Énergie : l’hydrogène en question

L’HYDROGÈNE EN QUESTION : RÉPONSES DE JEAN GAY

AUX INTERROGATIONS DE CHRISTIAN CHASSEAU

Christian CHASSEAU :

Parmi les nombreuses questions concernant les énergies du futur, nombreux sont les acteurs misant sur l’hydrogène.

Outre les industries actuelles qui en ont besoin, et qui doivent « verdir » leur production, les gaziers veulent en introduire dans les réseaux de gaz, les électriciens souhaitent en faire un vecteur de stockage pour faire face à l’impossibilité de piloter la production électrique des éoliennes et des capteurs solaires photovoltaïques, les transporteurs (rail ou route, naval et même aérien) souhaitent aussi développer les piles à combustibles….

S’il se dit que l’hydrogène existe en quantité quasi infinie dans la nature, il est rarement isolé et il n’est pas simple de le « cueillir » auprès des sources connues. Aussi faut-il le fabriquer. La façon la plus vertueuse étant l’électrolyse de l’eau, se posent diverses questions que je ressens ainsi :

QUESTION 1 : l’eau étant une denrée appelée à devenir rare dans certaines contrées, peut-on décemment penser que l’on peut s’en servir pour fabriquer de l’hydrogène ?

Réponse de Jean GAY :

• 1 kg d’hydrogène a besoin de 16 kgs d’oxygène pour bruler et de 9 litres d’eau pour être produit par électrolyse qui décompose l’eau en Hydrogène et oxygène avec un rendement de 60%)

Conclusion du calcul :

Pour alimenter en H2 par électrolyse dans un format maximal de l’ensemble du parc véhicule transport, diesels navires et avions , ce calcul du format maximal indique qu’il faudrait consommer pour l’électrolyse 126 millions de m3 d’eau .

D’autres formats dans d’autres hypothèses évoluent entre de 100 à 215 millions de m3 d’eau

En comparatif des 5,5 milliards de mètres cubes d’eau par an que la France consomme : ça parait possible

Explication calcul

Pour fixer les idées :

Prenons le format MAXIMALISTE des besoins en eau pour l’électrolyse de la production d’hydrogène qui concernerait l’ensemble des véhicule léger lourds autocar (46 millions) et pour l’ensemble des diésels avions navires ;

Il faut 52 millions de tonnes d’hydrocarbure carburants. /an pour la France entre « essence gaz oil fuel léger fuel lourd navire et diesel carburéacteur avion ».

Sur cette base maximaliste, pour tout carburant « hydrogène » ;

Avec 9 litres d’eau pour 1 kg d’hydrogène par électrolyse et 3000 litres d’hydrogène correspondant à 1 litre d’hydrocarbure :

Il faut 3 millions de litres d’H2 pour 1 m3 de carburant hydrocarbure

Soit 52 millions de m3 carburant* 3 millions de litres d’H2 =156 mille milliards de litre d’H2 par an.

Sur la base que 1 litre d’H2 pèse 0,090 grammes, les 156 mille milliards de litres d’H2 pèsent 14 milliards de Kgs

Comme 1kg d’H2 a besoin de 9 litres d’eau pour être fabriqué par électrolyse, le format maximaliste des besoins en eau pour alimenter en H2 l’ensembles des véhicules légers lourds diesel navires et avion se situerait autour de :

14milliards de kgs *9 litres d’eau =126 millions de m3 d’eau

NB Le signe * est le signe multiplicatif

QUESTION 2 : Peut-on électrolyser l’eau de mer, qui, elle, ne devrait pas manquer avec le rehaussement des niveaux ? Quelles conséquences pour les électrolyseurs, et que faire des résidus ?

Réponse de Jean GAY :

Cette question n’est pas homogène avec le faisceau de réalités communes aux électrolyseurs eau douce et eau de mer, aux quantités d’électricité « verte nécessaire at aux recherches industrielles pour l’électrolyse haute température.

Les technique d’électrolyseur d’eau de mer sont connues et peuvent être mise en œuvre en neutralisant les effets corrosifs du sel avec des anodes, cathodes et membranes spécifiques dès l’électrolyseurs comportant des adjonctions de substances : graphite, oxydes de manganèse, chlorure d’ammoniums, zinc, Chrome, sulfure de Nickel…. Etc….

Rappel Explications

Ce pourrait être une bonne alternative mais pour l’instant, ce processus n’est que peu utilisé.

