Hydrogène, hydroélectricité et ammoniac : une union prometteuse de la transition écologique…

Bernard Tardieu et Marc Florette

Académie des technologies

L’hydrogène tient une grande place dans le récit collectif de la transition énergétique, sans doute à juste titre. Pour que ce choix ait un sens, il est indispensable que l’hydrogène soit réellement décarboné, c’est-à-dire qu’il ne soit plus produit à partir de méthane fossile (à moins de capter et stocker le CO2 émis dans le cas du vaporeformage mais le CCS n’est pas encore totalement une réalité industrielle).

La production d’hydrogène sans émission de gaz à effet de serre se fait essentiellement par électrolyse de l’eau réalisée avec de l’électricité également produite sans émission de gaz à effet de serre (ENR et nucléaire). La tentation d’utiliser les excès temporaires et fortuits des énergies renouvelables intermittentes (éolien et photovoltaïque) conduit à un une sous-charge des électrolyseurs et donc à un renchérissement des coûts... Même en anticipant la baisse des coûts des électrolyseurs, les industriels qui souhaitent produire de l’hydrogène « vert » à un prix compétitif cherchent à faire fonctionner leurs électrolyseurs le plus longtemps possible, c’est à dire avec un taux de charge élevé.

Le rapport « Rôle de l’hydrogène dans une économie décarbonée » de l’Académie des technologies(1) indique, qu’à l’optimum, le coût de l’hydrogène « décarboné » est ainsi dû pour 25% à l’amortissement de l’électrolyseur et pour 75% au coût de l’électricité. Dès lors, il faut produire l’hydrogène massivement là ou l’électricité décarbonée est abondante et peu chère.

Où trouver de l’électricité produite sans émission de gaz à effet de serre, abondante et pas chère ?

La ressource énergétique la plus souvent citée est l’énergie solaire : le coût des panneaux solaires a beaucoup baissé, et des grands parcs solaires existent (désert d’Atacama, zone saharienne). Les facteurs de charge de ces installations peuvent atteindre des valeurs de plus de 30%, cependant les charges d’entretien sont loin d’être négligeables (vent de sable). Les centrales solaires thermodynamiques produisant de l’électricité ne semblent pas compétitives malgré leur coefficient de charge plus élevé.

L’éolien est une ressource qui est intéressante dans certains sites particulièrement favorables, c’est-à-dire où la vitesse du vent est élevée et régulière. L’augmentation de la dimension des éoliennes, les progrès significatifs dans la conception des pales, des machines tournantes et de l’électronique ont permis d’augmenter les coefficients de charge. Au Maroc, le facteur de charge atteint 45% dans les alizées au sud (Tarfaya) et au Nord (Gibraltar), c’est-à-dire autant que l’éolien offshore des Shetlands et à un coût bien moindre. En Chine, en Mongolie, il y a des sites ou le vent souffle 5 000 à 6 000 heures par an (plus de 60% de taux de charge). Le coût de la production du MWh peut être de l’ordre de 15 à 20 €.

Il existe des possibilités en Europe, principalement dans les zones riches en éolien offshore qui assurent un taux de charge de près de 50%, éventuellement en association à de l’électricité nucléaire pour assurer un taux de charge satisfaisant, ou dans le sud de l’Europe en particulier en Espagne avec de l’énergie solaire photovoltaïque (associée à des stations de turbinage pompage ou du thermodynamique avec stockage de chaleur à 400°C ou avec la production éolienne du détroit de Gibraltar dans le but d’atteindre des taux de charge élevés). Dans tous ces cas, le coût du MWh est largement supérieur aux 15 à 20 €/MWh cités précédemment.

