Picdelamirand-oil
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Si on se contente de construire des centrales nucléaires pour remplacer l'électricité d'origine fossile et qu'on arrive à limiter les autres émissions au niveau actuel on a un graphique des émissions qui ressemble à ceci:
Avec une résultante pour le taux de CO2 dans l'atmosphère qui devient ceci:
Tandis que si on construit aussi les centrales qui permettent de produire des carburants de synthèse et qu'on arrive à limiter les autres émissions au niveau actuel on a un graphique des émissions qui ressemble à ceci:
Avec une résultante pour le taux de CO2 dans l'atmosphère qui devient ceci:
Bon ce n'est pas l'idéal, mais cela laisse un peu de temps pour trouver des améliorations.
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Alors maintenant je vais exploiter le tableau que j'ai posté ici:
L'idée est de faire la somme des carburants liquides dont on a besoin, de faire la somme des émissions de gaz carbonique rejetées par les installations industrielles et de les utiliser en priorité pour produire des carburants de synthèse. Les installations industrielles rejettent du gaz carbonique plus concentré que celui qui est dans l'air donc c'est plus intéressant de le récupérer, mais il faut voir si on couvre les besoins en carburant et quel est le volume de gaz carbonique que l'on peut éviter de rejeter.
D'abord le total de toutes les émission de CO2 est de 51300 Mt soit 51,3 Gt. Ce que l'on peut éviter c'est 10 Gt en remplaçant l'électricité d'origine fossile par de l'électricité nucléaire et 13,5 Gt de CO2 de récupération, soit 23,5 Gt au total.
Les besoins en carburants sont de 3580 G l de carburants.
Comme 1 t de gaz carbonique permet de produire 400 l de carburant 13,5 Gt permettent de produire 5400 Gl de carburant et on a donc presque 2000 G l excédentaire. Cela signifie qu'il faudra faire du stockage profond pour une partie du CO2 récupéré !
Il y a bien une incidence sur le CO2 rejeté dans l'atmosphère car on laisse en terre du pétrole naturel qui aurait été consommé si on avait pas produit du carburant de synthèse.
Il faut 4675 kwh pour produire 400l de carburant donc pour 3580 G l il faut 41841,250 Twh et comme un EPR produit 12,8 Twh par an il en faut 3269. Pour remplacer l'électricité d'origine fossile il faut produire 17000 Twh soit 1328 EPR. Le total nous fait donc 4600 EPR.
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Il y a 9 heures, Shorr kan a dit :
Tu as prospecté du coté des hydrures métalliques ?
Non j'avais pas regardé, j'ai regardé rapidement, je ne suis pas convaincu: ça peut marcher un jour, mais pour le moment ça me semble trop expérimental.
J'ai examiné l'idée d'avoir un processus relativement simple dans un véhicule complété par un processus plus complexe dans l'industrie qui ferme le cycle. Pour moi ça ressemble à l'utilisation des hydrures métalliques et le cycle Iode-Soufre qui est assez complexe du point de vue chimique m'avait séduit. Il semble avoir été prouvé du point de vue de la viabilité. Les réactions chimiques qui le caractérisent sont les suivantes :
(1) 9 I2 + SO2 + 16 H2O→ (2HI + 10H2O + 8I2) + (H2SO4 + 4H2O) -- [120°C]
(2) 2 HI → H2 + I2 -- [220-330°C]
(3) H2SO4 → SO2 + H2O + ½ O2 -- [850°C]
La réaction (2) qui est légèrement endothermique pourrait être réalisée dans un véhicule. Il suffirait de chauffer l’hydrure d’iode jusqu’à la température requise pour produire l’hydrogène nécessaire à la propulsion. On récupèrerait alors le di-iode (I2) pour le recycler.
La faisabilité industrielle semble avoir été prouvée par le japon qui a construit une unité pilote sur ce principe [H. Nakajima, K. Ikenoya, K. Onuki et al. – “Closed-Cycle Continuous Hydrogen Production Test by Thermochemical S_I Process”, Kagaku Kogaku Ronbunshu, 24 (1998) 352 (en Japonais)].Ce procédé ne nécessite pas d'électrolyse et donc évite les pertes dues au passage de la chaleur à l’électricité. C’est un des procédés qui serait compatible avec l’utilisation directe de la chaleur d’un réacteur nucléaire. Il peut aussi utiliser la chaleur d’un four solaire.
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Alors maintenant je vais essayer de suivre ce que j'avais préconisé ici:
Je mets ce post pour pouvoir le retrouver facilement dans les prochains jours quand j'en aurai besoin.
Et puis je stocke aussi un document sur le captage du CO2
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il y a 18 minutes, Benoitleg a dit :
Il faudra assurer pour la fiabilité. Le parc actuel de centrales nucléaires (plus de 450) a donné lieu à deux accidents graves et avec 4000 centrales, on peut supposer 15 événements comparables sur cette base. Quant on voit l’effet de deux accidents sur l’opinion, 15… La fiabilité devra vraiment être au rendez-vous.
Je suis entièrement d'accord il faut au minimum augmenter la sécurité d'un facteur de 10 et plutôt 30. On peut améliorer la conception des centrales de ce point de vue, et les procédures d'exploitation ainsi que l'entraînement des opérateurs. Je crois que c'est déjà engagé avec l'EPR pour la conception, mais on peut certainement faire encore mieux. pour les procédures chaque accident nous a permis de nous améliorer mais il faut lutter contre la perte de compétence. Tout cela est coûteux mais il ne faut pas lésiner. De toute façon le coût de mon plan est important, mais bien moins que le coût de ne rien faire.
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On voit que même si l'assertion "il faut 5 kwh d'énergie pour produire 1 kwh de carburant" est sans doute vraie, il s'agit de 5 kwh thermique et non pas électrique car les 400 l de carburant peuvent générer à peu près 4000 kwh d'énergie thermique qui se comparent aux 4675 kwh électrique que l'on a consommé pour leur production. L'énergie supplémentaire nécessaire vient de la cogénération qui est possible avec une centrale nucléaire car celle ci gaspille les 2/3 de la chaleur produite par la réaction nucléaire.
Par contre si on compare les énergies mécaniques que l'on peu extraire de ces valeurs on aura de grandes différences car on aura un rendement de 90 % avec l'énergie électrique et de seulement 30 % avec le carburant soit 4207 kwh mécanique et 1200 kwh mécanique, on perd donc 71,5 % de l'énergie mécanique que l'électricité pourrait générer.