Le sel doit impérativement être retiré de l’eau avant l’électrolyse, sans quoi les ions chlorure se transformeraient en chlore gazeux toxique, nocifs à la fois pour les équipements et l’environnement.

En outre, la désalinisation est plutôt envisagée et mise en œuvre dans certains pays du golfe

Mais c’est un processus coûteux. Par conséquent, l’eau de mer n’a pour l’instant pas suscité beaucoup d’engouement en matière de production d’hydrogène.

Cependant des chercheurs de l’Université d’État de Pennsylvanie souhaitent explorer cette voie : ils ont réussi à produire de l’hydrogène à partir d’eau de mer.

Afin de se débarrasser du sel, l’équipe a substituées aux membranes échangeuses d’ions typiques des électrolyseurs de très fines membranes semi-perméables héritées du système d’osmose inverse. Ces membranes s’intercalent entre les deux électrodes immergées ; près de l’anode, les molécules d’eau se divisent et libèrent des ions hydrogènes (protons) ; puis ces derniers s’acheminent vers la cathode en traversant la membrane et se combinent aux électrons pour former du dihydrogène.

Un faisceau de réalités communes « eau de mer » et « eau douce » pour l’électrolyse

• Recyclage, production et souveraineté industrielle

C’est la question des résidus et de leur recyclage après utilisation des matériaux..

Les cathodes et les anodes sont constituées d’un combiné avec les terres et métaux rares (iridium sélénium titane etc.) et des composant comme aluminium, zinc, manganèse, potassium, graphite, dont le recyclage est une obligation quel que soit le type d’électrolyse et dont la production en tant que ressource minière doit être remise en œuvre malgré l’opposition de certains mouvances politiques plus ou moins opposé à la souveraineté de la France dans ce domaine industriel et faisant partie de la sociologie « bobocaviard »

Procéder au recyclage comme à la fabrication des matériaux supports des anodes et électrodes demandent des usines de traitements aux performances industrielles pointues, avec du personnel formé et qui exigent de l’électricité décarbonée pour fonctionner.

• Quelle quantité d’électricité pour l’électrolyse et la fabrication d’hydrogène ?

Il faut autour de 60 kWh d’électricité pour produire 1 kg d’H2 qui a un pouvoir calorifique (PC) de 33 kWh thermique et produire in finé autour de 13,4 kWh d’électricité finale ( 6 à 18Kwh électrique selon les sources)utile par la pile à combustible avec un rendement global de 25% en recombinant l’eau H2O.

Au global (Electrolyse + PAC), 1 kg hydrogène, fabriqué avec 50 à 60 kWh (selon les sources et la technologie d’electrolyse) d’électricité décarbonée par électrolyse classique (rendement de 50% à 70% selon les techniques) produit au final, avec une PAC (rendement 25%à 50% selon les techniques), entre 6 et 18 KWh électriques utilisables sur les machines et en mobilités (voitures trains) et 3litres d’eau

Il y a un problème d’échelle pour avoir suffisamment d’électricité décarbonnée pour produire l’H2 vert que ce soit avec l’électronucléaire ou les Eoliennes et le photovoltaïque

Avec l’option nucléaire : il faut augmenter de 50% les capacités électronucléaire en les passant de 400 à 700 à750 Térawattheures (milliards de kwh)

Toujours en restant dans le format / hypothèse maximaliste de faire fonctionner à l’hydrogène les 46 millions de véhicules diésels et avions, il faut avoir à disposition 156 mille milliards de litre d’H2 par an soit 14 milliards de kgs d’H2ce qui nécessiterait près de 840 Térawattheures (milliards de Kwh) soit le double de la production actuelle d’électricité par toutes les centrales électriques -avec l’augmentation de 50% de la puissance électronucléaire .