Un projet majeur au Congo permis par l’hydroélectricité

Parmi les énergies renouvelables, on oublie souvent la grande hydroélectricité. Or il existe des fleuves dans le monde dont le débit est très régulier. C’est le cas du fleuve Congo dont le bassin versant est immense, dans deux hémisphères et soumis à des climats variés qui répartissent les pluies sur le bassin versant et les débits des affluents, par un effet de foisonnement. La République du Congo a accepté la proposition d’un grand groupe minier australien, Fortescue Futures Industries(2), d’installer sur le fleuve Congo un ensemble de centrales hydroélectriques, une usine de production d’hydrogène et une usine de fabrication et de liquéfaction d’ammoniac (NH3) pour en permettre le transport. C’est en effet l’ammoniac liquéfié qui peut résoudre le problème du transport planétaire de l’hydrogène.

Le projet prévoit d’installer une puissance électrique de 40 GW, c’est-à-dire 1,7 fois la puissance installée du célèbre barrage des Trois Gorges en Chine sur le Yang Tse Kiang. L’investissement total envisagé est de 85 milliards de dollars dont environ la moitié pour produire de l’hydroélectricité et l’autre moitié pour la production d’hydrogène « vert », sa transformation en ammoniac et la construction du port de chargement.

Le cout actualisé de l’électricité serait d’environ 11 €/MWh, avec un coefficient de charge de quasiment 100% modulable…

Les études sur ce site ont commencé dans les années 1960 mais trouvent un nouveau sens industriel aujourd’hui dans ce projet Fortescue. Les études préalables de cet aménagement hydroélectrique sont confiées à deux entreprises d'ingénierie françaises de grand renom (Tractebel Coyne et Bellier et Artelia) dans ce domaine. Elles sont confidentielles. Le cout actualisé de l’électricité serait d’environ 11 €/MWh, avec un coefficient de charge de quasiment 100% modulable en fonction des besoins industriels du système de production.

Une des tâches les plus difficiles est de « couper » le fleuve Congo dont le débit varie de 30 000 m3/s à plus de 50 000 m3/s (rappelons que le débit moyen du Rhône est de 1 820 m3/s et celui de la Seine de 500 m3/s). L’autre défi est de réaliser ces ouvrages rapidement. L’objectif est d’avoir réalisé et mis en service une capacité de 500 MW après seulement 4 ans, grâce à un barrage et une usine hydroélectrique qui n’ont pratiquement pas d’impact environnemental (car cette première usine ne génère pas la création d’un lac de retenue). Au cours de cette première phase, la construction de l’ensemble de la chaîne industrielle sera réalisée (incluant les électrolyseurs pour la production d’hydrogène vert, la production d’ammoniac vert et sa liquéfaction, les installations de transport et les installations portuaires). En parallèle, la construction des usines hydroélectriques du « Grand Inga » pourront commencer tandis que les impacts sociaux et environnementaux du lac de retenue seront approfondis et que les mesures compensatoires nécessaires auront été déterminées.

Le barrage et les usines hydroélectriques seront distants d’environ 150 kilomètres de la côte et de la zone portuaire envisagée. L’électricité produite par plusieurs usines hydroélectriques situées à proximité du barrage sera transportée par des lignes à très haute tension jusqu’aux électrolyseurs qui produiront l’hydrogène vert et qui seront placés à quelques dizaines de kilomètres des usines hydroélectriques. L’hydrogène vert sera transporté par gazoduc sous forme gazeuse à haute pression, jusqu’à l’usine de fabrication et de liquéfaction de l’ammoniac. L’ammoniac liquide sera chargé dans un port à construire sur des navires spécialisés et déjà largement fonctionnels pour toute destination sur la planète.

Quelle utilisation du NH3 ainsi produit ?

Le transport maritime de l’hydrogène est en pratique très difficile, sous quelque forme que ce soit : gazeux, il faut le comprimer dans des réservoirs d’acier ou il faut dépenser beaucoup d’énergie pour le liquéfier à - 250 °C et le maintenir dans cet état liquide pendant plusieurs jours.

La transformation de l’hydrogène en ammoniac semble une voie prometteuse avec deux débouchés remarquables :

  • il peut être utilisé comme carburant en remplacement de fioul lourd notamment pour le transport maritime mais en mélange avec du carburant carboné car l’ammoniac a une faible vitesse de flamme et une grande résistance à l’auto-inflammation (mais le mélange émet alors du CO2 après combustion) ;
     
  • il peut être transformé en engrais (notamment du nitrate d’ammonium, du sulfate d’ammonium, de l’urée(3) et des solutions azotées) sur son lieu de production ou de consommation. Le gaz ammoniac NH3 est déjà produit en grande quantité dans le monde (170 millions de tonnes en 2019) pour fabriquer les 4/5 des engrais.