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Pour produire du carburant synthétique on utilise une installation du genre Fischer-Tropsch mais au lieu de commencer la réaction par l'équation classique :
(2n+1)H2 + nCO ---> CnH2n+2 +nH2O (équation 1)
On a plutôt :
(3n+1)H2 + nCO2 ---> CnH2n+2 +2nH2O (équation 2)
Il est bien évident que pour que la réaction ait lieu il faut rajouter de l'énergie, mais c'est le but de l'exercice d'arriver à stocker de l'énergie nucléaire sous forme de carburant tout en évitant de rajouter du gaz carbonique dans l'atmosphère.
Normalement une installation de type Fischer-Tropsch qui traite naturellement l'équation (1) devrait pouvoir traiter l'équation (2) moyennant quelques réglages, ce fait semble démontré par une expérience pilote rapporté dans le document "Panorama des voies de valorisation du CO2" de l'ADME § 2.1.4 de sa partie hydrogénation du CO2.
On pourrait aussi se ramener à l'équation 1 par les étapes suivantes:Avec un catalyseur à l'oxyde de nickel on fait la Méthanisation classique :
CO2 + 4H2 ---> CH4 +2H2O (équation 3) (Procédé Sabatier)
Avec des catalyseurs courant comme le fer et le cobalt :
CH4 + 1/2O2 ----> 2H2+CO (équation 4)
Réaction facile à mettre en œuvre car l'électrolyse de l'eau nous permet de disposer d'oxygène pur.
On peut ensuite mettre en œuvre l'équation 1 du procédé Fischer-Tropsch classique.Pour une tonne de CO2 c'est-à-dire pour 273 kg de carbone, il faudra 45,5 kg d'hydrogène pour produire 318,5 kg de combustible et en plus 91 kg de H2 pour éliminer l'oxygène du CO2 le tout consommera 6675 kWh avec un procédé classique d'électrolyse. Mais le CEA Liten développe un électrolyseur à haute pression et haute température qui économise 30% d'énergie.
Il nous faudra donc 4675 kwh pour produire 319 kg de combustible, c'est à dire 400 l à partir d'une tonne de CO2.
L'énergie nécessaire pour avoir une température de 150° en entrée de l'électrolyseur résulte de l'utilisation de la vapeur qui est à 7-800° en entrée de la turbine qui produit de l'électricité dans la centrale nucléaire et qui sort à 280° de cette turbine. De même l'énergie nécessaire pour que les réactions chimiques se produisent (et qui est thermique) est obtenue par cogénération et ne coûte rien en terme de consommation électrique.
Chatgpt me dit:
CitationEn général, la vapeur qui sort de la turbine d'une centrale nucléaire a une température d'environ 280°C et une pression d'environ 6,5 MPa. Cette vapeur est ensuite dirigée vers un échangeur de chaleur où elle est refroidie et condensée en eau liquide, qui est renvoyée vers le circuit de refroidissement pour être réutilisée dans le processus de production d'électricité.
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Il y a 5 heures, herciv a dit :
Tes résultats seront encore plus favorable si cette durée est de 80 ans, qui est plausible.
Ca je le garde pour tous les imprévus et pour tout ce à quoi je n'ai pas pensé.
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Il y a 4 heures, clem200 a dit :
Pour le moment c'est plutôt franco français et uniquement basé sur la production d'énergie du coup ^^
Oui, il n'y a que la France qui a une expérience qui ressemble un peu à l'effort qu'il faudrait faire avec une durée conforme à l'urgence de la situation. Par exemple on verra que pour le monde il faudrait construire 4000 EPR ou leur équivalent et que la part de la France dans cet effort doit être de 100 EPR. Or on a l'expérience de la construction de 54 réacteurs en une vingtaine d'années, ce qui est proche du nouveau défi. Donc je donnerais des chiffres mondiaux, mais l'exemple de la France me servira beaucoup pour juger de la faisabilité, parce que des chiffres mondiaux, on n'est pas habitué, le monde est grand, cela veut dire qu'il y a beaucoup de projets qui peuvent être lancés en parallèle, même la Chine a une dimension à laquelle on est pas habitué: en Chine on construit une grosse centrale au charbon toute les semaines....
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A titre de vérification de mes chiffres j'ai fait un petit calcul de coin de table sur le coût acceptable d'un EPR:
- les coûts d'opération représente 22% du coût de l'électricité
- Il reste donc 23,4 € pour rembourser la centrale
- Un EPR doit produire 12,8 Twh par an pendant 40 ans ce qui fait des ventes de € 11,980 Milliards qui doivent rembourser l'investissement y compris les frais financiers, la déconstruction etc...
- Avec un plan de construction massif il est probable que les premiers seront un peu cher mais que le 100-ème permettra de se rattraper.
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Prix du kwh nucléaire en France
J'ai utilisé Chat GPT pour déterminer ce prix, je vous reproduit les parties les plus intéressantes:
Quel est le coût de vente imposé par l'état à EDF, pour son électricité nucléaire historique ?
En France, l'Etat impose un tarif réglementé de vente (TRV) à EDF pour l'électricité nucléaire historique. Ce tarif est fixé par les pouvoirs publics et est destiné à couvrir les coûts de production de l'électricité nucléaire ainsi qu'à permettre à EDF de réaliser une marge bénéficiaire.
Le TRV est actuellement fixé à 42 euros/MWh pour l'électricité nucléaire produite par les centrales nucléaires d'EDF en France. Ce tarif est fixé pour une période de quatre ans et est révisé tous les ans pour prendre en compte l'inflation et les évolutions des coûts de production.
[...]
Mais l'état ne peut pas imposer la vente à perte à une entreprise privée, ce serait inconstitutionnel, donc ce prix doit tenir compte des coûts de construction, d'exploitation et de maintenance des centrales nucléaires, ainsi que les coûts de traitement des déchets nucléaires.
Vous avez tout à fait raison. En effet, l'Etat ne peut pas imposer la vente à perte à une entreprise privée, et le tarif réglementé de vente (TRV) imposé à EDF pour son électricité nucléaire historique tient compte des coûts de production de l'électricité nucléaire, y compris les coûts de construction, d'exploitation et de maintenance des centrales nucléaires, ainsi que les coûts de traitement des déchets nucléaires.
Le calcul du TRV est basé sur une méthode de coût complet qui prend en compte l'ensemble des coûts supportés par EDF
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Quelle est la part du coût de distribution dans le coût de l'électricité d'origine nucléaire en France ?
[...]
En général, le coût de distribution représente une partie relativement faible du coût total de l'électricité nucléaire en France. En effet, selon les chiffres publiés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) pour l'année 2020, le coût de distribution de l'électricité représente environ 10% du tarif réglementé de vente (TRV) de l'électricité nucléaire.
