pour l'avenir énergétique de la France et pourrait positionner le pays comme un leader dans le secteur de l'hydrogène décarboné.

Source : site de 'Sauve Terre H2' – Repris de https://www.aquitaineonline.com/actualites-en-aquitaine/occitanie/deja-assise-sur-un-tresor-naturel-de-115-milliards-deur-la-france-veut-doubler-la-mise-avec-cette-region-du-sud-ouest-potentiellement-tres-riche-en-hydrogene-vert.html

Retour au début du sommaire

12.
Rappel - La France découvre une réserve d'hydrogène Gigantesque, équivalente à 1 300 fois le PIB mondial, capable d'alimenter l'humanité pendant des siècles – Le 09 mars 2025 par Anna Cabana - Document ‘laplasturgie.fr‘ - hydrogène

Découverte historique : une réserve d'hydrogène géante en France pourrait révolutionner l'énergie mondiale{{}}

La France découvre une réserve d'hydrogène Gigantesque

© La France découvre une réserve d'hydrogène Gigantesque

Une trouvaille qui dépasse toutes les attentes{{}}

La France est au cœur d'une révélation scientifique inédite : la découverte d'une réserve d'hydrogène naturel d'une ampleur jamais vue auparavant. Ce gisement colossal pourrait alimenter l'humanité en énergie propre pendant plusieurs siècles. Selon les estimations, la valeur de cette découverte représente 1 300 fois le PIB mondial, un chiffre qui donne le vertige et suscite d'immenses espoirs.

L'annonce de cette découverte bouleverse les perspectives énergétiques du pays et du monde entier. À une époque où la transition vers les énergies renouvelables est devenue une priorité, cette nouvelle pourrait bien être un tournant décisif.

Pourquoi cette découverte est une révolution ?{{}}

L'hydrogène, un carburant du futur{{}}

L'hydrogène est souvent présenté comme l'alternative énergétique idéale pour remplacer les énergies fossiles. Contrairement au charbon ou au pétrole, il ne produit aucun CO₂ lorsqu'il est utilisé comme carburant. Il est donc considéré comme l'une des solutions les plus prometteuses pour lutter contre le réchauffement climatique.

Cependant, la production d'hydrogène est encore très coûteuse et nécessite d'énormes quantités d'électricité. La découverte d'un gisement naturel en France pourrait ainsi tout changer.

Des réserves qui dépassent l'imagination{{}}

Ce gisement serait l'un des plus grands jamais recensés. Selon les experts, cette réserve pourrait permettre d'alimenter des millions de foyers et d'industries en énergie propre pendant plusieurs générations.

Jusqu'à présent, la production d'hydrogène nécessitait des procédés coûteux et polluants. Or, avec cette réserve naturelle, les coûts de production chuteraient drastiquement. C'est une avancée qui ouvre la porte à un avenir énergétique 100 % propre et durable.

Quelles conséquences pour la France et le monde ?{{}}

Un bouleversement économique majeur{{}}

L'exploitation de cette ressource pourrait propulser la France au rang de leader mondial de l'énergie propre. Cette découverte pourrait transformer l'économie française en devenant une source de richesse inépuisable.

Si la France parvient à exploiter cette réserve, elle pourrait non seulement assurer son indépendance énergétique, mais aussi devenir un exportateur majeur d'hydrogène. Cela pourrait générer des milliards d'euros de revenus et créer des milliers d'emplois dans le secteur énergétique.

Vers un monde moins dépendant des énergies fossiles{{}}

Cette découverte pourrait également réduire la dépendance mondiale au pétrole et au gaz. Avec une ressource aussi abondante, de nombreux pays pourraient accélérer leur transition énergétique et diminuer leur impact environnemental.

Quels sont les prochains défis ?{{}}

Bien que cette découverte soit une avancée spectaculaire, plusieurs défis restent à relever :

L'extraction et le stockage : L'exploitation de cette réserve doit se faire de manière sûre et efficace pour garantir une production durable et économique.
Les infrastructures : Il faudra développer un réseau capable d'acheminer l'hydrogène vers les foyers et les industries.
La régulation : Le gouvernement devra encadrer cette nouvelle ressource pour éviter la spéculation et garantir un accès équitable à cette énergie.
Une découverte qui pourrait changer le monde{{}}

L'hydrogène naturel découvert en France représente une opportunité historique pour l'avenir de l'énergie mondiale. Si cette ressource est exploitée intelligemment, elle pourrait révolutionner notre façon de consommer l'énergie, réduire notre dépendance aux énergies fossiles et accélérer la transition écologique.

La France se prépare-t-elle à devenir le leader mondial de l'hydrogène ? Seul l'avenir nous le dira. Mais une chose est sûre : cette découverte pourrait bien redéfinir le futur de l'énergie sur Terre.

- À la une

Source : https://www.laplasturgie.fr/la-france-decouvre-une-reserve-dhydrogene-gigantesque-equivalente-a-1-300-fois-le-pib-mondial-capable-dalimenter-lhumanite-pendant-des-siecles/

Retour au début du sommaire

13.
La France assise sur un trésor de 92 milliards d'euros : cette réserve géante d'hydrogène rend Macron euphorique et bouleverse l'économie mondiale - promettant une révolution énergétique propre et un essor économique majeur. 26/03/2025 à 7h00 Eva LAURENT 4

La France découvre un gisement colossal d'hydrogène naturel en Moselle, {{}}

« Un trésor de 92 milliards sous nos pieds » : cette réserve géante d'hydrogène en France bouleverse l'économie mondiale

Vue aérienne du site de Folschviller en Moselle, où un gisement colossal d'hydrogène blanc a été découvert, promettant de transformer le paysage énergétique français.

En bref :

Découverte majeure : Un gisement de 46 millions de tonnes d'hydrogène blanc identifié en Moselle.
🌍

Impact global : Une source d'énergie propre qui pourrait transformer les stratégies énergétiques mondiales.

🏗️

Opportunités économiques : Création de milliers d'emplois et stimulation de l'économie locale.

⚙️

Défis techniques : Nécessité de développer des technologies avancées pour l'extraction efficace.

La récente découverte de réserves massives d'hydrogène naturel en France ouvre la voie à un changement radical dans la production d'énergie propre. Sous le sol de Folschviller, dans la région de la Moselle, des chercheurs ont mis au jour un gisement impressionnant de 46 millions de tonnes d'hydrogène blanc. Cette découverte pourrait transformer les stratégies énergétiques mondiales en offrant une nouvelle source de carburant sans carbone. Ce texte explore l'impact potentiel de cette découverte sur l'économie locale et mondiale, ainsi que ses implications pour l'avenir des énergies renouvelables.

Un atout majeur pour l'énergie propre{{}}

Depuis des années, l'industrie de l'hydrogène fait face à deux défis majeurs : le coût élevé de la production d'hydrogène vert et la pollution engendrée par l'hydrogène gris. L'hydrogène blanc, qui se trouve naturellement sous terre, pourrait bien être la solution tant attendue. Contrairement aux autres formes d'hydrogène, il ne nécessite pas de processus énergivores comme l'électrolyse, ni ne dépend des combustibles fossiles.

Cette découverte pourrait annoncer le début d'une transformation majeure de la production d'énergie à l'échelle mondiale. Les pays qui dépendaient auparavant de technologies coûteuses pour produire de l'hydrogène pourraient se retrouver soudainement avec un approvisionnement naturel de ce carburant propre. Si d'autres gisements similaires existent, l'impact pourrait être considérable.

Le Dr Jacques Pironon, l'un des scientifiques impliqués dans l'étude, a souligné l'importance de cette découverte : « Notre recherche suggère que l'hydrogène naturel pourrait être beaucoup plus abondant que ce que l'on pensait. Si nous pouvons trouver des moyens efficaces de l'extraire et de l'utiliser, nous pourrions disposer d'un nouvel outil puissant dans la lutte contre le changement climatique. »

L'opportunité pour la France de mener la révolution de l'hydrogène{{}}

La Lorraine, connue historiquement pour ses industries du charbon et de l'acier, se trouve maintenant au cœur d'une avancée énergétique majeure. Cette découverte offre à la France une occasion unique de s'imposer comme un leader de la production d'hydrogène blanc. Si ces réserves d'hydrogène sont bien développées, elles pourraient créer des milliers d'emplois et stimuler l'économie locale.

Un gigantesque gisement d'hydrogène évalué à 92 milliards de dollars est découvert en France, le plus grand au monde

Les experts estiment que l'exploitation de ces ressources pourrait renforcer la sécurité énergétique et réduire la dépendance aux combustibles fossiles importés. À l'échelle mondiale, le succès de la France dans l'extraction de l'hydrogène blanc pourrait inciter d'autres nations à effectuer leurs propres recherches géologiques. Le Dr Pironon a insisté sur l'importance de poursuivre la recherche : « Nous devons comprendre le potentiel complet de ces réservoirs d'hydrogène et développer des méthodes sûres et efficaces pour les extraire. »

Alors que le monde se dirige vers des solutions énergétiques plus vertes, la découverte de l'hydrogène blanc en France pourrait marquer le début d'une nouvelle ère dans l'énergie durable.

Impact économique et environnemental de la découverte{{}}

La découverte de ce gisement d'hydrogène naturel pourrait avoir des conséquences économiques et environnementales profondes. Avec une valeur estimée à environ 92 milliards de dollars, ce trésor souterrain pourrait transformer l'économie régionale et nationale. En éliminant les émissions de CO₂ associées à la production d'hydrogène gris, cette ressource naturelle offre une solution énergétique propre et à faible coût.

La France met la main sur la plus vaste réserve d'hydrogène au monde, avec une valeur de 92 milliards de dollars

Un tableau démontre clairement l'impact potentiel de cette découverte :

Aspect

Impact

Création d'emplois Des milliers de nouveaux emplois dans la région

Réduction des émissions de CO₂ Élimination complète des émissions liées à l'hydrogène gris

Économie régionale Stimulation économique significative en Lorraine

Cette découverte pourrait également encourager d'autres pays à explorer leurs propres réserves potentielles d'hydrogène blanc, menant à une réduction mondiale de la dépendance aux combustibles fossiles.

Les défis à relever pour exploiter l'hydrogène blanc{{}}

Bien que la découverte de l'hydrogène blanc soit prometteuse, elle pose également des défis techniques et économiques. L'extraction efficace de cette ressource nécessite des technologies avancées et des investissements substantiels. Des dispositifs de surveillance comme le SysMoG™ sont déjà en cours d'utilisation pour mesurer les niveaux de gaz souterrains.

La miniaturisation des appareils de forage et la sécurisation des méthodes d'extraction sont essentielles pour exploiter pleinement ce potentiel énergétique. Les chercheurs et ingénieurs devront collaborer étroitement pour développer des solutions innovantes garantissant un impact environnemental minimal.

En outre, la réglementation et les politiques gouvernementales joueront un rôle crucial dans la gestion de cette ressource précieuse. La coordination internationale pourrait également être nécessaire pour partager les meilleures pratiques et technologies, assurant ainsi une transition énergétique mondiale harmonieuse.

La découverte de l'hydrogène blanc en France pourrait bien être le catalyseur d'une transformation mondiale de l'énergie propre. Elle offre une solution potentielle aux problèmes de production coûteuse et de pollution associés à l'hydrogène. Cependant, de nombreux défis restent à relever pour exploiter cette ressource de manière efficace et durable. Comment la France et le monde entier vont-ils s'adapter à cette nouvelle ère énergétique ?

Durabilité énergie hydrogene - Suivez-nous maintenant sur Google Actualités 🚀

https://www.innovant.fr/wp-content/uploads/2024/11/eva-benkin_avatar-95x95.png

Eva LAURENT X (Twitter) - Eva, journaliste aguerrie avec 15 ans d'expérience dans des médias tels que Masa Journey et Upsider, est diplômée en communication et journalisme en Israël et à la Sorbonne. Passionnée et toujours en quête de nouveauté, elle apporte à Innovant.fr une expertise approfondie et un style unique, enrichissant chaque article d'analyses pertinentes. Pour toute question, contactez-la à eva.laurent@innovant.fr

© Innovant.fr. Tous droits réservés. Source : https://www.innovant.fr/2025/03/26/la-france-assise-sur-un-tresor-de-92-milliards-deuros-cette-reserve-geante-dhydrogene-rend-macron-euphorique-et-bouleverse-leconomie-mondiale/

Retour au début du sommaire

14.
Mise en garde - 2,8 milliards de tonnes d'hydrogène découvertes en France ? Attention à ces sites d'info bidonnés avec de l'IA - Achille Dupas - Publié le 04/03/2025 à 17h08 – Document ‘20minutes.fr'

Fake off • Un article prétendant qu'une très grande quantité d'hydrogène aurait été découvert en France est devenu viral sur les réseaux sociaux

Territoire de Belfort : seven hydrogen buses destroyed by fire, temporary lockdown decreed//04SIPA_SIPA.81191/Credit:SIPA/SIPA/2501021107

Territoire de Belfort : seven hydrogen buses destroyed by fire, temporary lockdown decreed//04SIPA_SIPA.81191/Credit:SIPA/SIPA/2501021107 - SIPA/SIPA

L'essentiel{{}}

Un article annonçant la découverte d'une réserve de 2,8 milliards de tonnes d'hydrogène a connu une forte audience via les réseaux sociaux.
Les informations partagées dans l'article sont « hâtives et peu précises », comme l'indiquent les spécialistes de la filière. Le plus gros gisement découvert en France se rapprocherait plutôt de 46 millions de tonnes d'hydrogène.
Le site à l'origine de cette information a été épinglé pour partager du contenu trompeur généré par intelligence artificielle, et fait partie d'un réseau de sites similaires.
L'équivalent de 1.300 ans de pétrole découverts en France ? Une publication partageant un article annonçant un nouveau « trésor énergétique » de 2,8 milliards de tonnes d'hydrogèneest devenue virale sur X. Postée lundi, le post en question cumule à ce jour plus de 400.000 vues sur le réseau social.

L'article en question, publié sur un site du nom de Newsly.fr lundi indique que la découverte de cette « réserve d'hydrogène colossale », « située à plusieurs kilomètres sous la surface », a été réalisée « à travers des études géologiques poussées » et que cette dernière pourrait bien « redéfinir le paysage énergétique mondial ».

Toutefois, l'article ne donne aucune indication sur le lieu ou la date précise de cette découverte. Il ne cite aucune source externe, et ne comporte aucune citation pour appuyer cette information, pourtant présentée comme de première importance.

Une publication partageant l'article a été visionnée plusieurs centaines de milliers de fois sur X.

Une publication partageant l'article a été visionnée plusieurs centaines de milliers de fois sur X. - Capture d'écran

Fake off{{}}

Le fait qu'aucune source ne vienne appuyer l'information partagée dans l'article interroge fortement sur sa véracité. D'autant plus que 20 Minutes n'a pas été en mesure de trouver une autre source, dans les médias traditionnels ou les organismes institutionnels, qui annonceraient une telle découverte.

« Les informations communiquées dans l'article sont en effet hâtives et peu précises », fait savoir France Hydrogène, qui rassemble les professionnels de la filière, sollicitée par 20 Minutes. L'organisme précise que « des gisements potentiels d'hydrogène naturel sur le territoire français ont récemment été découverts dans les Pyrénées, en Lorraine, en Côte-d'Or, dans le Cotentin ainsi que dans la Drôme, et abriteraient de très importantes quantités d'hydrogène ».

Le plus important, en Lorraine « pourrait être le plus grand gisement mondial avec près de 46 millions de tonnes d'hydrogène retenues ». Mais ces chiffres sont loin des 2,8 milliards de l'article. D'autant que « l'estimation des réserves est incertaine », et qu'« il est très difficile d'évaluer les quantités exactes d'hydrogène présentes dans la croûte terrestre et les volumes pouvant être extraits restent également très hypothétiques », comme le mentionne France Hydrogène.

De faux sites d'info qui pullulent sur Internet{{}}

Si l'article est si faible d'un point de vue journalistique, c'est en fait parce qu'il a probablement été généré par une intelligence artificielle. Le site « Newsly.fr » fait effectivement partie des sites d'information alimentés à l'aide de l'IA, identifiés par le média spécialisé dans le numérique Next.

Dans son enquête réalisée avec Libération, ce dernier a mis à jour plus de 1.000 sites Web francophones « faisant croire que leurs articles sont écrits par des journalistes ou des experts en la matière ». Ces sites trompeurs ont été identifiés manuellement, et répertoriés dans une extension disponible sur navigateur. Le site Newsly.fr y figure justement.

Quel est l'objectif derrière ces faux articles ? Essentiellement de générer des revenus via la publicité, en réussissant à attirer du trafic via la plateforme Discover de Google, comme l'explique l'article de Libération : « une poignée de spécialistes du référencement et de l'automatisation a flairé le bon filon. Leur idée : créer une profusion de sites thématiques, légitimes aux yeux de Discover, en optimisant leurs articles dans l'espoir de séduire l'algorithme… et engranger les milliers de clics des internautes exposés aux titres les plus accrocheurs. ».

(Veuillez fermer la vidéo flottante pour reprendre la lecture ici).

Newsly, au cœur d'un réseau de sites d'info dopés à l'IA{{}}

Dans l'onglet « A propos », on apprend que le site fait partie d'un réseau de « médias partenaires ». Spécialisé dans des thématiques variées comme la technologie, le sport ou encore les « histoires captivantes », chacun de ces sites est construit sur la même architecture, et propose le même type d'article, dont plusieurs sont illustrés à l'aide d'images générées par IA.

En creusant un peu, on constate via les mentions légales de ces sites que le réseau est en fait encore plus important. 20 Minutes a ainsi pu identifier au moins cinq sites supplémentaires, reposant sur le même procédé. Tous ces sites ont pour point commun d'avoir comme directeur de la publication un certain « Pierre Durand », et d'être édités par une société enregistrée aux Etats-Unis, dans le Wyoming. Tous sont d'ailleurs répertoriés dans la base de données des sites alimentés par IA de Next.

Ces sites partagent aussi leurs batteries de « rédacteurs » (dont plusieurs ont une photo générée par IA). L'article annonçant la fameuse découverte d'hydrogène est signé d'un nom et d'un prénom, qui renvoie vers une page de présentation d'un certain Emile, décrit comme un « spécialiste automobile et journaliste passionné ». Notre journaliste est en fait tour à tour « journaliste captivé par l'univers geek et les technologies innovantes », « spécialiste passionné du football » ou encore « journaliste captivé par l'ingéniosité entrepreneuriale et les solutions innovantes », en fonction des sites du réseau. Contactés, ni le site Newsly ni le profil associé à l'article n'ont pour le moment donné de suites.

Source : https://www.20minutes.fr/high-tech/sciences/4141702-20250304-2-8-milliards-tonnes-hydrogene-decouvertes-france-attention-sites-info-bidonnes-ia

Retour au début du sommaire

15.
Technologie - Japon « Du fumier à l'énergie propre » : le Japon réussit à transformer les bouses de vache en hydrogène, ouvrant une nouvelle voie énergétique inattendue - 24/03/2025 à 17h47 - Emile FAUCHER 7 – Document ‘innovant.fr'

Le Japon innove en transformant le fumier de vache en hydrogène sur l'île d'Hokkaido, offrant une solution durable aux défis énergétiques et environnementaux. {{}}

« Du fumier à l'énergie propre » : le Japon réussit à transformer les bouses de vache en hydrogène, ouvrant une nouvelle voie énergétique inattendue

Une installation innovante sur l'île d'Hokkaido transforme le fumier de vache en hydrogène, illustrant la transition vers des énergies propres.

En bref :

Le Japon transforme le fumier de vache en hydrogène, contribuant à la transition énergétique.
🔄

Le projet sur l'île d'Hokkaido utilise un digesteur anaérobie pour convertir les déchets en énergie propre.

💡

Cette initiative réduit les émissions de méthane et valorise les déchets agricoles dans une logique d'économie circulaire.

🚜

Les agriculteurs bénéficient d'une source d'énergie renouvelable pour leurs machines, diminuant ainsi leur dépendance aux énergies fossiles.

Le Japon, toujours à l'avant-garde de l'innovation technologique, s'engage dans une entreprise audacieuse qui pourrait redéfinir notre rapport aux énergies renouvelables. En exploitant les ressources négligées de l'industrie laitière, le pays transforme les déchets agricoles, tels que le fumier de vache, en hydrogène. Ce projet novateur, implanté sur l'île d'Hokkaido, vise à réduire la dépendance aux combustibles fossiles tout en offrant une solution durable aux problèmes environnementaux posés par les déchets agricoles. Cette initiative pourrait bien être une avancée majeure vers une transition énergétique globale.

Un procédé innovant et écologique{{}}

Située au nord du Japon, l'île d'Hokkaido est le cœur de l'industrie laitière du pays, produisant à elle seule 50% du lait national. Cette activité génère une quantité considérable de fumier, dont la gestion pose de nombreux défis environnementaux. Le méthane, un gaz à effet de serre émis par le fumier, est particulièrement nocif s'il est relâché dans l'atmosphère. Pour contrer ce problème, le Japon a développé une technologie révolutionnaire qui convertit ces déchets en hydrogène. Cette méthode transforme un problème environnemental en une ressource précieuse et renouvelable.

Le processus commence par le transport des déchets organiques vers un digesteur anaérobie. Dans ce système, des bactéries spécifiques décomposent les matières organiques pour produire du biogaz, principalement composé de méthane. Le méthane est ensuite raffiné pour obtenir de l'hydrogène gazeux. Ce procédé, non seulement épure les déchets, mais génère également une énergie propre adaptée à de multiples usages, notamment dans les secteurs agricoles et des transports.

Source : https://www.innovant.fr/2025/03/24/du-fumier-a-lenergie-propre-le-japon-reussit-a-transformer-les-bouses-de-vache-en-hydrogene-ouvrant-une-nouvelle-voie-energetique-inattendue/

Retour au début du sommaire

16.
« Une révolution sur les chantiers » : cette pelleteuse à hydrogène, une première mondiale, promet de faire chuter les émissions de CO2 dans le BTP - Gaspard ROUX 24/03/2025 à 11h58 28 – Document ‘innovant.fr'

Liebherr révolutionne la construction en dévoilant la première pelleteuse à hydrogène, promettant de réduire de 100 tonnes les émissions annuelles de CO2 sur les chantiers.

Gaspard ROUXGaspard ROUX

Suivez-nous Google Actualités

« La révolution des chantiers commence » : cette pelleteuse hydrogène élimine le CO2

La pelleteuse à hydrogène de Liebherr, une innovation prometteuse pour réduire les émissions de CO2 sur les chantiers.

En bref :

Liebherr dévoile la première pelleteuse à hydrogène, éliminant l'émission de 100 tonnes de CO2 par an.
🔧

Transformation audacieuse : le moteur diesel est modifié pour fonctionner à l'hydrogène sans émissions polluantes.

🌱

Projet pilote en Autriche visant à valider les avantages environnementaux et la faisabilité à grande échelle.

🔋

Défi majeur : assurer un approvisionnement durable en hydrogène vert pour maximiser les bénéfices écologiques.
|
Le monde de la construction accueille une innovation de taille avec l'arrivée de la première pelleteuse à hydrogène, développée par le spécialiste Liebherr. Cette avancée technologique pourrait révolutionner les chantiers en permettant une réduction significative des émissions de CO2. En s'affranchissant des combustibles fossiles, cette pelleteuse promet de réduire de 100 tonnes les émissions annuelles de dioxyde de carbone, tout en maintenant des performances énergétiques exceptionnelles. Ce projet s'inscrit dans une démarche plus large de lutte contre le changement climatique, avec des implications potentielles pour l'ensemble du secteur de la construction.

Un moteur transformé pour une nouvelle ère{{}}

Plutôt que de remplacer le moteur diesel par une pile à combustible, Liebherr a choisi de modifier directement le moteur existant. Cette transformation permet à la pelleteuse L566 H de fonctionner à l'hydrogène, une ressource énergétique à la densité élevée qui se révèle être une alternative viable aux carburants fossiles. Ce choix technique met en lumière une approche novatrice qui pourrait inciter d'autres acteurs du secteur à suivre cet exemple.

La consommation annuelle de la pelleteuse, qui atteignait 37 500 litres de diesel, est désormais remplacée par de l'hydrogène. Cette transition énergétique marque un tournant dans l'industrie de la construction, car elle permet d'éliminer totalement les émissions de CO2 ainsi que les oxydes d'azote, tout en conservant la puissance nécessaire pour les travaux lourds.

Les défis d'un projet pilote en Autriche{{}}

Ce projet ambitieux se déroule en Autriche, où la pelleteuse est testée dans une carrière de Gratkorn sur une période de deux ans. Cette phase pilote vise à confirmer les bénéfices environnementaux attendus et à évaluer la faisabilité d'un déploiement à plus grande échelle. L'objectif est de démontrer que même les engins de grande taille, traditionnellement difficiles à électrifier, peuvent opérer sans émissions de CO2 grâce à l'hydrogène.

Un des enjeux majeurs réside dans l'approvisionnement en hydrogène. Actuellement, Energie Steiermark fournit de l'hydrogène vert, produit par électrolyse grâce à des énergies renouvelables. Cependant, la majorité de l'hydrogène sur le marché provient encore de sources fossiles, ce qui soulève des questions sur l'impact environnemental global. L'évolution vers un approvisionnement durable en hydrogène est cruciale pour pérenniser les gains environnementaux de ce projet.

Potentiel et perspectives de l'hydrogène dans la construction{{}}

L'introduction de l'hydrogène dans le secteur de la construction pourrait transformer la manière dont les projets sont menés, en offrant une alternative propre aux moteurs thermiques traditionnels. L'hydrogène présente l'avantage d'une combustion sans émissions polluantes, ce qui pourrait considérablement réduire l'empreinte carbone des chantiers.

Les experts s'accordent à dire que si la technologie de Liebherr s'avère efficace, elle pourrait être adoptée à plus grande échelle, inspirant une transition vers des pratiques de construction plus durables. Le succès de ce projet pourrait également encourager le développement d'infrastructures pour la production et la distribution d'hydrogène, renforçant ainsi sa viabilité économique et écologique.

Un avenir prometteur pour les énergies propres{{}}

https://img.youtube.com/vi/PwpiMMv38t0/hqdefault.jpg

Le projet de pelleteuse à hydrogène de Liebherr s'inscrit dans un contexte plus large de recherche et de développement autour des énergies renouvelables. En mettant l'accent sur des solutions technologiques innovantes, ce projet pourrait jouer un rôle clé dans la transition énergétique mondiale.

Alors que les défis liés à la production et à la distribution d'hydrogène vert persistent, les avancées réalisées par Liebherr ouvrent la voie à de nouvelles possibilités pour réduire les émissions de carbone dans le secteur de la construction. Ces efforts pourraient contribuer significativement à atteindre les objectifs climatiques mondiaux. La question demeure : comment le secteur de la construction adoptera-t-il ces innovations pour un avenir plus durable ?

Haut du formulaire

Rejoignez notre newsletter - Actus, enquêtes, analyses : chaque matin, notre sélection pour bien commencer la journée.

Gaspard ROUX X (Twitter) - Gaspard Roux, journaliste passionné par l'innovation et la culture geek, apporte son regard expert à Innovant.fr. Diplômé d'une école de journalisme à Marseille, il allie une approche dynamique et une grande curiosité pour explorer les sujets technologiques de demain. Résidant dans cette ville vibrante, Gaspard s'engage à rendre accessibles les avancées les plus complexes, proposant à ses lecteurs des analyses claires et captivantes sur les grandes tendances de l'innovation. Contact : gaspard.roux@innovant.fr

© Innovant.fr. Tous droits réservés. Source : https://www.innovant.fr/2025/03/24/une-revolution-sur-les-chantiers-cette-pelleteuse-a-hydrogene-une-premiere-mondiale-promet-de-faire-chuter-les-emissions-de-co2-dans-le-btp/

Bas du formulaire

Retour au début du sommaire

17.
Motorisation - L'Allemagne fait confiance aux moteurs à combustion mais d'une manière totalement nouvelle : le nouveau brevet de BMW dévoilé - Rédaction : Shirley Taieb - Date : 9 mars 2025 à 21h00 – Document ‘mobeez.fr'

Moteurs BMW Hydrogène 03 2025 - Bouleversement chez BMW : un nouveau moteur à combustion pourrait changer la donne !{{}}

Découvrez comment BMW réinvente le moteur à combustion pour un avenir plus vert et plus efficace. Alors que l'industrie automobile semble se tourner vers l'électrification, BMW prend un virage audacieux avec une innovation qui pourrait bien prolonger l'ère des moteurs traditionnels.

A lire aussi :

L'Allemagne ne veut rien savoir de l'hydrogène : les nouveaux moteurs seront alimentés à 100 % par ce carburant en 2026
Dites adieu à ce moteur français légendaire : ce constructeur automobile officialise la fin de ce titan
Seules ces marques automobiles vont bénéficier de cette nouveauté de Waze qui va directement s'intégrer dans leur tableau de bord
Un pari sur la combustion{{}}

À l'heure où la majorité des constructeurs automobiles se concentrent sur l'électrique, BMW fait un choix audacieux en déposant un brevet pour un tout nouveau système de combustion. Ce système promet de révolutionner les moteurs traditionnels en améliorant l'efficacité énergétique, en réduisant les émissions et en augmentant les performances.

Le principe de la pré-chambre{{}}

Au cœur de cette innovation se trouve le concept de la pré-chambre de combustion, une technique autrefois utilisée dans les moteurs diesel anciens, mais que BMW a adaptée et modernisée pour les moteurs à essence contemporains. Cette technologie ajuste le processus de combustion de manière plus efficace, garantissant une consommation réduite et une réduction significative des émissions polluantes.

Sur le même sujet Lamborghini et Mercedes s'associent : ce moteur va marquer la fin de l'hydrogène

Une redéfinition de l'allumage

Le brevet décrit une chambre d'allumage rénovée qui interagit avec le processus de combustion principal. Elle intègre de minuscules ouvertures permettant à une quantité contrôlée du mélange air-carburant de s'enflammer de manière optimale, ce qui améliore la combustion et, par conséquent, l'efficacité globale du moteur.

Un système d'allumage innovant{{}}

BMW a également repensé les bougies d'allumage traditionnelles. Le nouveau modèle comprend des électrodes d'allumage et de masse séparées, améliorant ainsi la dissipation de la chaleur et réduisant les risques de surchauffe et d'allumages accidentels, potentiellement nuisibles au moteur.

Avantages pour les conducteurs{{}}

Pour le conducteur moyen, cette innovation se traduirait par une amélioration notable de l'efficacité du carburant. Dans un contexte de hausse continue des prix du carburant et de réglementations environnementales de plus en plus strictes, cette technologie pourrait aider à réduire les coûts d'exploitation tout en préservant l'expérience de conduite dynamique propre à BMW.

Puissance et performance optimisées{{}}

L'optimisation de la combustion permet non seulement d'économiser du carburant mais aussi d'améliorer la puissance du moteur. Les conducteurs pourraient ainsi profiter d'une voiture plus réactive sans nécessiter un moteur plus gros. C'est une aubaine pour ceux qui apprécient la mécanique traditionnelle mais qui exigent une meilleure efficacité.

Sur le même sujet La Grande-Bretagne a construit la première hypercar au monde provoquant un séisme dans l'industrie

Flexibilité et avenir de la technologie

L'une des grandes forces de cette technologie est sa polyvalence. Conçue pour s'adapter à différentes tailles de moteurs, de petits trois cylindres aux V8 haute performance, elle pourrait être intégrée dans l'ensemble de la gamme BMW, des voitures compactes aux SUV plus robustes.

Quel avenir pour cette technologie ?{{}}

Bien que BMW ait sécurisé le brevet, reste à voir si cette technologie sera intégrée dans les futurs modèles. Si tel est le cas, elle pourrait établir une nouvelle norme en matière d'efficacité des moteurs à combustion et inciter les concurrents à développer des solutions similaires.

Cet article explore comment BMW, avec son nouveau brevet, tente de prolonger la pertinence des moteurs à combustion dans un marché en rapide évolution vers l'électrique. L'approche innovante de BMW pourrait non seulement bénéficier à l'environnement mais aussi offrir aux consommateurs une option puissante et efficace pour les années à venir.

Tags VOITURE ELECTRIQUE

Article précédent - C'est le panneau solaire le plus puissant de l'histoire : la Chine découvre le « matériau miracle »

Source : https://www.mobeez.fr/actualites/18001/lallemagne-fait-confiance-aux-moteurs-a-combustion-mais-dune-maniere-totalement-nouvelle-le-nouveau-brevet-de-bmw-devoile/

Retour au début du sommaire

18.
Le Japon est le premier pays au monde à essayer cette technologie nucléaire complexe mais qui a un avantage : elle produit de l'hydrogène - Publié par : Guillaume AIGRON - Date : 9 février 2025 – Document ‘media24.fr'

Le Japon lance le premier complexe nucléaire de production d'hydrogène à haute température au monde.{{}}

Dans un élan novateur pour la transition énergétique, le Japon s'apprête à mettre en œuvre un projet pionnier avec la construction du premier site de production d'hydrogène alimenté par un réacteur nucléaire de 4e génération. Ce développement est porté par l'Agence Japonaise de l'Énergie Atomique (JAEA), qui prévoit d'utiliser son réacteur avancé à haute température refroidi par gaz (HTGR) pour produire de l'hydrogène sans émission de dioxyde de carbone.

Lire aussi :

Les Etats-Unis veulent “voler” ce record que la Russie détient depuis 5 ans avec un projet de centrale nucléaire flottante de 175 GWh par an
Des satellites révèlent que la Chine construit en secret le plus grand laser de fusion nucléaire au monde
Le Japon veut utiliser un réacteur nucléaire de génération IV pour produire de l'hydrogène “vert”{{}}

L'HTGR se distingue par sa capacité à atteindre des températures extrêmement élevées, bien supérieures aux réacteurs conventionnels, pouvant dépasser 800°C. Cette caractéristique permet d'utiliser la chaleur excédentaire du réacteur pour alimenter un processus thermochimique appelé cycle soufre-iode, qui décompose l'eau en hydrogène et oxygène de manière efficace et écologique.

Quels sont les types de réacteurs nucléaires de génération IV ?{{}}

Les réacteurs nucléaires de génération 4 comprennent six concepts principaux :

Réacteurs à neutrons rapides :
À caloporteur sodium (SFR)
À caloporteur gaz (GFR)
À caloporteur plomb (LFR)
Réacteur à très haute température (VHTR)
Réacteur à sels fondus (MSR)
Réacteur à eau supercritique (SCWR)
Ces réacteurs sont conçus pour répondre à des critères de durabilité, de sûreté, de compétitivité économique et de résistance à la prolifération nucléaire. Parmi ces concepts, les réacteurs à neutrons rapides à caloporteur sodium (RNR-Na) sont actuellement les plus avancés, avec des prototypes déjà en fonctionnement dans certains pays, notamment en France.

Avantages et potentiel du réacteur HTGR{{}}

Le réacteur HTGR offre plusieurs avantages notables par rapport aux technologies existantes. Non seulement il permet de produire de l'électricité, mais aussi de générer de l'hydrogène, élément clé pour diverses applications industrielles, la production d'énergie et les transports. Cette polyvalence renforce l'attrait de l'HTGR comme solution d'avenir pour les besoins énergétiques diversifiés.

Mise en œuvre et objectifs du projet{{}}

Situé à Oarai, dans la préfecture d'Ibaraki, le Réacteur d'Essai d'Ingénierie à Haute Température (HTTR) joue un rôle central dans ce projet. La JAEA prévoit de relier l'installation d'hydrogène au HTTR via des conduites permettant la circulation du gaz hélium à haute température, utilisé pour catalyser une réaction entre l'eau et le méthane pour produire de l'hydrogène en grande quantité.

Défis réglementaires et perspectives de commercialisation{{}}

Avant de démarrer la construction, prévue pour 2026, la JAEA doit obtenir l'approbation de l'Autorité de Régulation Nucléaire (NRA), avec une attention particulière portée aux impacts potentiels de l'installation d'hydrogène sur la sûreté nucléaire. L'objectif est de commencer la production d'hydrogène d'ici 2030 et de développer cette technologie pour une utilisation commerciale vers la fin des années 2030.

Innovations et évolutions dans la production d'hydrogène{{}}

La technologie de production d'hydrogène a connu des avancées significatives récemment, avec des recherches en Corée du Sud et au Canada menant à des procédés plus rapides, économiques et moins énergivores. Ces innovations comprennent l'utilisation des micro-ondes pour produire de l'hydrogène en quelques minutes et l'emploi de l'intelligence artificielle pour rendre la production d'hydrogène vert moins coûteuse et plus efficace.

Cet article explore l'initiative révolutionnaire du Japon pour créer le premier complexe de production d'hydrogène nucléaire au monde, utilisant la technologie HTGR. Ce projet, qui combine haute technologie et souci de l'environnement, vise à produire de l'hydrogène propre de manière efficace et sécurisée, tout en ouvrant la voie à de nouvelles avancées dans le domaine de l'énergie décarbonée. La finalisation de ce projet pourrait marquer un tournant décisif dans la production d'énergie propre globale.{}

Source : https://japannews.yomiuri.co.jp/science-nature/science/20250131-236383/

Visuel réalisé à l'aide de Canva à des fins de représentation de l'article.

Tags écologie

Notre site est un média approuvé par Google Actualité. Ajoutez Media24.fr dans votre liste de favoris pour ne manquer aucune news !

Nous rejoindre en un clic

Suivre-Media24.fr

Guillaume AIGRON Très curieux et tourné vers l'économie, la science et les nouvelles technologies, (particulièrement ce qui touche à l'énergie et les entreprises françaises) je vous propose de vous faire profiter de cette passion à travers des articles d'actualité.