Actuellement, l’ammoniac est produit à partir de méthane fossile (pour fabriquer l’hydrogène) et de l’azote de l’air. Sa fabrication émet donc des gaz à effet de serre. La production d’ammoniac à partir d’hydrogène décarboné permet par conséquent de décarboner l’industrie de l’ammoniac. Néanmoins, il convient aussi de produire par ailleurs de l’azote par distillation fractionnée de l’air avec une énergie décarbonée et de fabriquer le NH3 avec un bilan en énergie et un bilan économique acceptables(4).

L’ammoniac est facilement liquéfiable et transportable sous forme liquide (à une température de - 33,4°C sous pression atmosphérique). Cependant, c’est une molécule qui n’est pas facile à utiliser industriellement à cause de ses caractéristiques toxiques et corrosives. Le choix de l’usage de l’ammoniac doit encore faire l’objet d’études technicoéconomiques.

Le projet développé par Fortescue trouve son sens dans cette démarche globale de décarbonation de l’énergie en s’appuyant sur l’énergie verte la plus efficace qui soit : l’hydroélectricité. Il existe dans le monde d’autres sites hydroélectriques qui offrent des possibilités de production massive d’hydrogène vert à des prix très compétitifs.

L’histoire de l’aluminium nous instruit : l’aluminium aussi est fabriqué par électrolyse (de l’alumine). Depuis longtemps, les aluminiers ont utilisé abondamment l’hydroélectricité pour disposer d’électricité à très bas coût avec un taux de charge très élevé pour faire fonctionner les électrolyseurs en permanence(5).

Cette possibilité de transport permet la production d’hydrogène vert à un coût minimum, puis d’en faire un vecteur d’énergie verte sous forme d’ammoniac liquide. Il est possible d’utiliser directement l’ammoniac ou de repasser de l’ammoniac à l’hydrogène par craquage de l’ammoniac avec un apport thermique significatif qui peut être amélioré par amélioration des catalyseurs. Ainsi, l’hydrogène vert et l’ammoniac vert peuvent devenir des vecteurs d’énergie soumis aux lois du marché(6), disponibles en tout point de la planète comme le pétrole et le gaz. Cette possibilité de marché mondial serait une bonne nouvelle pour assurer la souveraineté énergétique de chaque pays en lui permettant des importations d’énergie sur un marché assez vaste pour éviter autant que possible les excès de pouvoir de certains producteurs.  

 
Sources / Notes
  1. Rôle de l’hydrogène dans une économie décarbonée, Rapport de l’académie des technologies, juillet 2020.
  2. Fortescue a l’expérience de l’industrie de la production d’hydrogène « vert » en Australie. Plusieurs projets de production d’hydrogène à destination du Japon ont été étudiés ces dernières années, car le Japon est acheteur d’hydrogène vert comme le seront beaucoup de pays, par exemple l’Allemagne. L’hydrogène est une possibilité efficace pour assurer la production d’électricité lorsque le vent et le soleil manquent. Tous les pays n’ont pas assez d’hydroélectricité pour remplir ce rôle de secours au réseau électrique et ne font pas le choix de l’électricité nucléaire. Fortescue a déjà investi dans le domaine de la production d’hydrogène vert et compte sur le gigantisme des installations pour en baisser les couts. Cet hydrogène vert une fois produit, il faut le vendre, si possible ailleurs qu’en Australie.
  3. Il faut noter que la fabrication de l’urée nécessite du carbone, par exemple du CO2.
  4. Par la réaction d’HABER-BOSCH certes exothermique mais à 100-300 bars et 300-600°C qui nécessite de l’énergie décarbonée.
  5. Par exemple l’aluminier russe Rusal, transporte l’alumine à partir de Guinée par des navires vraquiers qui contournent l’Europe, remontent l’été le fleuve Ienisseï, lorsqu’il n’est pas gelé, puis l’Angara qui sort du lac Baïkal et qui de ce fait a un débit très régulier (malgré les températures de - 45°C en hiver). Parmi les barrages hydroélectriques placés sur l’Angara, celui de Boguchanskaia est en majorité dédié aux électrolyseurs de Rusal. L’aluminium métal repart par la même voie fluviale et maritime. L’histoire de l’aluminium se reproduit à partir du moment où la question du transport de l’hydrogène est résolu et c’est ce qu’apporte probablement l’ammoniac.
  6. Ce marché concerne autant l’hydrogène que l’ammoniac comme vecteur et comme matière première essentielle de l‘industrie.