[...]
Quel est le chiffre d'affaire de RTE ?
Selon les données publiées par RTE dans son rapport annuel 2020, le chiffre d'affaires de RTE s'élevait à 5,98 milliards d'euros en 2020, en hausse de 1,5% par rapport à l'année précédente.
Quel a été la production en France d'EDF en 2020 ?
Selon les données publiées par EDF dans son rapport annuel 2020, la production d'électricité d'EDF en France s'est élevée à 385,9 térawattheures (TWh) en 2020. Cela représente une baisse de 3,3% par rapport à l'année précédente, principalement en raison d'une réduction de la production nucléaire.
En divisant le chiffre d'affaire de RTE par la production d'EDF (Que RTE distribue) je trouve un coût de distribution de 15,5 € le Mwh
[...]
Cependant, si l'on divise le chiffre d'affaires de RTE en 2020 (5,98 milliards d'euros) par la production d'électricité d'EDF en France en 2020 (385,9 TWh), on obtient un coût de distribution moyen d'environ 15,5 euros/MWh. Ce chiffre peut donner une indication du coût de transport de l'électricité nucléaire en France, mais il ne doit pas être considéré comme un chiffre précis pour tous les cas de figure, car il peut varier en fonction de nombreux paramètres.
Mais c'est bien plus que 10%, Par rapport au tarif réglementé de vente (TRV) de l'électricité nucléaire, cela représente 37 %, où est l'erreur?
Vous avez raison, je m'excuse pour la confusion. En divisant le chiffre d'affaires de RTE en 2020 (5,98 milliards d'euros) par la production d'électricité d'EDF en France en 2020 (385,9 TWh), on obtient un coût de transport moyen d'environ 15,5 euros/MWh, ce qui correspond à environ 37% du Tarif Réglementé de Vente (TRV) de l'électricité nucléaire en France en 2020.
Cela signifie que le coût de transport de l'électricité nucléaire représente une part importante du coût total de l'électricité nucléaire en France.
[...]
Ma conclusion
J'ai supprimé tous les arguments hors sujet que Chatgpt rajoute quand il arrive à une conclusion qui contredit le sentiment général.
Moi j'arrive à la conclusion que si on a un plan de construction massif de centrales nucléaires du genre 4 ou 5 par an (avec le plan Mesmer, on est monté à 7) et si parmi ces centrales il y en a qui sont dédiées à la production de carburant de synthèse, ce qui évite les coûts de distribution, on peut arriver à un coût de l'électricité de 30 € le Mwh.
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- C’est un message populaire.
- C’est un message populaire.
Introduction
Ce plan est clairement fondée sur l'énergie nucléaire, il me faudra plusieurs posts pour exposer tous les arguments, mais la possibilité même de décarboner l'économie mondiale est discutable, je considère que c'est avec l'énergie nucléaire que les contraintes sont les moins fortes, et pourtant on va voir qu'il faudrait prendre des décisions vraiment difficiles à faire accepter, la retraite à 64 ans, à coté c'est rien. Donc on pourra examiner d'autre plans et discuter des mérites relatifs de ceux ci, mais l'exposé factuel d'un plan est un moyen de prendre conscience de l'effort à fournir.
Mon plan vise à ne pas trop diminuer le PIB Mondial car ce serait une contrainte difficile à accepter, et comme il y a une relation très nette entre le PIB mondial et la consommation mondiale d'énergie, et encore plus nette entre le PIB mondial et la consommation mondiale de pétrole qui est l'énergie qui permet la mobilité et donc les échanges de biens et de personnes, l'énergie nucléaire sera utilisée le plus possible car elle est décarbonée, y compris pour produire des combustibles de synthèse, bien que cette production ait un mauvais rendement énergétique.
En effet, en première approximation il faudra 5 kwh electrique pour produire 1 kwh de carburant qui ensuite produira la même énergie mécanique que 0,3 kwh électrique.... Ceci dit, sauf dans les bornes de recharge, 1 kwh électrique est beaucoup moins cher qu'un kwh de carburant et c'est normal car un kwh de carburant est un réservoir d'énergie beaucoup plus compact qu'un kwh électrique, ce qui explique qu'on l'utilise pour la mobilité.
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Il y a 1 heure, LePetitCharles a dit :
Pu.... Le Scud à 5'05"
Dassault est définitivement une société à part. Un PDG du SBF120 qui se permet de mettre une claque pareil à un de ses actionnaires ... c'est rare.
C'est langue de bois: Airbus avait 46% donné par l'Etat Français au moment de la création de EADS, ce qui obligeait les Allemands à donner du Cash pour avoir la parité, un fond de pension Américain a exigé que ces actions soient vendues car aucun pouvoir n'était associé à ces actions puisque la famille Dassault avait 51%, EADS les a donc vendu et c'est principalement la société Dassault qui a racheté ses propres actions pour les détruire (la société a toujours beaucoup de cash disponible). Si Airbus vendait ses actions c'est encore Dassault qui les rachèterait et il n'y aurait pas plus de flottant, comme cela la famille Dassault décide de la valeur de l'action par ses ventes ou ses achats.
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il y a 49 minutes, Jarod a dit :
Chouette la partoche. L’année prochaine ca ne sera pas la même :P
Oui mais l'année d'après ce sera le triple.
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Discussion - conséquences
Le fait que toutes les discussions de la COP26 aient été basées sur des solutions fictives pour atténuer les effets du changement climatique est déjà alarmant en soi. Comment pouvons-nous faire confiance à un organe de direction qui a si peu de prise sur la réalité physique ?
Cependant, la plus grande inquiétude révélée par cette analyse est que la perpétuation du mythe de ces solutions permet de continuer à retarder les étapes nécessaires à une véritable atténuation. Les avions d'aujourd'hui sont comme des becs Bunsen : on met du combustible fossile à une extrémité et on obtient des émissions de gaz à effet de serre à l'autre. Pour parvenir à zéro émission d'ici à 2050, tous les avions doivent cesser de voler. Il en va de même pour les navires. Les ruminants crachent du méthane, quelle que soit leur alimentation, et nous devons donc cesser de les élever. Il n'existe actuellement aucune possibilité de produire du ciment sans émissions. Nous avons donc 28 ans pour reconfigurer l'industrie mondiale de la construction afin qu'elle fonctionne sans béton. Ces contraintes sont probablement temporaires - plus tard dans le siècle, si nous avons réduit les émissions au point de pouvoir survivre sans guerre, nous pourrons trouver de nouvelles solutions et disposer d'une offre élargie de néo-électricité pour soutenir les nouvelles solutions. Mais à court et à moyen terme, des restrictions spécifiques sont essentielles. La première condition pour bien vivre dans le cadre de ces restrictions est de reconnaître leur réalité. Aucune réalité de ce type n'est apparue lors de la COP26.