Source : https://media24.fr/2025/02/09/le-japon-lance-le-premier-complexe-nucleaire-de-production-dhydrogene-a-haute-temperature-au-monde/

Retour au début du sommaire

Présentation de la série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone' {{}}

Partie 1 - : 'Les « couleurs » de l'hydrogène : un discours trompeur pour la transition énergétique (Aurore Richel) - Les raisons qui poussent l'Europe à miser sur l'hydrogène pour respecter son objectif de neutralité carbone d'ici à 2050' par Jacques Hallard

Partie 2 - 'Le discours trompeur pour la transition énergétique avec les « couleurs » de l'hydrogène : du narratif plus que du réalisme dans une filière qui se construit avec un optimisme collectif (durabilité, innovation, circularité, autonomie)' par Jacques Hallard- 17 août 2025 - ISIAS Energies Hydrogène Partie 2

Partie 3 - 'L'hydrogène : seulement pour faire de l'acier et des engrais azotés (Jancovici), néanmoins engouement géopolitique, avancées technologiques pour l'hydrogène ‘vert' et énormes ressources probables d'hydrogène ‘blanc'' par Jacques Hallard - 19 août 2025 - ISIAS Energies Hydrogène Partie 3

Partie 4 - Doutes sur la filière hydrogène qui peine à décoller mais les recherches et technologies innovantes sont actives, notamment avec l'hydrogène vert ; toutefois des sites d'info sont bidonnés avec de l'IA pour l'hydrogène blanc

Retour au début du dossier

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant – 23/04/2025

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier : ISIAS Energies Hydrogène Partie 4 .7.docx

Mis en ligne par le co-rédacteur Pascal Paquin via Yonnelautre.fr : un site des alternatives, d'éducation populaire, un site inter-associatif, coopératif, gratuit, sans publicité, sans subvention, indépendant de tout parti, un site sans Facebook, Google+ ou autres GAFA, sans mouchard, sans cookie tracker, sans fichage, et à empreinte numérique réduite, un site entièrement géré sous Linux et avec l'électricité d'Énercoop , géré par Yonne Lautre : https://yonnelautre.fr –

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

"L'hydrogène : seulement pour faire de l'acier et des engrais azotés (Jancovici), néanmoins engouement géopolitique, avancées technologiques pour l'hydrogène ‘vert' et énormes ressources probables d'hydrogène ‘blanc'" par Jacques Hallard

2025-08-19T14:34:58Z

ISIAS Energies Hydrogène Partie 3

L'hydrogène : seulement pour faire de l'acier et des engrais azotés (Jancovici), néanmoins engouement géopolitique, avancées technologiques pour l'hydrogène ‘vert' et énormes ressources probables d'hydrogène ‘blanc'

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 19/08/2025

Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone'

Présentation de la série :

Partie 1 - : 'Les « couleurs » de l'hydrogène : un discours trompeur pour la transition énergétique (Aurore Richel) - Les raisons qui poussent l'Europe à miser sur l'hydrogène pour respecter son objectif de neutralité carbone d'ici à 2050' par Jacques Hallard

Partie 2 - 'Le discours trompeur pour la transition énergétique avec les « couleurs » de l'hydrogène : du narratif plus que du réalisme dans une filière qui se construit avec un optimisme collectif (durabilité, innovation, circularité, autonomie)' par Jacques Hallard- 17 août 2025 - ISIAS Energies Hydrogène Partie 2

Partie 3 - L'hydrogène seulement pour faire de l'acier et des engrais azotés (Jancovici), néanmoins engouement géopolitique, avancées technologiques pour l'hydrogène ‘vert' et énormes ressources putatives d'hydrogène ‘blanc'

Plan du document : Humour et actualisation Préambule Introduction Sommaire Auteur->#AUTEUR]

Humour et actualisation en images

L'hydrogène, trop gourmand en énergie pour être écologique

In « L'hydrogène, trop gourmand en énergie pour être écologique » - Par Celia Izoard- 1er février 2021 à 09h35 - Mis à jour le 1er septembre 2021 à 09h57 - ENQUÊTE 1/3 — Les plans de relance gouvernemental et européen font la part belle à l'hydrogène, qui serait l'énergie « verte » de l'avenir. Pourtant, la production de ce gaz pose de nombreux défis écologiques et l'enjeu de cette conversion paraît davantage économique que climatique. Cet article est le premier d'une enquête en trois volets consacrée à l'hydrogène. Le deuxième volet : « Le plan hydrogène français entérine discrètement la relance du nucléaire » ; le troisième : « L'hydrogène, un rêve industriel mais pas écologique ». (c) Reporterre - Tous droits réservés - Source : https://reporterre.net/L-hydrogene-trop-gourmand-en-energie-pour-etre-ecologique

Le plan hydrogène français entérine discrètement la relance du nucléaire

In « Le plan hydrogène français entérine discrètement la relance du nucléaire » - Par Celia Izoard- 2 février 2021 à 09h48 -Mis à jour le 18 février 2021 à 18h36 - ENQUÊTE 2/3 — Produire toujours plus d'hydrogène « vert », comme le prévoient le « plan » français et la « stratégie » européenne, va nécessiter de grandes quantités d'électricité non fossile. L'industrie nucléaire est sur les JH2025-08-17T21:43:00J

rails. (c) Reporterre - Tous droits réservés - Source : https://reporterre.net/Le-plan-hydrogene-francais-enterine-discretement-la-relance-du-nucleaire

L'hydrogène, un rêve industriel mais pas écologique

In « L'hydrogène, un rêve industriel mais pas écologique » - Par Celia Izoard- 3 février 2021 à 09h42 - Mis à jour le 26 février 2021 à 21h53 - ENQUÊTE 3/3 — L'ambition d'un développement massif de la production hydrogène à grand renfort d'argent public fait peser de nombreux risques sur l'environnement, qu'il s'agisse de transport, de délocalisation de la production dans des pays pauvres ou encore du fantasme du stockage du carbone. - (c) Reporterre - Tous droits réservés - Source : https://reporterre.net/Le-plan-hydrogene-francais-enterine-discretement-la-relance-du-nucleaire

In « Hydrogène blanc [natif] : quelles perspectives ? » - Mis à jour le 19 octobre 2023 | Commissariat Général au Développement Durable – « Combustible qui n'émet pas de CO2 et naturellement disponible dans le sous-sol, l'hydrogène blanc (dit aussi « natif » ou « naturel ») suscite actuellement de l'intérêt (et des interrogations) comme alternative possible aux énergies fossiles dans l'industrie et les transports. Plusieurs gisements potentiels en France … Une énergie décarbonée… - Sauf mention contraire, tous les contenus de ce site sont sous licence etalab-2.0 - Source : https://www.notre-environnement.gouv.fr/actualites/breves/article/hydrogene-blanc-quelles-perspectives

Pyrénée

In « Hydrogène blanc : la nouvelle richesse cachée des Pyrénées, Aquitaine, Lorraine » - Par Amandine Leclerc - Publié le 02 juillet 2025 – « Intriguant, le sous-sol français vient de révéler un secret bien gardé : des filons d'hydrogène naturel ont été identifiés… sans savoir s'ils changeront notre avenir énergétique. – Le 30 juin 2025, Bercy confirme que la France détient des gisements d'hydrogène natif, dans le bassin aquitain, le piémont pyrénéen et le bassin houiller lorrain. Encore nébuleux, ce potentiel suscite des espoirs de souveraineté énergétique, mais l'exploitation reste hypothétique. Un potentiel géologique inédit en France… Zones à fort enjeu stratégique… Trois régions ont été identifiées comme zones à haut potentiel : le bassin aquitain, le piémont pyrénéen et le bassin houiller lorrain. Exploration minière et encadrement juridique… Freins technologiques et économiques… Une promesse de souveraineté énergétique ? » - © 2024 | L'energeek | Tous droits réservés - Source : https://lenergeek.com/2025/07/02/hydrogene-blanc-la-nouvelle-richesse-cachee-des-pyrenees-aquitaine-lorraine/

Retour au début de la rubrique ‘Humour et actualisation en images'

Retour au début du dossier

Préambule

Quelques informations pour commencer

L'hydrogène est l'élément chimique de numéro atomique 1, de symbole H. L'hydrogène présent sur Terre est presque entièrement constitué de l'isotope 1H (ou protium, comportant un proton et aucun neutron) et d'environ 0,01 % de deutérium 2H (un proton, un neutron). Ces deux isotopes de l'hydrogène sont stables. Un troisième isotope, le tritium 3H (un proton, deux neutrons), instable, est produit dans les réactions de fission nucléaire (réacteurs nucléaires ou bombes). L'hydrogène peut avoir les nombres d'oxydation 0 (dihydrogène H2 ou hydrogène métallique), +I (dans la plupart de ses composés chimiques) et –I (dans les hydrures métalliques). L'hydrogène est un élément électropositif, fréquemment ionisé à l'état H+ ou H3O+. Il forme aussi des liaisons covalentes (notamment dans le dihydrogène et les hydrocarbures) et des liaisons de nature intermédiaire appelées liaisons hydrogène (notamment dans la molécule d'eau et la matière organique). L'hydrogène est le principal constituant du Soleil et de la plupart des étoiles (dont l'énergie provient de la fusion thermonucléaire de cet hydrogène), et de la matière interstellaire ou intergalactique. C'est un composant majeur des planètes géantes, sous forme métallique au cœur de Jupiter et de Saturne, et sous la forme de dihydrogène solide, liquide ou gazeux dans leurs couches plus externes et dans les autres planètes géantes. Sur Terre, il est surtout présent à l'état d'eau liquide, solide (glace) ou gazeuse (vapeur d'eau), mais on le trouve aussi dans les émanations de certains volcans sous la forme de H2 et de CH4 (méthane)… - Source : Wikipédia

Quel est l'inconvénient de l'hydrogène ? - L'hydrogène est un gaz explosif. Une caractéristique d'autant plus ennuyeuse que les risques de fuite sont plus importants qu'avec n'importe quel autre gaz et qu'il est difficile, voire impossible, de rendre totalement étanches les réservoirs qui le contiennent. De plus, il est aussi particulièrement inflammable… 18 février 2022

Quels sont les risques à l'utilisation de l'hydrogène ? - L'hydrogène est un gaz dangereux : il s'enflamme beaucoup plus facilement que d'autres gaz au contact de l'oxygène, sa température de flamme est très élevée (2.000°C) et la combustion peut dans certaines conditions prendre la forme d'une explosion (techniquement, une détonation)', rappelle un rapport. 7 février 2023

L'hydrogène ‘blanc', naturel, ou encore natif, sera-t-il le nouveau pétrole ? - Par Vincent Lucchese - 24 juillet 2023 à 09h31 Mis à jour le 26 juillet 2023 à 11h52 – L'« hydrogène blanc », dont une forte concentration a été détectée en mai en Lorraine, est une nouvelle ressource énergétique qui attire. Reste à savoir si elle est vraiment renouvelable et exploitable… - Lire par ici > https://reporterre.net/L-hydrogene-naturel-sera-t-il-le-nouveau-petrole

Acier – Un acier est un alliage métallique constitué principalement de fer et de carbone. Il se distingue des fontes et des ferroalliages par sa teneur en carbone comprise entre 0,02 % et 2 % en masse. C'est essentiellement cette teneur en carbone qui confère à l'acier ses propriétés mécaniques de dureté, de résistance et d'élasticité. Depuis le XIXe siècle, les aciers sont très utilisés dans l'industrie, le bâtiment et les travaux publics (BTP) et le génie civil et militaire ; purs ou sous forme d'alliages, et souvent améliorés par des traitements thermiques, mécaniques et chimiques agissant sur leurs propriétés mécaniques (recuit, trempe, revenu, cémentation, nitruration et carbonitruration), leur dureté, résilience et de résistance à l'usure et à la corrosion… - Source

Engrais azotés – Ce sont des éléments nutritifs essentiels à la croissance des plantes. Ils peuvent être apportés sous différentes formes absorbables par la plante et être d'origine organique ou minérale. La France est productrice d'engrais azotés, mais ne couvre qu'un tiers de ses besoins - Les engrais azotés simples sont fabriqués à partir de l'ammoniac, obtenu par la combinaison de l'azote de l'air et de l'hydrogène provenant du gaz naturel. Environ 80% du coût de production de l'ammoniac est lié à l'utilisation de gaz naturel. Ce pourcentage passe à 55 à 60% pour les engrais solides de type ammonitratesqui représentent plus de 50% de l'azote minéral utilisé en France et en Europe. Les solutions azotées et l'urée solide dépendent aussi de cette matière première…

rond-orange
N2 + ½ O2 + CH4 + H2O

flech2 NH3 + CO2

L'ammoniac est la matière première de base de toute l'industrie des engrais azotés. En particulier, il subit une oxydation pour être transformé en acide nitrique et il est combiné à d'autres produits pour donner naissance à d'autres engrais azotés…….. - Source

Voir aussi : Les engrais azotés de synthèse, un danger pour la santé et l'environnement ... Radio France https://www.radiofrance.fr › ... › La Terre au carré 9 mars 2021 — « L'usage de cet engrais entraine et crée un danger environnemental et sanitaire, nuisant à la santé humaine, aux écosystèmes naturels... »

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Cette Partie 4 de la Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone', mise en ligne sur ISIAS dans un but didactique, commence par une reprise de la position réitérée de Jean-Marc Jancovici sur l'hydrogène, « démontant le mythe de l'hydrogène devant le Sénat »…

À propos - Jean-Marc Jancovici, né le 13 février 1962, est un ingénieur, enseignant et conférencier français, spécialisé dans les questions d'énergie et de climat. Date/Lieu de naissance : 13 février 1962 (Âge : 63 ans), Paris - Enseignement : Télécom Paris (1984–1986), École polytechnique (1981–1984) - Organisations fondées : The Shift Project, Carbone 4…. - Wikipédia

Les articles sélectionnés ici reprennent des prises de position politiques et géopolitiques, comme la Belgique « un pivot stratégique pour l'avenir énergétique de l'Europe » …

Des avancées technologiques sont rappelées comme celle des moteurs thermiques, avec lesquels « des scientifiques sont parvenus à réduire la pollution nocive des moteurs à combustion interne à hydrogène »…, ou encore celle « optimisation de la production d'hydrogène ‘vert' » qui « pourrait changer la production d'hydrogène pour toujours »…

Est abordée dans ce dossier la percée de l'hydrogène blanc ou natif : « La France possède le plus gros gisement gazier mondial d'hydrogène blanc et il sera bientôt le plus important pour toute la planète.. » - En France, un gisement d'hydrogène correspondrait à 1.300 fois le PIB de la terre … qui pourrait alimenter l'humanité pour des siècles en hydrogène…

Mais d'autres gisements putatifs d'hydrogène se trouveraient aussi en Amérique du Nord… « Un jackpot sous nos pieds : les milliards de mégatonnes d'hydrogène qui pourraient redéfinir notre avenir énergétique » …

Concernant l'hydrogène vert, « les énergéticiens tricolores sont à l'assaut de l'eldorado marocain »…

Une autre vision optimiste : Une révolution dans le transport de l'hydrogène : la technologie LOHC transforme l'énergie propre » …

Quel est l'acronyme LOHC ? - Parmi les technologies de stockage de l'hydrogène par voie chimique, les systèmes de transport d'hydrogène organique liquide (LOHC) sont considérés comme une solution prometteuse. Ils sont faciles à gérer dans des conditions ambiantes, les processus de stockage/libération de l' H₂ sont sans carbone et le liquide porteur est réutilisable. 18 octobre 2024

Voir à ce propos :

LOHC - Liquide organique transporteur d'hydrogène - Un liquide organique transporteur d'hydrogène[a] (en anglais : Liquid Organic Hydrogen Carrier, ou LOHC) est un composé organique liquide, ou un mélange de tels composés, capable de fixer puis de libérer de l'hydrogène à travers des réactions chimiques. Ces substances peuvent ainsi être employées pour le stockage de l'hydrogène, comme, en principe, tout composé organique insaturé — molécules organiques ayant au moins une double liaison C=C ou une triple liaison C≡C — susceptible de fixer de l'hydrogène par hydrogénation. Efficacité énergétique - La séquence formée par la déshydrogénation endothermique suivie par la purification de l'hydrogène libéré en retour limite l'efficacité du cycle de cette méthode de stockage[3],[4],[5],[6]. Le transport d'hydrogène par liquide organique sans recyclage de chaleur a une efficacité énergétique de 60 à 70 %, selon le taux de déshydrogénation, ce qui est équivalent au transport sous forme d'hydrogène liquide. Avec recyclage de chaleur, l'efficacité énergétique passerait à 80-90 %[7],[8]. Composés - Différents composés sont étudiés pour le développement de systèmes LOHC. Ce sont notamment les couples méthylcyclohexane / toluène, décaline / naphtalène et perhydrodibenzyltoluène (généralement abrégé H18-DBT) / dibenzyltoluène … - Source : : https://fr.wikipedia.org/wiki/Liquide_organique_transporteur_d%27hydrog%C3%A8ne

Stocker l'hydrogène par voie chimique grâce au procédé LOHC - Posté le 11 octobre 2021 par Nicolas LOUIS dans Énergie - L'hydrogène sous haute pression ou liquide sont les deux principales méthodes de stockage de ce gaz. Une autre technique, nommée LOHC (Liquid organic hydrogen carrier), connaît un regain d'intérêt et consiste à l'héberger au milieu de molécules de liquides organiques porteurs d'hydrogène. L'hydrogène est un gaz extrêmement léger qui possède une très faible densité volumique à la pression atmosphérique. Deux techniques sont principalement utilisées pour réduire son volume et le stocker efficacement. La première, la plus courante, consiste à le comprimer à 700 bar, et la seconde à le transformer en liquide en le refroidissant à très basse température (-252,87°C). Depuis quelques années, une autre méthode, par voie chimique, connaît un regain d'intérêt et consiste à héberger le gaz au milieu de molécules de liquides organiques porteurs d'hydrogène. D'abord appelé Organic Liquid Hybrides, ce procédé est à présent plus connu sous le nom de LOHC pour Liquid Organic Hydrogen Carrier…. – Source : https://www.techniques-ingenieur.fr/actualite/articles/stocker-lhydrogene-par-voie-chimique-grace-au-procede-lohc-102990/

Stockage chimique de l'hydrogène dans les liquides organiques (LOHC) - Auteur(s) : Valérie MEILLE, Isabelle PITAULT - Date de publication : 10 avr. 2024 | Read in English- Résumé - Le procédé de stockage chimique de l'hydrogène dans les liquides organiques (LOHC) est régi par deux réactions catalytiques : l'hydrogénation de la molécule pauvre en hydrogène et la déshydrogénation de la molécule riche. Les couples de molécules sont choisis stockables et transportables sur de longues durées et distances dans des infrastructures standard. Cet article fait un état des lieux des couples de LOHC, des catalyseurs et des réacteurs impliqués dans la mise en place de cette solution technologique pour permettre un dimensionnement de procédé. Les aspects efficacité énergétique et les aspects environnementaux et économiques sont également analysés. Lire cet article issu d'une ressource documentaire complète, actualisée et validée par des comités scientifiques. Lire l'article – Source : https://www.techniques-ingenieur.fr/base-documentaire/energies-th4/stockage-et-transport-de-l-hydrogene-42722210/stockage-chimique-de-l-hydrogene-dans-les-liquides-organiques-lohc-hy3700/

Les autres documents choisis pour ce dossier (Partie 4 de la Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone') :

Quel avenir pour l'hydrogène en France ? - Jeudi 21 novembre 2024 – Enregistrement ‘radiofrance.fr/franceculture' de 5 minutes
Production d'hydrogène - Un projet déterminant pour l'avenir de l'énergie en France va voir le jour avec cette usine de production d'hydrogène fruit d'une alliance entre Air Liquide et TotalEnergies
La France pourrait-elle produire son propre hydrogène vert de façon compétitive ? – Document ‘infos.ademe.fr' - Octobre 2024
Rappel - Note sur hydrogène blanc, ou l'hydrogène natif d'après Wikipédia
L'hydrogène naturel / blanc / natif : une ressource reconnue et un potentiel pressenti – Note parue le 16 juillet 2024 – Documents ‘connaissancedesenergies.org'
Tous les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Une rétrospective critique « énergique et argumentée » : L'hydrogène par Jancovici – Vidéo 2:31 - Francois LE COAT - 24 septembre 2023 - Jean-Marc Jancovici était l'invité du Grand Jury, le dimanche 24 septembre 2023.
France - Jancovici démonte le mythe de l'hydrogène devant le Sénat ! Vidéo 14:34 - Éthique et tac - 10 août 2025
La Belgique, un pivot stratégique pour l'avenir énergétique de l'Europe – 2025 - Projet ‘Hydrogen Valley' – Document ‘innovation24.news'
Technologie Moteurs thermiques - Des scientifiques sont parvenus à réduire la pollution nocive des moteurs à combustion interne à hydrogène - Traduction du 15 octobre 2024 par Jacques Hallard , d'un article du 10 octobre 2024 intitulé Scientists cut harmful pollution from hydrogen engines diffusé par ‘Science News'
Optimisation de la production d'hydrogène ‘vert' - Cette découverte pourrait changer la production d'hydrogène pour toujours - 08 septembre 2024 - Document ‘futura-sciences.com'
La France possède le plus gros gisement gazier mondial d'hydrogène blanc et il sera bientôt le plus important pour toute la planète - Publié le 12/09/2024 à 11:05 – Point du vue de Loïc Nicolay aka « nicoln » - Journaliste
France – Gisement d'hydrogène - 1.300 fois le PIB de la terre : la France est assise sur la plus grosse fortune de son histoire qui pourrait alimenter l'humanité pour des siècles en hydrogène - 12 sept 2024 – ‘jeuxvideo.com'
Technologies Hydrogène - France – Gisement d'hydrogène : 1.300 fois le PIB de la terre : la France est assise sur la plus grosse fortune de son histoire qui pourrait alimenter l'humanité pour des siècles en hydrogène - Rédaction : Shirley Taieb- Date : 18 octobre 2024 à 17h05
Hydrogène – Gisements putatifs en Amérique du Nord… et en France - Un jackpot sous nos pieds : les milliards de mégatonnes d'hydrogène qui pourraient redéfinir notre avenir énergétique - 18 octobre 2024 à 17h05 – Document ‘mobeez.fr'
Hydrogène vert – France - Maroc : les énergéticiens tricolores à l'assaut de l'eldorado marocain - Juliette Raynal 30 octobre 2024, 18:59 – Document ‘latribune.fr'
Hydrogène - Une révolution dans le transport de l'hydrogène : la technologie LOHC transforme l'énergie propre - Publié le 16 novembre 2024 - Écrit par : Jean-Baptiste Giraud – Document ‘lenergeek.com'
Quel avenir pour l'hydrogène en France ? - Jeudi 21 novembre 2024 – Enregistrement ‘radiofrance.fr/franceculture' de 5 minutes - Provenant du podcast Le Journal de l'éco
Production d'hydrogène - Un projet déterminant pour l'avenir de l'énergie en France va voir le jour avec cette usine de production d'hydrogène fruit d'une alliance entre Air Liquide et TotalEnergies - Publié par : Guillaume AIGRON - Date : 30 novembre 2024 – Document ‘media24.fr'
La France pourrait-elle produire son propre hydrogène vert de façon compétitive ? – Document ‘infos.ademe.fr' - Octobre 2024
Rappel - Note sur hydrogène blanc, ou l'hydrogène natif d'après Wikipédia
L'hydrogène naturel / blanc / natif : une ressource reconnue et un potentiel pressenti – Note parue le 16 juillet 2024 – Documents ‘connaissancedesenergies.org'
Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Une rétrospective critique « énergique et argumentée » : L'hydrogène par Jancovici – Vidéo 2:31 - Francois LE COAT - 24 septembre 2023 - Jean-Marc Jancovici était l'invité du Grand Jury, le dimanche 24 septembre 2023.

https://yt3.ggpht.com/ytc/AIdro_lrvCSAL8_Tz6uEheOVRT40H3Kw8paoJ-zBQQ9nZUf9JGg=s88-c-k-c0x00ffffff-no-rj

Francois LE COAT

Source : https://www.youtube.com/watch?v=JdiG_MsDViU

Retour au début du sommaire

France - Jancovici démonte le mythe de l'hydrogène devant le Sénat ! Vidéo 14:34 - Éthique et tac - 10 août 2025 #Jancovici #Transition #Energie
Dans cette intervention devant le Sénat sur l'électricité, Jean-Marc Jancovici explique pourquoi l'hydrogène est un vecteur énergétique et non une énergie primaire. Il détaille son rendement quatre fois plus faible que l'électricité dans les transports, en évoquant les pertes lors de l'électrolyse, du stockage et dans la pile à combustible. Il cite ses rares usages pertinents : réduction du minerai de fer et fabrication d'ammoniac pour les engrais.

Jancovici critique l'aviation à hydrogène, compare aux fusées Ariane, explique la faible densité énergétique par volume, le coût et la difficulté de la manutention de l'hydrogène liquide. Il aborde aussi le stockage de l'électricité par hydrogène et son très mauvais rendement. Il fait le lien entre consommation d'électricité, PIB mondial, et facteurs limitants comme le pétrole, le gaz ou les minerais. Il analyse la baisse de l'approvisionnement en hydrocarbures en Europe depuis 2007, liée aux pics de production : pétrole conventionnel (2006), gaz de la mer du Nord (2005), et charbon en déclin depuis les années 50.

Enfin, il compare la conversion à l'électricité des usages actuels et l'érosion de l'économie physique européenne, expliquant qu'il est impossible de prévoir laquelle des deux tendances dominera. #Jancovici #Hydrogene #Energie #Electricite #Transition Réduire la qualité de la vidéo. Pour changer le système : Réclamer le RIC constituant : https://convergence.ric-france.fr/ Changer de banque : https://www.lanef.com/ https://change-de-banque.org/particul... Passer à l'action militante : https://extinctionrebellion.fr/ https://ripostealimentaire.fr/ Changer de travail : https://jobs.makesense.org/fr Sources :

https://www.gstatic.com/youtube/img/watch/yt_favicon_ringo2.png • Électricité : audition de Jean-Marc Jancovici

Musique : Invisible Beauty - Aakash Gandhi Montage : lakl42 Réponses au quiz de fin : / !\ Description à ne pas lire avant d'avoir vu la vidéo entièrement / !\ / !\ / !\ / !\ Quelle est la perte d'énergie lors de la production d'hydrogene 40% À quoi Jancovici compare-t-il l'avion à hydrogène ? À une fusée Ariane Depuis quand l'indicateur des tonnes chargées dans les camions baisse-t-il en Europe ? Depuis 2007

664 commentaires : quelques-uns à la suite >

Hallard Jacques

Ajoutez un commentaire…

@reginaldpressard2846 il y a 5 jours

'J'espère ne pas avoir raté une marche '. J'adore cette aimable et impertinente synthèse devant l'interminable question posée ; question du genre ' pâté cérébral total ' de cet élu navrant, bien représentatif du faible niveau culturel des députés dans leur ensemble .

@yohips8321 il y a 5 jours

Le talent de ces gens à poser des questions qui font 500 mots. Et ces gens sont supposés avoir fait des études et sont pas foutu d'être synthétiques et focus sur leur question.

@christinescrick7994 il y a 1 jour

Quel contraste entre le style de la question et le style de la réponse. Avec Mr Jancovici on ne s'ennuie pas ! Il ne se contente pas d'approximation et recadre tout ce qui recadrable avec une ironie espiègle en bonus

@sylv_ain il y a 6 jours

Le premier exploit c'est d'arriver à ne pas s'endormir quand un type te balance une question à rallonge comme au début de cette vidéo.

@axaoxo3257 il y a 5 jours

Chaque fois que j'entends ces députés et sénateurs poser leurs questions lors de ces auditions, je me demande s'ils sont vraiment intellectuellement outillés pour leurs lourdes tâches. Ils bafouillent, ils sont confus, ils sont redondants comme s'ils parlaient mécaniquement sans savoir ce qu'ils disent, ils sont approximatifs et vagues et très souvent on se rend compte, lorsqu'ils reposent une autre question, qu'ils n'ont rien compris à la réponse précédente.

@pierre6322 il y a 6 jours

Je crois qu'on ne se rend pas assez compte de la chance que nous avons d'avoir une pointure telle que JMJ. J'ai vécu pendant un temps en Espagne, et je peux vous garantir qu'il n'existe rien qui pourrait permettre à ces personnes de pouvoir appréhender les problématiques de notre monde actuel et à venir. Espérons que nous puissions tirer profit d'une telle chance et adapter notre vie en conséquence. Pour ma part, fort des discours de JMJ entre autres, j'ai quitté Barcelone pour vivre dans le Cantal. Au-delà du sens, c'est un vrai bonheur de se reconnecter aux fondamentaux.

Source : https://www.youtube.com/watch?v=jbpcOHhgG_k

Retour au début du sommaire

#ZUSAMMENFASSUNGLa Belgique, un pivot stratégique pour l'avenir énergétique de l'Europe – 2025 - Projet ‘Hydrogen Valley' – Document ‘innovation24.news'

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2025/03/1-990x660.jpg

Présentation du projet Hydrogen Valley lors de l'assemblée générale du cluster Tweed, le 16 Avril 2024

La Belgique a un grand rôle à jouer dans le déploiement de l'hydrogène en Europe. En effet, son emplacement central, son port mondialement connu et ses expertises techniques en font un excellent acteur pour le déploiement de cette filière.{{}}

Afin de valoriser et faciliter le développement de l'hydrogène en Belgique, deux clusters régionaux, le cluster Tweed pour la Wallonie et WaterstofNet pour la Flandre, se sont réunis en 2023 afin de créer une entité belge : le Belgian Hydrogen Council.

Le cluster Tweed (Technologie wallonne énergie – environnement et développement durable) est une organisation qui rassemble les entreprises, les centres de recherches, les universités et les instances publiques qui sont actives dans les énergies renouvelables. Aujourd'hui, cette association regroupe plus de 200 membres. Ce cluster organise plusieurs événements afin de favoriser les échanges entre les entreprises ayant un intérêt commun mais également les échanges entre les entreprises et le secteur public. Tweed est également présent lors de conférences internationales pour promouvoir les acteurs wallons et favoriser des partenariats à l'étranger. L'innovation est aussi au centre des préoccupations de ce cluster et il est partenaire des Initiatives d'Innovation Strategique (IIS) wallonnes.

Afin de structurer les sujets clés des énergies renouvelables, plusieurs écosystèmes ont été élaborés : CERACLE pour les communautés d'énergie, Heat2Net pour les réseaux de chaleurs renouvelables, la mobilité, le stockage et H2Hub pour l'hydrogène décarbonée. L'écosystème H2Hub a pris de plus en plus d'ampleur ces dernières années et aujourd'hui, une centaine de ses membres sont associés à cet écosystème. Le cluster Tweed est associé à plusieurs projets européens sur la thématique hydrogène : le projet Interreg Green SKHy s'intéressant aux formations et compétences en matière d'hydrogène et le projet horizon Europe HyPOP visant à sensibiliser le grand public à la thématique hydrogène.

Plusieurs grands projets wallons sont également coordonnés par H2Hub :

• Le projet e‑WallonHy, en collaboration avec le CRM Group et l'université catholique de Louvain, afin d'accompagner les grands projets en recherche et innovation sur toute la chaîne de valeur de l'hydrogène.

• Le projet Hydrogen Valley, en collaboration avec le CRM Group. L'objectif est que la Wallonie soit reconnue comme une Hydrogen Valley en 2025. En plus de favoriser l'accès aux subsides européens, cette reconnaissance européenne constitue une étape essentielle dans le développement de la filière hydrogène dans la région. En effet, elle permet de fédérer tous les acteurs de la région et de mutualiser leurs forces pour mettre sur pied un projet d'envergure industrielle englobant toute la chaîne de valeur de l'hydrogène.

Le Belgian Hydrogen Council rassemble les acteurs de la Wallonie et de la Flandre afin d'accroître la visibilité de la belgique lors d'évènements internationaux. En 2024, le Belgian Hydrogen Council était notamment présent aux événements suivants : Hyvolution à Paris, World Hydrogen Summit à Rotterdam, World Power-to‑X au Maroc et European Hydrogen Week à Bruxelles. En 2025, le Conseil prévoit d'assister à ces mêmes événements stratégiques. La présence du BHC à ce type d'évènement permet de mettre en avant les sociétés belges actives dans l'hydrogène et de créer des partenariats avec les pays étrangers. Le Belgian Hydrogen Council a d'ailleurs signé un MoU (Memorandum of understanding) conjoint avec les Pays-Bas et l'Allemagne lors du World Hydrogen Summit et un MoU avec la France lors de la visite d'État en France du roi et de la reine de Belgique.

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2025/03/2.jpg

Signature du MoU entre l'Allemagne, les Pays-Bas et la Belgique lors du World Hydrogen Summit 2024.

Toutes les sociétés belges actives dans cette nouvelle chaîne de valeur de l'hydrogène propre sont présentées sur l'image ci-dessous. Un descriptif synthétique de chacune de ces sociétés est disponible sur le site web du BHC : https://belgianhydrogencouncil.be/

Parmi tous ces acteurs belges, il est intéressant de citer les plus notables :

• John Cockerill, mondialement connu pour la fabrication d'électrolyseurs ;

• Le port d'Anvers-Bruges, premier port d'exportation d'Europe ;

• AGFA, pour ses membranes ZIRFON, essentielles à la fabrication des électrolyseurs ;

• Virya, société très active dans la production et la distribution d'hydrogène : plusieurs stations hydrogène ont été développées en Belgique sous sa marque DATS24.

• Fluxys, gestionnaire de réseau pour le transport de gaz en Belgique. Il a été officiellement reconnu par le gouvernement pour gérer également le transport d'hydrogène.

• Air Liquide, société très active dans la filière hydrogène. En Belgique, les 600 km de pipelines existants sont gérés majoritairement par Air Liquide.

• BESIX, société mondialement connue pour la création d'usines « clés sur porte ». Active dans la filière hydrogène, elle est d'ailleurs un partenaire officiel avec Vyria, Fluxys et John Cockerill, du grand projet Hyoffwind de production d'hydrogène vert (25 MW) à partir d'éoliennes offshore.

Le Belgian Hydrogen Council organise également des groupes de travail avec ses membres. Ces travaux mènent à des propositions concrètes à soumettre aux gouvernements régionaux, et fédéral, afin de favoriser le développement de la filière hydrogène. Par exemple, le Conseil a rédigé avec l'aide de ses membres un positionnement sur l'implémentation de la REDIII (ce document est également disponible sur notre site web).

Même si l'hydrogène est produit et utilisé depuis de longues années, sa production de manière décarbonée et sa consommation comme vecteur énergétique sont très récentes. La recherche et l'innovation sont donc très importantes et, afin de centraliser les expertises belges, nous les avons répertorié sur le site web du Belgian Hydrogen Council (onglet Research).

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2025/03/ValueChain-BHC-15-11.jpg

Acteurs belges actifs dans la chaîne de valeur de l'hydrogène.

Pour finir, notons que la Belgique a une grande ambition concernant le développement de l'infrastructure de transport de l'hydrogène. En effet, vu la forte densité énergétique de la Belgique, la stratégie du pays n'est pas d'être spécifiquement un leader mondial dans la production d'énergie verte. En revanche, étant donné sa place centrale et son port stratégique, la Belgique ambitionne de devenir une plaque tournante pour l'hydrogène, comme elle l'est actuellement pour le gaz naturel. Pour 2030, elle a comme objectif d'importer 45 TWh d'hydrogène via le port d'Anvers-Bruges, d'utiliser 15 TWh de cet hydrogène pour sa consommation nationale et d'exporter 30 TWh vers l'Allemagne, la France, le Luxembourg et les Pays-Bas.

Des actions concrètes sont déjà en cours de réalisation pour atteindre cet objectif : un opérateur de transport de l'hydrogène a été désigné (Fluxys) et les travaux d'infrastructures ont déjà commencé. Air Liquide finalise son usine de craquage d'ammoniac en hydrogène sur le port d'Anvers-Bruges, reconnaissance européenne du port d'Anvers-Bruges comme un hub d'hydrogène.

Sur le même sujet :

Danielson Engineering : un terrain d'apprentissage grandeur nature

Spécialisée dans la conception et la fabrication de démonstrateurs...

Une formation pour comprendre l'écosystème hydrogène et ses technologies

Retour d'expérience sur la formation « Présentation des systèmes hydrogène...

Symbio Hydrogen Academy : bâtir la filière hydrogène de demain

Première plateforme entièrement dédiée à la formation dans la filière...

À propos de l'auteur Voir tous les articles

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2019/12/hydrogen-logo-web-150x150.jpg

Hydrogen+ Créée fin 2015 sous la forme d'un supplément thématique de Green Innovation, la revue Hydrogen+ est la plus ancienne et la seule publication internationale en langue française consacrée au marché de l'hydrogène, à son actualité et aux innovations de la filière. Diffusé sur les principaux salons professionnels, sur support numérique et par abonnement, Hydrogen+ constitue un outil d'information et d'influence unique de la filière hydrogène. Déploiement de la filière, mobilité, transport lourd ou encore industrie, Hydrogen+ couvre l'ensemble des sujets qui occupent la filière et se veut être un outil dédié à son développement. Hydrogen+ est par ailleurs partenaire des principaux événements professionnels en France et en Europe, ainsi que des principaux acteurs associatifs du secteur.

Bienvenue sur Innovation24.news, le portail d'information dédié à l'innovation et au développement durable des publications de Consilde Media Group. Ce site regroupe une sélection d'articles et d'entretiens rédigés par des spécialistes des questions environnementales et publiés dans nos différents magazines……..

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2020/11/Logo_Innovation24_2020-11-12-01-300x48.png{{Innovation24.news est le portail d'information des publications de Consilde Media Group, agence de communication indépendante spécialisée dans le développement durable et les technologies de demain. [En savoir plus]

Informations • Qui sommes-nous ? • Publicité et Partenariats • Vous êtes journaliste • Vous êtes marchand de journaux • Droits étrangers / Foreign Rights • CGV / CGU Mentions légales - • Nous contacter

Articles récents :

Danielson Engineering : un terrain d'apprentissage grandeur nature
Une formation pour comprendre l'écosystème hydrogène et ses technologies
Symbio Hydrogen Academy : bâtir la filière hydrogène de demain
IFP School : un bilan prometteur pour la 1ère promotion du Mastère spécialisé® Hydrogen Project and Engineering
Consilde Media Group 2013-2023. Tous droits réservés.

Source : https://www.innovation24.news/2025/03/13/la-belgique-un-pivot-strategique-pour-lavenir-energetique-de-leurope/

Retour au début du sommaire

Technologie Moteurs thermiques - Haut du formulaire
Bas du formulaire

Des scientifiques sont parvenus à réduire la pollution nocive des moteurs à combustion interne à hydrogène - Traduction du 15 octobre 2024 par Jacques Hallard , d'un article du 10 octobre 2024 intitulé Scientists cut harmful pollution from hydrogen engines diffusé par ‘Science News' – Source de l'information : Université de Californie-Riverside

[L'université de Californie à Riverside (communément nommée UCR ou U.C. Riverside) est une université publique membre de l'université de Californie. Elle est fondée en 1954, et située à Riverside, à 97 km à l'Est de Los Angeles. Elle occupe un terrain de 781 ha dans un quartier de la périphérie de Riverside, ainsi qu'une annexe de 8 ha à Palm Desert 1,2. L'université trouve son origine dans la U.C. Citrus Experiment Station, fondée en 1907. L'université a acquis sa renommée grâce à sa recherche dans la lutte biologique et dans l'utilisation de phytohormones ayant permis de faire passer la saison de croissance des citrus de quatre à neuf mois. L'UCR est l'une des universités les plus diverses économiquement et ethniquement parlant des États-Unis 3,4. Outre l'étude du genre Citrus, elle dispose d'importants fonds documentaires concernant la photographie et la science-fiction. Depuis 2018, l'université de Californie à Riverside compte dans ces rangs les lauréats du prix Nobel Richard R. Schrock (prix Nobel de chimie) et Barry C. Barish (prix Nobel de physique)5… - Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Universit%C3%A9_de_Californie_%C3%A0_Riverside ]

Référence : https://www.sciencedaily.com/releases/2024/10/241010205911.htm?utm_source=substack&utm_medium=email

Résumé :

Les scientifiques ont découvert une méthode peu coûteuse pour réduire considérablement cette pollution des moteurs à combustion interne à hydrogène en améliorant l'efficacité de leurs convertisseurs catalytiques.

Les chercheurs ont découvert que l'infusion de platine dans les convertisseurs catalytiques avec un matériau hautement poreux appelé zéolithes Y améliore considérablement les réactions entre les oxydes d'azote et l'hydrogène, convertissant les oxydes d'azote malsains en azote gazeux inoffensif et en vapeur d'eau.

Texte complet

Les moteurs à combustion interne à hydrogène sont très prometteurs dans la lutte contre le changement climatique car ils sont puissants sans émettre de carbone réchauffant la terre. Ils peuvent alimenter des camions et des autobus lourds et conviennent aux équipements ‘tout-terrain' et agricoles et aux générateurs d'alimentation de secours, offrant des alternatives plus propres aux moteurs diesel.

Pourtant, ils ne sont pas entièrement propres. Ils émettent des oxydes d'azote pendant le processus de combustion à haute température. Les oxydes d'azote réagissent avec d'autres composés présents dans l'atmosphère pour former de l'ozone nocif et des particules fines, ce qui aggrave nos poumons et entraîne des problèmes de santé à long terme.

Heureusement, les scientifiques d'UC Riverside ont découvert une méthode peu coûteuse pour réduire considérablement cette pollution des moteurs à hydrogène en améliorant l'efficacité de leurs convertisseurs catalytiques. Comme indiqué dans la revue ‘Nature Communications', les chercheurs ont découvert que l'infusion de platine dans des convertisseurs catalytiques avec un matériau hautement poreux appelé zéolithes Y améliore considérablement les réactions entre les oxydes d'azote et l'hydrogène, les convertissant en azote gazeux inoffensif et en vapeur d'eau.