Avec l’option éolienne et photovoltaïque ;

OPTION EOLIENNE : détérioration absolue de l’espace de vie France et aléas du stockage de cette électricité

Selon les calculs que jean Marc Jancovici (polytechnicien et ingénieur expert auprès du gouvernement, publiés sur son site, la production à pleine puissance avoisine pour les éoliennes les 2000 heures par an seulement. Dans ce cas de figure, une éolienne d’1MW aura produit en 365 jours 2 GWh (2000 x 1 MW). En arrondissant par excès à 500 TWh nos besoins en électricité, JM Jancovici considère qu’il faudrait couvrir environ 25 000 km² d’éoliennes dans des zones correctement ventées. D’autres sources (Transitions Energétiques) avancent 30.000 Km2

Cette surface devrait être « arithmétiquement » tripler pour tenir compte du taux de rendement et de fonctionnement de 30% des éoliennes en raison de leur intermittences avec une incertitude pour le stockage de cette production d’électricité devenue supérieure aux besoins à un moment donné, et susceptible d’être remise sur le réseau plus tard

Or les 500.000 km carrés de l’Hexagone présentent 20 % de cette surface protégée des éoliennes avec les distanciations nécessaires (fleuves- aérodromes civils et militaires -besoins de la défense nationale- parcs naturels – montagnes massifs alpins et pyrénéens, zones et parcs protégées -littorales maritimes- Zones urbaines et périurbaines) soit 100.000 kms carrés

Dans ce triplement, les 75000 à 90000 kms carrés d’éoliennes impacteraient alors les 400.000 km2 de territoires restant à vivre soit 18 à 22 % de l’espace territorial à vivre ce qui ne sera pas accepté par les populations ni les élus pour les impératifs économiques et de tourisme en supplément des dégâts occasionnés par le raccordement de ces parcs éoliens au réseau Très Haute Tension d’EDF

OPTION PANNEAUX PHOTOVOLTAIQUES

Une certaine convergence se fait à partir de ce qu’a dit l’économiste Julia Cage le 5 mars 2013 sur le chiffre de 3000 km2 de panneaux nécessaires pour remplacer les 400Twh d’électronucléaire équivalent au département des Bouches du Rhône ;

Mais cette surface se triple pour tenir compte de l’intermittence des Panneaux Photovoltaïques au rendement de 30% ce qui nécessite près de 9.000 km2 de panneaux avec une acceptation incertaine des populations : ce qui représente 3 fois le département du Rhône et dans une incertitude de stocker cette électricité supplémentaire et une industrie à créer pour recycler ces panneaux en fin de vie.

QUESTION 3 : Quelle quantité d’hydrogène peut-on raisonnablement produire à partir des seules sources solaires et éoliennes ? lorsqu’elles produisent au-delà des besoins de consommation directs (possibilités de stockage du genre en « heures creuses » bien que les surproductions de ces domaines de production ne soient pas corrélées justement aux heures creuses des abonnements)

Réponse de Jean GAY :

Cette question concerne en fait la question du stockage et du transport de l’hydrogène et l’électricité renouvelable produite ou non avec l’hydrogène et intègre la façon d’organiser le mix énergétique le plus décarboné possible

Quelles que soient les qualités de l’Hydrogène en tant que combustible et matière première sans gaz à effet de serre il supporte 3 défauts :

1. Il n’existe pas à l’état naturel comme le Charbon le gaz naturel ou le pétrole : il faut le fabriquer soit par vaporeformage des hydrocarbures sous sa forme carbonée soit par électrolyse sous sa forme décarbonée à condition que cette électricité soit le plus décarbonée possible comme le nucléaire ou les énergies renouvelables.
2. Dans sa qualité même qui fait de l’H2 le vecteur énergétique qui dispose de la plus grande densité massique en énergie (par kilo il contient 2,2 fois plus d’énergie que le gaz naturel, 2,75 fois plus que l’essence et 3 fois plus que le pétrole), il a un défaut considérable :

C’est le gaz le plus léger avec une très faible densité,

Ce qui et massifie son utilisation.

1 litre d’essence (9kwh thermique) correspond à 3000 litres d’H2 à pression atmosphérique, à 7 litres d’H2 sous 700 bars dans un réservoir de voiture, à 4 litres d’H2 liquide à – 250 °C

En comparatif dans les modes de mobilités thermiques

Pour une voiture moyenne il faut 7 litres d’essence pour 100 kms, ce qui est équivalent à 2kg d’H2 et 49 litres d’H2 gaz dans un réservoir de 700 bars

Avec l’essence : parcourir 600 kms sans refaire le plein, il faut un réservoir d’essence de 42 litres pesant 40 kg plein.

1. Et ce qui complique son stockage étant très perméable à tous les contenants classiques qui deviennent poreux et le rend dangereux avec son degré d’inflammabilité

Comme tout combustible, l’hydrogène peut s’enflammer ou exploser en cas de fuite. Mais comme il s’agit de la plus petite des molécules gazeuses, les risques de fuites sont plus importants qu’avec n’importe quel autre gaz.