Il existe une voie plausible vers le développement des pays les plus pauvres et le maintien d'une qualité de vie élevée dans les économies développées. Mais certains aspects de la vie développée, et donc certaines aspirations au développement, doivent être différents. Nous pouvons vivre bien, mais nous n'aurons pas assez de néo-électricité, de CSC et de biomasse pour fournir des équivalents techniques à toutes les activités émettrices d'aujourd'hui. Ce n'est que lorsque nous aurons admis cette vérité que nous commencerons à élaborer des plans significatifs pour une réelle atténuation.
Les détails
Ce qui suit est un résumé des principales données utilisées pour élaborer le tableau 1. Nous vous invitons à examiner ces chiffres et à apporter des preuves supplémentaires afin d'affiner l'argumentation de ce blog, que nous continuerons à développer pour en faire un article soumis à un examen par les pairs dans une revue de haut niveau.
Émissions mondiales
Les proportions d'émissions présentées ici sont tirées du "World in Data" (https://ourworldindata.org/emissions-by-sector), qui donne les proportions en 2016. Ces proportions ont été multipliées par 51Gt CO2e, comme estimation des émissions de 2020, le chiffre pour l'aviation étant triplé selon l'excellent article des auteurs combinés du secteur de l'aviation du dernier rapport du GIEC (Lee et al., 2021), afin de tenir compte du forçage radiatif supplémentaire dû aux émissions libérées par les avions en altitude. La ventilation "Word in Data" sépare les émissions de processus de la chimie du ciment des émissions associées à la chaleur dans les fours à ciment, de sorte que le chiffre des émissions ici est le double des émissions chimiques, ce qui se rapproche de l'analyse de Bajzelj, Allwood et Cullen (2013). Le chiffre relatif aux "autres industries" correspond à la somme des secteurs de l'acier et du ciment, qui représentent environ la moitié de toutes les émissions industrielles.
Véhicules routiers et trains (diesel).
Valeur énergétique totale du pétrole utilisé (49,2 % de 169 EJ en 2019 pour les véhicules routiers, 0,8 % pour les trains) d'après les statistiques clés de l'énergie dans le monde de l'AIE, page 39. Contenu énergétique d'un litre d'essence/de diesel ~31MJ. À partir d'une tonne de biomasse, on peut extraire 320 litres de biocarburant (US DoE) 140-290 litres (DEFRA, 2019). La voiture moyenne en vente au Royaume-Uni nécessite soit 6 litres d'essence/100 km, soit 16-20 kWh/100 km. La même efficacité de conversion du diesel à l'électricité est supposée pour les trains. Les trains électriques sont couverts par la rubrique Électricité (émettrice) ci-dessous.
Transport maritime et aérien
Valeur énergétique totale du pétrole utilisé (6,7% de 169EJ en 2019 pour les navires, 8,6% pour l'aviation) d'après les statistiques clés de l'énergie dans le monde de l'AIE, page 39. Les mêmes conversions que ci-dessus sont utilisées pour le contenu énergétique des carburants et de la biomasse. La densité du carburéacteur est de 800g/litre et le coût de l'électricité du carburéacteur synthétique est de 24kWh/kg (Mearns, 2016), ce qui donne 19kWh/litre de carburant synthétique. On a supposé qu'il en était de même pour les carburants destinés à l'aviation et aux navires.
Électricité (émettrice)
Peut être remplacée soit par le CSC associé à la production d'électricité à partir de gaz ou de charbon (bien que le taux de captage réel soit inférieur à 100 %, de sorte que les émissions ne sont pas strictement nulles), soit par des sources non émettrices. L'analyse suppose que la totalité de l'offre existante doit être remplacée par de l'électricité non émettrice.
Électricité (sans émission)
Aucune analyse n'est nécessaire - voir la figure 1 pour la répartition.
Chauffage des locaux
On suppose qu'il s'agit de toutes les chaudières à gaz à l'échelle domestique. La consommation mondiale de gaz en 2018 est de 800 milliards de mètres cubes (IGU, 2020, figure 28), avec une densité énergétique de 11 kWh par mètre cube. La consommation annuelle moyenne d'une chaudière au Royaume-Uni est de 12 500 kWh de gaz, ce qui équivaut à 4 000 kWh de pompe à chaleur électrique.
Haut fourneau Acier
En 2020, la production mondiale d'acier était de 1 878 Mt d'acier brut, dont 73,2 % (= 1 373 Mt) produites dans des hauts fourneaux (WorldSteel, 2021). En supposant que toutes les émissions de l'acier proviennent des hauts fourneaux, ceux-ci pourraient être équipés de dispositifs de piégeage et de stockage du carbone (bien qu'avec un taux de captage inférieur à 100 %) ou être remplacés par la production d'hydrogène DRI+EAF. Le seul démonstrateur commercial de ce type en cours de construction, le procédé Hybritt en Suède, fait état d'un besoin en électricité de 3,5 MWh/tonne d'acier lorsque l'hydrogène est produit par électrolyse.
Ciment
Bien qu'il existe plusieurs options pour réduire (légèrement) les émissions du ciment, la seule option actuellement susceptible de permettre une production de ciment sans émissions est de reconstruire toutes les cimenteries et de les relier à des installations de captage et de stockage du carbone (CSC).
Autres industries
Ce secteur comprend le reste de la production de matériaux en vrac (en particulier les produits chimiques, les plastiques, le papier et l'aluminium) ainsi que toutes les activités de fabrication en aval. En guise d'approximation grossière, supposons que les émissions de la production d'acier et de ciment représentent la moitié de toutes les émissions industrielles, et que l'électricité nécessaire pour électrifier toute l'industrie restante est égale à celle nécessaire pour électrifier la production d'acier par haut-fourneau via le procédé Hybritt.
Déforestation
La COP26 a annoncé un engagement à mettre fin à la déforestation d'ici 2030, ce qui laisse supposer que cela fonctionne.
Engrais/riz/sol/cultures
Aucune mesure n'a été proposée pour traiter ces émissions, qui ne peuvent donc être traitées que par le captage direct de l'air.