[Addenda - Une zéolithe, ou zéolite, est un minéral faisant partie d'un groupe de même nom de cristaux formés d'un squelette microporeux d'aluminosilicate 1, dont les espaces vides connectés sont initialement occupés par des cations et des molécules d'eau. Les ions et les molécules d'eau sont mobiles au sein de la structure, ce qui permet d'une part des échanges ioniques, d'autre part une déshydratation partielle réversible, et la possibilité de remplacer l'eau par une autre phase adsorbée. Le groupe comprend un grand nombre d'alumosilicates de structure (et, rarement, de béryllosilicates, de zincosilicates, de béryllophosphates) constitués de tétraèdres liés par des coins et contenant des cations échangeables ; plusieurs de ces minéraux ont d'importantes applications techniques1. Plusieurs sous-groupes sont distingués (par exemple le sous-groupe Natrolite). Le caractère cristallin du squelette implique que les porosités de la structure sont toutes de même taille. Ces porosités peuvent autoriser ou non le passage de molécules, avec un pouvoir discriminant inférieur à 100 picomètres (10–10 m). C'est pourquoi l'on qualifie les zéolithes de tamis moléculaires… - Source : https://fr.wikipedia.org/wiki/Z%C3%A9olithe ]

Suite de l'article traduit >

Par rapport à un convertisseur catalytique sans zéolithes, la quantité d'oxydes d'azote qui est convertie en substances inoffensives a augmenté de quatre à cinq fois à une température du moteur de 250 degrés Celsius, selon l'étude.

Le système était particulièrement efficace à des températures plus basses, ce qui est crucial pour réduire la pollution lors du premier démarrage des moteurs et qui sont encore relativement froids. De plus, la technologie peut également réduire la pollution des moteurs diesel équipés de systèmes d'injection d'hydrogène, a expliqué Fudong Liu, auteur correspondant et professeur agrégé de génie chimique et environnemental au ‘Bourns College of Engineering' de l'UCR.

L'injection d'hydrogène serait similaire aux systèmes d'injection utilisés dans les systèmes de réduction catalytique sélective pour les camions diesel à grande plate-forme. Les zéolithes sont des matériaux à faible coût avec une structure cristalline bien définie composée principalement d'atomes de silicium, d'aluminium et d'oxygène. Leur grande surface et leur structure tridimensionnelle en forme de cage de pores et de canaux uniformes permettent une décomposition plus efficace des polluants. En mélangeant physiquement du platine avec de la zéolite Y - un type synthétique de la famille plus large des composés de zéolite-les chercheurs ont créé un système qui capte efficacement l'eau générée pendant le processus de combustion de l'hydrogène.

Cet environnement riche en eau favorise l'activation de l'hydrogène, ce qui est essentiel pour améliorer l'efficacité de la réduction de l'azote. Shaohua Xie, chercheur scientifique à l'UCR et auteur principal de l'étude, a expliqué que la zéolite elle-même n'est pas un catalyseur. Au lieu de cela, il améliore l'efficacité du catalyseur au platine en créant un environnement riche en eau.

Liping Liu, doctorante, et Hongliang Xin, professeur agrégé à ‘Virginia Tech', ont encore validé ce concept grâce à une modélisation théorique du nouveau système catalytique. 'Ce concept peut également s'appliquer à d'autres types de zéolithes', a ajouté Xie. 'C'est une stratégie universelle.' Liu a souligné que la méthode de réduction de la pollution est relativement simple. 'Nous n'avons pas besoin d'utiliser des processus chimiques ou physiques compliqués', a déclaré Liu. 'Nous mélangeons simplement les deux matériaux - le platine et la zéolite - ensemble, nous effectuons la réaction, puis nous constatons une amélioration de l'activité et de la sélectivité.'

Liu, Xie et Kailong Ye de l'UCR ont mélangé des poudres de platine et de zéolite Y et les ont fournies au scientifique collaborateur Yuejin Li de ‘BASF Environmental Catalyst and Metal Solutions', ou ECMS, à Iselin, New Jersey. La poudre a été transformée en une suspension liquide épaisse avec des composés liants et appliquée sur les structures en nid d'abeilles à l'intérieur de prototypes de convertisseurs catalytiques.

Des scientifiques de la National Synchrotron Light Source II, ou NSLS-II, du ‘Brookhaven National Laboratory' à Upton, New York, étaient également des collaborateurs. Liu et Xie s'attendent à ce que BASF, qui a financé l'étude, commercialise la technologie, qui fait l'objet d'un brevet en instance. 'Eh bien, nous sommes fiers', a déclaré Xie. 'Nous avons mis au point une nouvelle technologie pour lutter contre les émissions d'oxyde d'azote, et nous pensons que c'est une technique incroyable.'

Source de l'information - Story Source : Materials provided by University of California - Riverside. Note : Content may be edited for style and length.

Référence : Shaohua Xie, Liping Liu, Yuejin Li, Kailong Ye, Daekun Kim, Xing Zhang, Hongliang Xin, Lu Ma, Steven N. Ehrlich, Fudong Liu. Zeolite-promoted platinum catalyst for efficient reduction of nitrogen oxides with hydrogen. Nature Communications, 2024 ; 15 (1) DOI : 10.1038/s41467-024-52382-7

Citer cette page - Cite This Page : MLA APA Chicago - University of California - Riverside. 'Scientists cut harmful pollution from hydrogen engines.' ScienceDaily. ScienceDaily, 10 October 2024. <www.sciencedaily.com/releases/2024/...> .

Email Newsletter RSS Feeds - Contact Us - About This Site | Staff | Contribute | Advertise | Privacy Policy | Editorial Policy | Terms of Use - Copyright 1995-2024 ScienceDaily or by other parties, where indicated. All rights controlled by their respective owners. Content on this website is for information only. It is not intended to provide medical or other professional advice. Views expressed here do not necessarily reflect those of ScienceDaily, contributors or partners. Financial support for ScienceDaily comes from advertisements and referral programs.

Source : https://www.sciencedaily.com/releases/2024/10/241010205911.htm?utm_source=substack&utm_medium=email

Retour au début du sommaire

Optimisation de la production d'hydrogène ‘vert' - Cette découverte pourrait changer la production d'hydrogène pour toujours - 08 septembre 2024 - Document ‘futura-sciences.com'
[EN VIDÉO] Interview : comment est née l'intelligence artificielle ? L'intelligence artificielle vise à mimer le fonctionnement du cerveau humain, ou du moins sa logique...

Pour optimiser la production d'hydrogène « verte » afin de la rendre moins énergivore, des chercheurs canadiens ont demandé à une IA de créer l'alliage catalyseur le plus performant. Une expérience concluante.

L'hydrogène est abondant sur Terre et employé comme combustible, il ne génère que pour seul déchet de l'eau. Un combustible parfaitement propre donc en théorie. Mais, en réalité, l'électrolyse nécessaire pour le séparer des autres éléments (carbone, oxygène...) implique de consommer une quantité importante d'énergie. Et justement, pratiquement l'intégralité de l'hydrogène produit, l'est par des sources d'énergies issues de la combustion de sources fossiles.

Pour réduire la facture énergétique et surtout pour pouvoir produire de l'hydrogène de façon optimisée à partir d'énergies renouvelables, l'intelligence artificielle (IA) a été mise à contribution par des chercheurs de l'université de Toronto au Canada. Les scientifiques souhaitaient mettre au point un meilleur alliage catalyseur pour produire l'hydrogène, lors de cette électrolyse. Ils ont entraîné l'IA qu'ils ont conçu à partir de plus de 36 000 combinaisons d'oxydes métalliques. À l'issue de cet apprentissage, les algorithmes ont réalisé des simulations pour déterminer quelles seraient les associations de matériaux les plus efficaces, stables et durables.

Un gain de temps phénoménal
Au final, parmi les milliards de combinaisons d'oxydes métalliques, au bout de quelques jours l'IA a pu dénicher la perle rare : un alliage composé de ruthénium, de chrome et de titane. Celui-ci s'est avéré être vingt fois plus stable et durable que l'alliage de référence actuel. Sans l'assistance de ce programme, il aurait fallu des années pour parvenir à trouver cette association. Les scientifiques sont ensuite passés de la théorie à la pratique en confectionnant cet alliage et en le testant. Pour évaluer ses performances, ils ont utilisé les puissants rayons X d'un synchrotron. À l'issue de cet essai, ils ont pu conclure que l'IA avait fait un assemblage judicieux.

Ce n'est pas la première fois que l'IA est mise à contribution pour générer des alliages. L'an dernier DeepMind avait permis de mettre au point 2,2 millions de nouveaux alliages pouvant être utilisés pour optimiser les batteries du futur.

Image du site Futura Sciencespar Sylvain Biget Journaliste

Source : https://www.futura-sciences.com/tech/actualites/tech-cette-decouverte-pourrait-changer-production-hydrogene-toujours-115713/

Retour au début du sommaire

La France possède le plus gros gisement gazier mondial d'hydrogène blanc et il sera bientôt le plus important pour toute la planète - Publié le 12/09/2024 à 11:05 – Point du vue de Loïc Nicolay aka « nicoln »- Journaliste
Je suis un passionné de Tech et de science : de l'astronomie aux voitures électriques, en passant par l'informatique qui est à l'origine de ma passion pour la Tech. Sans oublier mes sports : la force athlétique, le tennis et les sports mécaniques. Bref, ma vie gravite autour du sport et de la Tech.

Un trésor de 46 millions de tonnes enfoui en Lorraine ! La France vient de découvrir le plus grand gisement d'hydrogène naturel au monde, soit l'équivalent de la moitié de la production mondiale actuelle. Cette découverte pourrait révolutionner l'énergie propre et accélérer la transition énergétique.

La France possède le plus gros gisement mondial de ce gaz, et il sera bientôt le plus important pour toute la planète

La nouvelle fait parler d'elle depuis quelques semaines, mais les informations autour de cette situation se sont intensifiées au début du mois de septembre. Dans le bassin minier qui se trouve autour du puits de Folschviller, en Moselle, les scientifiques du laboratoire ‘GeoRessources' de l'Université de Lorraine et ceux du CNRS ont récemment repéré un gisement d'hydrogène blanc en réalisant des sondages. Après étude, il s'avère que ce gisement serait le plus grand au monde pour cette ressource.

Une découverte réalisée par hasard… ou presque

À l'origine, les scientifiques ne cherchaient pas d'hydrogène blanc, mais du méthane. Ils ont finalement trouvé autre chose, à partir de 1250 mètres de profondeur. Le gisement contiendrait, selon les estimations, jusqu'à 46 millions de tonnes d'hydrogène blanc, soit plus de la moitié de la production annuelle mondiale actuelle d'hydrogène gris, c'est-à-dire de l'hydrogène produit en usine à l'aide de gaz naturel.

« Nos données indiquent que le sous-sol du bassin minier lorrain est très riche en hydrogène blanc. Si elle est validée, cette découverte pourrait grandement aider à assurer la transition vers des sources d'énergie propre, protectrices du climat », expliquait en juillet dernier Philippe de Donato, directeurs de recherche au sein du laboratoire GeoRessources de Nancy. Car la production d'hydrogène gris s'avère très polluante, notamment par rapport à l'énorme quantité de CO2 qu'elle produit. Or, ce gaz a effet de serre joue un rôle aussi grave qu'important dans les changements climatiques actuels.

La France possède le plus gros gisement mondial de ce gaz, et il sera bientôt le plus important pour toute la planète

« Le pétrole de demain »

Interrogé récemment par BFM Business, Laurent Favre, le directeur général de Plastic Omnium, est allé dans le sens des chercheurs. « L'hydrogène blanc, c'est l'hydrogène naturel, natif. Contrairement à l'hydrogène vert ou gris qu'on produit et qui est l'hydrogène utilisé en grande quantité aujourd'hui, le blanc est quelque part sur la planète et il y en a beaucoup de disponible. Il est utilisable tel quel, c'est peut-être le pétrole de demain. »

Des gisements d'hydrogène blanc avaient déjà été identifiés en Australie, au Mali ou encore aux États-Unis. Mais en France, c'est une première. Et cela pourrait avoir une importance capitale dans les prochaines années, avec le développement des véhicules propres qui cherchent à délaisser les énergies fossiles. On trouve déjà régulièrement dans les villes des bus qui roulent à l'hydrogène, et cela n'est clairement qu'un début.

L'accès à un gigantesque gisement d'hydrogène blanc en France pourrait contribuer à accélérer cette mutation du secteur des transports, mais aussi à limiter la production, polluante, de l'hydrogène gris ou vert. Mais il reste encore de nombreux tests à réaliser pour confirmer la hauteur et la valeur de cette découverte, qui pourrait grandement aider à réduire la production de gaz à effet de serre dans l'Hexagone, et ce pendant de longues années.

Source : https://www.jeuxvideo.com/news/1923379/la-france-possede-le-plus-gros-gisement-mondial-de-ce-gaz-et-il-sera-bientot-le-plus-important-pour-toute-la-planete.htm

Retour au début du sommaire

France – Gisement d'hydrogène - 1.300 fois le PIB de la terre : la France est assise sur la plus grosse fortune de son histoire qui pourrait alimenter l'humanité pour des siècles en hydrogène - 12 sept 2024 – ‘jeuxvideo.com'
La France possède le plus gros gisement mondial de ce gaz, et il sera bientôt le plus important pour toute la planète - Publié le 12/09/2024 à 11:05 – Point du vue de Loïc Nicolay aka « nicoln »- Journaliste

Je suis un passionné de Tech et de science : de l'astronomie aux voitures électriques, en passant par l'informatique qui est à l'origine de ma passion pour la Tech. Sans oublier mes sports : la force athlétique, le tennis et les sports mécaniques. Bref, ma vie gravite autour du sport et de la Tech.

La France possède le plus gros gisement mondial de ce gaz, et il sera bientôt le plus important pour toute la planète

Une découverte réalisée par hasard… ou presque

La France possède le plus gros gisement mondial de ce gaz, et il sera bientôt le plus important pour toute la planète

« Le pétrole de demain »

ACTUALITÉSTECH

Source : https://www.jeuxvideo.com/news/1923379/la-france-possede-le-plus-gros-gisement-mondial-de-ce-gaz-et-il-sera-bientot-le-plus-important-pour-toute-la-planete.htm

Retour au début du sommaire

Technologies Hydrogène - France – Gisement d'hydrogène : 1.300 fois le PIB de la terre : la France est assise sur la plus grosse fortune de son histoire qui pourrait alimenter l'humanité pour des siècles en hydrogène - Rédaction : Shirley Taieb- Date : 18 octobre 2024 à 17h05
Un jackpot sous nos pieds : les milliards de mégatonnes d'hydrogène qui pourraient redéfinir notre avenir énergétique{{}}

Une équipe de chercheurs de l'Université du Nebraska-Lincoln vient de révéler que le rift du Midcontinent, une structure géologique ancienne sous le lac Supérieur, pourrait détenir une ressource inestimable pour l'avenir de l'énergie propre. Cette zone, s'étendant à travers plusieurs États américains, renfermerait une immense quantité d'hydrogène naturel, capable de révolutionner notre approche des ressources énergétiques.

A lire aussi :

Le rift du Midcontinent est non seulement riche en formations rocheuses volcaniques datant de plus d'un milliard d'années, mais il pourrait également abriter des quantités colossales d'hydrogène. Selon l'U.S. Geological Survey, la croûte terrestre contiendrait entre des dizaines de millions et des dizaines de milliards de mégatonnes d'hydrogène. Cette réserve phénoménale pourrait répondre aux besoins énergétiques mondiaux pour des millénaires. L'exploration de cette réserve pourrait transformer les stratégies énergétiques mondiales et stimuler une nouvelle ère de développement technologique basé sur des ressources proprement inépuisables.

Sur le même sujet Cette gigantesque technologie Chinoise abat 20 ans de travail en une année, un record mondial qui marque une étape capitale dans la production d'énergie

Défis et promesses de l'extraction d'hydrogène

L'extraction de cet hydrogène, situé entre 900 et 1500 mètres de profondeur, représente un défi technique majeur. Cependant, les résultats préliminaires des forages sont prometteurs, indiquant une accumulation significative d'hydrogène qui pourrait être économiquement viable à extraire. Cette découverte ouvre la porte à des innovations majeures dans les techniques d'extraction et de gestion de l'hydrogène souterrain. Les techniques actuelles devront être adaptées et améliorées pour exploiter ces vastes ressources en minimisant l'impact environnemental.

Impact potentiel sur la transition énergétique

L'hydrogène, en tant que source d'énergie propre et renouvelable, offre une alternative formidable aux combustibles fossiles et a le potentiel de réduire drastiquement les émissions de carbone. L'exploitation de cette ressource pourrait être un pilier de la transition vers une économie plus verte et plus durable. Les implications pour les politiques énergétiques mondiales sont profondes, car l'hydrogène peut être utilisé dans une variété de secteurs, y compris le transport et la production industrielle.

Investissement dans la recherche et l'avenir

Face à l'immense potentiel de cette découverte, la recherche a reçu un soutien substantiel sous forme d'une subvention de 1 million de dollars de la National Science Foundation. Ce financement est destiné à explorer en profondeur les propriétés de l'hydrogène du rift, y compris son comportement de flux, ses options de stockage et son interaction avec les matériaux géologiques. Ces recherches permettront de définir les meilleures stratégies pour la commercialisation et l'utilisation sécuritaire de cette ressource.

Sur le même sujet La première gigafactory au monde de cette énergie du futur vient des États-Unis et elle va coûter 1 milliard de dollars marquant leur domination totale sur ce nouveau marché

Vers une économie mondiale de l'hydrogène

Les implications de cette recherche vont bien au-delà des frontières des États-Unis, avec des répercussions possibles sur des rifts similaires à travers le monde, notamment en France, en Allemagne, en Russie, et en Afrique. La cartographie et la modélisation de ces ressources pourraient radicalement transformer notre approche de l'exploitation des énergies renouvelables. L'intégration de l'hydrogène dans les réseaux énergétiques mondiaux pourrait ainsi être accélérée, marquant un tournant décisif dans les efforts mondiaux de réduction des gaz à effet de serre.

Le potentiel français en matière d'hydrogène

La France possède également un potentiel significatif pour l'exploitation de l'hydrogène naturel, notamment dans des régions géologiquement actives où des rifts similaires pourraient exister. Avec son engagement croissant envers les technologies vertes et sa recherche avancée dans le domaine de l'hydrogène, la France pourrait devenir un leader dans l'exploitation et l'utilisation de cette ressource. Des initiatives de recherche sont en cours pour identifier et caractériser ces potentiels gisements d'hydrogène, ce qui pourrait considérablement renforcer l'autonomie énergétique du pays et réduire sa dépendance aux énergies fossiles.

Estimation de la valeur de l'hydrogène : entre rêve et réalité{{}}

Pour estimer la valeur potentielle de 10 milliards de mégatonnes d'hydrogène, nous devons considérer divers facteurs, notamment les prix actuels qui fluctuent selon le type d'hydrogène. Actuellement, l'hydrogène vert, obtenu par électrolyse, peut coûter entre 5 et 13 euros le kilogramme, tandis que l'hydrogène gris, produit à partir de gaz naturel, coûte entre 1,50 et 2 euros le kilogramme. En utilisant ces données, la valeur minimale de cette quantité d'hydrogène s'élèverait à environ 15 000 000 milliards d'euros, tandis que la valeur maximale pourrait atteindre 130 000 000 milliards d'euros correspondant environ à 1 300 fois le PIB de la Terre.

Sur le même sujet Regardez bien ce cylindre : il peut vous faire gagner des centaines d'euros sur votre facture de chauffage

Cet article explore la découverte révolutionnaire de vastes réserves d'hydrogène sous le lac Supérieur et les efforts en cours pour exploiter cette ressource inépuisable. Avec des avancées continues dans la recherche et la technologie, cette initiative pourrait marquer un tournant décisif dans la lutte contre le changement climatique et la dépendance aux énergies fossiles. En tirant parti de ces nouvelles sources d'hydrogène, nous pourrions voir émerger une nouvelle ère de durabilité énergétique à l'échelle mondiale.

Source : Université du Nebraska

Tags Linky - Article suivant :Le diesel et l'essence, c'est terminé : cette batterie avec une autonomie infinie va détruire l'industrie des carburants fossiles

https://www.mobeez.fr/wp-content/uploads/2023/06/suivez-gnews.png

Shirley Taieb - Shirley Taieb est une experte en rédaction technologique qui écrit pour Mobeez depuis sa création. Elle apporte une richesse de connaissances et d'expériences à la table, et son style d'écriture est engageant et informatif. Shirley est passionnée par la technologie et elle aime aider les autres à l'apprendre. Pendant son temps libre, elle aime lire, cuisiner et passer du temps avec sa famille.

https://www.mobeez.fr/wp-content/uploads/2023/05/disclamer-1024x275.png

24 000 km sans faire le plein : ce carburant révolutionnaire est le plus puissant au monde et pourrait mettre fin à l'industrie des...

L'essence du futur coûte moins et dure plus : découvrez le carburant qui promet de révolutionner l'automobile Depuis des décennies, le monde cherche des alternatives...

Cette nouvelle application révolutionnaire permet d'envoyer des messages à ses proches après sa mort

Le dernier clic avant le silence : cette application transforme votre au-revoir en héritage numérique Dans un monde où la technologie touche presque chaque aspect...

Le monde veut cette énergie que la France exploite depuis 60 ans produisant 600 milliards de watts, un trésor national qui produit plus de...

L'énergie qui illumine la France depuis 60 ans : découvrez cette révolution de 600 GWh Depuis les années 1960, la France tire parti de l'une...

N'hésitez pas à nous suivre aussi sur les réseaux

Mobeez - AIDES Altcoin Apple Arnaques Assurance avion BANQUE BINANCE BITCOIN CAF Coût de la vie CRYPTO-MONNAIES DOGE COIN Emploie EPARGNE Espace ETH EURO Gouvernement HIGH TECH

Logo

Source : https://www.mobeez.fr/actualites/14762/des-dizaines-de-megatonnes-de-cette-energie-sont-caches-sous-nos-pieds-une-reserve-qui-peut-alimenter-la-planete-pendant-des-siecles-et-une-partie-est-en-france/

Retour au début du sommaire

Hydrogène – Gisements putatifs en Amérique du Nord… et en France - Un jackpot sous nos pieds : les milliards de mégatonnes d'hydrogène qui pourraient redéfinir notre avenir énergétique - 18 octobre 2024 à 17h05 – Document ‘mobeez.fr'
Une équipe de chercheurs de l'Université du Nebraska-Lincoln vient de révéler que le rift du ‘Midcontinent', une structure géologique ancienne sous le lac Supérieur, pourrait détenir une ressource inestimable pour l'avenir de l'énergie propre. Cette zone, s'étendant à travers plusieurs États américains, renfermerait une immense quantité d'hydrogène naturel, capable de révolutionner notre approche des ressources énergétiques.

Addenda – Le rift du Midcontinent ou rift médio-continental (Midcontinent Rift System, MRS), rift nord-américain, ou rift de Keweenaw[[a] est un rift de 2.000 km de long, situé au centre du continent nord-américain et au milieu du bord sud de la plaque nord-américaine. Il s'est formé lorsque le cœur du continent, le craton nord-américain, a commencé à se désagréger durant le Mésoprotérozoïque, il y a 1,1 milliard d'années. La formation du rift fut avortée (il s'agit d'un aulacogène), laissant des couches épaisses de roches magmatiques exposées au nord, mais recouvertes par des formations sédimentaires ultérieures sur la plus grande partie des bras est et ouest, lesquels se rejoignent au lac Supérieur, qui est entièrement contenu dans la vallée du rift. La rive nord (en), située en Ontario et dans le Minnesota, définit l'arc nord du rift. Partant du lac, le bras est du rift tourne vers le sud du Michigan, et s'étend peut-être jusqu'à travers l'Indiana, l'Ohio, le Kentucky, le Tennessee et l'Alabama [1]. Le bras ouest traverse une partie du Wisconsin, du Minnesota, de l'Iowa, et du Nebraska pour atteindre le nord-est du Kansas [2], et peut-être même l'Oklahoma [3].

Formation et arrêt{{}}

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/a/ab/Superior_upland.jpg/250px-Superior_upland.jpg

Les roches du rift sont exposées dans les régions colorées en orange autour du lac Supérieur (en noir). La région orange au nord du lac correspond à la zone du lac Nipigon. Parmi les formations rocheuses créées par le rift, on trouve des roches plutoniques (gabbro et granite) ainsi que des laves basaltiques [4]. Dans la région du lac Supérieur, les remontées de ces roches fondues peuvent être dues à un point chaud, qui a produit une jonction triple [2]. La région s'est soulevée, et des flots de lave basaltique se sont écoulés à partir de l'axe central du rift, de façon analogue à la formation actuelle de la dépression de l'Afar. Les extensions au sud-est et au sud-ouest correspondent à deux des bras de la jonction triple, tandis que le bras avorté s'étend vers le nord à travers l'Ontario, formant une dépression contenant le lac Nipigon [3],[5]. Le rift peut avoir été causé par des forces d'étirement liées au développement de l'orogenèse grenvillienne à l'est[3], les compressions ultérieures ayant amené à l'arrêt du rift après environ 20 millions d'années[3],[6],[7]. Si le processus avait continué, il en serait résulté l'effondrement du craton nord-américain et la création d'une mer : le rift avait progressé presque jusqu'au point où l'eau océanique se serait engouffrée [8]. Le rift médio-continental est le rift avorté le plus profond jamais découvert : tous les rifts plus profonds se sont transformés en bassins océaniques [8]. Le rift aujourd'hui …….

https://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/3/3d/Keweenaw_structure.jpg/500px-Keweenaw_structure.jpg

Les strates volcaniques émergent à l'Isle Royale et à la péninsule de Keweenaw [9].

Lire la suite sur ce site : https://fr.wikipedia.org/wiki/Rift_m%C3%A9dio-continental ]

Suite du document sélectionné

Un trésor énergétique caché{{}}

Le rift du Midcontinent est non seulement riche en formations rocheuses volcaniques datant de plus d'un milliard d'années, mais il pourrait également abriter des quantités colossales d'hydrogène. Selon l'U.S. Geological Survey, la croûte terrestre contiendrait entre des dizaines de millions et des dizaines de milliards de mégatonnes d'hydrogène. Cette réserve phénoménale pourrait répondre aux besoins énergétiques mondiaux pour des millénaires. L'exploration de cette réserve pourrait transformer les stratégies énergétiques mondiales et stimuler une nouvelle ère de développement technologique basé sur des ressources proprement inépuisables.

Défis et promesses de l'extraction d'hydrogène{{}}

Impact potentiel sur la transition énergétique{{}}

Investissement dans la recherche et l'avenir{{}}

Vers une économie mondiale de l'hydrogène{{}}

Le potentiel français en matière d'hydrogène{{}}

Estimation de la valeur de l'hydrogène : entre rêve et réalité{{}}

Source : Université du Nebraska

Tags Linky

Article suivant : Le diesel et l'essence, c'est terminé : cette batterie avec une autonomie infinie va détruire l'industrie des carburants fossiles

Regardez bien ce cylindre : il peut vous faire gagner des centaines d'euros sur votre facture de chauffage

Cette invention anglaise va dominer le futur de l'énergie avec l'exploitation de cette source d'énergie inépuisable qui défie les lois traditionnelles de la production électrique

Sur le même sujet La première gigafactory au monde de cette énergie du futur vient des États-Unis et elle va coûter 1 milliard de dollars marquant leur domination totale sur ce nouveau marché

Sur le même sujet Regardez bien ce cylindre : il peut vous faire gagner des centaines d'euros sur votre facture de chauffage

https://www.mobeez.fr/wp-content/uploads/2023/06/suivez-gnews.png

https://www.mobeez.fr/wp-content/uploads/2023/05/disclamer-1024x275.png

24 000 km sans faire le plein : ce carburant révolutionnaire est le plus puissant au monde et pourrait mettre fin à l'industrie des...

L'essence du futur coûte moins et dure plus : découvrez le carburant qui promet de révolutionner l'automobile Depuis des décennies, le monde cherche des alternatives...

Le monde veut cette énergie que la France exploite depuis 60 ans produisant 600 milliards de watts, un trésor national qui produit plus de...

L'énergie qui illumine la France depuis 60 ans : découvrez cette révolution de 600 GWh Depuis les années 1960, la France tire parti de l'une...

VOITURE ELECTRIQUE

Logo

Retour au début du sommaire

Hydrogène vert – France - Maroc : les énergéticiens tricolores à l'assaut de l'eldorado marocain - Juliette Raynal30 octobre 2024, 18:59 – Document ‘latribune.fr'
Si le royaume chérifien présente des conditions idylliques pour la production de molécules à partir de ses champs solaires et éoliens, son mix électrique reste encore largement carboné. De quoi interroger sur la véritable couleur de ce futur hydrogène.

Juliette Raynal

Le Maroc présente des conditions idylliques : outre un ensoleillement exceptionnel, le royaume jouit des vents alizés.

Le Maroc présente des conditions idylliques : outre un ensoleillement exceptionnel, le royaume jouit des vents alizés. (Crédits : Reuters)

Le Maroc est-il devenu le nouvel eldorado de l'hydrogène vert et de ses dérivés ? C'est ce que l'on pourrait penser au regard des vastes projets dévoilés par TotalEnergies et Engie. Ceux-ci ont été révélés à l'occasion de la visite d'Etat de trois jours d'Emmanuel Macron, placée sous le signe d'une grande relance de la relation franco-marocaine et, au-delà, de l'Europe et l'Afrique.

À travers le projet « Chbika », TotalEnergies entend développer, conjointement avec l'autrichien Eren, un gigawatt de capacités solaires et éoliennes terrestres (soit peu ou prou l'équivalent d'une tranche nucléaire) dans la région en pleine transformation de Guelmim-Oued Noun. Objectif : produire de l'hydrogène, et surtout, quelque 200.000 tonnes d'ammoniac vert par an à destination du marché européen.

Plusieurs milliards d'euros{{}}

« Ce projet constituera la première phase d'un programme de développement visant à créer un centre de production d'hydrogène vert de taille mondiale », avance la major pétro-gazière, dans un communiqué de presse. Si aucun montant officiel n'a été avancé, cette première brique d'investissements pourrait se chiffrer à un, voire deux milliards d'euros.

De son côté, Engie entend mener « quatre projets industriels d'envergure » avec le spécialiste des phosphates OCP, l'un des plus gros industriels du pays. Dans ce cadre, le groupe, dirigé par Catherine MacGregor, ambitionne aussi de construire de vastes champs éoliens et solaires, dont les capacités se compteront en gigawatts (GW), afin de soutenir la production d'ammoniac vert d'OCP.

« Le Maroc est le deuxième fournisseur d'engrais de la France, après la Russie, rappelle Pierre-Etienne Franc, directeur général de la société d'investissement Hy24. En l'accompagnant dans sa stratégie de décarbonation, on engage un processus vertueux pour la planète, tout en renforçant la souveraineté alimentaire du Maroc, mais aussi la nôtre ».{}

Engie, qui exploite déjà près de 400 mégawatts (MW) de capacités renouvelables dans le pays, entend aussi travailler sur la production d'e-méthanol et de carburants de synthèse pour le transport maritime et aérien. Le groupe ne cache pas son intérêt pour, à terme, les exporter.

Des conditions idylliques{{}}

Ce large engouement n'a absolument rien d'étonnant. Et pour cause, la production de l'hydrogène décarboné, et ses molécules dérivées, repose sur l'électrolyse de l'eau. Un procédé qui requiert d'utiliser énormément d'électricité pour casser les molécules d'eau afin de séparer l'atome d'oxygène des atomes d'hydrogène. Les électrons représentent ainsi une partie écrasante du coût de production de l'hydrogène, de l'ordre de 70%.

Or, le Maroc présente des conditions idylliques pour cette activité : outre un ensoleillement exceptionnel, le royaume jouit des vents alizés. « Résultat, les éoliennes installées sur les côtes présentent presque les mêmes performances que l'éolien en mer, au prix de l'éolien terrestre », résume grossièrement Cédric Philibert, analyste de l'énergie et du climat, associé à l'Institut français des relations internationales (Ifri). De quoi tirer sensiblement les prix vers le bas.

« Lorsque l'on combine les performances du solaire et de l'éolien au Maroc, le mégawattheure revient à une fourchette de prix allant de 25 à 30 euros. Ce qui laisse supposer que l'hydrogène pourrait être produit à moins de 3 euros le kilo. En prenant en compte le coût d'acheminement, ce même kilo d'hydrogène pourrait arriver à Fos-sur-Mer [Bouches-du-Rhône, ndlr] à 5 euros. Ce qui est un niveau très compétitif comparé aux 6, voire 7 euros que devrait coûter l'hydrogène fabriqué à partir du nucléaire », abonde Pierre-Etienne Franc, qui voit dans le Maroc un allié stratégique de la France « pour accompagner ses besoins de décarbonation en matière d'électricité, d'hydrogène et de ses produits dérivés ».

Un mix électrique largement carboné{{}}

Sur le papier, le royaume chérifien coche donc toutes les cases. À un détail près. Le boom de la production d'électricité renouvelable, fruit d'un vaste plan lancé en 2009, ne suffit pas à satisfaire la hausse de la demande électrique du pays, dopée par l'augmentation de sa population et le raccordement au réseau électrique des zones rurales.

Ainsi, en parallèle du développement des panneaux photovoltaïques et des éoliennes, le royaume ouvre des centrales à charbon, très émettrices de CO2 et donc très néfastes pour le climat, comme la centrale thermique de Safi, opérée par Engie. Mise en service il y a un peu plus de cinq ans, elle assure aujourd'hui plus du quart de l'approvisionnement électrique du pays.

Aujourd'hui, le Maroc se vante d'être en avance sur son objectif de 52% d'énergies renouvelables dans les capacités électriques totales du pays à l'horizon 2030. Il prévoit, en effet, d'atteindre 56% de la capacité installée en 2027. Mais ces taux sont à prendre avec de grandes pincettes, car ils ont pour référence les capacités installées et non le mix de production électrique du pays.

« Si le Maroc vise un objectif de 52%, ce niveau ne se traduira, in fine, que par une part de 25 à 30% des renouvelables dans son mix électrique, car les capacités solaires et éoliennes présentent des facteurs de charge très inférieurs à celui des centrales fossiles », explique Cédric Philibert.

De l'hydrogène vert, vraiment ?{{}}

De quoi pousser plusieurs observateurs à s'interroger sur la véritable couleur de ce futur hydrogène. Pourra-t-on réellement parler d'hydrogène vert alors qu'il sera fabriqué par un pays, qui recourt massivement au charbon pour produire sa propre électricité ? Pour Cédric Philibert, le Maroc doit donc, avant tout, prioriser la décarbonation de sa production électrique et revoir ses objectifs en la matière à la hausse.

Pour y parvenir, le pays ne devrait pas manquer de ressources foncières. « Si seulement 1% du désert était équipé en éolien et en solaire cela donnerait au Maroc la capacité de générer autant d'électricité renouvelable que ce que vise l'Europe à l'horizon 2030 », pointe Pierre-Etienne Franc.

Juliette Raynal

Newsletter - La Tribune 12h - Du lundi au vendredi, votre rendez-vous de la mi-journée avec toute l'actualité économique

Source : https://www.latribune.fr/climat/energie-environnement/hydrogene-vert-les-energeticiens-tricolores-a-l-assaut-de-l-eldorado-marocain-1010181.html

Retour au début du sommaire

11.
Hydrogène - Une révolution dans le transport de l'hydrogène : la technologie LOHC transforme l'énergie propre - Publié le 16 novembre 2024 - Écrit par : Jean-Baptiste Giraud – Document ‘lenergeek.com'

La technologie des LOHC (Liquid Organic Hydrogen Carriers) révolutionne le stockage et le transport de l'hydrogène, le rendant plus sûr, économique et adaptable aux infrastructures existantes. En facilitant son adoption mondiale, cette innovation ouvre la voie à une décarbonation accrue dans des secteurs clés comme l'industrie, les transports et l'énergie. Un pas décisif vers un avenir énergétique durable et sans carbone.

De Lhydrogene Teleporte Pour La Premiere Fois Dans Lhistoire De Lhumanite 20 Tonnes Qui Peuvent Etre Partout

Une révolution dans le transport de l'hydrogène : la technologie LOHC transforme l'énergie propre | L'EnerGeek

Le transport de l'hydrogène n'est plus un défi insurmontable. Grâce à une avancée technologique majeure, cette source d'énergie propre franchit une étape décisive. La technologie des Liquid Organic Hydrogen Carriers (LOHC) ouvre la voie à une adoption mondiale en surmontant les obstacles qui limitaient jusqu'à présent son utilisation comme vecteur énergétique principal.

La révolution LOHC : un bond en avant pour l'hydrogène{{}}

Le partenariat entre la société japonaise Eneas et l'américaine Honeywell Technology marque un tournant dans l'histoire de l'énergie propre. La technologie LOHC permet désormais de stocker l'hydrogène sous forme liquide en le liant au toluène. Cette innovation offre plusieurs avantages :

Un transport sécurisé sur de longues distances
L'utilisation d'infrastructures existantes (navires, camions)
Une manipulation à température ambiante
Une réduction significative des coûts de transport
Ken West, président de Honeywell Energy and Sustainability Solutions, souligne que cette avancée pourrait favoriser des partenariats mondiaux plus solides. Elle faciliterait l'adéquation entre l'offre et la demande d'hydrogène à l'échelle internationale, un pas crucial vers des solutions énergétiques zéro carbone.

De l'industrie lourde aux réseaux électriques : les applications prometteuses{{}}

L'impact de cette technologie s'étend bien au-delà du secteur énergétique. L'hydrogène présente un potentiel de décarbonation pour des industries difficiles à électrifier :

Secteur	Avantages de l'hydrogène
Transport maritime	Alternative aux carburants fossiles
Industrie lourde	Réduction des émissions de gaz à effet de serre
Automobile	Propulsion propre et efficace
Aérospatiale	Carburant à faible empreinte carbone

Au-delà de ces applications, la technologie LOHC pourrait révolutionner la gestion des réseaux électriques. Elle offrirait une solution de stockage et d'approvisionnement fiable pour les énergies renouvelables, garantissant une alimentation constante et durable.

Le plus lu Révolution coréenne : batteries au sodium et stockage d'énergie, une avancée majeure

Un processus chimique éprouvé au service de l'innovation

Bien que la recherche sur les LOHC soit relativement récente, les réactions chimiques impliquées sont utilisées depuis longtemps dans l'industrie, notamment dans la production de produits pétroliers et la modification des huiles végétales. Le processus LOHC fonctionne selon un principe réversible :

Hydrogénation : l'hydrogène est ajouté au support organique, libérant de la chaleur.
Déshydrogénation : la chaleur est réabsorbée, libérant l'hydrogène stocké.
Ce système en boucle fermée assure une efficacité énergétique optimale pour le transport d'hydrogène à grande échelle. La capacité à stocker et transporter l'hydrogène sous forme liquide à température ambiante est cruciale pour son intégration future. Elle permet aux industries et aux consommateurs de manipuler l'hydrogène dans un système liquide familier, favorisant ainsi une adoption plus large.

Vers un avenir énergétique plus vert{{}}

La technologie LOHC transforme radicalement le stockage et le transport de l'hydrogène, répondant aux préoccupations qui limitaient son potentiel. Désormais, l'hydrogène peut être transporté en toute sécurité et de manière économique sur de longues distances, facilitant son intégration dans de nombreux secteurs.

Cette avancée représente un pas de géant dans l'effort mondial de décarbonation et de lutte contre le changement climatique. Alors que le monde cherche à s'affranchir des combustibles fossiles, la technologie LOHC s'apprête à jouer un rôle clé dans la transition vers un avenir plus écologique et à faible émission de carbone.