Ce qui entraine 2 effets contradictoires :

• Risque d’inflammabilité : lorsqu’une nappe d’hydrogène se forme, le risque d’inflammabilité est nettement plus élevé que pour une nappe d’essence ou de gaz. L’énergie requise pour l’enflammer est environ 10 fois plus faible que pour le gaz naturel.
• Risque de formation d’une nappe explosive : l’hydrogène se disperse plus rapidement que les carburants traditionnels. Il se dilue 4 fois plus vite dans l’air que le gaz naturel et 12 fois plus vite que les vapeurs d’essence. Cette volatilité est un facteur protecteur limitant la formation de nappes d’hydrogène.

Les limites de l’Hydrogène

La production d’Hydrogène par électrolyseur avec l’électricité renouvelable (éolienne et panneaux photovoltaïque) a 2 limites

1ère limite

L’acceptabilité dans la saturation de l’espace territorial en éolienne et panneaux : voir la question N°2

2ème limite : les techniques de stockage et de transport sont en questionnement pour leur maturité

Son stockage lorsque l’équilibre se fait entre consommation/ production d’hydrogène non pilotable (soit en tant que carburant soit en tant que producteur d’électricité ) et que les éoliennes et les panneaux continuent à produire de l’électricité également non pilotable et non permanente ( existence soleil et vent)

Pour l’entreposer, le transporter et le distribuer, il faut soit le liquéfier à une température extrêmement basse (- 253 °C), soit le comprimer à très haute pression (700 bars). Ces opérations sont très énergivores : sa liquéfaction, par exemple, consomme 10 à 13 kWh d’électricité par kg.

Ce qui impose des structures matérielle extrêmement lourdes et couteuses : un réservoir d’hydrogène gaz à 700 bars, équivalent à une réservoir d’essence de 42 litres, pèse 250 kgs .

Les techniques de séquestration de l’hydrogène dans les structures géologiques sécurisées sont en cours d’études sur le site d’Etrez qui est un stockage de gaz naturel en cavités salines. Il est situé au nord-ouest de Bourg-en-Bresse et s’étend sur 5 communes de l’Ain.

A noter

Les stockages souterrains détenus par Engie en France -filiale d’Engie ex Gdf après privatisation, représentent 10 milliards de m³ (répartis entre 14 sites de stockage souterrain dont 9 en nappes aquifères, 4 en cavités salines et un en gisement déplété). A titre indicatif, la consommation annuelle de gaz naturel atteint 42 milliards de m³ en 2013.8

La justification de ces stockages de gaz naturel a été d’équilibrer les approvisionnements / importations de gaz au meilleurs prix de Russie du Nigéria et maintenant des USA avec les fluctuation de consommation entre le 15 Aout et la pointe hiver (rapport de 1 à 10 en débit horaire). Ils permettent de stocker en Eté les quantités de gaz qui seront nécvéssaire en Hiver

La libéralisation par la loi du Marché de la commercialisation du gaz naturel a rendu difficile d’obliger les nouveaux « entrants » gaziers à investir pour remplir les stockages de gaz ce qui tend à ne plus sécuriser la sécurité de distribution du gaz en France. Cette disposition a été malheureusement appuyée par des associations et organismes de défense des consommateurs comme « que choisir » sous le prétexte de constituer des niches d’accès au gaz naturel à de meilleurs prix .

L’H2 peut être mélangé au gaz naturel dans les réseaux gaz naturel haute pression (70 bars) à hauteur de 10 % sans modifier les système d’utilisation de ce gaz mélangée .

A hauteur de 15 à 20 %, le mélange s’appelle Hythane : c’est un nouveau gaz pour le quel tous les systèmes utilisateurs doivent être adaptés.

QUESTION 4 : Quelle quantité d’énergie électrique « verte » est nécessaire pour réaliser ces électrolyses ?

Réponse de Jean GAY : Voir question 2 et 3

Cela dépend des besoins en Hydrogène soit en utilisation directes (réductions chimique dans la sidérurgie et l’industrie, carburant dans l’industrie et la mobilité)

Et les limites sont :

• Soit la saturation dans l’acceptation des surfaces d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques sur les territoires
• Soit la limite des capacités de production d’électricité décarbonée « électro gaz naturel » et « électron nucléaire » pilotable pour sécuriser les besoins d’électricité en France -situation qui n’est pas du tout garantie pour l’hiver 2022 et dans la période janvier février et mars, dans la conjonction avec 5 sites électronucléaires en arrêt et un anticyclone généralisée su l’Europe .