Ruminants
Comme ci-dessus
Déchets
Le plus grand succès de la politique climatique britannique depuis 1990 a été de capturer et de brûler pour l'énergie les émissions de méthane dans les décharges, et l'on peut donc supposer que cette méthode se répand dans le monde entier pour éliminer toutes les émissions de déchets.
Captage direct de l'air
En l'absence de données transparentes sur ce processus, nous utilisons les chiffres de Faishi et al. (2019), sachant qu'il s'agit d'estimations théoriques et optimistes d'un groupe souhaitant promouvoir le captage direct de l'air. Leur étude d'une gamme d'options technologiques dans la figure 4 suggère environ ~2500kWh/t pour capturer un flux de CO2 de l'air. Celui-ci doit ensuite être capturé et stocké sous terre, ce pour quoi Faishi et al. ne fournissent aucune donnée. Supposons qu'un tiers de l'électricité produite par une centrale au gaz soit utilisé pour faire fonctionner le CSC (données anecdotiques), ce qui ajoute environ 1 500 kWh/t pour le stockage, soit des besoins totaux de 4 MWh/tonne pour le captage et le stockage direct dans l'air, plus une tonne de CSC par tonne captée.
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SUITE
L'historique de la capacité mondiale de CSC est présenté à la figure 2. Il convient de noter qu'il s'agit de la capacité et non de la capture réelle, car l'industrie ne révèle pas quelle fraction de la capacité est réellement utilisée. La quasi-totalité de la capacité est actuellement utilisée pour la récupération assistée du pétrole (Enhanced Oil Recovery), qui consiste à extraire davantage de combustibles fossiles du sol, ce qui entraîne une augmentation des émissions.
Figure 2 : Déploiement mondial du CSC (données fournies par le Global CCS Institute, financé par les compagnies pétrolières et gazières, principal groupe de pression en faveur du déploiement du CSC).
Le CSC ne fonctionne pas parfaitement - les estimations de la part du flux de dioxyde de carbone effectivement capturée varient entre 85 et 95 %, le reste étant toujours rejeté dans l'atmosphère. La figure montre que la capacité actuelle de captage et de stockage du dioxyde de carbone est de près de 40 millions de tonnes par an et qu'au cours de la dernière décennie, elle a augmenté à un rythme moyen de 1 million de tonnes par an.
La figure 3 donne un aperçu de l'utilisation actuelle des terres et des récoltes dans le monde. Il s'agit d'une figure plutôt chargée, utilisant des diagrammes de Sankey dans lesquels la largeur de chaque ligne est proportionnelle à la superficie des terres à gauche et au carbone (le principal composant de la biomasse sèche) à droite.
Figure 3 : Utilisation des terres et récolte de biomasse au niveau mondial (Bajzelj et al. 2014)
L'information clé à retenir de la figure 3, à partir de la ligne la plus en haut à droite, est que la récolte alimentaire totale de toute l'agriculture mondiale représente 100 kg de biomasse sèche (carbone) par personne (c'est-à-dire 0,7 Gt au total).
Afin d'estimer l'offre future d'électricité, de CSC et de biomasse, nous devons faire des hypothèses sur la manière dont l'offre se développera. Les secteurs historiques à fortes émissions qui ont dominé les discussions lors de la COP26 prétendront que l'offre augmentera de manière exponentielle, mais comme le montre la figure 1, cela ne se produit jamais dans la pratique. L'installation de nouveaux équipements de production d'énergie est complexe. Il s'agit non seulement d'un grand projet d'ingénierie, mais il faut également obtenir l'accord de la société sur le financement, l'emplacement, les droits fonciers et l'accès, la sécurité, le respect de la législation et de l'environnement, et dans de nombreux cas, il faut surmonter les pressions exercées par les solutions de remplacement en place. Si la centrale nucléaire britannique de Hinckley Point C ouvre en 2026 comme prévu actuellement, il aura fallu 22 ans entre l'engagement politique et l'exploitation. Le parc éolien offshore Hornsey 2 du Royaume-Uni aura mis 16 ans entre l'engagement politique et l'exploitation, lorsqu'il démarrera cette année.
Ces contraintes concernent des technologies connues - et sont très visibles au Royaume-Uni actuellement autour du site du réacteur nucléaire de Sizewell, où chaque village local est couvert d'affiches s'opposant à la construction d'un nouveau réacteur. Cependant, pour les nouvelles technologies - dont le CSC fait partie puisqu'il fonctionne à si petite échelle au niveau mondial - le déploiement est encore plus limité. Le gouvernement et le public veulent comprendre les risques liés aux nouvelles technologies, et il est difficile de prévoir comment ils réagiront au premier accident majeur - qui se produira inévitablement en raison d'une erreur humaine à un moment ou à un autre. L'histoire de l'énergie nucléaire en Allemagne et de la fracturation hydraulique au Royaume-Uni montre comment la résistance du public peut ralentir, voire stopper, le déploiement des technologies énergétiques.
L'excellent article de Vaclav Smil publié dans Science en 2014 démontre que toutes les transitions énergétiques mondiales passées se sont produites à un rythme linéaire, qui ne peut être prédit que lorsque chaque technologie atteint 5 % de l'échelle du marché sur lequel elle entre. Les technologies énergétiques ne sont pas comme les smartphones. Dans nos propres travaux, Sarah Nelson a examiné certains des pays qui ont introduit de nouvelles technologies énergétiques aussi rapidement que possible, et a constaté une limite similaire au rythme auquel elles sont adoptées, avec un long délai entre l'invention et le premier déploiement commercial à grande échelle.
Étant donné que le coût de l'absence d'atténuation du changement climatique est d'au moins un milliard de morts au cours de ce siècle, en raison de la famine dans les pays proches de l'équateur, il semble donc rationnel d'être plus prudent qu'excessivement optimiste quant à l'approvisionnement futur de ces trois ressources essentielles. Le taux de croissance linéaire observé au cours de la dernière décennie augmentera peut-être, mais sur la base de toutes les expériences passées, il est très difficile de croire qu'il augmentera de plus du double. Dans le cas de la biomasse, étant donné que la cause de la déforestation est l'expansion des terres agricoles pour la production alimentaire, il est rationnel de supposer que nous ne pouvons pas nous permettre une nouvelle expansion de la récolte de biomasse dans la recherche d'options d'atténuation du climat. Si de la biomasse doit être détournée pour la production d'énergie, elle ne devrait provenir que des économies réalisées dans la culture de fourrage, si/quand la consommation mondiale de viande de ruminants diminue.