L'adoption de cette solution marque une étape importante dans la quête d'alternatives énergétiques durables. Elle ouvre la voie à un avenir où l'hydrogène pourrait devenir un pilier central de notre mix énergétique, contribuant significativement à la réalisation des objectifs climatiques mondiaux.

Source : https://lenergeek.com/2024/11/16/de-lhydrogene-teleporte-pour-la-premiere-fois-dans-lhistoire-de-lhumanite-20-tonnes-qui-peuvent-etre-partout/

Retour au début du sommaire

12.
Quel avenir pour l'hydrogène en France ? - Jeudi 21 novembre 2024 – Enregistrement ‘radiofrance.fr/franceculture' de 5 minutes - Provenant du podcast Le Journal de l'éco

Le Journal de l'éco

Alors que la COP29, qui se tient à Bakou en Azerbaïdjan, suscite de vives controverses, nous nous penchons ce matin sur une technologie prometteuse : l'hydrogène. Cette solution pourrait jouer un rôle clé dans la décarbonation de l'industrie et des transports. {{}}

En 2021, Emmanuel Macron dévoilait le plan 'France 2030' dont l'enveloppe estimée à 54 milliards d'euros devait permettre de rattraper notre retard en matière de transition écologique. L'un des piliers de ce plan consistait à faire du pays 'le leader de l'hydrogène vert'. Sauf que trois ans après ces annonces, les objectifs fixés sont encore loin d'avoir été atteints.

Actuellement, 95 % de l'hydrogène produit en France est dit 'gris'. Cela signifie qu'il est fabriqué à partir d'énergies fossiles, comme le gaz ou le pétrole. Contrairement à l'hydrogène vert, qui est produit par électrolyse, à partir d'eau et d'électricité renouvelable ou nucléaire.

Cependant, sur les 250 projets prévus, qui permettraient d'installer une capacité de 10 500 MWh, beaucoup restent encore à l'état de projet. À l'heure actuelle, en France, seulement 30 MW sont produits par électrolyse. En conséquence, l'objectif initial fixé pour 2030, qui était de 6 500 MWh, a été révisé à seulement 300 MWh.

Ces projets concernent, d'une part, les transports dits 'lourds', comme les camions et les autocars, mais aussi l'industrie, notamment celle de la chimie pour la production d'engrais, ou encore celle de l'acier 'propre', à l'image du projet Gravithy à Fos-sur-Mer.

En France, la production d'acier repose encore majoritairement sur l'utilisation de charbon, avec des conséquences environnementales significatives. En effet, produire une tonne d'acier génère environ deux tonnes de dioxyde de carbone provenant du minerai de fer. Cependant, les retards accumulés dans le développement des projets s'expliquent notamment par l'absence d'une vision stratégique claire des précédents gouvernements, essentielle pour soutenir les porteurs de projets. À cela s'ajoute le besoin d'une plus grande stabilité des prix de l'énergie estime Philippe Boucly, président de l'association France Hydrogène qui représente l'ensemble des acteurs de la filière :

'Les deux tiers, voire les trois quarts du prix de l'hydrogène. C'est le prix de l'électricité. Et donc il faut que les porteurs de projets et de la visibilité sur quinze ans sur le prix de l'électricité. Donc, ça va se faire par la conclusion de contrats de long terme avec des fournisseurs d'électricité, électricité renouvelable ou électricité nucléaire. A un tarif qui doit être de l'ordre de 70 euros du mégawattheure. Si c'est beaucoup plus que 70 euros du mégawattheure. La compétitivité va être très difficile à atteindre.'{}

En effet, pour être compétitif face à la concurrence étrangère il faudrait que le Kilo d'hydrogène vert passe sous la barre des 10 euros.

Alors, si la France à pris beaucoup de retard dans le développement de l'hydrogène, ce n'est pas le cas de notre voisin allemand.{{}}

L'Allemagne fait figure de locomotive en Europe. Il faut dire que son industrie est l'un des piliers de son économie, que ce soit dans la chimie, la sidérurgie ou l'automobile. La question de ses ressources énergétiques représente donc un enjeu stratégique majeur, particulièrement depuis la guerre en Ukraine. En effet, avec l'embargo, l'Allemagne n'importe plus de gaz russe, alors qu'avant le conflit, la Russie était l'un de ses principaux fournisseurs. Pour Berlin, l'hydrogène vert doit également permettre d'atteindre, d'ici 2045, ses objectifs en termes de neutralité carbone, notamment dans son industrie.

Afin de soutenir la demande et décarboner les processus industriels, le gouvernement fédéral a mis en place des contrats d'écart compensatoire appliqués au carbone.

Un instrument financier essentiel, accompagné d'une norme sur l'acier à faible teneur en carbone, vise à stimuler la demande en acier vert, notamment grâce aux marchés publics. Pour atteindre cet objectif, l'Allemagne prévoit également la construction d'un réseau de distribution de 9 000 kilomètres de tuyaux souterrains.

Le coût de cette opération est estimé à 3 milliards d'euros, financés sous forme d'un emprunt auprès de l'Union européenne. À titre de comparaison, le réseau de distribution français ne s'étend actuellement que sur 500 kilomètres.

Enfin, pour concrétiser ses ambitions, le gouvernement fédéral prévoit d'importer 50 à 70 % de l'hydrogène nécessaire, en collaborant à la fois avec des pays européens et des nations du Maghreb. Cela inclut, par exemple, le partenariat stratégique signé en juin dernier entre Berlin et Rabat pour la production et la fourniture d'hydrogène vert.

À écouter : L'hydrogène vert : tout comprendre en une carte Les Cartes en mouvement 5 min

À écouter : Hydrogène : un marché plus lourd qu'il n'en a l'air ? e Journal de l'éco 4 min

Économie Environnement Écologie Azerbaïdjan Énergies renouvelables

L'équipe - Anne-Laure Chouin Production - Hakim Kasmi Journaliste –

Source : https://www.radiofrance.fr/franceculture/podcasts/le-journal-de-l-eco/quel-avenir-pour-l-hydrogene-en-france-1785676

Retour au début du sommaire

13.
Production d'hydrogène - Un projet déterminant pour l'avenir de l'énergie en France va voir le jour avec cette usine de production d'hydrogène fruit d'une alliance entre Air Liquide et TotalEnergies - Publié par : Guillaume AIGRON - Date : 30 novembre 2024 – Document ‘media24.fr'

Air Liquide et TotalEnergies lancent un projet pionnier d'hydrogène renouvelable.{{}}

Air Liquide et TotalEnergies viennent d'annoncer un projet majeur pour l'avenir de l'énergie en France avec une nouvelle usine de production d'hydrogène renouvelable à La Mède, en région Provence-Alpes-Côte d'Azur. Ce partenariat renforcé avec TotalEnergies vise à révolutionner l'approvisionnement en énergie de la bioraffinerie locale, inaugurant une nouvelle ère pour l'hydrogène durable dans l'industrie.

"Le discours trompeur pour la transition énergétique avec les « couleurs » de l'hydrogène : du narratif plus que du réalisme dans une filière qui se construit avec un optimisme collectif (durabilité, innovation, circularité, autonomie)" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2025-08-17T10:19:15Z

ISIAS Energies Hydrogène Partie 2

Le discours trompeur pour la transition énergétique avec les « couleurs » de l'hydrogène : du narratif plus que du réalisme dans une filière qui se construit avec un optimisme collectif (durabilité, innovation, circularité, autonomie)

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 16/08/2025

Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone' Partie 2

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2025/02/shutterstock_1937922025-Converti.jpg

Rappel : distinguer les couleurs de l'hydrogène [le blanc est à ajouter]

Exemple d'application hydrogène en Mauritanie – Voir dans ce dossier

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

Préambule

Ce dossier – réalisé à des fins didactiques - rouvre le sujet de l'hydrogène envisagé ici sous l'angle de l'hydrogène bas carbone qui est, en France, actuellement produit par électrolyse de l'eau à partir de l'électricité issue du réseau électrique français et qui comporte une part importante d'électricité nucléaire…

On peut consulter utilement au préalable les articles étiquetés ‘Hydrogène' et mis en ligne antérieurement sur ISIAS – Ils sont à retrouver à partir d'ici < https://isias.info/spip.php?article1931

En particulier ce dossier déjà mis en ligne dans la Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone' - Partie 1 : 'Les « couleurs » de l'hydrogène : un discours trompeur pour la transition énergétique (Aurore Richel) - Les raisons qui poussent l'Europe à miser sur l'hydrogène pour respecter son objectif de neutralité carbone d'ici à 2050' par Jacques Hallard

Le tableau ci-après synthétise les couleurs données aux différentes formes production de l'hydrogène [traité dans ce dossier]

https://www.innovation24.news/wp-content/uploads/2025/02/Capture-decran-2025-02-05-a-23.50.23-990x702.png

Lorsque l'on parle d'hydrogène, on associe souvent la molécule à une couleur, alors que celle-ci est incolore dans la nature. Cette couleur correspond en fait à la fois au mode de production de la molécule, mais aussi à l'énergie primaire utilisée par ce mode de production. Ces deux éléments déterminent l'empreinte carbone de la molécule produite et la couleur que l'on attribue alors à l'hydrogène.

Le tableau ci-dessus synthétise ainsi les couleurs symboliques attribuées à l'hydrogène dans les documents publiés. Pour le mettre à jour, il serait nécessaire d'ajouter un process dans l'hydrogène vert (à côté de la thermolyse de la biomasse), celle de la technologie « biologique », pour inclure les nouveaux process de production d'hydrogène très bas carbone à partir de bactéries.

Pour le reste, on constate que la production par électrolyse peut être verte, rose ou jaune… selon la source de production de l'électricité utilisée pour produire l'hydrogène. Jaune pour le réseau électrique français ; gris ou noir pour le réseau allemand (centrale charbon, et à gaz). Enfin, l'hydrogène bleu correspond à une production d'hydrogène gris, mais avec un captage du CO2 qui de ce fait diminue l'empreinte carbone.

Il serait cependant intéressant de placer la couleur de l'hydrogène plus largement dans un contexte d'économie circulaire en analysant un cycle de vie plus large de la production à l'usage, y compris l'usage des sous-produits….

Définitions proposées par ‘ChatGPT' :

🔹 Hydrogène vert

« L'hydrogène vert est produit par électrolyse de l'eau à partir d'électricité issue de sources d'énergie renouvelable (comme le solaire, l'éolien ou l'hydroélectricité). Ce procédé ne génère pas d'émissions de CO₂, ce qui en fait un vecteur énergétique propre et durable. Il est considéré comme un pilier de la transition énergétique vers une économie décarbonée ».

🔹 Hydrogène blanc

« L'hydrogène blanc est un hydrogène d'origine naturelle, présent dans la croûte terrestre. Il est généré par des processus géologiques spontanés, comme l'oxydation de roches ferreuses (ex. : la serpentinisation) ou la radioactivité naturelle. Contrairement aux autres formes d'hydrogène, il n'a pas besoin d'être fabriqué : il peut être extrait directement du sous-sol, ce qui suscite un fort intérêt en raison de son potentiel à faibles émissions et de son abondance possible encore mal connue ».

Comment est produit l'hydrogène blanc ? - Contrairement à l'hydrogène gris, produit à partir de combustibles fossiles (gaz naturel), ou à l'hydrogène vert, obtenu par électrolyse de l'eau avec des énergies renouvelables, l'hydrogène blanc est extrait directement du sol sous sa forme moléculaire H2, éliminant ainsi la nécessité de techniques de transformation ... 08 novembre 2023

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Ce dossier constitue la Partie 2 de la Série ‘Filières à hydrogène ‘bas carbone' mise en ligne sue ISIAS.info

Il s'agit essentiellement d'une revue documentaire à caractère scientifique avec des rétrospectives et des rappels, notamment conseillés par ‘ChatGPT', et qui concerne en particulier une actualisation des technologies récentes et des initiatives en cours concernant l'hydrogène vert, d'une part, et la production d'hydrogène blanc ou hydrogène natif, d'autre part…

Sont aussi abordées des critiques qui sont régulièrement formulées, même à propos de l'hydrogène vert et de l'hydrogène blanc…

In fine, sont rapportés :

* Un article de recherche et innovation : « Incroyable découverte au MIT : de l'hydrogène vert créé avec des canettes, de l'eau de mer et du café ! »…

* Un article d'‘euractiv.fr' titré : « Hydrogène naturel : la France entraine l'Europe dans son sillon »

* Un article sur un projet au Maghreb – Mauritanie, « ce pays qui mise gros sur l'avenir de l'hydrogène vert »

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Rétrospective - Pour une approche « colorblind » de l'hydrogène - Tribune signée par Maxime Sagot, de France Hydrogène. Publié le 17.06.2022 par Maxime Sagot – [« colorblind » = sans préjugé ?] - Actualités Électricité Environnement-
Hydrogène vert, bleu, jaune ou gris, le paysage de l'hydrogène apparait à première vue très coloré. A l'heure où des politiques ambitieuses sont encouragées à Paris comme à Bruxelles, on adopte plus volontiers une approche « colorblind » pour parler d'hydrogène renouvelable et d'hydrogène bas-carbone. Petit tour d'horizon de cet arc-en-ciel de l'hydrogène.

Dans le monde, près de 90 millions de tonnes d'hydrogène sont aujourd'hui produites et consommées, principalement par des raffineries, l'industrie des engrais (ammoniac) et la chimie. En quasi-totalité, cet hydrogène conventionnel est produit à partir d'énergies fossiles. Il est dit noir ou marron lorsqu'il est issu de la gazéification du charbon (houille ou lignite). C'est le cas en Australie ou en Chine, qui produit jusqu'à 33 millions de tonnes d'hydrogène carboné. L'hydrogène gris est lui produit par vaporeformage du gaz naturel, comme en France où environ 800 000 tonnes/an sont consommées. Sa production est particulièrement émettrice de gaz à effet de serre : plus de 20 kgCO2eq/kgH2 produit pour de l'hydrogène noir ou marron et 11 kgCO2eq/kgH2 pour l'hydrogène gris.

En France, la production d'hydrogène émet ainsi près de 10 Mt de CO2 par an, soit près de 3 % des émissions nationales. A l'heure où l'AIE, l'IRENA et plus d'une quarantaine de pays dans le monde s'intéressent au développement de cette molécule pour la transition énergétique, l'enjeu est de substituer l'hydrogène marron ou gris par d'autres formes d'hydrogène. L'hydrogène peut ainsi non seulement servir à décarboner les secteurs industriels où il est déjà consommé comme matière première, mais aussi être un candidat pour de nouveaux usages dans la sidérurgie par exemple, en remplacement du charbon (procédé de réduction directe du minerai de fer, DRI), ou encore dans les transports où il peut alimenter et décarboner des modes de transports routiers, ferroviaires, maritimes, fluviaux et aériens, soit directement, soit sous la forme de dérivés (ammoniac, méthanol, carburants de synthèse).

L'hydrogène bas-carbone, pilier de la transition énergétique

Connue de longue date, l'électrolyse de l'eau est la principale technologie de production décarbonée d'hydrogène en développement partout dans le monde. Matures techniquement, diverses technologies, comme les électrolyseurs alcalins ou PEM, sont prêtes au déploiement, malgré des coûts encore onéreux. L'hydrogène produit par électrolyse était, avant la crise de l'énergie, trois à quatre fois plus cher que l'hydrogène gris. Ce procédé totalement décarboné ne consomme que de l'électricité et de l'eau, et ne rejette que de l'hydrogène et de l'oxygène. Si l'électrolyseur est alimenté en électricité générée par du solaire, de l'éolien, ou de l'hydraulique, « l'hydrogène vert » qui en résulte est alors considéré comme renouvelable. Pour être qualifié de tel selon l'UE, son bilan carbone devra se situer en deçà de 3,38 kgCO2eq/kgH2, soit une réduction de 70% des émissions par rapport à l'hydrogène gris. Plus généralement, l'hydrogène est dit vert lorsqu'il est issu de sources renouvelables, y compris grâce à d'autres procédés utilisant de la biomasse ou du biogaz.

La crise énergétique amplifiée par le conflit russo-ukrainien change la donne pour le monde de l'énergie. L'augmentation du prix du gaz naturel laisse entrevoir une meilleure compétitivité de l'hydrogène renouvelable, plus rapidement atteignable. C'est pourquoi l'Europe s'est fixée l'objectif ambitieux de produire 10 millions de tonnes d'hydrogène renouvelable à 2030 dans son nouveau plan RePowerEU de sorties des hydrocarbures russes.

Une telle ambition nécessite des investissements massifs dans des capacités renouvelables additionnelles : jusqu'à + 300 GW de solaire ou + 135 GW d'éolien offshore si cet effort devait reposer sur une filière uniquement. Pour alléger cette pression, d'autres formes d'hydrogène doivent pouvoir être encouragées. L'hydrogène rose est produit en alimentant un électrolyseur par de l'électricité nucléaire, tandis qu'il devient jaune lorsqu'il s'approvisionne en électricité de réseaux électriques abondamment déjà décarbonés comme en Norvège, en Suède, ou en France, qui combine nucléaire et EnR. S'il n'est pas « vert », cet hydrogène bas-carbone répond à des exigences de décarbonation similaires. A Bruxelles, la taxonomie européenne des activités durables définit un seuil de 3,0 kgCO2eq/kgH2 pour guider les investisseurs privés.

Capture, séquestration ou valorisation du CO2 dans la production d'hydrogène

Les techniques de capture, séquestration ou valorisation du CO2 (CCUS) constituent une autre grande voie pour décarboner la production actuelle d'hydrogène. L'hydrogène bleu est produit à partir d'énergies fossiles mais en captant les émissions de CO2 qui en résultent, avant de les séquestrer ensuite sous terre ou de les valoriser dans l'industrie, pour produire des carburants de synthèse par exemple. L'avantage est que les équipements de CCUS peuvent être installés sur les installations existantes. Mais les performances réelles de décarbonation de l'hydrogène bleu font l'objet d'un intense débat de la communauté scientifique. Comme l'explique l'ADEME, dans une publication récente, les émissions fugitives le long des chaines d'approvisionnement en gaz naturel ou encore les différents procédés de CCUS sont des variables importantes qui peuvent alourdir le bilan carbone de l'hydrogène bleu.

Ce panel ne serait pas complet sans évoquer encore l'hydrogène turquoise. Produit par la pyrolyse du méthane, ce procédé fournit un co-produit de carbone solide, valorisable dans l'industrie. Prometteuse, la technologie n'est toutefois aujourd'hui pas encore suffisamment mature. Enfin, l'hydrogène natif, présent à l'état naturel sous forme gazeuse dans des couches géologiques, est quant à lui dit blanc et constitue une dernière voie en cours d'exploration un peu partout dans le monde comme au Mali, où un puits d'hydrogène blanc est déjà exploité au village de Bourakébougou.

capture, séquestration ou valorisation du CO2

Articles similaires :

L'UE lance son plan pour développer l'hydrogène propre

Le 1er appel à projets hydrogène lancé par le gouvernement

Hydrogène : un marché en pleine croissance

https://www.lemondedelenergie.com/wp-content/uploads/2017/04/copyright-1.jpgRepublier cet article sur votre site - Reproduisez nos articles gratuitement, sur papier ou en ligne, en utilisant notre licence Creative Commons.

A lire également :

Explosion de la demande énergétique mondiale : un élan partagé entre renouvelables et fossiles

Alors que les besoins en énergie explosent à l'échelle planétaire, les sources bas carbone progressent… mais les énergies fossiles aussi....

Les plus consultés :

Europe : les prix de l'électricité chutent mais restent toujours imprévisibles

La consommation d'électricité a explosé l'année dernière, sous l'effet du climat, de l'IA et des transports

Hausse de la consommation d'énergie et records d'émissions de CO2 : les observations de l'AIE pour 2024

Source : https://www.lemondedelenergie.com/pour-approche-colorblind-hydrogene-soutenons-formes-renouvelables-bas-carbone/2022/06/17/ Bas du formulaire

Retour au début du sommaire

Rétrospective - Un article de contribution à la réflexion sur les Energies – « Vous avez dit hydrogène ? » - Publié le 25 mai 2023 - Lavictoire - 10 avril 2023 – Publié par ‘cade-environnement.org'
Un soudain engouement européen pour l'hydrogène oblige à essayer de clarifier l'actualité de cet élément promu maintenant par les médias comme la 7ème merveille de notre avenir.

L'hydrogène premier élément de la classification de Mendeleïev est très abondant sur terre, sous forme atomique (eau, hydrocarbures, …) mais rare à l'état naturel sous forme moléculaire.

Il est surtout le seul combustible non carboné, donc non producteur de CO2 au cours de sa combustion et donc susceptible de participer aux objectifs mondiaux de réduction des gaz à effet de serre parmi lesquels la principale cible est la réduction du dioxyde de carbone CO2.

1. Engouement européen

En mars 2020 la Commission européenne définissait une nouvelle stratégie industrielle pour l'Europe (comprenons l'Union européenne)[1] dont un des fondamentaux consistait à « Soutenir l'industrie sur la voie de la neutralité climatique » et affirmait que la réduction des émissions dans l'industrie dépendrait d'un principe de primauté de l'efficacité énergétique, primauté qui nécessiterait une approche plus stratégique à l'égard des industries des énergies renouvelables.

Très rapidement à la suite de l'annonce de cette nouvelle stratégie industrielle de l'Europe la Commission européenne énonçait sa vision pour un hydrogène propre, et définissait sa stratégie de l'hydrogène pour une Europe climatiquement neutre [2], l'hydrogène étant considéré par la Commission européenne comme pouvant servir de matière première, de carburant, de vecteur énergétique et de solution de stockage, son utilisation ne causant pas d'émissions de CO2 et pratiquement pas de pollution atmosphérique.

Ce document essaie de synthétiser les raisons qui poussent l'Europe à miser sur l'hydrogène pour respecter son objectif de neutralité carbone d'ici à 2050.

La France, en bon élève européen, suit le mouvement en semblant oublier que l'utilisation industrielle de l'H2, en France, date de plus de 50 ans mais commence tout d'abord par rappeler les tous premiers éléments qui peuvent appuyer cette décision.

2. Quelques rappels concernant l'H2

2.1 Caractéristiques générales de l'hydrogène [3]

Il est inodore, ce qui est un facteur de risque, sa flamme est incolore, ce qui présente un inconvénient (invisible donc non détectable visuellement) et un avantage (la chaleur ne rayonne pas, donc a moins de risque d'enflammer d'autres objets ou surface à proximité).

Il n'est pas toxique.

L'H2 présente certaines caractéristiques qui induisent des risques spécifiques en matière de sécurité́.

Gaz inflammable [4] et très léger, il a une diffusivité́ élevée et sa gestion oblige à tenir compte de risques de fuites.

Il peut fragiliser certains matériaux métalliques ce qui rend son stockage particulier.

2.2 · Comparaison énergétique de différentes sources d'énergie

Il semble intéressant les caractéristiques calorifiques qui militent en faveur de l'hydrogène comme source particulièrement énergétique, en comparaison des sources habituelles.

Pouvoir calorifique Inférieur. Masse volumique (101325pa – 15°C)

Source d'énergie (MJ/kg) (MJ/m3) (kWh/m3) (kWh / kg) (kg/m3) (m3/kg)

Hydrogène 119,93 10,224 2,84 33,33 0,0852 11,73

Méthane 50,01 33,99 9,44 13,891 0,6797 1,47

Propane 46,1 87,53 24,31 12,805 1,8988 0,52

Butane 45,7 116,24 32,28 16,694 2,5436 0,39

Essence 47,3 13,138

Diesel 44,8 12,444

Ces premières caractéristiques énergétiques permettent de comprendre l'intérêt de l'hydrogène mais également les risques associés.

3. Les différentes sources de production de l'hydrogène [5]{{}}

3.1 Qu'est-ce que l'hydrogène ?

Comme l'électricité, l'hydrogène est principalement un vecteur énergétique et non une énergie en tant que telle, car il est produit au moyen d'une réaction chimique à partir d'une ressource primaire.

Actuellement, pour des raisons économiques, l'hydrogène est issu à 95 % de la transformation d'énergies fossiles, dont pour près de la moitié à partir du gaz naturel.

3.2 Où se trouve l'hydrogène ?

Les ressources principales permettant de produire le dihydrogène H2 (que l'on appelle hydrogène par abus de langage) sont l'eau et les hydrocarbures (le charbon, le pétrole ou le gaz).

En effet, chaque molécule d'eau est le fruit de la combinaison entre un atome d'oxygène et deux atomes d'hydrogène, suivant la formule H2O.

Les hydrocarbures sont issus de la combinaison d'atomes de carbone et d'hydrogène. C'est par exemple le cas du méthane, constituant principal du gaz naturel dont la formule est CH4, l'une des combinaisons les plus simples pour les hydrocarbures.

L'hydrogène existe aussi à l'état naturel. Les premières sources naturelles d'hydrogène ont été découvertes au fond des mers dans les années 70 et plus récemment à terre.

3.3 Comment produit-on de l'hydrogène ?

Les principales techniques de production existantes sont les suivantes :

– le reformage du gaz naturel à la vapeur d'eau est la technique la plus répandue. Il s'agit de faire réagir du méthane avec de l'eau pour obtenir un mélange contenant de l'hydrogène et du CO2. Le CO2 émis par ce procédé pourrait éventuellement être capté et stocké pour produire un hydrogène décarboné. En lieu et place du gaz naturel, l'utilisation du biométhane (méthane issu de la fermentation de la biomasse) constitue aussi une solution pour produire un hydrogène décarboné ;

– l'hydrogène peut aussi être produit à partir d'eau et d'électricité, c'est l'électrolyse de l'eau. L'électrolyseur sépare une molécule d'eau en hydrogène et en oxygène. Cette voie est encore peu répandue car nettement plus coûteuse (2 à 3 fois plus chère que le reformage du gaz naturel) et réservée aujourd'hui à des usages spécifiques, comme l'électronique, qui requièrent un niveau élevé de pureté ;

– la gazéification permet de produire, par combustion, un mélange de CO et d'H2 à partir de charbon (solution qui émet beaucoup de CO2) ou de biomasse.

4. Les couleurs actuelles de l'hydrogène

Rare à l'état naturel une qualification de cet H2 a été adoptée en fonction l'énergie primaire utilisée pour l'obtenir et de l'empreinte carbone du procédé d'obtention.

Mais il faut également ajouter l'H2 blanc ou naturel qui est issu de l'oxydoréduction de métaux contenant du fer au niveau hydrothermal ou de la rupture des molécules d'eau provoquée par un rayonnement ionisant et libération des gaz contenus dans le manteau terrestre.

C'est également le cas de l'H2 quand une eau à forte teneur de plutonium ou d'uranium subit une radiolyse.

5. Pourquoi l'H2{{}}

Les deux principales raisons pour lesquelles l'H2 semble intéresser notre avenir sont les suivantes.

L'hydrogène est un moyen efficace pour stocker massivement et sur de longues durées, l'électricité, issue des sources intermittentes (éolien, solaire par exemple) qui ne pourrait pas être immédiatement consommée en la transformant en H2, stockable dans des cavités salines (par exemple) ou dans des tanks pour être ultérieurement générateur d'énergie.

Ce principe est largement développé dans un concept P2G (Power to gaz) développé par exemple par GRDF [6] .L'H2 peut également être utilisé avec une pile à combustible dans laquelle, couplé avec un apport d'air, il y a production d'électricité.

Cela intéresse donc tout le domaine de la mobilité légère (flottes d'utilitaires électriques) et lourde (poids lourds, trains, bateaux, avions, …) selon la taille de la pile à combustible.

Il est clair que ce domaine renforce la tendance forte à recourir à la traction électrique actuelle [7].

6. Rendement global de la filière H2{{}}

Il ne faut cependant pas oublier que l'utilisation de l'hydrogène comme vecteur énergétique implique plusieurs étapes :

sa production de l'hydrogène,

son stockage,

son transport,

sa distribution,

et la reconversion de l'H2 stocké en électricité.

Ainsi le rendement global de la filière dépend certes du procédé de fabrication mais son transport jusqu'au lieu d'utilisation, au sein d'un réseau de distribution non encore défini participe aux facteurs importants dans le rendement global de cette source d'énergie.

Le rendement énergétique global, « power to H2 to power », de la source d'électricité à la roue d'un véhicule hydrogène par exemple, est de l'ordre de 25 à 30 %.

En ce qui concerne les besoins en infrastructures de transport de l'hydrogène, ils resteront limités car la demande sera initialement satisfaite par l'hydrogène produit à proximité ou sur site.

Dans certaines régions, une injection dans les réseaux de gaz naturel est possible, mais il y a lieu de commencer à planifier des infrastructures de transport pour des distances moyennes avant de penser à considérer l'H2 comme la source unique des mobilités, légères et lourdes.

7. Les objectifs européens à 2030 et 2050{{}}

L'Union européenne (UE) a décidé de développer une puissance de 6 GW d'électrolyseurs de H2 renouvelable en 2024 pour produire 1 million de tonnes de H2 qui seront, à la demande, générer une électricité « décarbonée ».

Pour 2030 l'UE prévoit une puissance 40 GW en Europe et 40 GW au voisinage de l'Europe de manière à pouvoir assurer une production de 10 millions de tonnes de H2 renouvelable dans des conditions compétitives et fluides.

L'H2 doit ainsi représenter 13-14% du bouquet énergétique européen en 2050

La priorité pour l'UE est le développement de l'hydrogène renouvelable, produit par électrolyseurs, alimentés par énergie éolienne et solaire, cet H2 étant alors une source de stockage d'électricité bas carbone totalement renouvelable.

8. Que dit la France{{}}

8.1 Stratégie

En 2020 le Ministre de l'Economie, des Finances et de la Relance et la Ministre de la Transition écologique, ont présenté la stratégie nationale pour le développement de l'hydrogène décarboné [8], cela constituant un axe prioritaire d'investissement pour la France, compte tenu :

des enjeux environnementaux : l'H2 est pourvoyeur de nombreuses solutions pour décarboner l'industrie et les transports ;

des enjeux économiques : l'H2 offre l'opportunité de créer une filière et un écosystème industriels créateurs d'emplois ;

des enjeux de souveraineté énergétique : pour réduire notre dépendance vis-à-vis des importations d'hydrocarbures ;

des enjeux d'indépendance technologique : pour valoriser les atouts dont dispose la France dans la compétition mondiale.

Comme on peut le voir il s'agit d'objectifs louables mais les sujets du transport, du stockage et de la distribution de l'H2 n'y sont pas évoqués et le rendement de la chaine globale, comme indiqué dans le paragraphe 8 précédent est particulièrement impacté par ces sujets.

8.2 Objectifs 2030

Il semble que les objectifs de la France pour 2030 soient de déployer 6,5 GW d'électrolyseurs avec un objectif de production de 600 kilotonnes d'H2

9. La mobilité, principal champ de développement de l'usage de l'H2{{}}

Contributeur majeur à l'effet de serre, la mobilité est, sans conteste, après l'industrie lourde, le principal champ d'expérimentation des nouveaux usages de l'H2 qui y est cependant en concurrence avec d'autres sources d'énergies décarbonées dont les batteries [9].

10. Conclusion{{}}

La France était précurseur en matière de l'utilisation de l'H2 comme énergie de certaines mobilités (Air Liquide [10], Alstom [11] par exemple). Pourquoi avoir attendu si longtemps avant de s'en faire un axe prioritaire ?

Mais le chemin est long avant de pouvoir disposer de l'H2 au coin de la rue pour recharger nos véhicules équipés de piles à combustible et avant que tous nos transports routiers et ferrés soient également mus de pareille manière.

Dans cet engouement ne sommes-nous pas en train de considérer que notre consommation énergétique redevient sans limite car la filière H2 envisagée par l'Europe est dépendante de sa production à base d'électricité et ce d'autant plus que le caractère intermittent de l'éolien voit, dans l'H2, son défaut disparaitre.

Lavictoire 10 avril 2023

Références :{{}}

[1] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52020DC0102&from=EN

[2] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:52020DC0301&from=EN

[3] https://s3.production.france-hydrogene.org/uploads/sites/4/2018/02/1.2.pdf

[4] Sa « plage d'inflammabilité » ou « d'explosivité » dans l'air est beaucoup plus étendue que celle du méthane et d'autres gaz .

[5] https://s3.production.france-hydrogene.org/uploads/sites/4/2018/02/1.2.pdf

[6] https://librairie.ademe.fr/cadic/7514/resume_etude_powertogas_ademe-grdf-grtgaz.pdf

https://librairie.ademe.fr/cadic/7514/etude_powertogas_ademe-grdf-grtgaz.pdf

[7] https://www.pragma-industries.com/fr/

[8] https://minefi.hosting.augure.com/Augure_Minefi/r/ContenuEnLigne/Download?id=5C30E7B2-2092-4339-8B92-FE24984E8E42&filename=DP%20-%20Strat%C3%A9gie%20nationale%20pour%20le%20d%C3%A9veloppement%20de%20l%27hydrog%C3%A8ne%20d%C3%A9carbon%C3%A9%20en%20France.pdf

[9] https://www.economie.gouv.fr/files/files/directions_services/cge/securite-hydrogene.pdf?v=1674552377 page 30

[10] https://www.airliquide.com/fr/groupe/activites/hydrogene

[11] https://www.alstom.com/press-releases-news/2022/10/growing-portfolio-hydrogen-traction-regional-trains

Cet article a été publié dans Accueil, Énergie. Mettre en signet le permalien.

Derniers articles publiés :

Transports – trouver les solutions à la problématique du financement des transports

Les dates principales du CADE au mois de mai

LGV – Et si les Collectivités suspendaient leur contribution au financement des LGV ?

Ferroviaire – « Les trains de la colère » : ils étaient 400 à y monter, 500 à Paris !

Un week-end béton, bitume, qui n'oublie pas le rail- « Les déroutantes »

Projets E-CHO et Biochar – une action surprise et des réunions publiques !

ReSTart – un projet de e-carburant pour l'aviation à Tartas (40)

Source :

© 2025 - CADE : Collectif des Associations de Défense de l'Environnement du Pays-Basque et du sud des Landes

Source : https://www.cade-environnement.org/2023/05/25/hydrogene-vous-avez-dit-hydrogene/

Retour au début du sommaire

Rétrospective - Point de vue de l'ADEME - Optez pour l'hydrogène renouvelable et bas carbone [non daté]
Vecteur énergétique à fort potentiel, l'hydrogène ouvre la voie à de nombreuses possibilités pour décarboner les secteurs industriels et le transport.{{}}

Sommaire :

•Comprendre l'hydrogène renouvelable et bas carbone

•Défi de la production et de l'utilisation de l'hydrogène

•L'hydrogène dans l'industrie

•Les usages de l'hydrogène dans la mobilité lourde

•Les services ADEME en région

•Financer vos projets

•Retours d'expérience

•Les projets hydrogène en France

Comprendre l'hydrogène renouvelable et bas carbone{{}}

L'hydrogène ne constitue pas une énergie primaire au même titre que le vent, le charbon ou le pétrole. C'est un vecteur d'énergie comme l'électricité et pour le produire, il est nécessaire d'extraire les atomes d'hydrogène des ressources qui en contiennent (l'eau, les hydrocarbures, la biomasse). Ainsi, ce sont les procédés mis en œuvre pour l'extraction de l'hydrogène qui déterminent son empreinte environnementale.

L'hydrogène carboné (parfois appelé hydrogène gris) est fabriqué par vaporeformage de gaz naturel sans captage ni stockage du CO2 ou encore par électrolyse alimentée par une électricité carbonée. L'usage de l'hydrogène carboné est associé à d'importantes émissions de gaz à effet de serre en amont, accentuant ainsi le changement climatique.
L'hydrogène renouvelable (parfois appelé hydrogène vert) peut être produit par électrolyse de l'eau à partir d'électricité provenant de sources d'énergie renouvelable (solaire, éolienne, hydraulique…).
L'hydrogène bas carbone est, en France, actuellement produit par électrolyse de l'eau à partir de l'électricité issue du réseau électrique français qui comporte une part importante d'électricité nucléaire.
L'hydrogène renouvelable et bas carbone offre la possibilité de décarboner certains secteurs pour lesquels la réduction des émissions de CO2 s'avère difficile : transport et mobilité lourde, chimie, raffinage ou sidérurgie. Cela est particulièrement vrai lorsque l'électrification directe des usages n'est pas possible.

La poursuite du développement des sources renouvelables électriques (éolien, photovoltaïque, hydraulique) permet de réduire le coût de production de l'hydrogène encore trop élevé. En parallèle, l'industrialisation de la fabrication des équipements favorise une baisse des coûts.

De l'hydrogène carboné à l'hydrogène renouvelable et bas carbone{{}}

L'hydrogène est historiquement utilisé dans l'industrie (raffinage, chimie). Il est produit à partir de ressources carbonées comme le gaz naturel. L'enjeu est de décarboner ces usages.

Schéma sur l'hydrogène produit à partir de ressources carbonées en France (transcription détaillée ci-dessous)Agrandir l'image

Dans une démarche de transition écologique, l'hydrogène renouvelable et bas carbone joue un rôle pour décarboner les usages dans le transport et l'industrie. Il est produit à partir d'électricité renouvelable et d'eau.

Schéma simplifié des étapes de fabrication de l'hydrogène (transcription détaillée ci-dessous)Agrandir l'image

Relever le défi de la production et de l'utilisation de l'hydrogène{{}}

Afin d'être utilisé comme vecteur d'énergie, l'hydrogène renouvelable et bas carbone doit être produit par des procédés émettant peu de CO2.
L'hydrogène renouvelable et bas carbone c'est quoi ?
L'enjeu de la production d'hydrogène repose essentiellement sur l'industrialisation de sa fabrication.
Produire de l'hydrogène par électrolyse
Les usages les plus pertinents de l'hydrogène renouvelable sont la mobilité lourde et l'industrie.
Découvrir tous les projets hydrogène
Les usages de l'hydrogène dans l'industrie{{}}

Les principaux usages actuels de l'hydrogène sont :

le raffinage des carburants, pour leur désulfurisation
la production d'engrais azotés (l'hydrogène sert alors à synthétiser l'ammoniac)
L'ensemble des usages industriels représentent environ 780.000 tonnes d'hydrogène par an et mobilisent essentiellement des ressources fossiles entraînant l'émission de 8,7 millions de tonnes de CO2 par an.

L'objectif est donc de développer l'utilisation de l'hydrogène renouvelable et bas carbone pour réduire l'impact environnemental de ces usages. Cette démarche s'appuie sur l'industrialisation et le déploiement de moyens de production par électrolyse.

Dans l'industrie, l'hydrogène renouvelable et bas carbone se présente également comme une solution de décarbonation de différents procédés : production d'acier, production de méthanol et fours à haute température (verrerie, tuiles et briques).

Les usages de l'hydrogène dans la mobilité lourde{{}}

La solution hydrogène renouvelable et bas carbone s'avère également pertinente lorsqu'elle est utilisée pour la mobilité lourde :{{}}

transport collectif de personnes : bus, autocars, trains et bateaux
transport de marchandises : camions, véhicules utilitaires et fret
L'hydrogène répond aux besoins exigeants des véhicules lourds : poids, encombrement et temps de recharge. Les véhicules hydrogène répondent en partie aux évolutions réglementaires (ZFE, abandon des motorisations essence / diesel, etc.).

Produire de l'hydrogène par électrolyse{{}}

Produire de l'hydrogène par électrolyse consiste à dissocier les molécules d'eau (H2O) en dioxygène (O2) et dihydrogène (H2) grâce à un courant électrique. Les émissions de CO2 de la production d'hydrogène par électrolyse proviennent principalement de la production d'électricité en amont. Si l'électricité utilisée est d'origine renouvelable, l'hydrogène produit peut être qualifié de renouvelable.