Commentaire

APO

Dernier commentaire sur le votre @ Hervé :
"Sinon il reste le nucléaire, c'est pour cela que je défend cette dernière voie qui au final est celle qui présente le moins inconvénients et qui a le plus de chances d'aboutir."
Je suis d'accord sur le Nucléaire, mais avec les limites que l'on a actuellement (surtout industriel, hélas) et rapidement derrière le combustible, pas demain, mais dans 20-30 ans avec les Chinois qui auront une centaine de réacteurs, l'U235 va voir ses stocks géologiques fondre rapidement et même le plutonium pour le Mox... Il faut relancer la génération IV au plus vite (sinon on achètera Chinois, cela dit çà coutera peut-être moins cher !!! comme pour le solaire, sauf que dans ce cas, on pourra échanger nos stocks d'U238 contre techno et composants !!! Le tout au fil du temps, donc avoir le poids d'un fournisseur quasi unique dans notre cas vis à vis d'un client ! Là, les négociations peuvent se faire...
Mais comme aujourd'hui ou surtout dans 20 ans, croire que parce que on a LVMH et Loréal, on peut négocier avec les Chinois facilement (c'est une duperie !!!), Airbus nous sauve pour encore 15 à 20 ans (après Rideau ! Ah si j'oubliais l'orge du bassin parisien pour qu'ils se fassent leur bière et nos vieux Chênes car leurs forêts en certains lieux de Chine ont un moratoire de coupe de 100 ans !!!, çà ils achèteront !!! mais bon pour peser sur la Balance commerciale en valeur !?)

@ Hervé, j'attends votre retour (désolé, j'ai été long !)

Hervé

Oui, effectivement, la dispo de l'U235 est l'un des deux talon d'achile du nucléaire (l'autre est le risque).
La solution RNR est une piste sur laquelle nous avions de l'avance, mais en l’état elle ne pourra plus être prête a temps. Il aurait fallu la développer avant. C'est trop tard.
L'autre piste concerne l'extraction des océans. Les japonnais ont commencé la mise au point une technique qui semble très prometteuse. Ils serait urgent de l’améliorer et de la tester en phase industrielle.

APO

Oui, par le passé on a aussi fait le concorde (révolutionnaire !!!) mais pas exploitable financièrement à large échelle et la filière Nucléaire franco-française des années 50 avec du graphite a été abandonnée (et aurait pu causer de mini-Techernobyl en cas d'accident majeur dans ces centrales !) au profit des brevets américains dans un premier temps pour les premiers REP...
Les énergies super diffuses, comme dit Janco, c'est compliqué pour prélever dedans ...

La magie n'existe pas, les "prestidigitateurs" Oui, parfois ils sont tellement bons qu'on les nomme "Magiciens !" ... La Magie du Nucléaire, La Magie du Solaire, la Magie du Gaz, La Magie du pétrole, ... , La Magie du Bitcoin !!! ça n'existe pas... Par contre la Vie sur terre est quelquechose de "Magique" !!!