QUESTION 5 : Où installer ces électrolyseurs, et quels impacts fonciers et en terme d’emploi ?

Réponse de Jean GAY :

La réponse est contenue dans les questions précédentes :

1. Dans une station-service « hydrogène » sous 700 bars pour véhicule (plusieurs existent à Paris), on ne peut pas l’alimenter comme on alimente une station gaz oil ou essence pour les raisons que TOUTE la quantité d’hydrogène transportés servirait à la consommation au camion qui transporte l’hydrogène sur 300 ou 400 kms …..

L’électrolyseur doit être in situ de la station.

SMT AG

Première station hydrogène connectée à un électrolyseur
dédiée aux transports en commun en France

Un projet précurseur de mobilité zéro émission pour les transports lourds en France. Le Syndicat mixte des transports Artois-Gohelle (SMT AG) lance la première ligne de bus 100 % hydrogène et sa station dédiée, précurseurs de la révolution « mobilité zéro émission », qui se généralise en France, en Europe et à l’échelle mondiale.

QUESTION 6 : Une partie des questions ci-dessus dépend du développement des énergies dites nouvelles et renouvelables. Quel potentiel de développement est attendu aux horizons 2030 puis 2050 ? (je remarque par exemple que de nombreux projets d’éolien sont contestés, de même que, de plus en plus, les projets de centrales photovoltaïques au sol le sont, ce qui me paraît d’ailleurs normal). Je suppose que, dans tous les cas, nous serons loin de pouvoir subvenir aux besoins.

Réponse de Jean GAY :

Les réponses sont à analyser dans le document de référence ci-dessous accessible sur Internet et qui va piloter tout le dispositif « énergie transition énergétique » de la France jusqu’en 2050

DOCUMENTS DE REFERENCE : ACTUALISATION PDH – RE

1° Réactualisation équilibre consommation production RTE EDF Hiver 2022

2° le fondamental Futurs EnergétiquesLes principales étapes de ce processus comprennent :

e sLes principales étapes de ce processus comprennent :

• • • • • • • • • A partir de mi-2019 : Le lancement du processus de concertation organisé en neuf groupes de travail thématiques a réuni plus d’une centaine d’organismes et institutions.
                • le 27 janvier 2021 : la publication du rapport conjoint entre RTE et l’Agence internationale de l’énergie, intitulé « Conditions et prérequis en matière de faisabilité technique pour un système électrique avec une forte proportion d’énergies renouvelables à l’horizon 2050 ». Le rapport définit les conditions techniques à remplir et liste des priorités pour la suite du programme d’étude.
                • de janvier à juin 2021 : l’ouverture de la consultation publique sur les futurs scénarios, qui comprend une première description des scénarios et de leurs principales variantes, la description de la grille d’analyse qui leur sera appliquée et les hypothèses principales qui seront utilisées dans l’étude. 4 000 réponses provenant d’institutions, de collectifs ou de particuliers ont été récoltées.
                • Le 8 juin 2021 : la publication du rapport d’étape de l’étude sur l’évolution du système électrique intitulée « Futurs énergétiques 2050 ». Cette première phase de l’étude a été achevée au premier trimestre 2021. Elle a permis de déterminer les principaux scénarios à étudier selon quatre axes d’analyses : technique, économique, environnemental et d’impact sur les modes de vie.
                • 25 octobre 2021 : Publication des principaux résultats de l’étude « Futurs énergétiques 2050 ».
                • 1er trimestre 2022 : En complément des principaux résultats, des analyses approfondies sont prévues au premier trimestre 2022.  Elles permettront d’approfondir certains éléments, notamment les croisements entre scénarios de consommation et de production, et de restituer toutes les variantes et analyses de sensibilité. 

 Neutralité carbone en 2050 : des scénarios contrastés à l’étude

Cette consultation a conduit à la stabilisation des scénarios de production et de consommation électriques permettant l’atteinte de la neutralité carbone à l’horizon 2050. Ces scénarios présentent des traits communs : la diminution de la consommation finale d’énergie, l’augmentation de la part d’électricité, une forte croissance des énergies renouvelables dans la production d’électricité. Ils décrivent en revanche des évolutions contrastées pour la filière électronucléaire ainsi que pour la part, à terme, des énergies renouvelables (EnR) dans le mix électrique.