En France, l'électrolyse de l'eau émet au maximum 2,77 kgCO2/kgH2 sur l'ensemble du cycle de vie, soit 4 fois moins que le procédé de vaporeformage de gaz naturel.

Impact carbone pour la production d'un kg d'hydrogène en France (transcription détaillée ci-dessous)

Agrandir le graphique

Études d'opportunité et de faisabilité du déploiement de l'hydrogène sur un territoire{{}}

Ce dispositif a pour but d'initier ou d'approfondir la réflexion sur les besoins d'hydrogène en réalisant les études préalables en amont des décisions d'investissement dans des usages et infrastructures hydrogène.

Appel à projets Briques technologiques et démonstrateurs hydrogène{{}}

Cet appel à projets a pour objectif de soutenir les travaux d'innovation visant à développer ou améliorer les composants et systèmes liés à la production, au transport d'hydrogène et à ses usages.

Appel à projet Écosystème territoriaux hydrogène - EcosysH₂{{}}

Cet appel à projet vise à soutenir le déploiement d'infrastructures de production, de distribution et d'usages d'hydrogène renouvelable ou bas carbone afin de contribuer au développement de la filière ainsi qu'à la décarbonation de l'industrie et des activités de transport.

Projets hydrogène en France {{}}

Carte de France métropolitaine, de Guyane et de Réunion des projets hydrogène soutenus par l'ADEME (transcription détaillée ci-dessous)

Explorez d'autres actions de transition écologique :{{}}

Transport durable
Optimisation logistique, report modal, carburants alternatifs : des solutions existent pour accélérer la transition écologique du secteur.

Les principaux enjeux du secteur
L'ADEME vous propose un parcours pour agir sur les principaux enjeux écologiques de votre secteur d'activité.

Agir par métiers transverses ou fonctions supports
Les métiers transverses comme les salariés des fonctions supports sont les acteurs des changements à mettre en œuvre.

Découvrez{{}}

Logo du site ADEME.FRNotre site institutionnel

Logo de la Librairie ADEMENos publications et expertises

Logo de ADEME InfosNos magazines et newsletters

Ce site internet est pensé et développé avec un objectif d'écoconception.

En savoir plus sur l'écoconception du site

Source : https://agirpourlatransition.ademe.fr/entreprises/hydrogene

Retour au début du sommaire

Rappel - Débat : l'hydrogène produit par les seules renouvelables ? Ni possible, ni durable - Publié : 1er novembre 2020, 17:57 CET
L'hydrogène suscite un intérêt grandissant mais cette médiatisation de la filière traduit souvent une grande confusion sur un sujet qui, depuis Jules Verne (1875), n'a cessé d'alimenter les utopies. On pense ici à J.B.S. Haldane (1923) et, plus près de nous, Jeremy Rifkin et son Économie hydrogène (2002).

Trois objectifs différents sont visés dans les différents « plans hydrogène » rendus publics récemment.

Un « verdissement » de la production d'hydrogène de 1 Mt/an en France et 60 Mt/an au niveau mondial pour les industriels « non énergétiques », soit les secteurs de la chimie, de la production d'ammoniac et d'engrais et du raffinage de produits pétroliers.
Un développement des usages énergétiques de l'hydrogène pour décarboner la mobilité lourde (trains, bus et poids lourds) et les réseaux de distribution de gaz.
L'utilisation de l'hydrogène comme moyen de stockage/déstockage permettant l'intégration des renouvelables dans le mix électrique.
Ces trois objectifs sont-ils atteignables par le seul recours à l'électricité des renouvelables, comme certains l'appellent de leurs vœux ?

La Commission européenne considère elle-même cette option comme la seule pertinente, sans aucune argumentation sérieuse toutefois, hormis la baisse avérée mais trompeuse, des coûts de l'électricité renouvelable (solaire photovoltaïque et éolienne) pour produire l'hydrogène par électrolyse.

On mesure là très probablement l'influence de Jeremy Rifkin, qui écrivait dans L'Économie hydrogène :

« Si cette nouvelle technologie n'est pas abandonnée aux grands fournisseurs d'électricité, les piles à combustible permettront à chaque être humain de produire et même d'échanger sa propre électricité. L'ensemble de nos institutions économiques, politiques et sociales, ainsi que nos modes de vie s'en trouveraient transformés. »

Aujourd'hui, seule une estimation précise des ordres de grandeurs et un regard objectif posé sur la formation du coût de production de l'hydrogène par électrolyse, permettent de comprendre que ces objectifs ne peuvent avoir ni le même niveau de priorité, ni forcément aller de pair.

L'impossible compétitivité{{}}

Pour comprendre la formation du coût de production d'hydrogène par électrolyse – un procédé trois fois plus coûteux environ en énergie que le vaporeformage de gaz naturel utilisé presque exclusivement aujourd'hui –, il faut non seulement prendre en compte le prix de l'électricité mais aussi les coûts d'investissement et de maintenance des électrolyseurs.

Comment imaginer que l'utilisation des seuls surplus d'électricité renouvelable, comme l'avancent les différents plans hydrogène, permettrait d'assurer des coûts compétitifs de production d'hydrogène par électrolyse ?

Ces surplus sont construits par accumulation des excédents générés de manière intermittente tout au long de l'année, aux instants où la puissance produite excède la puissance consommée et qui, du fait du fonctionnement du marché de l'électricité, peuvent être vendus à prix très bas, voire négatifs.

Dans ce mode de production, les coûts d'investissement et de maintenance d'installations, nécessairement largement surdimensionnées, domineraient très largement dans la formation du prix au kg de l'hydrogène produit. Les électrolyseurs doivent en effet être dimensionnés à la puissance maximale, même si dans le cas d'alimentation par les surplus, cette puissance n'est atteinte que sur un nombre d'heures très réduit à l'année.

Des études détaillées de l'IEA et, pour la France, de RTE soulignent clairement ce point.

La question centrale des électrolyseurs{{}}

Quelques illustrations chiffrées – reposant sur les lois de la physique, les performances actuelles des électrolyseurs et les perspectives des besoins exprimées dans les plans – permettent d'appréhender l'énormité du défi que représente la production massive d'hydrogène décarboné par électrolyse, dans l'optique d'une neutralité carbone pour 2050.

Pour produire 1 kg d'hydrogène – dont le contenu énergétique de 35 kWh équivaut à celui d'environ trois litres de pétrole et correspond, en gros, à l'énergie stockable dans une batterie automobile de 300 kg – par électrolyse, il faut, en tablant sur un rendement actuel de 70 %, dépenser 50 kWh d'électricité. Soit, en prenant le tarif de 42 €/MWh du mécanisme ARENH, 2,1 €/kg.

L'amélioration du rendement des électrolyseurs permettrait de se rapprocher du coût de production par vaporeformage – soit environ 1,5 €/kg. Mais il faut encore ajouter la contribution du coût d'investissement et de maintenance des électrolyseurs, qui dépend on l'a vu fortement de leur temps d'utilisation.

Il faudra donc une baisse drastique du coût des électrolyseurs pour rendre le procédé compétitif.

La situation la plus favorable, car évitant les surcoûts liés au surdimensionnement, correspondra toujours à celle où les électrolyseurs fonctionnent à leur capacité maximale sur la plus longue partie de l'année, c'est-à-dire aux facteurs de charge les plus élevés.

Doubler la production d'électricité{{}}

La première ambition du plan hydrogène français consiste à substituer totalement 400 kt d'hydrogène décarboné à celui produit par vaporeformage.

Quelle quantité d'électricité faut-il consommer pour y parvenir ? Environ 20 TWh… ce qui requiert une puissance d'électrolyse minimale de l'ordre de 2,5 GW, mais qui devrait être jusqu'à dix plus élevée en utilisant les seuls surplus d'électricité renouvelable.

Avec un coût d'investissement et de maintenance minimal de l'ordre de 1300 €/kW actuellement, cela fait au total, pour des électrolyseurs fonctionnant à pleine charge toute l'année, plus de 3 milliards d'euros au minimum !

Même en espérant une division par deux du prix des électrolyseurs, il faudra d'énormes investissements pour installer une puissance suffisante permettant d'aller au-delà du verdissement de l'hydrogène consommé par l'industrie.

Le plan français ambitionne de substituer, d'ici 2050, 20 % de la consommation finale d'énergie, ce qui correspond actuellement à 31 Mtep de ressources fossiles. Il faudra pour cela produire environ 10 Mt H2/an, nécessitant de l'ordre de 500 TWh d'électricité, ce qui impliquerait donc un doublement de la production nationale.

Comment pourrait-on faire face à une telle augmentation ? Avec l'éolien off-shore ? Son potentiel est estimé pour la France à une capacité de 22 à 30 GW – 65 et 85 TWh/an dans le meilleur des cas. Avec le solaire PV ? La dizaine de GW installés fin 2019 ont produit au plus 12 TWh en 2019.

12 TWh, c'était aussi la production annuelle de la centrale nucléaire de Fessenheim. Une telle centrale alimentant 1,5 GW d'électrolyseurs produirait 250 ktH2/an. Avec les 3 000 éoliennes de 2 MW de puissance unitaire, pouvant permettre de produire chaque année la même quantité d'énergie, il faudrait pour cela, compte tenu de la différence de facteur de charge, installer une capacité d'électrolyse de l'ordre de 9 GW, c'est-à-dire six fois plus grande.

Le nucléaire reste incontournable{{}}

Le solaire et l'éolien ne permettront jamais de produire, en France, les énormes quantités d'électricité requises si l'on veut substituer l'hydrogène aux ressources fossiles ; quant à son rôle d'intégrateur des renouvelables – systématiquement mis en avant –, il ne va pas du tout de pair avec les deux premiers objectifs.

Si la priorité est bien de trouver avec l'hydrogène – directement ou indirectement par la production de carburants de synthèse à base d'hydrogène –, un substitut aux ressources fossiles carbonées, en le produisant donc à partir d'électricité décarbonée, il faut nécessairement combiner optimisation des investissements dans les électrolyseurs, en les faisant fonctionner avec la plus forte charge annuelle, et électricité à bas coût.

L'idée d'utiliser pour cela l'électricité produite à partir de sources renouvelables et surtout ses surplus, pourtant séduisante, s'avère être la plus coûteuse et aussi la plus gourmande en ressources minérales. Cela s'explique déjà par le nécessaire surdimensionnement des installations évoqué plus haut, et pourrait s'avérer encore plus crucial si l'on choisissait l'option des électrolyseurs de type PEM (membranes à échange de protons), qui ne peuvent éviter pour le moment le recours à l'utilisation de métaux nobles. Ce n'est clairement pas une solution durable et à laquelle donner la priorité des investissements.

D'autant que le solaire et l'éolien ne permettront jamais de produire les énormes quantités d'électricité requises. Les Allemands en ont bien conscience, leur plan hydrogène prévoyant l'importation massive d'hydrogène. On peut aussi évoquer la stratégie japonaise, qui envisage d'importer annuellement 10 Mt d'hydrogène en 2050.

Pour rendre possible cette indispensable substitution, il faut investir dans la R&D sur les électrolyseurs, comme le prévoit le plan français dans son actualisation toute récente, mais l'énorme défi ne pourra pas être relevé sans le recours au nucléaire. Ce qui implique aussi d'investir dans la R&D sur le nucléaire de quatrième génération, les réacteurs à très haute température en particulier, qui permettraient, en combinaison avec l'électrolyse à haute température, la production massive et bon marché de cet hydrogène dont rêvait Jules Verne.

énergie Commission européenne énergies renouvelables hydrogène décarbonation énergie nucléaire pile à combustible

Oubliez les algorithmes et recevez des informations fiables !{{}}

Quand vous posez une question sur un moteur de recherche, la première réponse vient de plus en plus souvent d'une IA… mais en avez-vous conscience et surtout est-elle fiable ? Ces réponses, tirées du web, peuvent parfois être fausses ou trompeuses. Chez The Conversation, nos articles sont écrits par des chercheurs et vérifiés par nos journalistes professionnels pour vous garantir des informations rigoureuses basée sur leur expertise. Besoin de réponses d'experts aux questions qui vous préoccupent ? Abonnez-vous à notre newsletter quotidienne !

Avatar

Caroline Nourry Directrice générale The Conversation France

Rejoignez les 110.000 abonnés qui nous font confiance pour s'informer au quotidien.

Vous aimerez aussi :{{}}

https://images.theconversation.com/files/624552/original/file-20241009-17-iquicc.jpg?ixlib=js-2.3.2&w=324&h=214&fit=crop&auto=format&q=45

L'économie de l'hydrogène, ou quand le rêve de Jules Verne se confronte aux réalités industrielles

https://images.theconversation.com/files/357181/original/file-20200909-20-jc19ts.jpg?ixlib=js-2.3.2&w=324&h=214&fit=crop&auto=format&q=45

Comment fonctionnent les voitures à hydrogène ?

https://images.theconversation.com/files/297138/original/file-20191015-98674-14a01o3.jpg?ixlib=js-2.3.2&w=324&h=214&fit=crop&auto=format&q=45

Comment rendre le carburant hydrogène plus écologique ?

https://images.theconversation.com/files/316495/original/file-20200220-92530-hqmkxc.jpg?ixlib=js-2.3.2&w=324&h=214&fit=crop&auto=format&q=45

Mobilité hydrogène : comment la France tente d'accélérer sa conversion

Les commentaires sont ouverts sur certains articles et doivent être conformes à notre charte de participation - Afficher tous les commentaires

Vous voulez écrire ? - Écrivez un article et rejoignez une communauté de plus de 202 500 universitaires et chercheurs de 5 184 institutions. Enregistrez-vous maintenant

Ce que nous sommes Notre équipe Nos valeurs Charte éditoriale Règles de republication Recevoir nos newsletters Nos flux Faire un don Nos institutions membres Notre audience - Notre impact Kit de communication pour les institutions membres Événements Transparence financière Contactez-nous - Politique de confidentialité Préférences de consentement Mentions légales

Retour au début du sommaire

Rappel - L'économie de l'hydrogène, ou quand le rêve de Jules Verne se confronte aux réalités industrielles - Publié : 9 septembre 2020, 20:01 CEST • Mis à jour le : 10 octobre 2024, 10:00 CEST
L'hydrogène, déjà vanté par Jules Verne en 1875, ne pourra être vraiment « vert » que s'il est produit à partir de renouvelables. Le premier enjeu de la révolution de l'hydrogène consiste donc à basculer vers une production non carbonée, et ceci à l'échelle industrielle.{{}}

De Jules Verne à Jérémy Rifkin, nombreux ont été les visionnaires promettant une révolution de l'hydrogène. Écoutons l'ingénieur Cyrus Smith, personnage principal de L'Île mystérieuse (1875) :

« Oui, mes amis, je crois que l'eau sera un jour utilisée comme combustible, que l'hydrogène et l'oxygène qui la constituent fourniront une source de lumière et de chaleur inépuisable. »

Longtemps considéré comme un mirage, l'hydrogène revient en force dans le paysage énergétique. Devenu un enjeu de compétitivité, il figure désormais dans tous les scénarios prospectifs de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), qui a récemment livré un rapport sur l'état d'avancement des projets d'hydrogène vert dans le monde.

Serions-nous à la veille d'une révolution majeure grâce à ce gaz découvert en 1766 par le chimiste Cavendish, baptisé quelques années plus tard « hydrogène » par Lavoisier ?

Si l'hydrogène n'est pas le miracle du roman de Jules Verne, il peut en revanche constituer un vecteur accélérant la transition énergétique vers des sources renouvelables. À condition qu'on l'affranchisse de sa dépendance actuelle à l'égard des énergies fossiles, ce qui n'est pas une mince affaire.

L'hydrogène d'aujourd'hui : un sous-produit des énergies fossiles{{}}

Représentant 75 % de la masse gazeuse du soleil, l'hydrogène est considéré comme l'élément le plus abondant de l'univers. Sur Terre, il est peu présent à l'état pur : très léger, il s'échappe de ses réservoirs naturels. En l'état actuel de nos connaissances, le potentiel de récupération de l'hydrogène présent dans le sous-sol est limité.

L'hydrogène est toutefois présent tout autour de nous, combiné à d'autres éléments. On le trouve ainsi dans chaque molécule d'eau. Associé au carbone, il est dans tous les végétaux et animaux. Les énergies fossiles, elles-mêmes issues de la décomposition de la matière vivante, ne font pas exception.

Pour obtenir de l'hydrogène pur, il faut donc le séparer de ces autres éléments.{{}}

Depuis 1975, la production mondiale d'hydrogène a plus que quadruplé. Elle a été portée par l'industrie du pétrole, qui en utilise des quantités croissantes pour désulfurer les combustibles et par l'industrie chimique pour la production d'ammoniac.

Ce développement rapide n'a pas contribué à la décarbonation des économies. Il a au contraire contribué à l'accroissement des émissions de gaz à effet de serre.

D'après l'AIE, la production mondiale d'hydrogène a atteint 97 Mt en 2023, pour des rejets atmosphériques de CO2 de 920 Mt, soit l'équivalent de 3,3 fois les émissions de la France. Dans sa grande majorité, l'hydrogène est produit à partir du gaz naturel ou du charbon. Aussi, la carte de ses producteurs se superpose avec celle des producteurs d'énergie fossile.

https://images.theconversation.com/...

https://images.theconversation.com/files/624549/original/file-20241009-15-5wpaz0.png?ixlib=rb-4.1.0&q=45&auto=format&w=754&fit=clip

Principaux producteurs d'hydrogène dans le monde. IRENA (2022), Geopolitics of the Energy Transformation, The Hydrogen Factor, Fourni par l'auteur

Tant que l'hydrogène reste un sous-produit des énergies fossiles, rouler à l'hydrogène ou l'utiliser pour produire de la chaleur permet de réduire les pollutions locales, mais pas d'abattre les rejets de CO2.

Le premier enjeu de la révolution de l'hydrogène consiste donc à basculer vers une production non carbonée.

[Déjà plus de 120 000 abonnements aux newsletters The Conversation. Et vous ? Abonnez-vous aujourd'hui pour mieux comprendre les grands enjeux du monde.]

Hydrogène bleu ou vert, ou la montée de l'hydrogène décarboné{{}}

« L'hydrogène gris » désigne celui obtenu directement à partir du gaz naturel ou du charbon. Par kilogramme produit, son empreinte carbone atteint 10 à 12 kg de CO2 lorsqu'il est produit à partir de gaz, et de 22 à 26 kg lorsqu'il est produit à partir du charbon.

Une première voie pour limiter son empreinte carbone consiste à coupler sa production à des installations de captage récupérant une partie du CO2 avant qu'il ne se dissipe dans l'atmosphère. On obtient alors de « l'hydrogène bleu », limitant les dégâts climatiques sans s'affranchir de la dépendance aux énergies fossiles.

Dans les conditions actuelles, l'hydrogène gris revient à environ 1,5 €/kg en Europe et un peu moins aux États-Unis ou en Chine où gaz et charbon sont bon marché. Par ailleurs, les coûts de stockage et de transport sont limités par la proximité entre les sites de production et de consommation, tous deux situés dans des raffineries ou des complexes pétrochimiques.

Le coût des installations de capture et stockage de CO2 est de l'ordre de 1 €/kg. Autrement dit, avec un prix du CO2 de 100 €/tonne, il deviendrait rentable de basculer de l'hydrogène gris vers l'hydrogène bleu. En l'absence d'un tel prix, combler cet écart d'un euro n'est possible qu'avec des incitations politiques qui font trop souvent défaut.

Une autre voie pour produire l'hydrogène est celle de l'électrolyse, qui utilise l'énergie électrique pour récupérer l'hydrogène présent dans l'eau. Si on utilise une électricité produite avec du gaz naturel ou du charbon, l'opération n'a aucun intérêt pour le climat : on rejette, par cette voie, plus de CO2 qu'en séparant directement l'hydrogène depuis le gaz naturel.

En couplant un électrolyseur à une source décarbonée d'électricité, on obtient de « l'hydrogène vert », non émetteur de CO2. C'est la voie qui est actuellement développée partout dans le monde, du fait de la très forte baisse du coût des énergies renouvelables.

L'opération est particulièrement intéressante lorsqu'on dispose d'importantes capacités de production éolienne ou solaire. Leur coût unitaire à la production est devenu compétitif, tant face aux filières fossiles que nucléaires, mais leur injection à grande échelle dans les réseaux se heurte à la difficulté de l'intermittence. L'électrolyse permet alors de stocker les excédents d'électricité en les transformant en hydrogène qui devient un intégrateur des sources renouvelables dans le système énergétique.

Comment rendre l'hydrogène vert compétitif{{}}

Le coût de production de l'hydrogène vert par l'électrolyse dépend de trois paramètres : le prix de l'électricité utilisée, le coût de l'électrolyseur, les coûts de transport et de stockage qui pèsent dans la balance sitôt que le lieu de consommation est éloigné du site de production.

Actuellement, le coût du kg d'hydrogène vert se situe dans une fourchette de l'ordre de 3 à 8 €/kg, soit de deux à cinq fois celui de l'hydrogène gris. Mais il est dans une dynamique de forte baisse, sous l'impact de la baisse du coût de l'électricité verte et de celui de l'électrolyse.

Les différents plans hydrogène visent à accélérer le mouvement grâce aux changements d'échelle de la production d'électrolyseurs et aux investissements dans les infrastructures de stockage et distribution. Cet argent public mobilisé du côté de l'offre permet d'accélérer l'industrialisation des pilotes issus de la recherche et développement.

Les aides à l'utilisation de l'hydrogène vert sous forme de complément de prix sont plus discutables sous l'angle économique. Elles n'incitent pas suffisamment les producteurs à baisser leurs coûts et stimulent la consommation d'énergie. Elles pourraient être fortement réduites ou disparaître pour un prix du CO2 de l'ordre de 100 à 250 €/T.

La production d'hydrogène vert à partir de biomasse renouvelable est une autre voie qui pourrait s'avérer intéressante pour son intégration territoriale. Elle en est encore au stade expérimental. Deux options sont testées en France : à partir du bois (projets de Vitry-le-François et de Strasbourg) ou à partir de biomasse agricole (utilisation du chanvre dans la Sarthe).

On peut également produire de l'hydrogène sans émettre de CO2 à partir du méthane par plasmalyse, un procédé qui est en train de sortir des laboratoires de recherche pour tester sa faisabilité industrielle (projets Sakowin et Spark Cleantech en France).

Les nouveaux usages de l'hydrogène{{}}

Pour contribuer à la décarbonation, il ne suffit pas de massifier la production d'hydrogène vert. Il faut également s'occuper des émissions en aval. Or, si on utilise de l'hydrogène vert pour désulfurer les carburants ou produire de l'ammoniac, on ne réduit pas les émissions en aval, très élevées dans le cas de la filière ammoniac. Il faut donc développer des usages qui permettent de réduire les émissions de CO2 là où elles sont les plus difficiles à obtenir.

L'hydrogène permet en premier lieu de décarboner des procédés industriels où les substituts à l'énergie fossile sont difficiles à développer. Dans la production primaire d'acier, première source d'émissions industrielles de CO2 dans le monde, le charbon est à la fois utilisé comme source d'énergie et agent réducteur du minerai. L'hydrogène peut s'y substituer et fournir de l'acier zéro carbone. Le premier pilote industriel testant cette voie fonctionne en Suède, dans le cadre du projet Hybrit.

Dans le secteur des transports, les applications les plus intéressantes concernent plutôt le transport maritime, le transport ferroviaire quand les lignes ne sont pas électrifiées et les véhicules utilitaires lourds pour lesquels le poids des batteries est une contrainte majeure. Dans le secteur spatial, l'hydrogène est déjà utilisé en substitution du kérosène pour le décollage des fusées, mais il n'est pas encore vert…

Enfin, on peut injecter jusqu'à 10 ou 20 % d'hydrogène vert dans les réseaux de gaz, nettement plus si on convertit une partie de cet hydrogène en méthane via un procédé appelé « méthanation ». Il est également possible de reconvertir l'hydrogène en électricité pour les besoins d'équilibrage du réseau (stockage inter-saisonnier).

La Chine, championne du déploiement hydrogène{{}}

D'après l'IRENA, l'Agence internationale des énergies renouvelables, l'essentiel du potentiel de production de l'hydrogène vert se situe dans les pays les mieux dotés en ressources solaires et éoliennes. L'application de ce principe conduirait à une cartographie tout à fait nouvelle des producteurs d'hydrogène.

Ce n'est toutefois pas le chemin pris par le déploiement de l'hydrogène vert, qui met en concurrence trois compétiteurs principaux.

https://images.theconversation.com/...

https://images.theconversation.com/files/624551/original/file-20241009-15-7hny8e.jpg?ixlib=rb-4.1.0&q=45&auto=format&w=754&fit=clip

Potentiel de production d'hydrogène vert dans le monde. IRENA (2022), Geopolitics of the Energy Transformation, The Hydrogen Factor, Fourni par l'auteur

L'Union européenne a mis en place un cadre juridique complet dans le cadre de sa stratégie de l'hydrogène lancée en 2020. Malgré des moyens financiers importants et la création d'une banque de l'hydrogène, la montée en régime ne s'effectue pas au rythme escompté. Aussi, la Cour des comptes européenne estime que les objectifs de production et d'utilisation d'hydrogène vert en 2030 ont peu de chances d'être atteints.

Aux États-Unis, la production d'hydrogène vert est supportée par des crédits d'impôt dans le cadre de l'Inflation Reduction Act. Les soutiens sont bonifiés lorsque les projets font appel à des électrolyseurs produits aux États-Unis. Malgré ces aides, l'hydrogène vert se heurte à une solide concurrence de l'hydrogène gris qui bénéficie des tarifs ultra compétitifs du gaz. Par ailleurs, la demande n'est pas toujours au rendez-vous.

Dans ce contexte, l'AIE a révisé à la baisse ses prévisions de production et d'utilisation mondiales d'hydrogène vert à l'horizon 2030. Les trois principaux obstacles identifiés sont la remontée des taux d'intérêt, l'incertitude sur la demande et la surestimation initiale des économies d'échelle dans la fabrication des électrolyseurs.

Seule exception à ces révisions : la Chine qui a renforcé sa position et dispose aujourd'hui de 60 % des capacités mondiales d'électrolyse. Comme cela a été le cas pour les panneaux photovoltaïques et les batteries, le rythme plus rapide du déploiement permet au pays de réaliser des économies d'échelle et de diminuer ses coûts plus rapidement que ses compétiteurs.

Pour éviter que l'avance chinoise ne crée un avantage compétitif difficile à rattraper, il faut donc accélérer le déploiement de l'hydrogène vert. Ce sera un enjeu important pour la nouvelle mandature en Europe, mais également en France où l'instabilité politique des derniers mois a créé un dangereux attentisme.

L'enjeu est de faire de l'hydrogène, non pas cette énergie « inépuisable » à laquelle rêvait l'ingénieur de L'Île mystérieuse, mais un puissant intégrateur des énergies renouvelables dans le système énergétique de demain.{{}}

énergies fossiles énergie énergies renouvelables transition énergétique hydrogène relance économique Agence internationale de l'énergie (AIE) pile à combustible

Nouveau | La newsletter Histoire - Tous les quinze jours, nos auteurs plongent dans le passé proche ou lointain pour y trouver de quoi décrypter le présent... Et préparer l'avenir. Abonnez-vous !

Avatar

Aurélie Djavadi - Cheffe de rubrique Éducation + Jeunesse

Vous aimerez aussi : {{}}

Hydrogène pour la transition énergétique : est-on obligé de le fabriquer ?

Qui seront les utilisateurs d'hydrogène ?

Comment rendre le carburant hydrogène plus écologique ?

Les commentaires sont ouverts sur certains articles et doivent être conformes à notre charte de participation - Afficher tous les commentaires

Vous voulez écrire ? - Écrivez un article et rejoignez une communauté de plus de 202 500 universitaires et chercheurs de 5 184 institutions. Enregistrez-vous maintenant

Ce que nous sommes Notre équipe Nos valeurs Contactez-nous

Source : https://theconversation.com/leconomie-de-lhydrogene-ou-quand-le-reve-de-jules-verne-se-confronte-aux-realites-industrielles-145804

Retour au début du sommaire

Rappel - Les « couleurs » de l'hydrogène, un discours trompeur pour la transition énergétique – Par Aurore Richel - Publié : 30 septembre 2024, 17:13 CEST – Document ‘theconversation.com'

https://cdn.theconversation.com/avatars/770657/width170/file-20190703-126382-1dpymn0.jpg Aurore Richel - Full Professor, Chemistry of Renewable Resources, Université de Liège

Déclaration d'intérêts - Aurore Richel ne travaille pas, ne conseille pas, ne possède pas de parts, ne reçoit pas de fonds d'une organisation qui pourrait tirer profit de cet article, et n'a déclaré aucune autre affiliation que son organisme de recherche.

Partenaires : Université de Liège et AUF (Agence Universitaire de la Francophonie) fournissent des financements en tant que membres adhérents de The Conversation FR. Voir les partenaires de The Conversation France

Nous croyons à la libre circulation de l'information - Reproduisez nos articles gratuitement, sur papier ou en ligne, en utilisant notre licence Creative Commons.

Les promoteurs de l'hydrogène le présentent souvent comme une pièce maîtresse de la transition, notamment à travers des métaphores comme les « couleurs » verte ou bleue pour la présenter sous un jour décarboné. La molécule a certes un rôle à jouer, mais elle est souvent présentée sous un jour bien trop optimiste.{{}}

Certains le voient bleu, rose ou vert. Beaucoup prétendent qu'il deviendra une pièce maîtresse de notre approvisionnement énergétique, pour le chauffage, le transport par avion et par camion, et même qu'il permettra de stocker les énergies renouvelables intermittentes. Pour certains, il représente l'énergie du futur, celle dont les usages, variés et illimités, permettront de détacher nos économies des combustibles fossiles.

Cette merveille de potentialités, c'est l'hydrogène, la molécule la plus petite de toute la chimie. C'est sur ses frêles atomes que certains placent l'avenir énergétique d'États entiers, voire celui de l'Europe. Depuis quelques années, une nouvelle économie s'est construite autour de l'hydrogène, soutenue par des plans nationaux et des investissements hors norme. Pourtant, comme on le montrera ici, cet engouement repose davantage sur l'efficacité de la communication et du storytelling que sur des faits scientifiques concrets.

L'empreinte carbone XXL de l'industrie hydrogène{{}}

Avant qu'il ne soit considéré comme une option énergétique viable par l'opinion publique et les décideurs politiques, l'hydrogène était surtout connu comme réactif dans le raffinage pétrolier ou dans la production d'ammoniac et de méthanol.

Aujourd'hui encore, la quasi-totalité de l'hydrogène disponible sur le marché, soit presque 95 millions de tonnes, se destine à ces applications, tandis que l'utilisation de l'hydrogène à des fins énergétiques demeure marginale.

L'une des contraintes majeures de l'hydrogène est qu'il n'est pas naturellement présent en quantités significatives sur Terre, excepté dans quelques rares gisements géologiques. Cela signifie que l'hydrogène doit être produit avant de pouvoir être utilisé.

Aujourd'hui, sa synthèse repose presque exclusivement sur des intrants fossiles et nécessite de grandes quantités d'énergies non renouvelables. À l'heure actuelle, la molécule est obtenue soit par vaporeformage du gaz naturel, soit par gazéification du charbon ou bien par vapocraquage des hydrocarbures pétroliers.

Ces méthodes de production, qui sont les options industrielles les plus efficaces et rentables, reposent toutes sur des matières premières fossiles carbonées. La production d'hydrogène à partir d'eau, quoique très médiatisée, reste encore rare à un stade industriel.

Quelle que soit la méthode de production industrielle actuellement utilisée, des émissions substantielles de dioxyde de carbone (CO2) sont générées sans être atténuées, auxquelles s'ajoutent des émissions fugitives de méthane substantielles sur l'ensemble de la chaîne d'exploitation de certaines ressources fossiles. En 2022, elles dépassaient le milliard de tonnes, conférant à la chaîne de production de l'hydrogène l'une des plus grandes empreintes carbone de toute l'industrie manufacturière.

De Jules Verne à Jeremy Rifkin, le mythe de l'hydrogène propre{{}}

Compte tenu de ce bilan carbone alarmant, il est donc paradoxal de constater qu'une molécule au départ utilisée comme réactif chimique artificiel soit désormais vantée comme une énergie propre dans un monde en quête de solutions au réchauffement climatique.

Pour comprendre cette nouvelle perspective, il est crucial de remonter à ses origines, qui se trouvent davantage chez les écrivains et les économistes que chez les scientifiques.

Photographie de Jules Verne en 1878.

Jules Verne imaginait déjà l'hydrogène comme la future énergie de l'humanité, destinée à remplacer le charbon.

Plus récemment, l'essayiste Jeremy Rifkin a prophétisé que cette molécule deviendrait une ressource énergétique illimitée pour les nations confrontées aux pénuries de pétrole. Rifkin estimait même que l'hydrogène, rendu accessible par un réseau mondial de distribution, pourrait initier une révolution économique. Vu de la sorte, l'hydrogène serait la promesse d'un infini énergétique pour nos sociétés qui se heurtent à la finitude des ressources qui les nourrissent.

Divers arguments tout à fait justifiables soutiennent cet engouement croissant pour l'hydrogène.

Tout d'abord, il serait concevable de produire la molécule de manière moins polluante grâce à l'électrolyse de l'eau, un procédé qui décompose l'eau en hydrogène et en oxygène à l'aide d'un courant électrique. L'abondance de l'eau sur notre planète rendrait l'hydrogène pratiquement inépuisable.
Ensuite, cet hydrogène pourrait être utilisé dans des piles à combustible ou par des moteurs ou des turbines pour produire de l'électricité, un travail mécanique ou de la chaleur. Une transformation au cours de laquelle l'hydrogène ne générerait que de l'eau comme seul sous-produit, qui réintégrerait alors le cycle naturel.
Enfin, la possibilité de produire l'hydrogène localement offrirait la perspective d'un système énergétique souverain, un idéal auquel aspirent de nombreux pays industrialisés.
Voilà pour les promesses. Dans la pratique, celles-ci se heurtent à une réalité plus complexe, et servent surtout à renforcer un imaginaire dans lequel l'hydrogène est présenté comme une panacée à nos problèmes énergétiques.

Une affaire de narratifs plutôt que de réalisme{{}}

La filière hydrogène se construit ainsi dans une aura d'optimisme collectif, nourri par des termes comme « durabilité », « innovation », « circularité » et « autonomie ». Ce dernier peut s'interpréter, à l'aune de la théorie de la convergence symbolique, comme un ensemble de narratifs partagés par un groupe social qui s'auto-renforcent progressivement.

Au-delà de cette rhétorique récurrente, les défenseurs de l'hydrogène, qu'ils soient industriels, membres de groupes de pression ou acteurs sociopolitiques, cherchent avant tout à en renforcer l'acceptabilité publique et, au final, à influencer certaines décisions réglementaires.

Pour cela, ils emploient un langage souvent simplifié. Celui-ci, paré de couleurs et autres aphorismes inventés par des sociétés privées, permet d'atténuer les incertitudes techniques encore présentes. Cela permet notamment d'éloigner le débat des rendements de conversion par électrolyse de l'eau, qui sont encore modérés. Cela permet aussi de dissimuler certaines dérives éthiques et environnementales, sur lesquelles on reviendra ci-dessous.

Il convient de rappeler que l'hydrogène, hormis en ce qui concerne les quelques gisements géologiques disponibles, n'est pas une source d'énergie en tant que telle : il faut de l'énergie primaire pour le synthétiser.

Or, si on veut développer une filière hydrogène à partir de l'électrolyse de l'eau, celle-ci ne peut être vraiment vertueuse que si l'électricité utilisée est d'origine renouvelable (notamment solaire et éolien) ou « bas carbone » (dont l'énergie nucléaire).

Dans le cas contraire, si la production d'hydrogène repose sur le mix énergétique mondial actuel, l'impact carbone de l'hydrogène, sur l'ensemble de la chaîne de production, restera aussi élevé que celui de la production actuelle d'hydrogène à partir de certaines matières carbonées fossiles.

Utiliser de l'eau pour produire de l'hydrogène ne doit donc pas être considéré comme un gage absolu d'innocuité environnementale.

Produire ailleurs pour consommer ici ? Le défi du transport{{}}

Pour produire de l'hydrogène avec un impact environnemental réduit, il faut donc disposer de suffisamment de capacités en électricité renouvelable, ce dont manquent cruellement la plupart des pays qui ont inscrit l'hydrogène parmi leurs priorités pour assurer leur transition énergétique. C'est notamment le cas de la France et de la Belgique.

https://images.theconversation.com/files/622431/original/file-20240930-16-8aq0nc.jpg?ixlib=rb-4.1.0&q=45&auto=format&w=237&fit=clip

Des panneaux solaires dans un village malgache. KRISS75/Shutterstock

Une solution largement soutenue consiste donc à délocaliser cette production vers des pays tels que le Maroc, l'Algérie et la Namibie, où les conditions solaires et/ou éoliennes sont favorables. Le problème, c'est que l'accès à l'énergie et à l'eau y est déjà limité…

Cette approche contraste donc avec les promesses initiales de l'hydrogène et pose un certain nombre de questions éthiques. Il apparaît désormais clairement que la promesse d'autonomie énergétique de l'hydrogène ne tient pas : elle repose sur l'appropriation de ressources énergétiques de pays tiers.

D'autant plus qu'une production délocalisée implique de réfléchir à des stratégies efficaces pour transporter l'hydrogène sur de longues distances. En effet, l'hydrogène est un gaz peu dense, difficile à stocker et à transporter.

Chaque industrie a sa propre idée sur la façon d'y parvenir :

Les groupes gaziers plaident pour transformer l'hydrogène en méthane afin d'utiliser les infrastructures existantes de gazoducs ou de LNG.
Les géants maritimes privilégient une transformation en ammoniac ou méthanol.
Les industriels pétroliers et aériens favorisent les hydrocarbures synthétiques, comme le e-kérosène, pour leur efficacité.
D'autres, enfin, envisagent de construire des gazoducs spécifiques pour créer une « vallée de l'hydrogène » en Europe, reliant les principaux sites industriels par un réseau de haute technologie.
Ces approches multiples, dont certaines auront un effet délétère sur le climat et les écosystèmes, ne font qu'entretenir l'utopie de l'omnivalence de l'hydrogène et continuent de nourrir l'enthousiasme des marchés financiers.

Le risque d'accroître notre dépendance aux énergies fossiles{{}}

Faire croire que l'hydrogène est la solution ultime à nos problèmes énergétiques et climatiques est donc trompeur, et risque d'encourager les consommateurs à utiliser davantage d'énergie, plutôt que de miser sur davantage de sobriété.

Le risque serait aussi de croire que l'hydrogène est exempt de toute problématique environnementale. Ce n'est pas le cas : cette molécule présente un potentiel de réchauffement global assez élevé, estimé à environ 11,6 sur 100 ans.

En outre, si la demande en hydrogène n'est pas régulée, compte tenu des contraintes techniques, géopolitiques et éthiques qui pèsent sur l'électrolyse de l'eau, la production d'hydrogène risque de continuer à dépendre du charbon, du gaz fossile ou des produits pétroliers. Et alors, loin de nous éloigner des matières fossiles, l'hydrogène risque d'accroître notre dépendance à leur égard.

Pas une source d'énergie, mais une molécule{{}}

L'hydrogène n'est pas une source d'énergie en soi, mais une molécule, qu'il convient de traiter comme telle. Son utilisation comme carburant pour les bus, les trains, ou comme combustible pour les systèmes de chauffage domestique ou industriel ainsi que dans les centrales thermiques n'est pas appropriée. Dans de nombreux secteurs, une électrification directe ou un stockage dans des batteries stationnaires sont des options plus efficaces que l'hydrogène.