APO

Autre commentaire pour nuancer et aller dans le sens de RTE : "ce qu'on a été capable de faire dans les années 70-80 pour pas cher, on n'y arrivera pas, " Oui, c'est une réalité actuelle (si cela décolle dans 10 ans, il est facile de réévaluer à la hausse - Avis personnel). L'atome n'a pas démarré en France en 1970 mais avant, avec divers programmes qui ne sont pas allés au bout (notamment et heureusement quelque part pour la filière Graphite-Gaz française pour le Nucléaire, un "tantinet" risqué !!! Bon à l'époque le % de perte était plus élevé que maintenant... ). De plus, nous étions en plein boom de construction de "grands ensembles" et ce à vitesse accélérée !!! Sera t-on faire en de multiples endroits, pas sur à 100% pour la partie Génie Civil (un peu mon domaine) et pour la partie Système (Cf Flamanville - Là, il y a du Boulot !!!). Et pour avoir souvent bossé avec des "systémiers" (Alstom Transport, Systra), ils ont l'art parfois de se compliquer la Tache avec une facilité "consternante" et de sous-estimer bien des problèmes qui leur paraissent futiles (mais qui ne le sont pas en finalité...), Je ne parle que de ferroviaire (que je connais un peu pour y avoir travaillé plusieurs années) alors pour le Nucléaire (qui est n fois plus compliqué sur certains points) !!! Flamanville va se finir, mais effectivement une question se pose sur l'EPR version 1, (comme pour le Rafale il y a 30 !?) Allons donc sur l'EPR2 (sans Siemens et Areva dans les pattes, EDF devrait faire plus simple, enfin espérons le !!!) et voyons donc !

Un "bon" vieux dicton français paysan : "Il ne faut pas mettre tous ses oeufs dans le même panier !". Dicton finalement assez contradictoire !
Nota : A l'échelle micro et dans la pratique quand on va au poulailler chez soi (mes parents en ont un), on va avec un seul panier, compliqué d'en porter 3 (échelle local donc) !? Quand on stocke la production de plusieurs jours, mieux vaut effectivement répartir, et quand on en a trop, ne pas faire un tas géant qui risque de finir en omelette au sol (c'est arrivé une fois à ma mère, grâce à son petit chat noir, et elle préfère les petites boites réparties (plus facile en plus pour distribuer à ses amis)...

Hervé

pour l'aspect poulailler, le mode commun le plus risqué c'est une faible pluviométrie.
Les futures centrales devraient être plutôt construites en bord de mer, en intégrant le concept du raz de marée improbable.
Pourquoi pas des installations sous terre par ailleurs afin de ne pas trop saccager les plages?

APO

Sous terre avec les infiltrations possibles, pas Top.

Il y avait eu des concepts pour faire des centrales en pleine mer, un peu comme une grosse plateforme pétrolière il y a quelques années... Possible de faire cela en Manche en posant le tout au fond... Je ne sais pas si ce sera "avancé" à nouveau en hypothèse mais en Mer du Nord des plateformes énormes et en béton ont été installées en pleine mer pour des exploitations de champs de gaz (avec des capacités de stockage du gaz intégrée à la plateforme il me semble...). Si cela gène en bord de cote, cela peut être une option... En fin de vie la plateforme peut "reflotter" en refoulant l'eau de divers caissons... Et même maintenant on pourrait protéger une telle installation avec des éoliennes tout autour des risques de collision de gros bateaux...

APO

A votre commentaire : "Le japon malgré ses efforts reste lui aussi fortement "fossiles": En 2019 (wiki) les fossiles (gaz+ charbon + petrole) ont produit 750TWh +64TWh nucléaire contre 194TWh ENR (dont 90 d'hydro en partie pilotable). Pour le moment "ça ne casse pas les barreaux de chaises". Sachant que pour les ENRi, les premiers Twh sont les plus faciles à intégrer, mais plus on en mets plus ça se complique!"
Oui, je suis d'accord (hélas !), ce sont des faits... Dans leur cas, ils progressent enocre vite sur le ENRi, mais jusqu'où ???
A noter que l'hydraulique leur permet de faire tourner leur fossile toujours à l'optimum (ce qui doit leur faire faire de substantiels économies de consommation de Carburants divers - Charbon & Gaz) et ils ont 25% de puissance installée de STEP sur leur puissance électrique totale (!?). En France on a 5% à peine et en Europe (sans la Suisse et la Norvège), cela doit être moins de 5%, il y a à se questionner :
1) Les Japonais sont-ils fous ?
2) Ou sommes-nous (Européens) en retard sur ce point ? Les Italiens et les Espagnols/Portugais avancent bien sur ce sujet... Les écossais vont aussi en démarrer une grosse chez eux. Et les Allemands ("sous le rire amusé de leur Lobby charbonnier et para-charbonnier") patinent entre Verts Nationaux "Pour" et Verts "Locaux" contre sur un projet conséquent !!!