Comparaison
Forts de l'analyse ci-dessus, nous pouvons maintenant analyser les discussions de la COP26. Chaque point carré de la figure 4 représente un plan d'atténuation complet, élaboré à partir de combinaisons des solutions du tableau 1, les axes indiquant les besoins mondiaux totaux en CSC et en néo-électricité. Il y a beaucoup de points car il y a beaucoup d'options : par exemple, si nous continuons à produire de l'électricité avec du charbon et du gaz, nous avons besoin d'une plus grande capacité de CSC, alors qu'alternativement nous pourrions remplacer les générations de combustibles fossiles par de la néo-électricité, ce qui nécessiterait moins de CSC.Figure 4 : L'espace des solutions pour l'atténuation du changement climatique discuté lors de la COP26
Les points bleus de la figure représentent les solutions les moins extrêmes. Les points verts supposent que le carburant des véhicules, qu'il s'agisse d'essence, de diesel ou de kérosène, est remplacé par du biocarburant, ce qui réduit la demande d'électricité et de CSC comme indiqué, mais impose un fardeau impossible aux plantes de la planète. Le seul remplacement du carburant d'aviation par du biokérosène nécessiterait une récolte supplémentaire de 200 kg par personne et par an, soit le double de notre production alimentaire totale. Si tous les carburants destinés aux transports étaient remplacés par des biocarburants, il faudrait récolter 1 600 kg supplémentaires par personne. Les points orange montrent le coût très élevé du déploiement de la capture directe de l'air pour permettre la poursuite des émissions. Cette approche augmente considérablement la demande d'électricité et de CSC.
Les lignes rouges en pointillés de la figure 4 montrent les approvisionnements mondiaux actuels en CSC et en néo-électricité. La capacité mondiale de CSC est si faible qu'elle n'a pas bougé de l'axe des ordonnées.
Sur la base des taux de croissance de la dernière décennie indiqués dans les figures 1 et 2, et en supposant que les taux de croissance ne devraient pas plus que doubler, les barres ombrées en violet donnent des fourchettes probables pour l'approvisionnement des deux ressources en 2050.
Le message clair de la figure 4 est que l'ensemble des discussions de la COP26 a porté sur des solutions qui ne pourront jamais être mises en œuvre. En revanche, le point jaune indique la solution proposée dans le rapport britannique FIRES Absolute Zero, qui décrit une voie vers une qualité de vie élevée sans CSC, sans demande supplémentaire de biomasse et en multipliant par 2,8 l'offre d'électricité.
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L'espace de solution discuté lors de la COP26 est irréalisable : comparaison de l'offre et de la demande pour les trois ressources à émission zéro
Introduction
Si les gouvernements en place et les entreprises fortement émettrices sont les principaux acteurs de la définition des voies à suivre pour atteindre zéro émission, ils ne prendront en considération que les options d'atténuation qui sont des substituts directs aux activités qui causent les émissions aujourd'hui. Leur objectif est que les mesures d'atténuation soient mises en œuvre de manière à ce que les électeurs/consommateurs ne s'en aperçoivent pas. Ainsi, l'aviation fossile sera remplacée par l'aviation "jet zéro" ; l'acier des hauts fourneaux sera remplacé par l'acier à l'hydrogène ; les émissions des ruminants, qui ne peuvent être évitées, doivent être contrées par des "technologies d'émissions négatives". Les discussions politiques de la COP26 n'ont envisagé que des solutions de ce type.
Si les activités émettrices d'aujourd'hui doivent être remplacées par des équivalents directs non émetteurs, nous ne disposons que de trois ressources : l'électricité non émettrice (produite par les énergies renouvelables, l'hydroélectricité ou la fission nucléaire) - que nous appellerons néo-électricité pour économiser les mots ; le captage et le stockage du carbone (CSC) pour prendre du dioxyde de carbone pur, le comprimer et le pomper à 2 ou 3 km sous terre pour le stocker à long terme dans des roches poreuses ; la biomasse. Chaque équivalent technologique des activités émettrices actuelles nécessite une ou plusieurs de ces trois ressources.
L'hydrogène n'existe pas à l'état natif - il doit être produit soit par le CSC, soit par l'électricité. Les technologies à émissions négatives telles que le captage direct de l'air doivent être alimentées par de l'électricité et connectées au CSC. (Le boisement ne présente qu'un avantage lent et relativement faible en termes d'émissions négatives). Toutes les options pour le "jet zéro" dépendent de l'électricité ou de la biomasse.
Alors que les gouvernements en place et les secteurs fortement émetteurs proclament leur engagement en faveur du "zéro net", nous devons poser une question comptable très simple : comment leur demande anticipée en électricité, en CSC et en biomasse se compare-t-elle à l'offre probable ?
Résultats
Nous ne savons pas comment la demande d'acier, d'avions ou de viande va croître. Nous allons donc comparer les ressources nécessaires pour remplacer les activités émettrices d'aujourd'hui avec l'offre actuelle des trois ressources clés. Nous examinerons ensuite les taux de croissance probables.
Demande prévue d'électricité, de CSC et de biomasse
Le tableau ci-dessous énumère les principales sources d'émissions mondiales actuelles, les traduit en unités physiques et indique les ressources requises par les principales options discutées lors de la COP26 pour les remplacer. Les données utilisées pour remplir ce tableau sont discutées ci-dessous, et je serais heureux de recevoir toute suggestion de données crédibles supplémentaires.
Table 1: The main technical options for mitigation discussed at COP26
Offre prévue d'électricité, de CSC et de biomasse
L'historique de la production mondiale d'électricité sans émissions est présenté dans la figure 1.
Figure 1 : Production mondiale d'électricité sans émissions depuis 1965 (données de BP Statistical Review of World Energy, 2021)
Depuis 2010, cette production augmente à un rythme de 350 TWh/an/an.