C'est d'autant plus dommage que la filière hydrogène, si elle ne détourne pas les investissements indispensables au déploiement des énergies renouvelables et à la mise en place de plans d'optimisation énergétique, possède un réel potentiel, ce que le GIEC a confirmé

L'hydrogène restera ainsi indispensable pour la fabrication de méthanol, d'ammoniac et d'engrais azotés, ainsi que pour les réactions d'hydrogénation dans les secteurs chimique, pharmaceutique et agroalimentaire.

De plus, en tant qu'agent de réduction puissant, il pourrait remplacer le coke dans la production des minerais de fer, offrant ainsi une solution pour réduire les émissions de carbone dans la chaîne de production de l'acier.

Enfin, sous certaines conditions strictes et surveillées, l'hydrogène pourrait également jouer un rôle partiel dans le transport maritime et l'aviation, notamment sous forme de méthanol, d'ammoniac ou d'hydrocarbures alternatifs, ouvrant ainsi de nouvelles options de marché transitoires.

En résumé, l'hydrogène n'est ni une panacée à nos maux climatiques ni une source d'énergie illimitée qui nous permettrait de maintenir aveuglément notre mode de vie sans remettre en question l'urgence de remodeler nos systèmes de production et de consommation. Au contraire, seule une approche axée sur une production plus responsable de l'hydrogène et sur une gestion stricte de ses applications pourra en faire un allié crédible de la transition énergétique.

L'hydrogène ne pourra pas se développer sur la base de discours simplistes et de promesses techniques exagères. Son véritable potentiel ne se réalisera que si nous en acceptons la complexité.

énergie transition énergétique hydrogène méthane gaz industrie pétrolière

Découvrez 'Ici la Terre', notre newsletter Environnement - Vous cherchez à suivre au plus près l'actualité environnementale ? Chaque jeudi, recevez directement dans votre boite mail une sélection d'articles pour comprendre ces sujets au cœur des préoccupations actuelles.

Sarah Sermondadaz Cheffe de rubrique Environnement + Énergie

"Méthanisation : un processus qui permet de produire du biogaz à partir de la fermentation de déchets organiques pour les transitions énergétique et agricole : rappels et actualisation en France et dans le monde" par Jacques Hallard

Hallard Jacques — 2025-05-15T09:26:40Z

ISIAS Energies Méthanisation Biogaz

Méthanisation : un processus qui permet de produire du biogaz à partir de la fermentation de déchets organiques pour les transitions énergétique et agricole : rappels et actualisation en France et dans le monde

Jacques Hallard , Ingénieur CNAM, site ISIAS – 13/05/2025

Plan du document : Préambule Introduction Sommaire Auteur

{{}}

La méthanisation ou production de biogaz à partir de déchets organiques divers - Sujet traité dans ce dossier

Trait d'humour :

SIEL-TE 42 Sem Soleil - Le SIEL-Territoire d'énergie Loire

In ‘Sem Soleil' : un tiers investisseur engagé pour le territoire – ‘Sem Soleil' permet de conserver une maîtrise publique sur des projets énergétiques en associant les territoires, un principe au cœur des préoccupations du SIEL-Territoire d'énergie Loire qui est en effet actionnaire de la Sem Soleil à plus de 80%. L'objectif est de faciliter le développement des énergies renouvelables sur le territoire tout en garantissant des retombées territoriales et un suivi par les collectivités locales… - Source : https://www.te42.fr/nos-activites/energies-renouvelables/sem-soleil/

Préambule

Quelques informations brèves pour entrer dans de dossier concocté pour un usage didactique

Didactique - Dont le but est d'instruire, d'informer, d'enseigner : ouvrage didactique. Se dit de ce qui vise à l'explicitation méthodique d'un art, d'une science, de quelqu'un qui poursuit ce but dans ses propos, son attitude…

La méthanisation est un processus qui permet de produire du biogaz à partir de la fermentation de matières organiques. Ce gaz est ensuite utilisé pour produire de l'énergie sous forme de biométhane, d'électricité, de chaleur ou encore de biocarburant pour faire fonctionner des véhicules.

Qu'est-ce que le biogaz ? - Le biogaz est un gaz issu le plus souvent de la fermentation d'éléments organiques sous l'action de micro-organismes. Ce processus de fermentation, qui se produit spontanément dans les écosystèmes naturels (marais, rizières, sols, intestins de mammifères, etc.), est appelé méthanisation.

Quel est le principe de la méthanisation ? - Le processus de méthanisation s'effectue dans une unité de méthanisation composée d'un méthaniseur ou digesteur, où les matières organiques sont décomposées par des micro-organismes dans une cuve à température optimale, autour de 40°, et en l'absence d'oxygène, générant ainsi du méthane. 17 avril 2024

Quelle est la différence entre biogaz et biométhane ? - Le biogaz, comme le biométhane, sont des gaz renouvelables issus de la valorisation des déchets organiques. Le biogaz est le produit direct sortant d'une unité de méthanisation. Il est produit par la fermentation des matières organiques dans le digesteur. Il est composé à 60% de méthane et à 40% de CO2. Il peut être utilisé pour co-générer de la chaleur et/ou de l'électricité.

Le biométhane est un biogaz dont on a retiré le dioxyde de carbone, le sulfure d'hydrogène et l'eau. Grâce à ce procédé d'épuration, le biométhane possède les mêmes caractéristiques que le gaz naturel et peut être injecté dans le réseau. La production de biométhane permet ainsi d'augmenter la part de gaz vert dans notre consommation de gaz, ce qui favorise la transition énergétique et la réduction des émissions de gaz à effet de serre… - Source : https://www.terega.fr/labo/quelle-est-la-difference-entre-biogaz-et-biomethane/

Déchets organiques ou déchets fermentescibles. Ce sont les résidus d'origine végétale ou animale qui peuvent être dégradés par des micro-organismes pour lesquels ils représentent une source d'alimentation…

La fermentation des déchets fermentescibles, ou méthanisation, est une autre méthode de valorisation de ces déchets. Elle consiste à extraire du biogaz à partir des déchets organiques grâce à l'action de bactéries dans un milieu anaérobie (c'est-à-dire sans oxygène).

Organisme anaérobie ; c'est un organisme vivant dans un milieu dépourvu d'oxygène moléculaire (absence totale d'oxygène). Tout organisme anaérobie, comme des bactéries, peut se passer d'oxygène (anaérobiose facultative) ou ne peut survivre en présence d'oxygène (anaérobiose stricte). Beaucoup de parasites internes sont de nature anaérobie facultative.

En chimie, anaérobie se dit aussi d'une réaction métabolique qui se déroule sans présence d'oxygène. Dans le cadre de la décomposition, voir la décomposition anaérobie et pour la fermentation, la fermentation anaérobie…

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Introduction

Ce dossier centré sur la méthanisation fait suite à celui-ci :

'Puissant gaz à effet de serre, le méthane est produit par les élevages, dans les milieux naturels humides, dans les rizières et dans les permafrosts dont les émissions de gaz à effet de serre augmentent avec le réchauffement' par Jacques Hallard - 12 mai 2025 - ISIAS Méthane Climat

Les documents ont été choisis, d'une part pour dresser un panorama rétrospectif avec des rappels explicatifs, et d'autre part pour proposer une actualisation de la méthanisation, tant en France qu'au niveau mondial…

Les articles sélectionnés pour ce dossier sont mentionnés avec leurs accès dans le sommaire ci-après

Les documents en rapport avec ce dossier et mis en ligne sur le site ISIAS sont à découvrir :

A partir des documents étiquetés méthane > https://isias.info/spip.php?page=recherche&recherche=m%C3%A9thane
A partir des documents étiquetés biogaz > https://isias.info/spip.php?page=recherche&recherche=biogaz
Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

§§§

Rétrospective - Où en est réellement le biométhane en France en 2019 ? - G.N., le 15/04/2019 à 15:50 – Document ‘batiactu.com'
Bioénergies. Combien d'unités de production de biogaz sont en service au début de l'année ? Quel est le rythme de progression de cette énergie ? Où se situent les régions les plus dynamiques ? La France est-elle en retard ou en avance par rapport à ses voisins ? Autant d'interrogations auxquelles Sia Partners répond dans une étude dédiée.

Les acteurs du gaz en sont convaincus : le biométhane sera un vecteur important de la transition énergétique en cours. Pour preuve, le nombre d'unités installées est en forte croissance depuis 2014, et la mise en place des tarifs d'achat ; en 2018, 32 nouveaux sites d'injection ont été raccordés (+73 %) portant le parc total à 84 unités en service. Leur production cumulée atteint les 1,32 TWh/an. Sia Partners analyse : 'Le parc est essentiellement composé d'installations agricoles de faible capacité injectant sur le réseau de distribution et 57 % des unités sont concentrées sur les régions Ile-de-France, Grand Est, Haut de France et Bretagne'.

Finistère : une centrale biométhane pour alimenter une ville entière

Pour l'heure, ces quatre régions 'qui rassemblent des gisements d'agriculture et d'élevage importants et qui bénéficient d'incitations locales' disposent chacune d'une douzaine d'installations opérationnelles, tandis que les régions de l'ouest du pays (Pays de la Loire, Nouvelle Aquitaine et Centre) en ont six ou sept chacune. En queue de peloton, la Normandie et Provence-Alpes-Côte d'Azur n'ont qu'une usine chacune. Mais dans un avenir proche, cette répartition pourrait légèrement évoluer. Le nombre de projets en file d'attente a presque doublé en 2018 pour dépasser aujourd'hui les 660 dossiers inscrits, totalisant une capacité cumulée de 14 TWh/an, correspondant à l'objectif d'injection de 2028 dans l'estimation basse de la PPE revue.

Ces projets se concentrent dans le nord du territoire (110 unités dans les régions Hauts de France et Grand Est) mais également en Normandie, Île-de-France et Nouvelle Aquitaine (une soixantaine chacune). L'arc méditerranéen, avec une trentaine de projets répartis entre PACA et Occitanie, reste en retrait sur cette énergie.

Au niveau européen, les chiffres plus anciens (fin 2017) placent la France au 4e rang européen en nombre d'installations (loin derrière l'Allemagne et le Royaume-Uni) mais seulement au 6e rang pour la production, en raison d'une taille des unités qui est inférieure. Cependant, l'Hexagone rattrape son retard à grandes enjambées.

Source : https://www.batiactu.com/edito/ou-est-reellement-biomethane-france-2019-56129.php

Retour au début du sommaire

Rappel - Risques liés aux installations de méthanisation - 11 février 2011 – Texte édité par ‘agriculture.gouv.fr'
sécurité au travail santé gestion des risques

Les installations de méthanisation constituent un outil de valorisation des déchets des productions agricoles qui correspond aux objectifs du développement durable.

Cependant, ces installations ne sont pas sans risques pour les opérateurs ou leur environnement car les biogaz peuvent conduire à des risques d'incendie, d'explosion, d'intoxication, d'anoxie ou de pollution. Il importe de maîtriser ces risques pour disposer d'une installation sûre.

En l'absence d'oxygène, les biogaz sont produits par la fermentation de matières organiques animales ou végétales. La composition des biogaz varie en fonction de la nature des substrats entrants et des conditions opératoires.

Le document ci-après réalisé par l'INERIS a pour objectif de fixer les exigences minimales de sécurité à adopter lors de la conception, de la construction et de l'exploitation d'une installation de méthanisation agricole.

Il s'adresse aux différents acteurs (bureaux d'études, conseillers agricoles, sociétés spécialisées en charge de la construction, exploitants, pouvoirs publics…) susceptibles d'intervenir au cours de ces différentes phases de réalisation d'une installation de ce type.

Si une installation est susceptible de présenter des risques particuliers provenant de la mise en œuvre de produits spécifiques et/ou de procédés non décrits dans ce document, il est vivement recommandé de réaliser une analyse des risques spécifiques des installations.

Règles de sécurité des installations de méthanisation agricole (mai 2009)

Ministère de l'Agriculture et de la Souveraineté alimentaire

https://agriculture.gouv.fr/Source : https://agriculture.gouv.fr/risques-lies-aux-installations-de-methanisation

Retour au début du sommaire

Rappel - La méthanisation agricole en questions - 12 juin 2017 – Document ‘agriculture.gouv.fr'{{}}
méthanisation élevage FAQ

Qu'est-ce que la méthanisation ?
La méthanisation est un processus biologique permettant de produire une énergie renouvelable, appelée le biogaz, par la dégradation de matières organiques par des bactéries dans un milieu sans oxygène.

C'est un processus qui peut avoir lieu naturellement dans certains milieux comme les marais, mais que l'on peut aussi mettre en œuvre volontairement dans des installations dédiées : les méthaniseurs.

Les matières organiques pouvant être méthanisées sont nombreuses. On parle de méthanisation agricole ou méthanisation « à la ferme » lorsque ces matières proviennent des activités agricoles : effluents d'élevage (fumier, lisier), résidus de récolte, déchets de l'industrie agro-alimentaire ou de la restauration,... et que ce sont les agriculteurs eux-mêmes qui mettent en œuvre la méthanisation.

Quelles matières peut-on méthaniser ?

Une large gamme de matières organiques peut être traitée par la méthanisation :

les effluents d'élevage (fumiers, lisiers) ;
les résidus de récolte ;
les déchets de l'industrie agro-alimentaire ;
les déchets de la restauration et les biodéchets des ménages ;
certains déchets d'entretien d'espaces verts et déchets de tontes ;
Quels sont les intérêts environnementaux de la méthanisation agricole ?

La production d'énergie renouvelable

La méthanisation agricole produit du biogaz, majoritairement constitué de méthane (CH4), qui peut être transformé en électricité et/ou en chaleur, ou être injecté dans le réseau de gaz naturel : on parle alors de « biométhane » ou « gaz vert ». Ainsi, en permettant de remplacer des énergies fossiles, la méthanisation agricole contribue à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Une alternative aux engrais et fertilisants de synthèse

La méthanisation agricole permet également de traiter les déchets biodégradables, et il en ressort en résidu appelé digestat. Dans le cas du traitement des effluents d'élevage, la méthanisation permet la transformation de l'azote organique en azote minéral, plus facilement assimilable par les plantes. La gestion agronomique de la fertilisation est alors facilitée et optimisée. Le digestat offre donc une alternative intéressante aux engrais et fertilisants de synthèse.

À télécharger : Plan Énergie Méthanisation Autonomie Azote (EMAA) pdf (document accessible) - 2.33 Mo

Source : https://agriculture.gouv.fr/la-methanisation-agricole-en-questions

Retour au début du sommaire

Biogaz et biométhane : transformer nos déchets en énergie – Documentation' ifpenergiesnouvelles.fr'
Énergies renouvelables Biogaz

S'éclairer, se chauffer ou encore rouler grâce à nos déchets ? C'est possible ! Obtenu par fermentation de matières organiques, le biogaz peut être utilisé pour produire de l'électricité, de la chaleur, et même de l'engrais. Le biogaz épuré, appelé biométhane, aux caractéristiques équivalentes à celles du gaz naturel, peut être utilisé dans les réseaux de gaz naturel ou comme carburant pour les moteurs. Une source d'énergie renouvelable aussi prometteuse que vertueuse… mais dont le coût reste encore relativement élevé, nécessitant un soutien des pouvoirs publics.

Sommaire :

• Qu'est-ce que le biogaz ?

• Comment fabrique-t-on du biogaz ?

• Le biogaz, une source d'énergie renouvelable

• Le biogaz, des atouts pour l'environnement

• Un soutien public nécessaire pour développer la filière biogaz

Biogaz et biométhane

Qu'est-ce que le biogaz ?

Le biogaz est un gaz issu le plus souvent de la fermentation d'éléments organiques sous l'action de micro-organismes. Ce processus de fermentation, qui se produit spontanément dans les écosystèmes naturels (marais, rizières, sols, intestins de mammifères, etc.), est appelé méthanisation. Il est aujourd'hui maîtrisé par l'homme et permet de valoriser nos déchets tout en remplaçant certaines sources d'énergie fossiles. À la clé : une réduction de nos émissions de gaz à effet de serre.
_

D'autres voies de production ?
De nouvelles méthodes de production de biogaz par gazéification de ressources lignocellulosiques (paille, tiges de plantes, copeaux de bois, etc.) ou par méthanation (production de méthane de synthèse par conversion du monoxyde ou du dioxyde de carbone bio en présence d'hydrogène) sont actuellement en phase d'expérimentation ou de démonstration. La méthanisation de microalgues est également envisagée à plus long terme.

Comment fabrique-t-on du biogaz ?

Toutes les matières organiques, qu'elles soient d'origines animale ou végétale, peuvent être méthanisées pour être transformées en biogaz. À l'heure actuelle, on utilise le plus souvent :

des déchets agricoles (déjections animales, résidus de récoltes comme les pailles, etc.),
des déchets verts (tontes de gazon, etc.),
des déchets d'industries agroalimentaires (abattoirs, vignes, laiteries, etc.),
des boues de stations d'épuration.
La méthanisation doit avoir lieu dans une installation confinée appelée digesteur, en l'absence d'oxygène. Les micro-organismes naturellement présents dans la matière organique dégradent celle-ci et produisent le biogaz, ainsi qu'un résidu appelé digestat.

Le biogaz est un mélange de :

50 à 70 % de méthane,
20 à 50 % de gaz carbonique (CO2),
quelques traces d'azote, d'ammoniac et de sulfure d'hydrogène.
Seul le méthane est exploité, après épuration des autres gaz (selon son niveau de pureté, le CO2 pourrait également être valorisé).

Les différents types d'unités de méthanisation
La méthanisation peut être pratiquée à plusieurs échelles. Les unités les plus modestes se trouvent en milieu agricole (on parle de méthanisation « à la ferme ») et sont exploitées par un agriculteur ou un groupe d'agriculteurs.
Il existe aussi des installations collectives de plus grande taille valorisant principalement des déchets urbains ou industriels :
• unités centralisées (déchets de différentes origines liés au territoire d'implantation),
• unités industrielles (déchets de l'industrie agro-alimentaire, de la chimie ou de la papeterie),
• unités spécialisées dans le traitement des boues d'épuration des eaux usées,
• unités de méthanisation d'ordures ménagères (gérées par les collectivités ou des entreprises spécialisées).

Le biogaz, une source d'énergie renouvelable {{}}

Le biogaz peut avoir plusieurs usages :

La production de chaleur : le biogaz est brûlé dans une chaudière pour dégager de la chaleur. Celle-ci doit être utilisée au plus proche de la source de production pour limiter les dissipations / pertes thermiques,
La production d'électricité : le biogaz est brûlé et l'énergie dégagée alimente un générateur qui produit de l'électricité,
La cogénération : il s'agit de la production combinée d'électricité et de chaleur. C'est le mode de valorisation le plus fréquent du biogaz. L'électricité est produite par un générateur, tandis que la chaleur est récupérée dans le système de refroidissement et les gaz d'échappement et valorisée localement
La production de carburant véhicule : avant d'être utilisé en tant que carburant dans un véhicule, le biogaz doit être épuré de certains éléments (le gaz carbonique, l'eau et le sulfure d'hydrogène, corrosif pour les moteurs). On obtient alors du biométhane quasiment identique au GNV (gaz naturel pour véhicule). Cette valorisation est encore peu développée et concerne surtout les flottes captives (transport urbain, etc.).
En France, les bus de la métropole lilloise roulent ainsi au biométhane depuis 2006. {{}}

L'injection dans un réseau de gaz naturel : comme pour la production de carburant, le biogaz doit d'abord être épuré de certains composants pour donner du biométhane. Ce dernier peut alors être injecté dans les réseaux de gaz naturel existants. Cette valorisation est plus fréquente en Suède, en Allemagne, en Suisse et aux Pays-Bas. En France, 76 sites de méthanisation ont injecté 0,7 Twh de biométhane dans les réseaux de gaz naturel en 2018. On estime le potentiel cumulé des 660 projets, en attente de raccordement des installations d'injection de biométhane, à 14 Twh/an (source GRDF), chiffre qui est à comparer à une consommation française de gaz naturel de 465 Twh en 2017.
Les résidus non digérés par les bactéries (digestat) peuvent subir un traitement (notamment pour éliminer les agents pathogènes) avant de servir comme engrais agricole. Ils se substituent ainsi aux fertilisants chimiques.

Le biogaz, des atouts pour l'environnement{{}}

La méthanisation est une solution qui permet à la fois de valoriser de la matière organique (ce qui réduit la quantité de déchets organiques à traiter par d'autres filières) et de produire de l'énergie.

Elle contribue dans ce cadre à diminuer les émissions de gaz à effet de serre en permettant de remplacer les énergies fossiles par du biogaz pour la production de chaleur, d'électricité ou de carburant. Sa production et son utilisation maîtrisées évitent de plus des émissions non contrôlées dans l'atmosphère de méthane, un gaz à effet de serre au potentiel de réchauffement 28 fois plus puissant que le CO2 sur 100 ans d'après le GIEC.

Enfin, l'utilisation du digestat (résidu non transformé en biogaz) évite quant à elle le recours à des engrais minéraux chimiques, dont la fabrication nécessite des ressources fossiles.

Un soutien public nécessaire pour développer la filière biogaz{{}}

En Europe, le biogaz représente en 2016 près de 8 % de la production d'énergies renouvelables et l'équivalent de 4 % de la consommation de gaz naturel. L'Allemagne est le principal producteur (la moitié de la production européenne), puis viennent le Royaume-Uni et l'Italie. À eux trois, ces pays couvrent 80 % du total européen.

La France se positionne au 5e rang des pays européens producteurs de biogaz. Le développement de la méthanisation y est plus récent et a volontairement privilégié l'utilisation de biodéchets, notamment les effluents d'élevage, contrairement à d'autres pays dont la production repose principalement sur des cultures dédiées (maïs, betterave à sucre ou fourragère, prairies, sorgho, etc.). Afin de concilier le développement du biogaz et le respect des enjeux liés à l'usage des sols, un décret datant de 2016 limite à 15 % l'approvisionnement des méthaniseurs par des cultures alimentaires.

Un doublement de la production européenne est envisagé d'ici à 2030. Mais un soutien financier reste nécessaire pour atteindre cet objectif, car le prix du biogaz n'est pas encore compétitif par rapport aux énergies fossiles. Les tarifs de rachat de l'électricité ou du biométhane sont la mesure la plus courante mise en œuvre. La baisse envisageable des coûts de production, et surtout la hausse du prix du CO2, sont aussi de nature à améliorer la compétitivité du biogaz.

En Europe, le biogaz représentait en 2016 près de 8 % de la production d'énergies renouvelables.{{}}

Objectif pour la France : 10 % de gaz d'origine renouvelable en 2030
La loi française de transition énergétique de 2015 a pour objectif l'injection de 10 % de gaz renouvelable dans les réseaux en 2030. La Programmation pluriannuelle de l'énergie présentée par le ministère de la Transition écologique et solidaire en novembre 2018 confirme comme objectif une part de biogaz de 10 % dans la consommation de gaz en France à 2030, sous réserve d'une réelle baisse des coûts.
La fermentation des déchets agricoles, qui est le meilleur moyen aujourd'hui pour produire du gaz renouvelable en France, est privilégiée. La France comptait, début 2018, 405 installations de méthanisation dont 230 à la ferme.

Source : Ministère de la Transition écologique et solidaire > Conclusions du groupe de travail 'Méthanisation' (mars 2018)

IFPEN : Nos expertises > Biogaz

Pour aller plus loin > Biogaz en Europe : quelles perspectives ?

Nouvelle technologie de purification éco-efficiente du biogaz : première démonstration mondiale

Communiqués de presse Énergies renouvelables Biogaz

IFP Energies nouvelles - IFP Energies nouvelles est un organisme public de recherche, d'innovation et de formation dans les domaines de l'énergie, du transport et de l'environnement.

Carnot IFPEN Transports Energie

Carnot IFPEN Ressources Energétiques

Plan du site Contact Se rendre à IFPEN (Rueil-Malmaison, Lyon) Accessibilité Mentions Légales

Retour au début du sommaire

La méthanisation au service des transitions énergétique et agricole – Documentation émanant de ‘wwf.fr' {{}}

La méthanisation, ou production de biogaz à partir de déchets et résidus agricoles s'inscrit dans une logique d'économie circulaire et offre une réponse à trois enjeux principaux : la production d'une énergie renouvelable pouvant se substituer aux énergies fossiles et contribuant ainsi à un futur système énergétique 100% renouvelable, une solution de valorisation des biodéchets et un appui à la transition du secteur agricole grâce à la mise en place de pratiques agroécologiques. Le WWF France soutient le développement d'une filière de méthanisation agricole, mais sous certaines conditions…

Pour approfondir le sujet : Dérèglement climatique, Objectif : Alimentation, Objectif : Climat & Énergie, Transition énergétique

Méthanisation : de quoi parle-t-on ? {{}}

La loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte fixe à 10% la consommation de gaz renouvelable à l'horizon 2030, objectif auquel la méthanisation contribue d'ores et déjà.

La méthanisation consiste en la dégradation, sous l'action de bactéries, de matières organiques (ou substrats) telles que les matières agricoles et effluents d'élevage (biomasse végétale, fumier, lisier), les biodéchets (une partie des déchets verts et ménagers), les déchets de l'industrie agro-alimentaire, les boues de stations d'épuration. Cette réaction, appelée digestion anaérobie (en l'absence d'oxygène), produit du biogaz et du digestat.

A l'état brut, le biogaz peut être valorisé sous forme d'électricité, de chaleur, voire les deux (cogénération), ou bien il peut être épuré en biométhane (débarrassé de son CO2 principalement pour ne garder presque que du méthane) afin de pouvoir être injecté dans le réseau de gaz ou utilisé comme carburant (comprimé et alors appelé bioGNV ou bioGNC, ou bien liquéfié pour faire du bioGNL).

Le digestat est la matière organique digérée en sortie de processus comparable à du fumier ou du lisier. Ses caractéristiques dépendent des matières introduites dans le digesteur. Les digestats peuvent être riches en éléments nutritifs (azote, phosphore et potassium, essentiels pour la croissance des plantes). Des précautions doivent être néanmoins prises quant à leur utilisation mais ils peuvent ainsi se substituer aux engrais de synthèse sous certaines conditions.

Comprendre le processus de méthanisation en infographieVue agrandie >

Comprendre le processus de méthanisation en 3 étapes : collecte de matières organiques, méthanisation, valorisation.{{}}

Les prérequis d'une filière responsable{{}}

Pour certains agriculteurs, l'utilisation du digestat permet de diminuer les apports d'engrais minéraux de 30% : cela peut représenter une économie de 4€ par Mégawatt-heure de biogaz produit. (Source : ENEA consulting).

La méthanisation peut contribuer à l'autonomie des territoires, d'un point de vue énergétique et agricole, si elle s'appuie sur des pratiques agricoles vertueuses, en particulier à travers :

Une démarche d'économie circulaire locale, en s'intégrant dans les flux de biomasse du territoire (biodéchets par exemple) et en assurant une bonne concertation avec tous les acteurs concernés afin de garantir l'acceptation du projet et ne pas entrer en concurrence avec d'autres usages jugés prioritaires.
Une stricte non-concurrence avec l'alimentation, en s'assurant que la méthanisation reste au service des systèmes de production auxquels elle s'adosse et permette, voire facilite leur transition agroécologique. Des cultures intermédiaires, dites “à vocation énergétique” (CIVE), peuvent aussi servir d'intrant tout en offrant une couverture des sols entre deux cultures principales. Pourvu que l'ensemble du système agricole soit bien pensé en conséquence, celles-ci permettent de maîtriser l'impact sur la production alimentaire et d'offrir des services agroécologiques pertinents pour la protection du sol, de l'eau et de la biodiversité ;
La valorisation agronomique des digestats, en les substituant aux engrais de synthèse lorsqu'ils s'adaptent aux besoins des sols et des plantes, à la suite de post-traitements adaptés si nécessaire ;
La maîtrise des risques de pollution des sols, de l'air et de l'eau ainsi que des impacts sur la biodiversité à travers une opération et des substrats de qualité, , et des modalités de stockage et d'épandage du digestat adaptées.
La maximisation de l'efficacité énergétique et la minimisation des émissions de gaz à effet de serre sur l'ensemble du processus
Travailler avec les entreprises : les enjeux du déploiement de la méthanisation{{}}

Dans le cadre de partenariats avec les entreprises, le WWF France engage directement les acteurs économiques pour les accompagner dans l'élaboration et l'application de critères de durabilité robustes pour le développement de la méthanisation. Cette démarche vise en particulier à confronter nos travaux aux réalités du monde économique et à contribuer à un essor vertueux des énergies renouvelables, en apportant une vision la plus holistique possible des enjeux et difficultés auxquels ces secteurs doivent faire face - notamment en matière de préservation de la biodiversité.

En 2018, le WWF France a initié un partenariat avec GRDF, principal distributeur de gaz en France. Cette collaboration a amené, entre autres, à la définition d'un cadre de durabilité de la méthanisation agricole partiellement synthétisé dans la section précédente et détaillé dans un rapport publié en mars 2020 intitulé “méthanisation agricole, quelles conditions de durabilité de la filière en France ?”. Plus récemment, un point de situation a été réalisé en analysant les évolutions de la filière au regard des “quatre recommandations pour un passage à l'échelle soutenable” formulées dans le rapport précité. Cette étude a fait l'objet d'une publication en février 2024 (“durabilité de la méthanisation agricole : défis et opportunités”).

En parallèle, le WWF France a engagé fin 2022 une collaboration avec Air Liquide Biogas Solutions, une filiale du groupe Air Liquide dédiée à la production et valorisation de biométhane. L'objectif de cette coopération est de définir un cadre de durabilité pour la production de biométhane pour un acteur industriel, au-delà des cadres réglementaires existants. Pour cela, le WWF France et Air Liquide Biogas Solutions ont organisé des groupes de travail rassemblant plusieurs experts du secteur, afin d'établir des principes, des critères et un ensemble d'indicateurs permettant de cadrer et évaluer la durabilité des projets de l'entreprise. Les contours et les conclusions de ce projet sont accessibles sur un document de synthèse publié par Air Liquide.

Documents à télécharger : {{}}

Rapport — Durabilité de la méthanisation agricole : défis et opportunités L'évolution rapide de la méthanisation agricole ces trois dernières années, aussi bien dans la multiplication PDF - 6.79 Mo

Guide — Gestion durable des biodéchets : Déployer au mieux tout le potentiel des biodéchets de votre territoire. Le WWF France publie un guide qui identifie les conditions de durabilité de la gestion des biodéchets. PDF - 8.7 Mo

Rapport — Agricultural anaerobic digestion (EN) What are the conditions for the sector's subtainability in France ? PDF - 1.46 Mo https://www.wwf.fr/sites/default/fi...

Rapport —Méthanisation agricole : quelles conditions de durabilité de la filière en France ? Ce rapport propose un cadre de durabilité pour le développement de la méthanisation agricole en France. PDF - 2.55 Mo

Pour approfondir le sujet : Dérèglement climatique, Objectif : Alimentation, Objectif : Climat & Énergie, Transition énergétique

Échanger - Besoin d'aide ? Nous contacter Rejoindre l'équipe Mon espace WWF - Faire un don Réduction d'impôts : 66 % du montant de votre don au profit du WWF peut être déduit de votre impôt sur le revenu. 75% peuvent être déduits de l'IFI (Impôt sur la Fortune Immobilière)

Le Fonds Mondial pour la Nature France, dit WWF France est une Fondation reconnue d'utilité publique. Numéro d'enregistrement et SIREN : 302 518 667.

Notre mission - Arrêter la dégradation de l'environnement dans le monde et construire un avenir où les êtres humains pourront vivre en harmonie avec la nature.

Source : https://www.wwf.fr/champs-daction/climat-energie/transition-energetique/methanisation

Retour au début du dossier

Retour au début du sommaire

Biométhane - Une énergie vraiment verte ? – Document ‘batiactu.com/edito'{{}}
L'étude de Sia Partners rappelle les avantages prêtés au biométhane : la valorisation d'une quantité importante de déchets (3,2 millions de tonnes dont un tiers de déchets ménagers et un autre tiers de boues de stations d'épuration), la création d'emplois (3 ou 4 pour chaque installation en exploitation, soit un potentiel de plus de 2.300 postes) et la production d'engrais organique de bonne qualité qui permet de réduire de moitié la consommation d'engrais chimiques.

Dans le domaine des transports (bioGNV), l'utilisation de cette source d'énergie permet de diminuer les émissions de CO2 à seulement 30 grammes/km contre 190 grammes pour l'essence et même 40 grammes pour les véhicules électriques alimentés avec le mix électrique français actuel. Côté potentiel, le biogaz dispose d'un gisement hypothétique de 360 millions de tonnes composé de déjections d'élevages (51 %), de résidus de cultures (31 %), des déchets des industries agro-alimentaires, de boues d'assainissement et de déchets ménagers.

Une quantité importante de résidus capables de fournir plus de 200 TWh d'énergie. La filière ajoute qu'en 2030, 132 Mt seront effectivement mobilisables pour une production de 56 TWh. Sia Partners note : 'Le potentiel méthanogène varie fortement selon le type ou la qualité des produits et peut atteindre plus de 350 m3 de biométhane produit pour une tonne de matière brute de tourteaux de colza'. D'où de grandes différences entre les masses de matières disponibles et les potentiels énergétiques.

A lire aussi :

Biogaz et éolien : 120 députés veulent accélérer la transition écologique
Eolien, photovoltaïque, biogaz, où en sont les parcs français ?
Sur les tarifs, l'étude précise : 'Depuis 2014, l'Etat a favorisé les petites unités agricoles avec des tarifs de rachat du biométhane injecté plus favorables, mais la réglementation va sans doute évoluer vers un système d'appels d'offres qui poussera la filière à baisser les coûts. Le dimensionnement des appels d'offres assurerait un plafond aux dépenses liées au développement du biométhane dans le budget des pouvoirs publics'. Le prix, qui est actuellement d'une centaine d'euros par MWh, devrait rapidement décroître pour tendre vers un prix cible de 67 €/MWh dès 2023 et de seulement 60 €/MWh en 2028. Pour les plus petites installations, un guichet ouvert restera disponible aux installations qui ne passeront pas par les appels d'offres. La profession souhaite établir le seuil de capacité à 400 m3/heure. La présentation prochaine de la PPE révisée pour les périodes 2019-2023 et 2024-2029 lèvera le voile sur les ambitions réelles de la France en matière de biogaz.

Comment produit-on le biométhane ?
Les intrants sont multiples : déchets agricoles, cultures dédiées, déchets industriels, déchets ménagers, boues de stations d'épuration… Brassés pendant plusieurs jours dans un digesteur privé d'oxygène, ils sont dégradés par des bactéries qui produisent du méthane (50 à 70 % de CH4) ainsi que du CO2 (entre 30 et 40 %) plus des traces de H2S et de vapeur d'eau. Un résidu solide, appelé digestat, est également obtenu.

Avant d'être utilisé, le biogaz est déshydraté et désulfuré. Il est ensuite épuré de son CO2 pour atteindre un taux de 90 % de CH4. Plusieurs technologies coexistent : membrane, cryogénie, absorption chimique ou physique, lavage à l'eau… Le biométhane est enfin contrôlé par chromatographie avant d'être injecté sur le réseau ou compressé/liquéfié pour être transporté et stocké.

actioncl

actionfpReportages, interviews exclusives, analyses, enquêtes, décryptages…
Accédez à l'intégralité des contenus de Batiactu

https://produits.batiactu.com/img/dossier300/20250219_092424_banniere_600x250.jpg

Performance énergétique - La sobriété énergétique devient un enjeu central pour concevoir des bâtiments durables. Lire le dossier

Source : https://www.batiactu.com/edito/ou-est-reellement-biomethane-france-2019-56129.php

Retour au début du sommaire

La méthanisation présente un bilan environnemental très positif et renforce notre autonomie énergétique » - Anaïs Marechal, journaliste scientifique - Le 6 avril 2022 | Document ‘polytechnique-insights.com'

Julien_Thual

Julien Thual expert au service valorisation des déchets de l'Ademe

En bref :{{}}

Les effluents (eaux usées) d'élevages sont responsables d'environ 10 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) de l'élevage.
Ces émissions sont liées à leur mode de stockage et de traitement. Au 1er janvier 2022, on dénombre 1175 unités de méthanisation en France, dont 805 utilisaient des effluents agricoles en 2021.
La méthanisation continue de se développer avec, ces dernières années, une forte dynamique qui a notamment permis l'ajout de 1,5 TWh de capacité annuelle installée.
Il est indispensable d'encadrer cet usage afin d'éviter la concurrence alimentaire. En France, cette part est limitée réglementairement à 15 % des zones cultivées, et est actuellement comprise entre 3 et 6 %.
Cet article fait partie du quatrième numéro de notre magazine Le 3,14, dédié à
l'agriculture. Découvrez-le ici.

https://www.polytechnique-insights.com/wp-content/uploads/2022/02/314-couvertures-format-landing-page-713x1024.png

Émetteurs de méthane (CH4) et protoxyde d'azote (N2O), les effluents (eaux usées) d'élevage sont responsables d'environ 10 % des émissions de gaz à effet de serre (GES) de l'élevage 1.

Ces émissions sont liées à leur mode de stockage et de traitement. Les solutions d'atténuation consistent à réduire le temps de stockage, séparer les phases solide et liquide, couvrir les fosses ou encore utiliser des inhibiteurs de nitrification ou d'uréase (transformation de l'urine).

Dernier levier en plein développement : la méthanisation. Elle consiste à récupérer le méthane issu de la décomposition anaérobie — sans oxygène — de la matière organique. Le biogaz peut être transformé en électricité et chaleur dans des unités de cogénération, ou injecté directement dans le réseau de gaz. Le résidu, appelé digestat, est utilisé pour fertiliser et amender le sol. Les unités de méthanisation utilisant des effluents d'élevage peuvent être installées à la ferme, en couverture sur les fosses à lisier déjà existantes ou centralisées au sein d'un territoire.

Comment se porte la filière méthanisation des effluents agricoles ?{{}}

Au 1er janvier 2022, on dénombre 1175 unités de méthanisation en France, dont 805 utilisaient des effluents agricoles en 2021. Les unités de méthanisation traitant les déchets ménagers et industriels n'évoluent pas beaucoup, tandis que celles de station d'épuration se dirigent vers l'injection de biométhane. En revanche, les installations à la ferme et centralisées augmentent fortement, elles représentent le plus gros potentiel en France : le parc d'installations à la ferme est passé de 38 unités en 2010 à 661 en 2020 2. Quelques projets de méthanisation de grande taille existent, mais les nouvelles installations sont essentiellement de taille petite à moyenne, traitant entre 10 000 et 20 000 tonnes de déchets par an.

Historiquement, la filière méthanisation s'est portée sur la cogénération d'électricité et de chaleur, qui représente 72 % des unités à la ferme ou centralisées en 2020 [2]. Mais depuis 5 ans, la tendance est à l'injection de biométhane dans le réseau de gaz. À la ferme, la valorisation en injection est passée de 41 à 114 unités entre 2018 et 2020. La même dynamique est observée pour les installations centralisées, passées de 15 à 55 unités en injection sur la même période.

Qu'est-ce qui explique cet engouement pour l'injection de biométhane ?{{}}

En premier lieu, la volonté de substituer du gaz naturel importé en priorité par le biométhane plutôt que l'électricité. Dans le contexte actuel, le biométhane présente l'intérêt majeur de fournir une énergie renouvelable et souveraine pour la France et l'Europe. Autre argument en faveur de l'injection de biométhane : l'efficacité énergétique. La cogénération d'électricité seule présente une efficacité de 35 %, qui monte jusqu'à 50 % voire 55 % si on valorise également la chaleur. L'injection de biométhane présente une efficacité énergétique proche de 85 %.

La validation des bonnes performances de la technologie a ouvert la voie à une diffusion plus large de ce type de projet. Aujourd'hui la réglementation exige d'étudier en priorité la faisabilité d'une installation en injection. Ces projets sont cependant plus coûteux : l'investissement moyen est de 5,5 millions d'euros, contre 2 millions d'euros pour la cogénération.