Hervé

Il faut voir les step au japon en amont de fukushima ou ca avait alors tout son sens. Et parce qu’ils ne pouvaient exporter. Ils ne sont pas fous.
Est ce la solution pour l’Europe, en partie oui, surtout dans le cas du nucléaire.
Avec les Enri, il faut du massif. A inventer...

APO

On a su se connecter au Gaz Norvégien par pipeline !!!

On peut aller se connecter à la Norvège et leur 31GW d'hydraulique pilotable, 5 pays le font déjà...
En regardant au Sud, l'Algérie brule du Gaz pour l'élec et pourrait être intéressé par des interconnexions (il faut juste savoir leur parler), Merkel passait très bien avec Bouteflika, ils ne sont plus là tous les 2, mais cela leur économiserait du Gaz régulièrement... Et je pense que la France devrait pousser pour la Tunisie via l'Italie. Chypre après avoir été connecté avec la Grèce, va se connecter en Israel ...
Le réseau continental européen est le plus grand réseau interconnecté au monde à ce jour et peut encaisser beaucoup de variations... Une STEP en Roumanie peut "indirectement" absorber l'éolien Français et ouest Européen. Une centrale nucléaire française qui tombe et c'est le réseau européen qui encaisse immédiatement, tellement ce réseau est vaste et surtout puissant et donc amène des avantages... Il faut le méditer ... Une solution de stockage faite ailleurs peut nous aider...

Hervé

Oui et maintenant l’Allemagne a un nouveau pipe direct de Russie capacité de 1200TWh par an. (plus de 4x leur production ENR) . Je suppose qu'ils ne l'ont pas construit pour décorer les fond sous marins, donc...

31GW d'hydrau c'est bien mais très peu a l’échelle de l’Europe. Et on n'a pas 50 Norveges dans l'union. Rien qu'en France un mix pour remplacer le nucléaire par de l'ENR PV devrait taper au moins dans les 250GW éolien + 250GW PV , sachant qu'en été on en consomme 30. Je vous laisse immaginer la quantité de steps, et le dimentionnement des réseaux. Avec de l'éolien en mer ce sera un peu moins, mais c'est qd même violent.

Exporter vos excédants vers des pays qui brulent du gaz signifie indirectement que vous ne vous sortez pas du gaz. Certes si ces pays ne veulent pas mettre de PV ou d'éolien, c'est bénéfique par contre s'ils font comme vous, c'est compliqué! C'est pour cela que j'ecrit que mettre un peu d'ENRi c'est facile en mettre beaucoup,(surtout si vos voisins vous imitent), c'est très compliqué...