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Dans la continuité de 2021, l’année 2022 est une année historique en terme de prises de commandes, 21,0 Md€ (156 avions - 92 Rafale Export et 64 Falcon), qui nous permet d’afficher le carnet de commandes le plus important de l’histoire du Groupe : 35,0 Md€ (251 avions - 125 Rafale Export, 39 Rafale France et 87 Falcon). Le chiffre d’affaires s’est élevé à 6,9 Md€, nous avons livré 46 avions : 13 Rafale Export, 1 Rafale France et 32 Falcon. Enfin, concernant le SCAF, l’accord sur le lancement de la phase 1B du démonstrateur (étude détaillée de définition) fixe le rôle de Dassault Aviation comme maître d’œuvre architecte du New Generation Fighter (NGF). C’est une bonne nouvelle pour notre bureau d’études car cet accord préserve notre patrimoine intellectuel. Dans le domaine militaire, l’année 2022 a été marquée par :
- le succès commercial du Rafale à l’export, avec notamment - l’entrée dans le carnet de commandes du contrat de 80 Rafale pour les Émirats Arabes Unis suite à la réception du premier acompte, - la signature de contrats pour 42 Rafale (6+36) pour l’Indonésie. Le premier acompte relatif aux 6 premiers avions a été reçu et cette commande de 6 est incluse dans les commandes de 2022. L’entrée en vigueur des 36 Rafale supplémentaires est en attente, - la vente à la Grèce de 6 Rafale neufs supplémentaires. En conséquence, la prise de commandes Rafale en 2022 est de 92 avions (Émirats Arabes Unis 80, Indonésie 6, Grèce 6). Le carnet de commandes au 31 décembre 2022 compte désormais 164 Rafale neufs (125 Export, 39 France),
- la livraison de 13 Rafale aux clients exports (Grèce, Inde et Qatar),
- la reprise de la livraison de Rafale à la France, avec un appareil accepté en 2022. Cette livraison intervient après 4 ans d’interruption, à la demande de l’État pour des raisons budgétaires,
- la poursuite des travaux de développement du standard F4 du Rafale,
- pour le SCAF, dont Dassault Aviation est leader pour le démonstrateur NGF, les premières phases des travaux du démonstrateur (Phase 1A) se sont terminées en 2022. Dassault Aviation et Airbus sont parvenus à un accord, permettant la notification de la Phase 1B. Dassault Aviation est maître d’œuvre et architecte du pilier 1, le NGF, et participe (en co-traitance ou en sous-traitance) aux piliers 3, 4, 5 et 7 ainsi qu’à l’item 0 (continuation des études technico-opérationnelles avec les militaires),
- les travaux relatifs au contrat pour l’Eurodrone ont commencé. Dassault Aviation est en particulier responsable des commandes de vol et des communications de mission, en tant que sous-traitant d’Airbus Defence & Space,
- dans le domaine des Falcon de missions, les travaux de développement sur les programmes Archange (Falcon 8X) et Albatros (Falcon 2000LXS) se poursuivent. Nos prospections se sont concrétisées par la prise de commandes de 4 Falcon 2000LXS pour l’Armée de l’Air de la République de Corée ; d’autre part l’étude d’architecture du PATMAR Futur sur base Falcon 10X a été lancée en janvier 2023 (en compétition avec Airbus),
- les contrats verticalisés conclus avec la France, « Ravel » pour les Rafale, « Balzac » pour les Mirage 2000 et « Ocean » pour les ATL2, se poursuivent avec des performances supérieures aux objectifs contractuels. Dans le domaine civil, en 2022, 64 Falcon ont été commandés et 32 Falcon ont été livrés. Le marché de l’aviation d’affaires a été dynamique même si l’on a constaté un ralentissement en fin d’année.
L’année a également été marquée par :
- la poursuite des efforts de développement des Falcon 6X et 10X : - le Falcon 6X continue sa campagne d’essais en vol et son processus de certification. Cet avion fera son entrée en service mi-2023. Il a été présenté à l’EBACE et au NBAA et poursuit sa montée en cadence, - le Falcon 10X a passé plusieurs jalons d’avancement en 2022 (industrialisation de ses premières pièces, essais voilures). Sa maquette à l’échelle a été présentée à l’EBACE et au NBAA.
- l’attribution à Dassault Falcon Service d’un contrat de Maintien en Condition Opérationnelle des Falcon du gouvernement français,
- l’extension du réseau de centres de maintenance, avec notamment les ouvertures prochaines de centres de maintenance en 2023 à Dubaï, en 2024 à Melbourne (Floride) et Kuala Lumpur ; Wilmington a arrêté son activité,
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l’engagement de la Société pour la décarbonation de ses Falcon, notamment avec :
- la préparation de l’extension de la capacité SAF (Sustainable Aviation Fuel, ou Carburants d’Aviation Durables) des Falcon. Le Falcon 10X sera nativement compatible 100% SAF, dès son entrée en service,
- le lancement du « plan SAF », qui prévoit un recours ambitieux aux SAF pour ses vols internes,
- le développement d’un outil d’optimisation des plans de vol.
Le carnet de commandes au 31 décembre 2022 compte 87 Falcon neufs contre 55 à fin 2021. Dans un marché de l’emploi en tension, le Groupe a recruté plus de 1 500 personnes en 2022 et continue de féminiser son effectif. Cet effort de recrutement s’appuie notamment sur un modèle social attractif qui, fidèle aux idéaux de Marcel et Serge Dassault, porte le partage de la valeur au cœur de son ADN (participation et intéressement, prime de partage de la valeur).
Dans la continuité de l’année écoulée, les objectifs 2023 seront :
- sécuriser la supply chain,
- Rafale : exécuter les contrats en vigueur et poursuivre les prospections,
- obtenir la commande d’une Tranche 5 France pour 42 avions,
- développements militaires : poursuivre les développements en cours et préparer les standards futurs,
- soutien et disponibilité de nos avions militaires : continuer à tenir nos engagements et être au plus près des opérationnels et de leurs besoins,
- Falcon : obtenir la certification et assurer l’entrée en service du Falcon 6X, poursuivre le développement du Falcon 10X et maintenir l’effort commercial,
- soutien et disponibilité de nos avions civils : améliorer le réseau mondial Falcon,
- transition énergétique : poursuivre nos actions visant à réduire notre impact environnemental,
- Make in India : poursuivre la montée en puissance des activités transférées en Inde,
- SCAF / NGF : lancer la phase 1B du démonstrateur et préparer la phase 2 (vol).
La prévision pour 2023 est de livrer 15 Rafale et 35 Falcon. Le chiffre d’affaires sera en baisse par rapport à celui de 2022.
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Le 07/03/2023 à 08:55, Teenytoon a dit :
Oui. C'est le jeu du dialogue social.
On peut revenir à des sujets plus intéressants ?
La rémunération moyenne annuelle 2022 des salariés du Groupe est de 60 769 €. Le salaire annuel brut moyen d’un salarié non cadre est de 37 781 € en 2022 c’est à dire 1,9 fois le SMIC. À cela s’ajoute les éventuelles primes d’équipe et heures supplémentaires (ou autres …) qui représentent en moyenne près de 10% du salaire.
[....]