Quel rôle peut jouer la méthanisation pour réduire l'impact climatique de l'élevage ?

Elle est identifiée comme l'un des premiers leviers de réduction des GES liés à l'élevage. Chaque projet permet d'éviter, en moyenne, le rejet de 2 600 tonnes équivalent CO2 dans l'atmosphère. L'Inrae a réalisé la première analyse du cycle de vie (ACV) concernant le biométhane issu de méthanisation agricole 3. Elle y établit un bilan environnemental prenant en compte la production d'énergie, la gestion des effluents et la fertilisation des sols. Les performances environnementales sont améliorées de 60 à 85 % pour 16 des indicateurs considérés. Aucune amélioration n'est observée pour 5 indicateurs, et le système est moins performant pour quelques indicateurs, notamment à cause du recours accru à l'énergie électrique. Les points d'attention sont la maîtrise des émissions fugitives de biogaz et le respect des bonnes pratiques à l'épandage des digestats.

La méthanisation offre également une solution pour traiter les biodéchets du territoire, diversifier l'agriculture, permettre un retour au sol de la matière organique et réduire l'usage d'engrais minéraux. C'est un avantage majeur pour augmenter notre autonomie concernant la fertilisation des sols.

Pensez-vous que la méthanisation va continuer à se développer ?{{}}

Oui. Nous observons une dynamique forte depuis trois ans, avec 1,5 TWh de capacité annuelle supplémentaire installée chaque année. L'objectif de la Programmation pluriannuelle de l'énergie — atteindre 6 TWh en 2023 — va être dépassé dès cette année ! Nous estimons le potentiel de production à 30–35 TWh de biométhane en 2030, et 90–130 TWh en 2050 4. Il existe également un fort potentiel au niveau des couvertures de fosse à lisier, ces unités de microméthanisation ne traitant que des effluents d'élevage et valorisant le biogaz en autonomie sur les élevages. 40 existent aujourd'hui, alors qu'il existe plusieurs dizaines de milliers de fosses à lisier.

Dispose-t-on de suffisamment de biomasses ? France Stratégie5 estime que les gisements existants sont deux fois moindres que ceux pris en compte dans la Stratégie nationale bas-carbone.

Les effluents d'élevage sont la ressource prioritaire à utiliser. Ce gisement doit être complété de substrats plus méthanogènes (comme les végétaux) afin de trouver un bon compromis technico-économique. Dans nos travaux prospectifs, le gisement mobilisable en tonnages bruts est constitué de 50 % d'effluents d'élevage, 30 % de cultures intermédiaires et 20 % d'autres déchets. Les cultures ou couverts intermédiaires sont indispensables pour atteindre nos objectifs de production d'énergie renouvelable.

Certains pays comme l'Allemagne ont choisi de produire des cultures annuelles dédiées à la production d'énergie. Il est indispensable d'encadrer cet usage pour éviter la concurrence alimentaire. En France, cette part est limitée réglementairement à 15 % des zones cultivées, et est actuellement comprise entre 3 et 6 %.

Certains riverains s'opposent à l'installation d'unités de méthanisation, dénonçant les nuisances sonores, olfactives ou les risques d'explosion. Est-ce un frein au développement de la filière ?{{}}

Les unités de méthanisation sont des installations classées pour la protection de l'environnement, elles sont donc soumises à de nombreuses réglementations de prévention des risques environnementaux et pour les populations. Par leur activité agricole d'origine, les exploitants sont déjà habitués à gérer les effluents d'élevage : seule la gestion du biogaz est nouvelle et demande formation et rigueur d'exploitation. Les risques en cas d'accident concernent surtout le personnel des exploitations et non les riverains.

Ma crainte se situe plutôt au niveau des installations de très grande taille, dont la pérennité des approvisionnements et les performances environnementales peuvent être questionnées. L'intégration locale des projets ne joue pas en faveur de ces installations.

Références : {{}}

1Gerber, P.J., Steinfeld, H., Henderson, B., Mottet, A., Opio, C., Dijkman, J., Falcucci, A. & Tempio, G. 2013. Tackling climate change through livestock – A global assessment of emissions and mitigation opportunities. Food and Agriculture Organization of the United Nations (FAO), Rome. ↑

2 SINOE, service mobilisation et valorisation des déchets, Chiffres clés du parc d'unités de méthanisation en France au 1er janvier 2021, mai 2021↑

3Esnouf A., Brockmann D., Cresson R. (2021) Analyse du cycle de vie du biométhane issu de ressources agricoles – Rapport d'ACV. INRAE Transfert, 168pp↑

4 Transition(s) 2050, Ademe Editions, novembre 2021.↑

5Mourjane I. and Fosse J. (2021), « La biomasse agricole : quelles ressources pour quel potentiel énergétique », Working Paper, n° 2021-03, July.↑

Anaïs Marechal

Source : https://www.polytechnique-insights.com/dossiers/planete/climat-lelevage-peut-il-reduire-ses-emissions/la-methanisation-presente-un-bilan-environnemental-tres-positif-et-renforce-notre-autonomie-energetique/

Retour au début du sommaire

Méthanisation agricole : quels risques, quels avantages ? - Agriculture, Climat – Document ‘Greenpeace'{{}}
Une croissance exponentielle{{}}

La méthanisation est un procédé utilisé, entre autres, dans l'agriculture, et qui transforme de la matière organique en digestat et en gaz. Cette filière connaît actuellement une croissance exponentielle en France : elle est passée d'une production énergétique d'un TWh en 2007 à près de sept TWh en 2019, et a généré un chiffre d'affaires de 840 millions d'euros.

Cette façon de valoriser les déchets organiques est donc particulièrement promue aujourd'hui, notamment dans le secteur agricole. Fin 2021, il existait en effet 1175 unités de méthanisation en France, dont environ 70% sont dites “agricoles” (les autres sont les unités traitant les déchets ménagers, les eaux usées des stations d'épuration et quelques unités dites “centralisées” traitant différentes matières telles que les biodéchets issus de la restauration ou encore des coproduits de l'industrie agroalimentaire). Le développement de la méthanisation, enfin, fait partie intégrante du volet agricole du plan d'investissement public “France 2030”.

La méthanisation, une production d'énergie renouvelable et circulaire{{}}

Cette popularité est fondée sur les avantages que présente une telle façon de produire de l'énergie. Renouvelable et circulaire car elle permet de valoriser les déchets organiques issus des exploitations agricoles et de leur production, elle est présentée comme un facteur de diversification indispensable de notre mix énergétique et d'émancipation vis-à-vis des énergies fossiles. Sa production génère du digestat qui est utilisable sous forme de fertilisant, ce qui renforce l'autonomie des exploitations agricoles dotées d'une unité de méthanisation. Enfin, ces unités de méthanisation représentent une amélioration potentielle des conditions de travail des agriculteurs par la diversification de leurs revenus (certains travaux de recherche montrent néanmoins qu'il est parfois difficile pour les exploitant·es agricoles de dégager un revenu de cette activité).

La méthanisation n'est pas une solution miracle{{}}

Pour autant, la méthanisation ne doit pas être promue comme une solution miracle. En effet, les inconvénients et les risques que présente cette filière sont nombreux. Il est tout d'abord à noter que cette filière est encore relativement jeune : ses impacts à grande échelle sont encore difficiles à appréhender et, à l'échelle locale, les conséquences de la méthanisation sur les sols et l'eau sont méconnues. Les impacts de cette technologie dépendent fortement des lieux et des exploitations dans lesquels les unités de production sont installées : les configurations de fonctionnement de ces unités et leurs externalités sont très variées.

Certains grands projets de méthaniseurs sont décriés par des collectifs de riverains et des associations locales en raison de l'opacité de ces projets et des nuisances liées à la production des méthaniseurs. Ainsi, l'opposition monte dans les régions qui investissent le plus dans cette filière, comme c'est le cas de la région Grand-Est. Car en plus des nuisances directes, l'utilisation de cette technologie présente des risques d'incidents et de pollution importants : le débordement d'un méthaniseur à Châteaulin en 2020 a pollué un cours d'eau à l'ammoniac, privant ainsi d'eau potable 180.000 personnes durant plusieurs jours.

Par ailleurs, il est possible que le développement de cette filière aboutisse à une approche plaçant la production agricole au service de la production d'énergie, modifiant de fait la production associée à certaines terres agricoles. Ce risque a bien été identifié par lerapport sénatorial de septembre 2021 à ce sujet. La méthanisation ne doit en aucun cas devenir l'activité principale des agricultrices et des agriculteurs ni être le fait d'entreprises dédiées, au risque de générer une compétition dans l'utilisation des terres et de devenir une source de profits pour les grands groupes plutôt qu'un procédé de valorisation des déchets agricoles au service des agriculteurs et des agricultrices. Une telle orientation aurait en effet des impacts dramatiques en matière d'environnement, de compétition des terres et d'accès au foncier, puisque des hectares de culture seraient accaparés par des groupes industriels non agricoles et dédiés à la production intensive de céréales pour alimenter les méthaniseurs, ces dernières ayant un plus grand pouvoir calorifique que les coproduits des élevages.

Une technologie à encadrer rigoureusement{{}}

Si la méthanisation est une technologie intéressante et présentant de réels intérêts écologiques, sociaux et économiques, son utilisation et son développement doivent donc être strictement encadrés et son impact environnemental précisément évalué. Tout projet d'installation de méthaniseur doit faire l'objet d'une étude d'impact environnemental et de concertations solides avec les riverains et riveraines.

Enfin, le développement de cette technologie ne doit pas être brandi pour faire oublier les nécessaires transformations à opérer au sein de notre système agricole. Parmi celles-ci, le développement des pratiques agroécologiques, l'amélioration de la rémunération des producteurs et des productrices, la désindustrialisation de l'élevage, la relocalisation et la végétalisation de notre production alimentaire sont prioritaires.

Source : https://www.greenpeace.fr/methanisation-agricole-quels-risques-quels-avantages/

Retour au début du sommaire

Un aperçu clair des avantages, inconvénients et du bilan de la méthanisation en France à ce jour (mai 2025), d'après une requête auprès de ‘ChatGPT' :
✅ Avantages de la méthanisation

Valorisation des déchets organiques{{}}
- Utilise des déchets agricoles, agroalimentaires, boues de stations d'épuration ou biodéchets.
- Réduit les volumes de déchets et leur impact environnemental.
Production d'énergie renouvelable{{}}
- Génère du biogaz (méthane), utilisé pour produire de l'électricité, de la chaleur ou être injecté dans le réseau gazier.
- Réduit la dépendance aux énergies fossiles.
Réduction des émissions de gaz à effet de serre{{}}
- Captage du méthane naturellement émis par la dégradation des matières organiques.
- Substitution au gaz naturel fossile.
Production de digestat utilisable comme engrais{{}}
- Fertilisant organique issu du processus, réduisant le recours aux engrais chimiques.
Revenus complémentaires pour les agriculteurs{{}}
- Nouveaux débouchés économiques et diversification des activités agricoles.
  ❌ Inconvénients de la méthanisation

Coût d'investissement élevé{{}}
- Une unité de méthanisation représente plusieurs centaines de milliers à plusieurs millions d'euros.
Complexité technique et réglementaire{{}}
- Exploitation délicate, maintenance régulière, suivi des intrants strict.
Risques environnementaux si mal gérés{{}}
- Fuites de méthane, pollution des sols et de l'eau en cas de mauvaise gestion du digestat.
Acceptabilité sociale variable{{}}
- Nuisances olfactives, trafic routier, conflits locaux autour de certains projets.
Compétition potentielle avec l'alimentation humaine ou animale{{}}
- Si des cultures dédiées sont utilisées (maïs ensilage), il y a débat sur le « gaspillage » de terres agricoles.
  📊 Bilan de la méthanisation en France (2024)

Environ 1 600 unités de méthanisation en fonctionnement fin 2023.
Près de 800 injectaient du biométhane dans le réseau gazier.
Objectif gouvernemental : 10 % de gaz renouvelable dans le réseau en 2030.
Potentiel non encore pleinement exploité, surtout sur les biodéchets urbains et industriels.
Forte dynamique dans certaines régions agricoles (Grand Est, Bretagne, Pays de la Loire).
Tendances actuelles :{{}}

Soutien public encore important (aides de l'ADEME, tarifs d'achat garantis).
Volonté d'industrialisation des projets, mais besoin de rester ancré localement.
Pression sur la rentabilité avec la baisse progressive des subventions.
Voici une carte interactive des installations de méthanisation en France, mise à jour en février 2025, disponible sur le site Gaz Mobilité :Gaz-Mobilite.fr+1Gaz-Mobilite.fr+1

Favicon

Carte des sites d'injection de biométhane en France

Cette carte vous permet de visualiser les sites de production de biométhane à l'échelle nationale, avec des filtres par région, type d'installation (agricole, industriel, STEP, etc.), réseau de distribution (GRDF, GRTgaz) et capacité de production. Elle offre une vue claire de la répartition géographique des unités de méthanisation en France. Gaz-Mobilite.fr

Pour une analyse plus détaillée, notamment au niveau régional, le projet ValorMap propose une base de données spatialisée permettant de visualiser les potentiels du méthane des résidus et coproduits des agro-industries pouvant être mobilisés en méthanisation. Cette carte interactive est accessible gratuitement aux exploitants d'entreprises agro-alimentaires et d'installations de méthanisation. valormap.hub.inrae.fr

Retour au début du sommaire

Une recherche sur les applications de la méthanisation (production de biogaz) dans les principaux pays utilisateurs dans le monde d'après une requête auprès de ‘ChatGPT'
Voici un aperçu des informations que nous pouvons explorer :

1. Principaux pays producteurs de biogaz par méthanisation{{}}

La méthanisation est un procédé important pour la production de biogaz à partir de matières organiques, et plusieurs pays ont adopté cette technologie à grande échelle. Parmi les leaders, on trouve :

Allemagne : Un des leaders mondiaux en méthanisation, avec un large réseau de fermes de méthanisation qui produisent du biogaz à partir de déchets agricoles et de matières organiques. L'Allemagne a mis en place des politiques incitatives telles que les 'Feed-in Tariffs' pour encourager la production de biogaz.
Chine : La Chine a une politique de soutien forte pour le biogaz, en particulier dans les zones rurales où les résidus agricoles et les déchets organiques peuvent être transformés en énergie. Ils ont des projets d'envergure visant à réduire la dépendance au charbon.
États-Unis : Aux États-Unis, la production de biogaz se fait principalement dans le secteur de l'agriculture (fermes de méthanisation) et de l'industrie alimentaire. L'approche diffère légèrement avec un fort accent sur l'utilisation du biogaz pour la production d'électricité.
France : La France a également développé un marché de la méthanisation en forte croissance, en particulier dans les zones agricoles. Le gouvernement encourage les projets de méthanisation pour la transition énergétique, notamment à travers des subventions et des crédits d'impôt.
Brésil : Le Brésil est un autre pays où la méthanisation prend de l'ampleur, en particulier pour la gestion des déchets agricoles et pour soutenir l'industrie du bioéthanol.
2. Les principaux types d'applications de la méthanisation{{}}

La méthanisation est utilisée dans de nombreuses applications, principalement pour la production de biogaz. Voici quelques exemples :

Production de biogaz pour la production d'électricité et de chaleur : La conversion du biogaz en électricité ou en chaleur est la principale application dans beaucoup de pays. En Allemagne, par exemple, la production de biogaz sert non seulement à la production d'énergie mais aussi à l'injection dans les réseaux de gaz.
Utilisation du digestat comme fertilisant : Après la méthanisation, le résidu, appelé digestat, est riche en nutriments et est utilisé comme fertilisant dans l'agriculture. Cela permet de fermer la boucle en réutilisant les déchets organiques.
Mobilité : Le biogaz est également utilisé dans certains pays comme carburant pour les véhicules. En Allemagne et en Suède, des infrastructures existent pour l'utilisation du biogaz dans les transports.
Déchets alimentaires et urbanisation : Dans les grandes villes, la méthanisation est aussi utilisée pour traiter les déchets alimentaires et les déchets urbains organiques.
3. Les défis et perspectives{{}}

Malgré son potentiel, la méthanisation fait face à plusieurs défis :

Coûts de production : Les installations de méthanisation peuvent nécessiter des investissements initiaux élevés, ce qui peut freiner l'adoption dans certains pays.
Collecte et traitement des déchets : La gestion des matières premières est essentielle. La mise en place de systèmes efficaces de collecte de déchets organiques est cruciale pour la rentabilité des projets de méthanisation.
Infrastructures : Il faut aussi des infrastructures adéquates pour la gestion et la distribution du biogaz, ce qui peut être un frein dans certaines régions du monde.
4. Exemples de projets réussis{{}}

Projets communautaires en Inde : En Inde, des projets de méthanisation communautaire ont permis de traiter les déchets organiques des villages tout en produisant de l'énergie.
Méthanisation en milieu urbain en Suède : La Suède a réussi à intégrer la méthanisation dans les villes avec des usines de traitement des déchets organiques et une production de biogaz utilisée dans les transports publics.
5. Politiques et soutiens gouvernementaux{{}}

Les politiques publiques jouent un rôle clé dans l'essor de la méthanisation. Des subventions, des prix garantis pour l'électricité produite à partir de biogaz, et des incitations fiscales sont des leviers importants pour encourager les investissements dans ce secteur.

Il existe des fabricants de méthaniseurs au Royaume-Uni. Par exemple, le Royaume-Uni est mentionné comme l'un des leaders en Europe en termes de nombre d'installations de méthanisation, ce qui suggère la présence d'une industrie locale de fabrication de méthaniseurs…

Retour au début du sommaire

France - Le ministère de l'Agriculture et de l'Alimentation renforce les moyens de Bpifrance pour lancer un nouveau Prêt Sans Garantie permettant de faire émerger 400 nouveaux projets de méthanisation à la ferme - 19 avril 2019 Communiqué de presse{{}}
Grand plan d'investissement méthanisation bpifrance

La méthanisation agricole contribue à la réduction des émissions de gaz à effet de serre générées par le secteur agricole tout en assurant un complément de revenus pour les agriculteurs. Le plan « Énergie Méthanisation Autonomie Azote » vise la création de 1 000 installations de méthanisation agricole d'ici 2020. La France en compte aujourd'hui plus de 400 en fonctionnement.

Afin d'accélérer le rythme d'installation des méthaniseurs agricoles, le Ministère de l'Agriculture et de l'Alimentation a doté un fonds de garantie publique, permettant à Bpifrance de distribuer un Prêt Sans Garantie, destiné aux exploitants agricoles, qui, seuls ou en groupe, investissent dans une installation de méthanisation agricole.

D'un montant compris entre 100 000 € et 500 000 €, ce prêt vise à faciliter le bouclage des tours de table financiers en prenant notamment en charge les études, et une part du solde des investissements et besoins en fonds de roulement nécessaires au démarrage du projet, sans prise de garantie sur l'entreprise, ni caution personnelle du dirigeant. Il sera proposé sur une durée de 12 ans maximum, avec un différé d'amortissement en capital jusqu'à 2 ans.

Les porteurs de projets sont invités à se rapprocher des Directions Régionales de l'Agriculture et de la Forêt (DRAAF) et du réseau de Bpifrance en régions.

La création du Prêt Méthanisation Agricole s'inscrit dans le volet agricole du Grand Plan d'Investissement. Il a pour ambition d'accompagner la réalisation de 400 nouveaux projets dans les 5 prochaines années, pour un montant total de financement d'environ 100 M€.

Anne Guérin, directrice exécutive en charge du Financement et du Réseau Bpifrance déclare : « La Transition énergétique et écologique est un axe stratégique de Bpifrance, qui se positionne comme un acteur important du financement des entreprises porteuses de projets d'efficacité énergétique et de développement d'énergies renouvelables. Avec ce nouveau Prêt Sans Garantie, Bpifrance se félicite de favoriser le développement de la méthanisation agricole en facilitant la concrétisation des tours de table financiers, et amplifie ainsi sa contribution aux objectifs de politiques publiques en matière de transition énergétique et écologique. »

Didier Guillaume, ministre de l'Agriculture et de l'Alimentation, déclare : « L'agriculture contribue aux objectifs nationaux de transition énergétique. La méthanisation agricole doit prendre plus d'ampleur et plus rapidement : cette offre de prêts sans garantie sera une incitation forte au développement de nouveaux projets de méthanisation agricole. Cette garantie publique facilitera le financement des projets portés par des agriculteurs pour lesquels l'installation d'un méthaniseur représente un investissement important. »

À propos de Bpifrance{{}}

Bpifrance finance les entreprises – à chaque étape de leur développement – en crédit, en garantie et en fonds propres. Bpifrance les accompagne dans leurs projets d'innovation et à l'international. Bpifrance assure aussi, désormais leur activité export à travers une large gamme de produits. Conseil, université, mise en réseau et programme d'accélération à destination des startups, des PME et des ETI font également partie de l'offre proposée aux entrepreneurs.

Grâce à Bpifrance et ses 48 implantations régionales, les entrepreneurs bénéficient d'un interlocuteur proche, unique et efficace pour les accompagner à faire face à leurs défis.

Plus d'information sur : www.bpifrance.fr - https://presse.bpifrance.fr/ -
Suivez-nous sur Twitter : @Bpifrance - @BpifrancePresse

À télécharger : Le ministère de l'Agriculture et de l'Alimentation renforce les moyens de Bpifrance pour lancer un nouveau Prêt Sans Garantie permettant de faire émerger 400 nouveaux projets de méthanisation à la ferme pdf - 77.38 Ko

Contacts presse - Service de presse de Didier Guillaume - Tel : 01 49 55 59 74 ; cab-presse.agriculture@agriculture.gouv.fr

Bpifrance - Nathalie Police - Tél. : 01 41 79 95 26 ; nathalie.police@bpifrance.fr

Source : https://agriculture.gouv.fr/creation-du-pret-methanisation-agricole-pour-faire-emerger-400-nouveaux-projets

Retour au début du sommaire

D'autres sons de cloche - La face cachée de la méthanisation - Billet de blog 27 février 2024 - YVES FAUCOUP Chroniqueur social Abonné de Mediapart - Billet n° 790

Les pouvoirs publics se lancent dans un programme démesuré en faveur de la méthanisation, sans que le grand public n'en soit informé et sans que les inconvénients et dangers ne soient mis en avant. Comment riverains, scientifiques, écologistes et paysans s'y opposent.

Pour tenter de se montrer impliqué dans la transition écologique, le pouvoir cherche à développer la production de méthane (CH4), un gaz produit par des réactions chimiques provoquées par l'homme sur de la matière organique transformée. Des esprits peu informés se disent : c'est très bien, comme les panneaux photovoltaïques. Sauf que dans les deux cas, les autorités procèdent comme d'habitude : à l'arrache, et souvent en mentant par omission, quand il faudrait y aller avec réflexion, modération et réelle concertation locale.

Illustration 1

Le discours officiel pousse les agriculteurs à investir massivement dans la méthanisation, en leur faisant miroiter des royalties, plutôt que de faire en sorte qu'ils soient rémunérés correctement pour leurs productions agricoles. Le rendement énergétique est faible, les subventions de l'État très élevées. Quant aux riverains, ils n'ont que leurs yeux pour pleurer : odeurs pestilentielles, passages répétés de camions, perte de valeur de leur maison devenue quasiment invendable, coût des dégradations des routes à la charge des communes et départements (soit des contribuables).

C'est à cela que le Gers s'est trouvé confronté depuis quelques années : dans les vallées de l'Osse et du Lizet, en Astarac et en Fezensac, impactant les citoyens des villages Montesquiou, Saint-Arailles, Castelnau-d'Anglès, Lamazère et L'Isle-de-Noé. Une association s'est créée en 2020, ABIVIA (Association Bien Vivre en Astarac et en Fezensac) : elle ne conteste pas la micro-méthanisation à la ferme qui traite ses propres déchets pour son autoconsommation d'énergie mais elle s'oppose aux projets financiers et industriels, à l'opposé des valeurs écologiques raisonnées et de la préservation de la biodiversité.

Alors même que le sujet ne défraye pas la chronique, on constate que de nombreux citoyens s'inquiètent partout en France parce qu'ils sont confrontés à un méthaniseur près de chez eux ou qu'un projet d'installation se profile à l'horizon. En Occitanie, dans le Gers, département rural, des réunions ont lieu pour partager l'information, avec l'aide de scientifiques, témoignant du danger de la méthanisation industrielle et développer la mobilisation pour s'opposer aux installations. Pour le moment, cela reste relativement confidentiel, mais tout cela laisse augurer que les réactions pourraient prendre de l'ampleur tant l'attitude des autorités font fi de cette inquiétude en déroulant des argumentaires lénifiants, progressant au pas de charge pour imposer leur programme.

***

14 avril 2023 : à Montesquiou (570 hab, 27 km d'Auch), Maison du Temps libre, devant 80 personnes, Fabienne Lasportes, à l'origine de la création d'ABIVIA, explique que c'est en juin 2020 que le projet a été découvert par hasard : un projet prévoit 29,99 tonnes de matière traitée par jour à Montesquiou soit plus de 10 000 par an.

Daniel Chateigner est en visio-conférence : il est professeur des universités (Caen), coordonnateur du Collectif scientifique national sur la méthanisation raisonnable (CSNM), né en 2018, qui regroupe 30 scientifiques indépendants, de toutes disciplines (dont deux académiciens). Par ailleurs, le Collectif National Vigilance Méthanisation canal historique (CNVMch) rassemble des citoyens, riverains, usagers, qui se mobilisent contre les dérives de la méthanisation. Celle-ci est un danger pour les sols qu'elle appauvrit, pour la bio-diversité, elle pollue les eaux, elle provoque une dépréciation immobilière (- 30 %), provoque des nuisances (odeurs, santé, transports, bruit). Le gain par contre est limité : cela n'apporte que très peu d'énergie, stress accrue pour les paysans, coût élevé.

Daniel Chateigner montre, tableaux à l'appui, que 90 % des digestats (matière organique non dégradées) sont rejetés, que le lisier de porcs produit peu de méthane. Du coup, les méthaniseurs plantent du maïs et autres végétaux pour obtenir plus de méthane, ce qui est une aberration. Le rendement énergétique est extrêmement faible (4 %, contre 16 % pour l'éolien et 40 % pour l'hydraulique). Par ailleurs, le coût est considérable et suppose de fortes subventions. 1884 méthaniseurs en service en France, sur 5100 ha : ils sont pour le moment en moyenne à 13 km les uns des autres. S'ils sont plus nombreux, l'espace entre eux va se réduire et poser d'énormes problèmes pour le voisinage. Ils sont 14 dans le Gers, dont 7 agricoles, 4 industriels, 3 collectes de déchets. Les chiffres du CSNM ne sont pas contestés, les autorités lui réclament même ses bases de données.

Pascal Levieux, pour les Amis de la Terre 32 et le GROG (Groupe de réflexion sur l'eau gersoise), expose les risques des rejets sur la qualité de l'eau : il importe toujours d'éviter de polluer plutôt que de tenter après coup de traiter. Or ces installations industrielles ne sont pas contrôlées. Il aurait été logique que de tels projets polluants fassent au préalable l'objet de concertation, c'est ce qu'il faut exiger pour le Gers face à l'injonction de l'État de démultiplier le nombre d'installations. Selon le CSNM, il y aurait eu 315 incidents de méthaniseurs en France entre 1996 et 2020, provoquant de graves pollutions [le chiffre atteint à ce jour, février 2024, 500 accidents/incidents]. La question de l'eau est un prochain gros dossier que le Gers aura à résoudre, comme partout ailleurs.

Olivier Arnaudon témoigne : arrivé dans le Gers, espérant y trouver la sérénité, il a vu un projet de méthaniseur qui veut s'installer à 200 mètres de chez lui. Il constate les gaspillages : par exemple, des agriculteurs faisant pousser du maïs et arrosant sans cesse pour, à terme, faire du méthane ! Il s'insurge contre l'appauvrissement des sols, qui perdent 50 à 60 % de leur fertilité. On fait miroiter aux agriculteurs de super-profits, tandis que les terrains avoisinants perdent de leur valeur.

Pour Éric Eula (en visio), qui est ingénieur-consultant dans l'industrie (automatisme et informatique), membre du CNVMch, la sécurité industrielle n'est pas assurée au niveau des installations à ce jour en France. Faute de contrôleurs, à cause des lacunes des pouvoirs publics, les contrôles n'ont pas lieu. Les accidents en France sont plus nombreux qu'en Allemagne avec pourtant moins de méthaniseurs.

Daniel Chateignier accuse les gros investisseurs industriels d'avoir une stratégie consistant à tromper les agriculteurs, jouant sur le soutien de l'État, alors même que sur le fond la méthanisation n'a aucun intérêt, bien au contraire. Il lâche que c'est en lisant Mediapart du 13 mars 2023 qu'il a compris : en apprenant que 12 députés, 6 sénateurs, et 3 ministres sont actionnaires de TotalEnergies (qui a mis en place la plus grosse unité de méthanisation à Mourenx dans les Pyrénées-Atlantiques, BioBéarn).

C'est alors que Jean-René Cazeneuve, député Renaissance, rapporteur du budget de l'État à l'Assemblée Nationale, qui était venu protégé par quatre gendarmes, n'hésite pas à s'insurger : selon lui, cette mise en cause des actionnaires de Total est « déplacée ». Il considère que les données avancées sont « incompréhensibles » et regrette qu'il n'y ait pas dans cette assemblée de point de vue contradictoire émanant de scientifiques. Contesté pour son intervention, il revendique de pouvoir ici s'exprimer. Il admet qu'il y ait des nuisances mais il faut évaluer avantages et inconvénients : « on ne peut pas être contre tout » (nucléaire, méthaniseur, éolien, solaire), « sinon il reste la bougie » !

17 février 2024, à Lasséran : la Confédération Paysanne organise un colloque méthanisation. Le matin est consacré, à destination des paysans et paysannes, acteurs et actrices du monde agricole, à la technique de la méthanisation. Est-elle à recommander aux paysannes et paysans ? Est-elle compatible avec l'agriculture paysanne ? Quels sont les risques d'accidents ? Quel impact a-t-elle sur les sols ? Quels sont les risques, les accidents possibles ? Le colloque n'a pas pour but de traiter des petites installations à l'échelle d'une ferme, avec une pollution moindre (voir en annexe le site de Picojoule), sachant qu'en réalité sur une ferme les déchets sont peu importants, une grande partie d'entre eux pouvant être tout simplement compostés.

Les scientifiques qui interviennent sont Jean-Pierre Le Lan, Eric Eula, Régine Ferron (agronome, spécialisation économie, du mouvement Eaux et Rivières de Bretagne) et Georges Baroni (ingénieur en physique industrielle et énergies, expert auprès de la commission européenne Environnement, membre du groupe de travail méthanisation au ministère, commission énergies à la Confédération Paysanne). Le secrétaire général de la Préfecture est présent ainsi que le député Jean-René Cazeneuve et Éric Cadoré, conseiller régional PC, représentant la présidente de Région, Carole Delga.

L'après-midi, une conférence-débat s'adresse aux citoyennes et citoyens, et aux actrices et acteurs des territoires.

Jean-Pierre Le Lan, professeur à l'Université d'Anger, en retraite, membre du CSNM et du CNVMch), venu de Bretagne, s'emploie à montrer « la face cachée de la méthanisation ». Il explique d'abord ce qu'elle est : produire de l'électricité et de la chaleur à partir du biogaz (devenant du biométhane, une fois épuré et odorisé). Il y a deux façons de le valoriser : la cogénération, avec une turbine sur place, pour produire chaleur et/ou électricité (994 installations) ; l'injection, avec envoi dans le réseau de gaz, pour le chauffage ou la cuisson (514 installations). Soit 1705 installations en 2022 (contre 711 en 2018), progression donc très rapide.

Des énormes tuyaux, autoroutes du gaz, sont enfouis et des petits tuyaux le sont pour aller chercher le gaz « au cul des méthaniseurs » : soit, en Occitanie, 19 000 km gérés par GRDF. Des plans régionaux biomasse (biogaz, biocarburants, combustion bois forestier) ont été adoptés, en février 2020 pour l'Occitanie (avec en perspective 28 TWh en 2050 soit 2,8 millions d'appartements chauffés sur l'année, sur un total de 87 TWh d'énergie renouvelable), en octobre 2021 pour le Grand-Est (38 TWh en 2050). Ainsi, sur l'ensemble du territoire, de 2022 à 2026, la production de gaz vert va décupler (passant de 7 Térawatt-heure à 85 TWh), en Occitanie, elle va tripler et dans le Gers elle sera multipliée par 15.

https://static.mediapart.fr/etmagine/article_zoomed/files/2024/03/06/carte-implantation.jpg Agrandit l'image Document GRDF

Le problème est que le biogaz est 'vendu' avec un argument fortement mis en avant aujourd'hui : il serait facteur de réduction des gaz à effet de serre (GES). Or Jean-Pierre Le Lan n'y croit pas : il suspecte, s'appuyant sur une étude québécoise qui le dit, que le méthane issu d'un élevage de porcs, par exemple, produirait cinq fois plus de gaz à effet de serre (GES). Et en injection, deux fois plus de CO2 renvoyé dans l'atmosphère. Une étude d'un membre du CSNM, Jean-Pierre Jouany, a mis en évidence une émission de GES de la méthanisation très supérieure à celle du gaz fossile (voir son article paru dans la Revue francophone du développement durable).

Or la SFEC (Stratégie française énergie climat) a pour perspective de décupler d'ici 2050 la production de biogaz, avec augmentation des GES : « la loi énergie-climat n'est pas prête à être votée, mais des décisions [d'installations] seront prises avant l'adoption d'une loi ».

« Il y a baleine sous gravillons »{{}}

En effet, la technologie n'est pas au point, elle est embryonnaire. Mais l'énergie produite est achetée 5 à 10 fois le prix du marché (soit 100 € le MWh de plus que le prix du marché), soit un total d'un milliard d'euros en 2024 au frais du consommateur et du contribuable ! Il y a anguille sous roche, ou plus précisément, pour Jean-Pierre Le Lan, « baleine sous gravillons », car ce n'est et ne sera jamais rentable sans subventions indirectes : les coûts indirects sont nombreux, d'une part pour l'extension du réseau (dépenses invisibles aux citoyens : pour la seule Haute-Marne, coût de 600M€, somme astronomique), d'autre part sur la santé, pour les routes endommagées, accidents, incendies, primes diverses variées (PAC à l'hectare, labels : HVE [haute valeur environnementale], bas carbone), allègements de taxes.

Tout est fait pour échapper au contrôle de la population. Selon les textes, il y a trois procédures existantes pour ces Installations Classées Pour l'Environnement (ICPE) selon les volumes traités. Si c'est inférieur à 30 tonnes/jour, c'est une déclaration (pas ou très peu de contrôles) ; si c'est entre 30 et 99,99 T/jour, c'est un enregistrement (simplification administrative, avec consultation publique, mais les remarques éventuelles des citoyens ne sont pas rendues publiques) ; à partir de 100 T/jour, c'est une autorisation (avec enquête publique et étude d'impact environnemental). Dans les faits, la majorité des projets sont sous le régime de la 'déclaration', cela évite les contrôles et exclut le projet de la base de données des géorisques. Des projets prévus à moins de 30 T/jour, donc en 'déclaration' au moment de la construction, sont ensuite surdimensionnés pour être à moins de 100 tonnes/jour, de telle sorte qu'ils passent en 'enregistrement', sans faire l'objet d'une enquête publique et d'un dialogue public (une loi de décembre 2018, a porté le seuil d'autorisation de 60 à 100 tonnes afin que davantage d'installations s'affranchissent de l'enquête publique). Un témoin rapporte qu'une personnalité préfectorale a reconnu qu'il en était bien ainsi. C'est le cas de l'installation de Belloc Saint-Clamens, celle de Pellefigue dans le Gers et du projet, récemment validé par le préfet, de Castelnau-Barbarens.

La méthanisation est-elle sinon verte du moins vertueuse ?{{}}

Sur le plan sociétal, elle a l'inconvénient des odeurs, du bruit, de la perte de valeur de l'habitat, des paysages abîmés, des accidents. Elle favorise les gros exploitants et les agro-industriels. Elle ne crée pas d'emplois, elle agit même plutôt à la baisse sur l'emploi. Sur le plan sanitaire, elle risque de favoriser le développement de germes pathogènes (antibiorésistance) et de sulfure d'hydrogène (H2S). Sur le plan énergétique, la production nette est minime, voire nulle, au pire l'énergie produite peut être inférieure à l'énergie consommée. Elle provoque des pollutions graves, incendies (comme en Bretagne), explosions liées à l'inflammabilité du méthane, dégagements imprévus de toxiques gazeux. Sur le plan agronomique, le taux d'humus et de fertilisation des sols est en danger, les digestats polluent les eaux et les sols, les études manquent pour observer l'impact sur la vie des sols ; l'air se charge en ammoniac, gaz précurseur de particules fines, en protoxyde d'azote (N2O).

Globalement, la méthanisation telle qu'elle est envisagée est contraire à un modèle souhaitable d'agriculture. Sur le plan climatique, ce n'est pas bon pour le climat, ce n'est pas une énergie renouvelable (dans la mesure même où on vise aussi une réduction des déchets). Le méthane est un puissant gaz à effet de serre, 83 fois supérieur au dioxyde de carbone. Un méthaniseur a une durée de vie de 16 ans, au-delà il a trop de fuites (officiellement, on prétend qu'il n'y a que 0,5 % de fuites, alors que le taux, élevé, est de 4 % en moyenne). Un exploitant d'une telle installation est soumis à une formation qui dure… une demi-journée !

Depuis le 1er janvier 2024, le tri à la source des déchets organiques (biodéchets) des ménages et des professionnels est obligatoire. Il serait préférable de les destiner au sol (compostage) mais certains militent pour qu'ils aillent dans les méthaniseurs (qui seront de ce fait de moins en moins agricoles).

***

On m'a signalé par ailleurs que les centres de collectes de déchets verts, alimentés par les entreprises, prévus pour le compostage à grande échelle, récupérant jusqu'alors ces déchets gratuitement, envisagent d'assurer désormais cette collecte moyennant finance, avec peut-être la perspective de fournir des méthaniseurs. Ce serait le cas de Covalrec dans la zone industrielle de Lamothe, à Auch. Dans cette même zone, un site de méthanisation industrielle (plus de 100 T/jour) a été construit en 2013 par le groupe Naskeo, filiale du groupe Keon. Le site, exploité par Dalkia Biogaz, filiale d'EDF, fournit de l'électricité à 16 % de la population de la capitale gersoise. Il a fait l'objet d'une fuite de déchets organiques en juin 2019… signalée par un voisin ! Les pompiers redoutaient la toxicité et l'explosion, six compagnies étaient mobilisées. Finalement, la fuite a été circonscrite. Début janvier de cette année, dans le Gers, un hangar où était stocké du maïs broyé en cours de fermentation, destiné à une unité de méthanisation, a pris feu : 36 pompiers ont été mobilisés, de crainte que l'incendie n'atteigne le méthaniseur. Déversements sauvages de digestats dans un cours d'eau à Fontrailles (65) en mars 2023, polluant la Baïse qui s'écoule dans le département du Gers : selon la société Agrogaz, il n'y aurait eu aucun dysfonctionnement. Incendie dans un méthaniseur d'Alsace à Ungersheim en septembre dernier...

***

Daniel Chateigner, cité plus haut, a envoyé un message : « Dans un rapport accablant pour les usines de méthanisation, nos collègues scientifiques américains arrivent aux mêmes conclusions que nous : plus de GES qu'avec le gaz fossile, subventions injustes et inappropriées, pollutions inacceptables, contrôles quasi inexistants, effets sanitaires pour les riverains, greenwashing organisé par les acteurs pour générer un nouveau marché, énergie délivrée extrêmement faible et sans conséquence sur la transition énergétique, bilan carbone désastreux. Quand prendra-t-on réellement conscience de cette impasse ? » [voir en annexe lien avec Biogas or Bull].