 Les enseignements de l’étude 

L’étude « Futurs énergétiques 2050 » analyse les évolutions de la consommation et compare les six scénarios de systèmes électriques qui garantissent la sécurité d’approvisionnement, pour que la France dispose d’une électricité bas-carbone en 2050.
Atteindre la neutralité carbone implique une transformation de l’économie et des modes de vie, et une restructuration du système permettant à l’électricité de remplacer les énergies fossiles comme principale énergie du pays.

Sur la consommation

1) Agir sur la consommation grâce à l’efficacité énergétique, voire la sobriété est indispensable pour atteindre les objectifs climatiques ;

2) La consommation d’énergie va baisser mais celle d’électricité va augmenter pour se substituer aux énergies fossiles ;

3) Accélérer la réindustrialisation du pays, en électrifiant les procédés, augmente la consommation d’électricité mais réduit l’empreinte carbone de la France ;

Sur la transformation du mix électrique

4) Atteindre la neutralité carbone est impossible sans un développement significatif des énergies renouvelables ;

5) Se passer de nouveaux réacteurs nucléaires implique des rythmes de développement des énergies renouvelables plus rapides que ceux des pays européens les plus dynamiques ;

Sur l’économie

6) Construire de nouveaux réacteurs nucléaires est pertinent du point de vue économique, a fortiori quand cela permet de conserver un parc d’une quarantaine de GW en 2050 (nucléaire existant et nouveau nucléaire) ;

7) Les énergies renouvelables électriques sont devenues des solutions compétitives. Cela est d’autant plus marqué dans le cas de grands parcs solaires et éoliens à terre et en mer ;

8) Les moyens de pilotage dont le système a besoin pour garantir la sécurité d’approvisionnement sont très différents selon les scénarios. Il y a un intérêt économique à accroître le pilotage de la consommation, à développer des interconnexions et du stockage hydraulique, ainsi qu’à installer des batteries pour accompagner le solaire. Au-delà, le besoin de construire de nouvelles centrales thermiques assises sur des stocks de gaz décarbonés (dont l’hydrogène) est important si la relance du nucléaire est minimale et il devient massif – donc coûteux – si l’on tend vers 100% renouvelables ;

9) Dans tous les scénarios, les réseaux électriques doivent être rapidement redimensionnés pour rendre possible la transition énergétique ;

Sur la technologie

10) Créer un « système hydrogène bas-carbone » performant est un atout pour décarboner certains secteurs difficiles à électrifier, et une nécessité dans les scénarios à très fort développement en renouvelables pour stocker l’énergie ;

11) Les scénarios à très hautes parts d’énergies renouvelables, ou celui nécessitant la prolongation des réacteurs nucléaires existants au-delà de 60 ans, impliquent des paris technologiques lourds pour être au rendez-vous de la neutralité carbone en 2050 ; 

12) La transformation du système électrique doit intégrer dès à présent les conséquences probables du changement climatique, notamment sur les ressources en eau, les vagues de chaleur ou les régimes de vent ;

Sur l’espace et l’environnement 

13) Le développement des énergies renouvelables soulève un enjeu d’occupation de l’espace et de limitation des usages. Il peut s’intensifier sans exercer de pression excessive sur l’artificialisation des sols, mais doit se poursuivre dans chaque territoire en s’attachant à la préservation du cadre de vie ;

14) Même en intégrant le bilan carbone complet des infrastructures sur l’ensemble de
leur cycle de vie, l’électricité en France restera très largement décarbonée et contribuera fortement à l’atteinte de la neutralité carbone en se substituant aux énergies fossiles ;

15) L’économie de la transition énergétique peut générer des tensions sur l’approvisionnement en ressources minérales, particulièrement pour certains métaux, qu’il sera nécessaire d’anticiper ;

16) Pour 2050, le système électrique de la neutralité carbone peut être atteint à un coût maîtrisable pour la France ;

17) Pour 2030 : développer les énergies renouvelables matures le plus rapidement possible et prolonger les réacteurs nucléaires existants dans une logique de maximisation de la production bas-carbone augmente les chances d’atteindre la cible du nouveau paquet européen « -55% net » ;

18) Quel que soit le scénario choisi, il y a urgence à se mobiliser.

 

Photo Comment fonctionne une station hydrogène Christian Chasseau