Les Sociétés françaises du Groupe ont signé des accords dérogatoires de participation ainsi que des accords d’intéressement particulièrement avantageux, permettant d’associer les salariés aux résultats. 78% des effectifs du Groupe bénéficient de ces dispositifs. Les montants attribués sur les 5 dernières années ont représenté en moyenne 3,1 mois de salaire pour les salariés de Dassault Aviation Société Mère.
La rémunération moyenne annuelle des Sociétés françaises du Groupe, y compris participation et intéressement, s’élève à 68 894 €. Pour Dassault Aviation, les plus bas salaires s’élèvent à 36 743 €, y compris la participation et l’intéressement de 2023 au titre de 2022 et 34 494 € en prenant la participation et l’intéressement en moyenne sur les 5 dernières années.
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- C’est un message populaire.
- C’est un message populaire.
L'Inde
dans Asie / Océanie
En 2022, le Groupe poursuit la montée en puissance des activités transférées en Inde, et produit ainsi, pour le Falcon 2000LXS, des tronçons avant T12, des réservoirs avant T3 et des tronçons T4, et, pour le Rafale, des pare-brises, des verrières, des gouvernes et des porte-moteurs.
Le Groupe poursuit également :
- le développement d’une supply chain indienne (pièces primaires, outillages, pylônes, bidons, …),
- la montée en puissance du centre d’ingénierie à Pune,
- la « Dassault Skill Academy » (programme de formation professionnelle au métier d’ajusteur aéronautique et parcours d’excellence dans le supérieur)
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il y a 43 minutes, Kamelot a dit :Voilà maintenant un sous-standard F4.3...?
les noms des versions ont été changés mais nous avançons à la vitesse prévue :
- F4.2 est l'ancienne F4.1 (tous les Rafale peuvent être adaptés à ce standard, alors que cela n'était pas prévu auparavant).
- Le F4.1 est une nouvelle version préliminaire
- Le nouveau F4.1 est moins ambitieux mais arrive un an plus tôt.
- La nouvelle F4.2 arrivera l'année prochaine, c'est-à-dire à la même date que l'ancienne F4.1.
- Les modifications matérielles qui empêchent la rétrocompatibilité viendront après et ce sera F4.3 qui pourra gérer l'ensemble, probablement dans deux ans.
Il est vraisemblable que le nouveau F4.2 sera capable de gérer une partie du nouveau matériel, mais soit on ne le met pas parce que c'est trop cher de reconfigurer l'avion, soit on le met parce que l'avion a déjà été configuré pour ça en sortie de chaîne, mais on ne le fait pas forcément tout de suite parce que le standard logiciel et le standard avion sont en avance sur le standard équipement qui était initialement prévu pour 2025, c'est à dire dans deux ans.
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il y a 7 minutes, hadriel a dit :
C'est pas de la CSC au sens ou c'est sur une soudure qui a été reprise à l'origine, c'est pas un défaut générique.
Oui j'ai entendu ça, tant mieux, je ne suis pas inquiet, mais il vaut mieux vérifier toutes les centrales pour faire taire les critiques des Cassandres.
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Energie : de nouveaux scénarios se dessinent sur l’électricité en France d’ici à 2035
Le gestionnaire du Réseau de transport d’électricité (RTE) en France, chargé des prévisions, a transmis de nouvelles hypothèses de travail aux acteurs du secteur. Elles conjuguent une hausse significative des besoins en électricité, et beaucoup d’incertitudes sur les capacités de production.
Une hausse significative des besoins en électricité, d’un côté ; beaucoup d’incertitudes sur les capacités de production électrique en France, de l’autre. Les prévisions ne sont pas définitives mais elles éclairent l’ampleur des chantiers en cours sur le plan énergétique, singulièrement sur les enjeux de l’électrification : le gestionnaire du Réseau de transport d’électricité (RTE), chargé des prévisions sur l’électricité en France, a transmis, fin février, ses hypothèses de travail aux différents acteurs du secteur afin de préparer son « bilan prévisionnel », un exercice de projection jusqu’en 2035, attendu cet été, alors que la France doit effectuer des choix énergétiques l’engageant pour des décennies.
« Plusieurs éléments de contexte récents conduisent à modifier profondément les perspectives d’évolution du système énergétique français et européen à court et moyen terme », explique l’opérateur, dans ce document de cadrage de 99 pages, soumis à consultation, en citant la guerre en Ukraine, les politiques de décarbonation en Europe, les tentations protectionnistes ou encore l’évolution de la politique énergétique du gouvernement.
En fil conducteur émerge une inquiétude : « Les perspectives d’électrification augurent d’une consommation d’électricité en forte augmentation d’ici à 2035 et suscitent ainsi une question sur les leviers permettant de garantir un approvisionnement suffisant de la France sur cette période », indiquent les prévisionnistes de RTE. « Si le système électrique français est historiquement largement exportateur, les incertitudes persistantes sur la disponibilité du nucléaire et sur les dates et le rythme de mise en service de nouveaux moyens de production, combinées à des ambitions rehaussées en matière d’électrification et de réindustrialisation, pourraient à terme conduire à réduire largement les marges de production d’électricité en France », ajoutent-ils. Un scénario rendu crédible par le déroulement de l’année 2022 : pour compenser la baisse de production d’EDF, la France a dû utiliser massivement de l’électricité produite dans le reste de l’Europe, au point que, pour la première fois depuis les années 1980, les importations ont largement dépassé les exportations. Un phénomène de corrosion sous contrainte − sur des tuyauteries de secours destinées à refroidir le réacteur en cas d’urgence − a entraîné la mise à l’arrêt de plusieurs unités. Dont celle de « Penly 1 », en Seine-Maritime, où le défaut est « significatif », selon une note d’EDF publiée le 24 février et médiatisée mardi 7 mars par le site spécialisé Contexte.
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Un plan pour décarboner l'économie mondiale
dans Economie et défense
Posté(e) · Modifié par Picdelamirand-oil
Ceci dit toutes ces centrales sont financées:
Prix du carburant de synthèse
Il faut 4675 kwh pour produire 400l de carburant et on a vu que des centrales dédiées permettent d'avoir un coût du Mwh de 30€, l'électricité contenue dans un baril de carburant synthétique vaut donc 55,75 €, il faut rajouter la construction de l'usine spécifique et son opération, mais on n'a pas besoin de raffinage, on voit donc qu'on va arriver à un prix raisonnable et qu'on pourra même le taxer comme le carburant naturel.
Le gaz carbonique à un prix du fait du coût de son captage et de son transport, mais il est négligeable comparé au coût de l'hydrogène qui a été pris en compte.
Le problème c'est l'acceptabilité sociale de toutes ces centrales. D'où l'importance d'améliorer la sécurité.