Pascal Levieux, des Amis de la Terre, apporte une précision juridique : les pouvoirs publics peuvent très bien se passer des conclusions d'une enquête publique. Il s'interroge sur le milliard (d'euros) caché : dans quelles poches va-t-il ? Compte tenu de la crise climatique, le bassin d'Adour-Garonne (Gers et Hautes-Pyrénées) devrait perdre 40 % de volume d'eau, tous les usages seront impactés. Or la méthanisation est grosse consommatrice d'eau, même si c'est un angle mort dans les multiples instances qui en causent : déjà les cultures traitées exigent de l'eau, le processus de méthanisation exige de l'eau même si c'est nulle part chiffré, il en est de même pour la condensation (déshumidification du gaz, séchage) et pour le nettoyage des machines. Pascal Levieux a calculé qu'avec 30 méthaniseurs cela représente vraisemblablement 600 000 m3 par an sur le département. Ces prélèvements devraient être pris en compte par les AUP (autorisation unique pluriannuelle de prélèvement), mais sous quel régime : usage industriel ou irrigation ? Cette question de l'eau est un élément de plus disqualifiant la méthanisation… et les pouvoirs publics qui négligent ce problème crucial. L'individualisation des dossiers et des projets permet de masquer la vision globale et la perception des risques.

Illustration 12Brochure Région Occitanie

La loi APER du 10 mars 2023 (accélération de la production d'énergies renouvelables) contraint le Gers à créer plus d'unités de méthanisation qu'ailleurs dans la région, d'où l'apparition tous azimuts de projets, dans la précipitation. Les Amis de la Terre demandent à ce qu'un Comité des énergies soit créé dans le Gers afin de déterminer un schéma des énergies qui tiennent compte de leurs impact sur le territoire et sur le cadre de vie.

Jean-Pierre Monnet, de la Fédération des chasseurs du Gers, prend la parole et dit que les chasseurs combattent tout ce qui peut porter atteinte à la biodiversité. Il constate que les cultures sont fauchées très tôt, pendant la nidification de toutes les espèces. Les engins, très rapides, opérant de nuit, pendant le repos des petits animaux, broient les faons, les oiseaux. Dans les balles de foin ou de paille, on trouve des cadavres de lièvres et de chevreuils. C'est un phénomène général, accru avec la méthanisation, qui elle-même se développe parce que les éleveurs confrontés à la grippe aviaire ont été incités à faire davantage du vert (donc accroissement du fauchage). Des associations de chasse ont fait l'acquisition de drones pour repérer des animaux avant la fauche. Par contre, les déchets n'ont pas d'impact direct pour la chasse. Un responsable de la pêche abonde dans l'opposition à la méthanisation car les écoulements de jus polluant dans les ruisseaux puis les rivières ont des conséquences graves sur la vie aquatique.

Josiane Pradayrol, maire d'Espeyroux, est venue spécialement du Lot pour témoigner : son village comprend 98 habitants, et un projet de méthanisation a provoqué d'importants clivages. Le propriétaire de l'installation n'habite pas le village. Au démarrage, une torchère a brûlé pendant un mois, en pleine canicule. Elle a provoqué une pollution énorme en CO2 : limitrophe à une route, elle aurait pu provoquer une catastrophe, comme à Feyzin [en 1966, près de Lyon, dans une raffinerie, une fuite de propane s'enflamme suite au passage d'une voiture à proximité puis explose : 18 morts, dont 11 pompiers]. L'odeur pestilentielle qui se dégage et le bruit permanent du chargeur ne permettent pas au propriétaire d'une maison proche de la mettre en location. Il n'y a pas de haies pour cacher les stockages. Les digestats sont répandus, les routes sont dégradées. Une retenue d'eau stocke 30 000 m3 pour arroser le maïs destiné au méthaniseur ! Le site est déjà en vente, selon des rumeurs TotalÉnergies serait intéressé.

Un habitant du Lot, spéléologue, témoigne de l'inquiétude pour deux méthaniseurs à Gramat et Mayrac. Les eaux souterraines peuvent être polluées pas seulement par les digestats, mais aussi par les herbicides et pesticides. Il existe bien une carte des cours d'eau souterrains mais difficile de repérer quel méthaniseur sera à l'origine d'une pollution. Le monde souterrain c'est la minéralogie, les grottes ornées et les gisements paléolithiques. Les craintes découlent du fait qu'on n'a pas de réponses. Le ministère de l'environnement a bien dépêché des agents qui ont passé trois mois sur place pour produire un rapport de 400 pages concluant à des actions relevant de l'État et du méthaniseur, et surtout la mise en place d'un observatoire qui a été bien vite enterré en passant du Département à la Région puis à l'État !

Un autre intervenant évoque l'azote, le CO2 et aussi les composés pharmaceutiques, produits vétérinaires, qui s'éliminent peu : une partie est filtrée dans les sédiments et peu ressortir des années plus tard.

Laure et Dominique, de Gazaupouy (au nord du Gers), contestent un projet à 13 millions d'euros lancé par quatre agriculteurs (appelé 'projet à la ferme'). La réunion d'information a été une mascarade : elle n'a été annoncée que 15 jours avant, les entrées étaient filtrées, le projet a été minimisé, présenté comme « vertueux, écologique », avec assurance que les maisons ne perdront pas de la valeur. Une lettre des habitants adressée en recommandée aux quatre auteurs du projet n'a pas été retirée.

Fabienne Lasportes constate qu'il en a été de même à Montesquiou. Le projet devait avoir lieu d'abord à Montesquiou/Saint-Arailles (où les élus locaux unanimes se sont dits défavorables au projet), puis à Lamazère puis finalement à nouveau à Montesquiou/Saint-Arailles. On est passé de 82 T/jour à Lamazère à un 'petit projet' à Montesquiou/Saint-Arailles à 29 T/jour, soit 10500 tonnes/an, pour un coût pour l'État de 19 millions d'euros de subventions sur 15 ans (le KWh qui vaut 50 € est acheté 150 € par GRDF). Fabienne, très engagée dans le mouvement contre les méga-méthaniseur, agricultrice elle-même comme son mari, a fait évaluer la valeur de sa maison : perte de 50 % si le méthaniseur est proche, et si elle arrive à la vendre ! Alors même qu'une brochure officielle prétend qu'il n'y a aucun effet sur la valeur immobilière (GRDF donne 4 exemples où cela n'aurait pas d'impact sur les valeurs immobilières... alors qu'il y a plus de 1700 sites). Un agent immobilier a déclaré que dès qu'une maison se trouve proche d'un méthaniseur elle est considérée comme invendable (même si, tant que le méthaniseur n'est pas construit, il n'y a pas obligation légale de l'indiquer lors de la vente, mais obligation morale certainement).

Patrick Kopff, des Amis de la Terre [AMT] et de Génération Écologie, a appris de bonne source que l'État considérait que le Gers ne produisait que 1/3 de ce qu'il consomme d'où la nécessité que ce département soit un bon élève (peu d'habitants, contestations faibles) et développe de l'énergie (dont le méthane, mais aussi le photovoltaïque, l'éolien). Il suggère qu'un slogan publicitaire soit lancé qui pourrait réveiller les consciences et qui dirait : « Faites tout de suite évaluer votre maison car, avec le projet de méthanisation, elle ne vaudra plus rien demain ». A Sarrant, un projet de parc de panneaux photovoltaïques est prévu sur 50 hectares [à ce jour, on recense des projets connus sur plus de 600 ha de terres agricoles sur le département du Gers et ce n'est pas fini]. Alors que le Gers a une valeur (paysages, gastronomie), on est en train de le détruire : les AMT demandent un moratoire. Par ailleurs, sont prévus dans le Gers, un centre de tri des déchets à Masseube, et un parc photovoltaïque à Haget, tous deux vivement contestés.

Les gros de l'agro{{}}

Sylvie Colas, paysanne installée en polyculture-élevage, porte-parole de la Confédération Paysanne du Gers, secrétaire nationale de la Conf', considère qu'être paysan ce n'est pas se plier aux industriels qui visent non pas la qualité mais la quantité et le profit : pour eux, tous les coups sont permis. Ils accaparent le foncier et, malheureusement, ils trouvent des agriculteurs pour se compromettre, tandis que des petits paysans finissent avec des pensions de retraite misérables. La Bretagne vit sous la pression des gros de l'agriculture industrielle (cf. le livre de Nicolas Legendre, Silence dans les champs). Aujourd'hui, les artisans n'ont plus le droit de s'installer n'importe où mais pour les méthaniseurs, pas de restrictions, sous prétexte que cela relève du statut agricole. Il y a eu deux accidents dans le Gers, dont un en janvier : un hangar stockant du maïs broyé pour la méthanisation a brûlé. C'est très dangereux et les pompiers ne sont ni préparés ni équipés pour ce type d'incendie. Un jour, il pourrait y avoir en France un accident mortel. Des maires s'inquiètent car des administrés leur demandent des comptes. Des dissensions éclatent dans les villages à propos des projets d'installation.

Sur l'exploitation de M. Rousseau, le patron de la FNSEA, il a été constaté 18 anomalies. Aujourd'hui, pour la moindre petite véranda, il faut effectuer une déclaration compliquée, mais une installation inesthétique de méthaniseur ne pose aucun problème. C'est le deux poids deux mesures qu'on retrouve aussi dans le traitement politique et policier des manifestations. On a vu qu'avoir de gros tracteurs facilite la réception par le ministre, alors que, pour un seul communiqué, la Confédération se fait incendier par le gouvernement.

Elle rappelle les combats anciens menés dans le Gers (sur les OGM il y a 20 ans, lutte qui rassembla un soir 1000 personnes, les mobilisations contre les méga-fermes de poulets comme à Lannepax). Elle parle de « force et de fidélité », et aussi de fractures entre agriculteurs : des installations de production de méthane prévoient 1000 hectares. Les citoyens ne veulent pas payer le bio, trop cher, on les comprend car ils ont déjà payé pour financer le modèle de l'agriculture industrielle qui détruit la santé, les retraites, les écoles communales. Question politique par excellence. Le premier ministre, Gabriel Attal, a déclaré la guerre à l'agriculture paysanne en baissant les normes. Pour les rapprocher de l'Espagne et niveler dans le sens du poil (suppression des taxes sur la pollution des méthaniseurs). Attal propose une agriculture d'il y a 40 ans, et autorise l'étiquetage de la viande de synthèse (c'est déjà le cas en volailles, bientôt en bovins). Quant à la réforme de France Travail, Sylvie annonce que des agriculteurs au RSA ont reçu leur première lettre leur demandant d'effectuer 15 heures au service de la collectivité alors qu'ils ont leurs champs à semer, leur jardin à cultiver.

Sylvie Colas remercie Fabienne Lasportes pour son engagement contre les méthaniseurs. Elle regrette que GRDF et la Chambre d'agriculture invitée n'étaient pas là. Ces interventions sont suivies d'une discussion avec Alain Duffourg, sénateur Union centriste, qui confie qu'il n'est favorable ni aux parcs photovoltaïques ni aux gros méthaniseurs.

M'inspirant de propos tenus par Noémie Calais, éleveuse de porcs noirs bio dans le Gers, co-autrice de Plutôt nourrir, je crois que l'on peut poser ainsi la question : qu'est-ce qui est moderne aujourd'hui ? Monter des structures type mégaméthaniseurs qui vont enfermer les agriculteurs dans des systèmes de production intensifs pour les années à venir, en les rendant dépendants et fragiles face aux aléas climatiques qui ne vont faire que s'aggraver ? Ou bosser tous ensemble à la résilience de nos territoires, en favorisant l'agriculture nourricière, en installant des paysans nombreux, en favorisant les interactions sol-végétaux-animaux ?

***

Illustration 16

. Collectif National Vigilance Méthanisation canal historique : site ici et page Facebook ici. Définition de la méthanisation. Observations sur la méthanisation en général.

. Facebook ABIVIA : ici.

. La méthanisation est-elle compatible avec l'agriculture paysanne ?, par la Confédération Paysanne (4 pages).

. Voir la série d'articles sur Médiapart La méthanisation agricole, un or vert pas si vertueux (septembre 2022).

. La méthanisation, stade suprême de l'agriculture industrielle, par Claire Lecoeuvre, dans Le Monde diplomatique de décembre 2022 : description sur deux pages de l'évolution du phénomène accélérée par la rupture des approvisionnements en gaz provenant de Russie. Entre les prévisions de production citées et ce que j'évoque dans cet article, on mesure à quelle vitesse elles évoluent. Claire Lecoeuvre décrit comment le dispositif de l'Etat tend à privilégier les grosses installations. Elle évoque les substrats non agricoles accentuant le danger des digestats. Elle critique une agriculture industrielle qui pour se sauver se livre à une industrialisation pire encore, avec dommages sur l'environnement. Elle décrit des petites installations (plus précisément en Occitanie, comme en Ariège, avec méthaniseur en voie séche et discontinue).

. Voir site de Picojoule, installé à Ramonville Saint-Agne (31), qui propose une petite micro-méthanisation.

. Biogas or Bull.

. Non à la méthanisation collective dans la vallée d'Osse et du Lizet (Gers), film proposé par l'association ABIVIA Gers, membre du Collectif national de vigilance méthanisation canal historique, réalisé par Laurent Lainé, avec la voix de Jean Fornerod (4mn54).

Le blog Social en question est consacré aux questions sociales et à leur traitement politique et médiatique. Parcours et démarche : ici et là. 'Chroniqueur militant'. Et bilan au n° 700 et au n° 600.

Contact : yves.faucoup.mediapart@free.fr ; Lien avec ma page Facebook ; Tweeter : @YvesFaucoup - Ce blog est personnel, la rédaction n'est pas à l'origine de ses contenus.

Source : https://blogs.mediapart.fr/yves-faucoup/blog/270224/la-face-cachee-de-la-methanisation

Retour au début du sommaire

Le biogaz à l'honneur à l'Expo Universelle d'Osaka au Japon - 10/05/2025 - La rédaction document ‘gaz-mobilite.fr' Energie

Le biogaz à l'honneur à l'Expo Universelle d'Osaka

Evènement - Journée poids lourds BioGNV

https://www.gaz-mobilite.fr/img/agenda/20250325160709.jpg

Le 15 mai 2025 sur le circuit de Dreux, dans l'Ouest Parisien, GRDF et ses partenaires vous invitent à une journée consacrée aux poids lourds BioGNV.
Un évènement associant ateliers thématiques, networking et essais dynamiques sur piste.

Le Japon présente à l'Exposition universelle d'Osaka 2025 un pavillon circulaire et autosuffisant, centré sur la durabilité, le réemploi et les énergies renouvelables. {{}}

Une architecture inspirée du vivant{{}}

Le Japon dévoile une vision inédite de son pavillon pour l'Exposition universelle d'Osaka 2025 (13.04 – 13.10.25)=. Imaginée par l'agence Nikken Sekkei et le designer Oki Sato, la structure est pensée comme un organisme vivant, en constante transformation.
_
Prenant la forme d'un anneau monumental, le bâtiment est composé de bois lamellé-croisé empilé en strates semi-transparentes.
_
« Notre objectif était de créer un pavillon véritablement vivant, qui incarne la circulation et le renouvellement de manière tangible », explique Oki Sato.

L'économie circulaire au cœur du projet{{}}

Le pavillon met en scène une économie circulaire à travers différents éléments : eau, énergie, matières organiques et algues. Ces ressources sont réutilisées sous diverses formes, parfois surprenantes. Les algues, par exemple, sont intégrées dans le mobilier, les œuvres exposées ou les produits alimentaires présentés.
_
Une installation met en lumière le processus de méthanisation. Les déchets alimentaires produits sur le site de l'Expo — environ une tonne par jour — seront collectés par des camions électriques, puis transformés en biogaz directement dans le pavillon. Ce gaz servira à alimenter une partie du bâtiment.

https://www.gaz-mobilite.fr/img/images/japan-osaka-expo-2025-02.jpg

Une vie après l'exposition
Conçu dès l'origine comme une structure temporaire réutilisable, le pavillon pourra être démonté à la fin de l'événement. Ses panneaux modulaires seront redistribués pour de futurs projets architecturaux à travers le Japon.

Japon Nous suivre sur Linkedin notre newsletter

Un média soutenu par ses partenaires - Si Gaz-Mobilite.fr vous informe gratuitement et sans publicité sur toute l'actualité de la filière GNV, c'est grâce au soutien d'une quarantaine de partenaires. Découvrir nos partenaires - Vous souhaitez nous soutenir ? - Rejoignez nos partenaires !

A lire également :

Ce moteur de fusée carbure à la bouse de vache 23/12/2023

Feu vert pour le vraquier bicarburation GNL de Tsuneishi Shipbuilding 01/05/2021

En complément de l'hydrogène, le Japon mise sur le GNL 18/03/2021

Le Japon et l'Indonésie s'allient pour développer le GNV à Jakarta 23/12/2017

Bas du formulaire

A propos de Gaz-Mobilite.fr - Gaz-mobilite.fr est un site d'information dédié aux véhicules fonctionnant au gaz : GNV, GNL et GPL... sans oublier l'enjeu du développement du biogaz.
Objectif : informer grand public, professionnels et collectivités sur les initiatives et nouveautés de la filière gaz dans le secteur des transports à travers un suivi de l'actualité française et internationale et des interviews réalisées avec les différents acteurs engagés.

Dans le domaine des stations GNV et GNL, Gaz-Mobilité édite également une cartographie des infrastructures présentes et à venir sur le sol français.

A propos Nous contacter

Source : https://www.gaz-mobilite.fr/actus/biogaz-honneur-expo-universelle-osaka-4168.html

Retour au début du sommaire

Biogaz : la France en produit plus malgré un ralentissement des nouvelles installations - Par Ugo PETRUZZI - Publié le 18 avril 2025 – Document ‘revolution-energetique.com' Biomasse

Photo de l'auteur

https://cdn.revolution-energetique.com/cdn-cgi/image/width=3840/https:/cdn.revolution-energetique.com/uploads/2025/04/methaniseur-getty-modif-par-re.jpgIllustration : Getty, modifiée par RE.

Alors que les nouvelles installations de biogaz ralentissent, la production de biométhane injecté en France a pourtant enregistré une hausse de 27 % en 2024, relève le lobby du gaz.

D'après le 10ᵉ panorama des gaz renouvelables, publié début avril par le Syndicat des énergies renouvelables (SER), GRDF, Gaz et Territoires, Teréga et Natran, 11,6 térawattheures (TWh) ont été injectés dans les réseaux, contre 9,1 TWh en 2023. Ce volume représente 3,2 % de la consommation nationale de gaz naturel, l'équivalent énergétique de 756 000 foyers ou 40 000 camions et bus roulant au biogaz.

Cette progression s'explique par la montée en puissance des unités produisant déjà du biogaz, plutôt que par l'arrivée de nouveaux sites. Seules 79 nouvelles installations ont été mises en service en 2024, contre 139 en 2023, 149 en 2022 et 151 en 2021. Le niveau d'installation de nouveaux sites producteurs est similaire à celui de 2019. Le parc total atteint 731 sites en service, tous alimentés par des biodéchets agricoles, agroalimentaires, ménagers ou issus de stations d'épuration.

Un appel à maintenir les subventions pour les petits projets{{}}

Le ralentissement vient de plusieurs facteurs : la révision à la baisse des tarifs d'achat en 2020, les crises, sanitaire et énergétique successives, mais aussi les contraintes réglementaires, comme la loi Zéro artificialisation nette (ZAN) qui freine, selon le lobby, le développement de nouvelles installations en zone rurale ou périurbaine.

Dans ce rapport, le lobby du biogaz, secteur qui emploie environ 7 500 personnes, alerte sur la nécessité de maintenir un soutien public notamment pour les petits projets de moins de 25 GWh/an afin de mailler finement le territoire. Elle propose également de mettre en place des aides directes à la consommation de gaz renouvelable pour stimuler la demande, dans un contexte de prix du gaz fluctuant et encore peu favorable au biométhane.

Côté objectifs, la prudence est de mise{{}}

Côté perspectives, les professionnels saluent l'objectif intermédiaire de 44 térawattheures (TWh) d'ici 2030 inscrit dans la future PPE (Programmation pluriannuelle de l'énergie) actuellement en discussion au Parlement. Mais ces derniers trouvent que le cap de 79 TWh pour 2035 « manque clairement d'ambition », auprès de l'AFP.

Autre point de vigilance : l'oubli persistant des technologies complémentaires comme la pyrogazéification ou la méthanation qui permettent de valoriser d'autres types de déchets ou de coupler la production de gaz renouvelable à l'hydrogène et à la capture de CO₂.

Biomasse

Des infos qui vous rechargent à bloc !- Par Ugo PETRUZZI - Notre Newsletter Ne ratez plus les dernières actualités énergetiques S'inscrire gratuitement

Nos autres articles sur le sujet biomasse - Entreprises Actualité Tests Reportages

Source : https://www.revolution-energetique.com/actus/biogaz-la-france-en-produit-plus-malgre-un-ralentissement-des-nouvelles-installations/

Retour au début du sommaire

France - Le soutien au développement du biogaz d'après la Cour des comptes - 06 mars 2025{{}}
Alors que la France s'est fixée l'objectif de ne plus recourir au gaz naturel fossile en 2050, le biogaz constitue un levier majeur pour permettre cette transition. De plus, la crise des prix de l'énergie de 2021 à 2023 a mis en évidence l'intérêt du biogaz pour la sécurité d'approvisionnement en énergie.

Le biogaz est un mélange gazeux composé essentiellement de méthane et de dioxyde de carbone produit grâce à la méthanisation (fermentation de matières et déchets organiques). Il permet la production d'électricité, de chaleur et, lorsqu'il est épuré, de biométhane injecté dans le réseau de gaz naturel.

Enfin, outre le biogaz, la méthanisation produit une matière, le digestat, qui peut servir de fertilisant agricole et se substituer aux engrais minéraux produits à partir d'énergie fossile. Les politiques publiques menées jusqu'à aujourd'hui ont permis, au moyen d'importants fonds publics, le développement de cette énergie renouvelable.

Fin 2023, la France comptait 1 911 unités de méthanisation, principalement agricoles et de petite ou moyenne taille, délivrant une production totale d'énergie de près de 12 TWh de gaz et d'électricité (hors production de chaleur).

La France s'est fixée l'objectif de quadrupler la production de biogaz d'ici à 2030 (50 TWh), selon le projet de prochaine programmation pluriannuelle de l'énergie. Eu égard à cette ambition, la politique publique de soutien au biogaz fait désormais face à de nombreux défis : maîtriser la dépense publique et le prix pour le consommateur, garantir la disponibilité de la biomasse nécessaire à la production de biogaz et permettre un partage équilibré avec le monde agricole de la valeur issue de la production.

Rapport Lire le document (PDF - 8 MB)

Synthèse Lire le document {{}}

Communiqué

Lire le document (PDF - 234 Ko)

Source : https://www.ccomptes.fr/fr/publications/le-soutien-au-developpement-du-biogaz

Retour au début du sommaire

Retour au début de l'introduction

Retour au début du Préambule

Retour au début du dossier

Collecte de documents et agencement, traduction, [compléments] et intégration de liens hypertextes par Jacques HALLARD, Ingénieur CNAM, consultant indépendant – 13/05/2025

Site ISIAS = Introduire les Sciences et les Intégrer dans des Alternatives Sociétales

Site : https://isias.info/

Adresse : 585 Chemin du Malpas 13940 Mollégès France

Courriel : jacques.hallard921@orange.fr

Fichier : ISIAS Energies Méthanisation Biogaz.7.docx

Yonnelautre.fr utilise le logiciel libre SPIP et le squelette Koinós. Pour s'inscrire à nos lettres d'info > https://yonnelautre.fr/spip.php?breve103

http://yonnelautre.fr/local/cache-vignettes/L160xH109/arton1769-a3646.jpg?1510324931

— -

Type d'hydrogène	Méthode de production	Source d'énergie utilisée	Impact environnemental	Caractéristiques
Hydrogène vert{{}}	Électrolyse de l'eau{{}}	Électricité renouvelable (solaire, éolien, hydroélectricité)	Aucune émission de CO₂ ; énergie propre	Le plus écologique. Utilisé dans la transition énergétique.
Hydrogène blanc{{}}	Extraction naturelle (génération géologique)	Processus géologiques naturels{{}}	Faibles émissions en fonction de la méthode d'extraction	Peut être extrait directement de la croûte terrestre par des processus géologiques.
Hydrogène rose{{}}	Électrolyse de l'eau{{}}	Électricité nucléaire{{}}	Faibles émissions ; dépend de la gestion des déchets nucléaires	Produit avec de l'électricité nucléaire, moins de CO₂ mais risque lié aux déchets radioactifs.

Critique principale	Hydrogène vert 🌱	Hydrogène blanc ⚪
Rendement énergétique	Faible	Inconnu / variable
Coût actuel	Élevé	Potentiellement bas
Maturité technologique	Moyenne	Faible
Cadre réglementaire	En cours	Quasi-inexistant
Acceptabilité sociale	Variable	À construire
Potentiel de décarbonation	Fort	Élevé mais incertain

L'hydrogène est souvent présenté comme le carburant du futur, une solution propre et durable pour répondre aux besoins énergétiques croissants de notre planète. Récemment, des découvertes en France ont suscité un vif intérêt dans la communauté scientifique et économique : d'importantes réserves d'hydrogène naturel pourraient y être exploitées. Ces réserves sont évaluées à 1 300 fois le PIB mondial, une estimation qui, si elle s'avère exacte, pourrait transformer la France en un acteur majeur du secteur énergétique. Dans cet article, nous explorerons l'impact potentiel de cette découverte, les défis associés à l'exploitation de l'hydrogène, et comment cela pourrait influencer l'économie mondiale et l'environnement. Un trésor caché sous nos pieds{{}} https://techguru.fr/wp-content/uploads/2025/01/natural-hydrogen_110322-1200x701.jpg i également connu sous le nom dihydrogène produit par des méthodes renouvelables est en train de devenir un pilier clé de la transition énergétique en France Ce gaz qui peut être extrait de sources telles que l'eau et les biomasses offre un potentiel immense pour réduire les émissions de carbone et soutenir une économie durable L'hydrogène naturel, également appelé hydrogène blanc, est un gaz qui se trouve naturellement dans le sous-sol terrestre. Contrairement à l'hydrogène produit industriellement, qui est souvent associé à des émissions de gaz à effet de serre, l'hydrogène naturel est une ressource propre et renouvelable. Les récentes découvertes en France d'importantes réserves d'hydrogène ont suscité un intérêt considérable. Ces réserves, apparemment vastes, pourraient représenter une nouvelle source d'énergie pour le pays et bien au-delà. Les scientifiques estiment que ces réserves pourraient contenir suffisamment d'hydrogène pour alimenter plusieurs pays pendant des décennies. Cela pourrait également réduire la dépendance de la France aux énergies fossiles et renforcer sa position en tant que leader dans la transition énergétique mondiale. Cette perspective offre un nouvel espoir pour la réduction des émissions de carbone et la lutte contre le changement climatique. Il est crucial de bien comprendre la localisation de ces réserves et la manière dont elles peuvent être exploitées efficacement. Des technologies innovantes devront être développées pour extraire cet hydrogène de manière rentable et durable. En outre, des études géologiques approfondies seront nécessaires pour évaluer l'étendue de ces réserves et leur potentiel réel. Les avantages économiques potentiels{{}} https://techguru.fr/wp-content/uploads/2025/01/daily-hydrogene-blanc-avenir.jpg L'hydrogène blanc produit à partir de sources renouvelables offre une solution prometteuse pour décarboner l'industrie et réduire les émissions de gaz à effet de serre en France Son développement pourrait également renforcer l'indépendance énergétique du pays et favoriser la transition vers une économie verte La découverte de ces réserves d'hydrogène pourrait avoir un impact économique majeur pour la France. Avec une ressource énergétique aussi précieuse, le pays pourrait réduire sa dépendance aux importations de pétrole et de gaz, améliorant ainsi sa balance commerciale. En outre, l'exploitation de l'hydrogène pourrait créer de nombreux emplois dans des secteurs tels que l'extraction, le transport, et la distribution de l'énergie. Les exportations d'hydrogène pourraient également devenir une source importante de revenus pour la France. En étant l'un des premiers pays à exploiter cette ressource à grande échelle, la France pourrait se positionner comme un leader mondial dans la production et l'exportation d'hydrogène. Cela pourrait également attirer des investissements étrangers et stimuler l'innovation technologique dans le pays. Un autre avantage économique potentiel est la diversification du mix énergétique français. En intégrant l'hydrogène dans son bouquet énergétique, la France pourrait renforcer sa sécurité énergétique et réduire sa vulnérabilité aux fluctuations des prix du pétrole et du gaz. Cela pourrait également encourager le développement d'infrastructures de transport d'hydrogène, telles que des pipelines et des stations de ravitaillement, contribuant ainsi à une économie plus verte et plus résiliente. Les défis technologiques à surmonter{{}} Bien que la découverte d'hydrogène naturel en France soit prometteuse, elle s'accompagne de nombreux défis technologiques. L'un des principaux obstacles est le développement de technologies efficaces pour extraire et purifier cet hydrogène. Actuellement, l'extraction d'hydrogène naturel à grande échelle reste une entreprise complexe et coûteuse. Il est impératif d'innover pour développer des méthodes plus efficaces et abordables. Un autre défi est le stockage et le transport de l'hydrogène. En raison de sa faible densité énergétique, l'hydrogène doit être compressé ou liquéfié pour être transporté efficacement. Cela nécessite des infrastructures spécialisées et coûteuses, ce qui peut représenter un obstacle à grande échelle. Assurer la sécurité dans le transport et le stockage de l'hydrogène est également une préoccupation majeure, étant donné ses propriétés hautement inflammables. De plus, l'intégration de l'hydrogène dans les systèmes énergétiques existants nécessitera des adaptations technologiques substantielles. Les réseaux de distribution d'énergie devront être adaptés pour accueillir cette nouvelle source d'énergie, et des investissements importants seront nécessaires pour moderniser les infrastructures existantes. La recherche et le développement dans ces domaines seront essentiels pour surmonter ces défis et réaliser pleinement le potentiel de l'hydrogène naturel. Impact environnemental et transition énergétique{{}} L'exploitation de l'hydrogène naturel pourrait jouer un rôle crucial dans la transition énergétique mondiale. En tant qu'énergie propre, l'hydrogène produit peu ou pas d'émissions de carbone lorsqu'il est utilisé comme carburant. Cela pourrait contribuer de manière significative à la réduction des émissions de gaz à effet de serre et à l'atténuation du changement climatique. En remplaçant progressivement les combustibles fossiles par de l'hydrogène, la France pourrait réduire considérablement son empreinte carbone. Cela pourrait également encourager d'autres pays à adopter l'hydrogène comme source d'énergie, accélérant ainsi la transition énergétique mondiale. Le développement d'une économie de l'hydrogène pourrait également stimuler l'innovation dans les technologies renouvelables, telles que les énergies solaire et éolienne, en fournissant une solution de stockage et de transport pour ces sources d'énergie intermittentes.{{}} Toutefois, il est important de gérer soigneusement l'impact environnemental de l'extraction de l'hydrogène. Bien que l'hydrogène lui-même soit propre, les méthodes d'extraction peuvent avoir des effets sur l'environnement local, tels que la perturbation des écosystèmes et la consommation d'eau. Une évaluation environnementale rigoureuse sera nécessaire pour minimiser ces impacts et garantir que l'exploitation de l'hydrogène est durable à long terme. Les implications géopolitiques{{}} La découverte et l'exploitation de réserves d'hydrogène en France pourraient avoir des implications géopolitiques significatives. En devenant un leader dans la production d'hydrogène, la France pourrait renforcer sa position sur la scène internationale. Cela pourrait également modifier les relations énergétiques mondiales, en réduisant la dépendance aux pays producteurs de pétrole et en rééquilibrant le pouvoir géopolitique.	Pays	Production d'hydrogène (estimée)	Impact géopolitique potentiel
France{{}}	1 300 fois le PIB mondial	Leader mondial potentiel
États-Unis{{}}	Dépendant des importations	Partenaire stratégique
Chine{{}}	En développement	Rivalité énergétique

La récente découverte de réserves massives d'hydrogène naturel en France ouvre la voie à un changement radical dans la production d'énergie propre. Sous le sol de Folschviller, dans la région de la Moselle, des chercheurs ont mis au jour un gisement impressionnant de 46 millions de tonnes d'hydrogène blanc. Cette découverte pourrait transformer les stratégies énergétiques mondiales en offrant une nouvelle source de carburant sans carbone. Ce texte explore l'impact potentiel de cette découverte sur l'économie locale et mondiale, ainsi que ses implications pour l'avenir des énergies renouvelables. Un atout majeur pour l'énergie propre{{}} Depuis des années, l'industrie de l'hydrogène fait face à deux défis majeurs : le coût élevé de la production d'hydrogène vert et la pollution engendrée par l'hydrogène gris. L'hydrogène blanc, qui se trouve naturellement sous terre, pourrait bien être la solution tant attendue. Contrairement aux autres formes d'hydrogène, il ne nécessite pas de processus énergivores comme l'électrolyse, ni ne dépend des combustibles fossiles. Cette découverte pourrait annoncer le début d'une transformation majeure de la production d'énergie à l'échelle mondiale. Les pays qui dépendaient auparavant de technologies coûteuses pour produire de l'hydrogène pourraient se retrouver soudainement avec un approvisionnement naturel de ce carburant propre. Si d'autres gisements similaires existent, l'impact pourrait être considérable. Le Dr Jacques Pironon, l'un des scientifiques impliqués dans l'étude, a souligné l'importance de cette découverte : « Notre recherche suggère que l'hydrogène naturel pourrait être beaucoup plus abondant que ce que l'on pensait. Si nous pouvons trouver des moyens efficaces de l'extraire et de l'utiliser, nous pourrions disposer d'un nouvel outil puissant dans la lutte contre le changement climatique. » L'opportunité pour la France de mener la révolution de l'hydrogène{{}} La Lorraine, connue historiquement pour ses industries du charbon et de l'acier, se trouve maintenant au cœur d'une avancée énergétique majeure. Cette découverte offre à la France une occasion unique de s'imposer comme un leader de la production d'hydrogène blanc. Si ces réserves d'hydrogène sont bien développées, elles pourraient créer des milliers d'emplois et stimuler l'économie locale. Un gigantesque gisement d'hydrogène évalué à 92 milliards de dollars est découvert en France, le plus grand au monde Les experts estiment que l'exploitation de ces ressources pourrait renforcer la sécurité énergétique et réduire la dépendance aux combustibles fossiles importés. À l'échelle mondiale, le succès de la France dans l'extraction de l'hydrogène blanc pourrait inciter d'autres nations à effectuer leurs propres recherches géologiques. Le Dr Pironon a insisté sur l'importance de poursuivre la recherche : « Nous devons comprendre le potentiel complet de ces réservoirs d'hydrogène et développer des méthodes sûres et efficaces pour les extraire. » Alors que le monde se dirige vers des solutions énergétiques plus vertes, la découverte de l'hydrogène blanc en France pourrait marquer le début d'une nouvelle ère dans l'énergie durable. Impact économique et environnemental de la découverte{{}} La découverte de ce gisement d'hydrogène naturel pourrait avoir des conséquences économiques et environnementales profondes. Avec une valeur estimée à environ 92 milliards de dollars, ce trésor souterrain pourrait transformer l'économie régionale et nationale. En éliminant les émissions de CO₂ associées à la production d'hydrogène gris, cette ressource naturelle offre une solution énergétique propre et à faible coût. La France met la main sur la plus vaste réserve d'hydrogène au monde, avec une valeur de 92 milliards de dollars Un tableau démontre clairement l'impact potentiel de cette découverte :	Aspect	Impact
Création d'emplois	Des milliers de nouveaux emplois dans la région
Réduction des émissions de CO₂	Élimination complète des émissions liées à l'hydrogène gris
Économie régionale	Stimulation économique significative en Lorraine

ISIAS

"Pour une stratégie bas-carbone, l'aviation ne pourra pas se décarboner sans réduire son trafic - Faisabilité de la transition en vue de voler sans pétrole avec des carburants liquides non fossiles ou Sustainable Aviation Fuels (SAF) ?" par Jacques Hallard

"Trois technologies de stockage d'énergie sous forme de chaleur ou de froid sont à développer pour les bâtiments, les réseaux de chaleur et les centrales solaires : efficacité énergétique et énergies renouvelables" par Jacques Hallard

"L'hydrogène vert (ou bas carbone) peine à émerger et il réchauffe aussi la Planète - Evaluation des ressources et des usages de l'hydrogène pur en France en 2024 – Actualités et critiques sur la filière" par Jacques Hallard

"Biocarburants ou agrocarburants au fil des générations successives : mythe des “biocarburants avancés” qui, malgré de nombreuses technologies variées, émettent plus de CO2 que les carburants fossiles qu'ils auraient dû remplacer" par Jacques Hallard

Supercarburant

Teneurs en éthanol pur

Date mise à consommation

Compatibilité moteur

Supercarburants

Teneurs en ETBE

2023

2028

Génération

Ressources principales

Avantages / Limites

Exemples / état actuel

Type de biomasse / origine

Exemples

Particularités

Procédé

Pour quelles ressources

Étapes principales / principes

Avantages / défis

Pays / zone

Valeur / volumes récents

Taux d'incorporation / cible

Opérateurs majeurs & remarques

"Notre avenir énergétique dépend de l'efficacité énergétique, des énergies renouvelables et de la réduction des émissions de CO2 : l'électricité, le chauffage et la mobilité doivent être reliés en un système intégré intelligent" par Jacques Hallard

Approche

Objectif principal

Ce qu'elle optimise

Exemple d'indicateur

"Comparaison des motorisations : gaz naturel liquéfié (GNL) d'origine fossile ou biogaz liquide (bio-GNL) traité ou biométhane pur (CH4), BEV (Véhicules 100 % électriques), pile à combustible à hydrogène, hydrogène vert" par Jacques Hallard

Critère / Technologie

Diesel (référence)

GNL fossile

Bio-LNG (100% biométhane liquéfié)

BEV (battery electric)

H₂ (pile à combustible, H₂ vert)

Critère / Technologie

Diesel (référence)

GNL fossile

Bio-LNG (100% biométhane liquéfié)

BEV (battery electric)

H₂ (pile à combustible, H₂ vert)

"Doutes sur la filière hydrogène qui peine à décoller mais les recherches et technologies innovantes sont actives, notamment avec l'hydrogène vert ; toutefois des sites d'info sont bidonnés avec de l'IA pour l'hydrogène blanc" par Jacques Hallard

En bref :

En bref :

Pays

Production d'hydrogène (estimée)

Impact géopolitique potentiel

En bref :

Aspect

Impact

En bref :

En bref :

"L'hydrogène : seulement pour faire de l'acier et des engrais azotés (Jancovici), néanmoins engouement géopolitique, avancées technologiques pour l'hydrogène ‘vert' et énormes ressources probables d'hydrogène ‘blanc'" par Jacques Hallard

Secteur

Avantages de l'hydrogène

"Le discours trompeur pour la transition énergétique avec les « couleurs » de l'hydrogène : du narratif plus que du réalisme dans une filière qui se construit avec un optimisme collectif (durabilité, innovation, circularité, autonomie)" par Jacques Hallard

Type d'hydrogène

Méthode de production

Source d'énergie utilisée

Impact environnemental

Caractéristiques

Critique principale

Hydrogène vert 🌱

Hydrogène blanc ⚪

"Méthanisation : un processus qui permet de produire du biogaz à partir de la fermentation de déchets organiques pour les transitions énergétique et agricole : rappels et actualisation en France et dans le monde" par Jacques Hallard

Teneurs en
éthanol pur