APO

D’après certains, on pourrait faire x20 pour la Norvège, en faisant x2 (sans problème) ie : 60 GW cela commence à faire (et avec quelques belles STEP là-bas), c’est pas mal.
L’Algérie, quelques GW de capacités électriques au Gaz (interconnexion = Moins de Gaz consommés chez Eux et un peu plus pour les Européens (Italiens et Espagnols en tête)… La Tunisie !? La Lybie dans 10 ans (ça finira par aller mieux…)
Le Maroc …
Si on met entre 5 et 10 GW de capacité de connexion vers le Sud de la méditerranée, cela peut faire de substantiels économies de CO2, nous laisser plus de Gaz pas loin (et « payé » en « surproduction d’ENRi européenne") et des heureux là-bas, ils auront du « jus » de manière plus garantie… Modèle à travailler et à trouver et marchant dans les 2 sens (A midi, en été les Clim tirent beaucoup sur leur réseau électrique au Sud, avant qu’ils nous envoient de l’électricité il y a de la marge et leurs centrales thermiques ont parfois des rendements moindres à cause de la Chaleur…) – Le projet DESERTEC n’était pas déconnant en tout point mais peut-être trop ambitieux… Cela ferait le bonheur de la société de péage qu’est RTE, ce serait bien pour les Italiens et les Espagnols et aussi pour soutenir le Maghreb qui finira de plus en plus chez nous, si la « misère » ne se résout pas chez eux et une coupure électrique, c’est vivre dans la misère !!! (Flux Nord-Sud et Sud-Nord suivant la saison et les heures…).
Et OUI, le système ENRi a des limites comme tout système physique !!! Et donc il faut ajuster les visions des limites de celui-ci (L’Oil&Gaz a su repousser ses limites de production de manière incroyable – Offshore marin/Ultra Deep !!! Shale Oil connu depuis 150 ans mais resté non exploité, puis « terriblement » exploité avec de très gros moyens en cumulé, mais un peu diffus…). Nous devons sortir des fossiles et le Nuke ne peut pas suffir !!!
Du Nuke en Algérie/Tunisie/Maroc - Oui et Non !!! ils ont beaucoup de connaissances et de ressources humaines mais une stabilité « relative » de leur pays actuellement…

Et notre « ENGIE » national combien (de) en divisions sur le capital Northstream II (10%... et 0.95 milliard d’Euros ! pour un actionnariat 100% russe au final (donc ENGIE n’a fait que du « financement » - Cash contre Gaz !? ) - Les six chiffres fous du gazoduc Nord Stream 2 | Les Echos - https://www.lesechos.fr/industrie-services/energie-environnement/les-si…) donc c’est pour nous (plus les Belges !) faire « bouffer » de la "flamme Bleue" (Oui aujourd’hui et pour les 20 ans qui viennent on en a besoin, mais ils faut se « mettre au régime » par tous les moyens possibles…). Est-ce intelligent et nécessaire en 2022 de participer à Northstream 2 ??? (Oui et Non, moi je suis dubitatif)
Le Gaz cela devient un peu de la « Junk Energy » !!! (Y a aussi le Bitcoin a faire vivre en plus…)

Fermer le Nuke en Belgique !?  Augmentation des émissions de CO2 (via du Gaz) ??? et ce sera Très probablement le cas, l’avenir le dira… Donc dépendance accrue à la Russie qui finira par « bouffer » la moitié de l’Ukraine (les frontières de beaucoup d’état de par le monde ne sont et n’ont été que politique à un moment donné et bougent sur des pas de temps longs, mais quand même, en pleine crise des ressources cela n’est pas rassurant pour l’avenir de voir des gros bouffer des morceaux des pays voisins plus petits… (avec en arrière pensée ce qu'on a fait à leur "petits cousins" Serbes il y a 25 ans... et/ou ils ne pouvaient protester que mollement à l'époque, mais ils ont de la mémoire !!!) par petits bouts successifs et annexer sous diverses formes ces morceaux et/ou aider ces "nouvelles petites républiques" créées…

Je suis « ANTI-GAZ » pour de multiples raisons (CO2, géopolitique en premier, + un certain atavisme familial, mon père (étant enfant) a perdu sa grand-mère et un cousin dans un accident de Gaz et cela l’a marqué d’avoir vu des corps étalés par terre sans vie, il les avait découvert avec sa grande soeur et nous en a parlé un peu mais avec émotion, c’était le « Gaz de ville » "made by Charbon !" certes mais du Gaz…). "Le GAZ à tous les étages de nos vies, Non Merci !!! je veux pas" et les 100% ENRi sont quelquepart (consciemment ou inconsciemment) Pro-GAZ !!!

Donc si "Camarade, il faut choisir", bien "Nucléaire + ERNi dans certains limites" (pour moi et pour la France, ailleurs à voir au cas par cas...).

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