Dans la famille des énergies renouvelables marines, on demande… la géothermie marine. Encore peu envisagée du fait des contraintes techniques qui y sont associées, elle pourrait cependant gagner en popularité sous l’impulsion du groupe français CGG. 

Et si la géothermie sous-marine était l’énergie du futur ? C’est, en tout cas, ce que pense CGG, une entreprise française spécialisée dans les géosciences. Celle-ci vient de publier un livre blanc destiné à mettre en évidence le potentiel de cette énergie encore quasi inexploitée. Aujourd’hui, des installations géothermiques exploitent déjà le mouvement des plaques tectoniques, notamment au niveau de la ceinture de feu qui se matérialise par un ensemble de volcans faisant le tour de l’océan Pacifique.

Ces volcans proviennent principalement d’un phénomène de subduction par lequel une plaque tectonique glisse sous une plaque adjacente moins dense. Dans ces zones, où le magma est relativement proche de la surface, des sociétés ont développé des compétences techniques spécifiques, leur permettant d’adapter des infrastructures géothermiques en fonction du type de volcan et de la qualité du magma lui correspondant. L’inconvénient de cette solution, en plus de l’hétérogénéité du magma en fonction des zones, réside dans le fait que la température obtenue baisse très rapidement dès que l’on s’éloigne de la zone volcanique.

Miser sur la divergence des plaques tectoniques

À l’inverse, CGG propose plutôt de se concentrer sur la divergence des plaques tectoniques, un phénomène que l’on rencontre dans presque tous les océans de la planète. Alors que les plaques s’éloignent l’une de l’autre, donnant naissance à une faille, le magma peut remonter vers la surface pour former un nouveau plancher océanique appelé lithosphère océanique. Selon CGG, ce type de zone comporte bien des intérêts. D’abord on retrouve des caractéristiques et des températures similaires tout au long de ces failles, ainsi que des fluides géothermiques à la chimie inoffensive. De plus, la présence de failles naturelles permettrait d’accéder à ces températures élevées sans risquer de provoquer des séismes.

Sur Terre, ces zones ont déjà montré leur potentiel en Islande. L’île est, en effet, située sur la dorsale médio-atlantique, ce qui lui vaut un gradient géothermique très élevé, pouvant atteindre 250 °C à moins d’un kilomètre de profondeur dans les zones les plus actives. Cette géologie unique permet à l’île de compter sur un mix énergétique décarboné à plus de 80 %, avec 61 % de l’énergie issue de la géothermie.

Du potentiel et des défis techniques

CGG estime à 65 000 kilomètres carrés la surface de plancher marin où le magma est relativement proche de la surface, le long de ces rifts. Utiliser cette source d’énergie permettrait de produire de l’électricité de façon propre, illimitée et en continu, contrairement à l’éolien ou au solaire. Outre cette production d’électricité, il serait possible de produire de l’eau douce, de l’hydrogène et même de l’ammoniac. Néanmoins, les défis techniques restent colossaux. D’abord, les études nécessaires à la définition des zones les plus propices à ces installations devraient prendre un temps considérable et nécessiter d’importants investissements financiers. Si les technologies relatives à la géothermie sont, elles, largement éprouvées, les ingénieurs devront mettre au point des solutions permettant la production d’électricité, d’hydrogène, d’eau douce et d’ammoniac en pleine mer, ainsi que des solutions pour ramener ces ressources à terre. Or, les rifts dont il est question sont souvent situés loin des côtes.

De son côté, CGG est en train de faire breveter tout un ensemble de technologies géologiques et géophysiques censées permettre la recherche, l’exploration, le développement et la surveillance de ces ressources géothermiques. L’entreprise, qui œuvre principalement pour l’industrie pétrolière et l’industrie du gaz, compte, ici, utiliser ses compétences en matière de données géothermiques et d’imagerie souterraine pour permettre le développement de nouvelles énergies renouvelables.

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Produire de l’hydrogène vert, c’est bien, mais encore faut-il pouvoir le transporter ! Pour y parvenir et accélérer l’utilisation d’hydrogène, la Chine vient de lancer le projet du plus grand pipeline à hydrogène au monde, lançant une course internationale dans un secteur en pleine expansion.

Depuis quelques années, la Chine multiplie les projets pharaoniques dans le domaine de l’énergie, qu’il s’agisse d’hydroélectricité, de solaire, de nucléaire ou encore d’éolien. Cette fois, c’est pour le transport de l’hydrogène qu’elle bat un nouveau record en lançant la construction du plus long « hydrogènoduc » au monde. Avec ses 737 km, le pipeline Zhangjiakou Kangbao – Caofeidan devrait relier une usine de production d’hydrogène vert de Zhangjiakou jusqu’au port de Caofeidan, à environ 250 km de Pékin.

Selon les porteurs du projet, ce pipeline devrait permettre d’accélérer l’adoption de la pile à combustible hydrogène pour le transport lourd routier, ainsi que l’usage de l’hydrogène vert dans l’industrie chimique et métallurgique. Enfin, le pipeline devrait favoriser les exportations d’hydrogène vert ainsi que d’ammoniac. La construction, qui devrait débuter dès l’été 2024 et se terminer en 2027, pour un montant total de 845 millions d’euros.

Les hydrogènoducs se multiplient

Si les chiffres de ce projet impressionnent, la Chine est loin d’être le seul pays à s’attaquer au sujet du transport de l’hydrogène. Sur tous les continents, et en particulier en Europe, des projets émergent sur le sujet. Entre l’Afrique et l’Europe, le projet GASLI (Gazoduc Algérie – Sardaigne – Italie) devrait, à terme, permettre l’acheminement de 8 milliards de mètres cubes d’hydrogène par an. À travers l’Europe, le vaste projet H2Med vise à créer un corridor énergétique depuis le Portugal jusqu’en Allemagne en passant par l’Espagne et la France. L’un de ces tronçons, appelé BarMar, reliera le Portugal, l’Espagne ainsi que la France, et sera capable de transporter aussi bien du gaz de type méthane que de l’hydrogène. L’ensemble du projet H2Med devrait être mis en service à l’horizon 2030.

De manière plus globale, l’Europe souhaite créer, à travers 12 gestionnaires de réseau de transport de gaz, un vaste réseau de plus de 39 000 km pour réunir 21 pays. Une grande partie de ce réseau s’appuierait sur la conversion de canalisations existantes destinées au gaz naturel. Par ailleurs, de nombreux projets d’hydrogènoducs sont également conçus pour acheminer également du gaz naturel, en proportions variables. Il n’est donc pas garanti que ces installations soient exclusivement destinées à transporter la si convoitée molécule de dihydrogène.

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La mise en service du PFBR, prototype indien de réacteur à neutrons rapides, approche enfin avec le chargement imminent de son combustible. Si tout se passe comme prévu, ce prototype devrait donner naissance à plusieurs réacteurs surgénérateurs, et ainsi permettre le recyclage du combustible usagé de ses réacteurs existants.  

Il était temps ! 20 ans après le lancement des travaux, le PFBR (Prototype Fast Breeder Reactor), prototype de réacteur à neutrons rapides indien, va enfin recevoir son combustible nucléaire pour une mise en service espérée en décembre 2024. Ce réacteur de 500 MWe, développé par le BHAVINI, une entreprise nationalisée sous tutelle du département indien de l’énergie atomique, devait initialement entrer en service en 2010. Mais le projet subit de nombreux retards, jusqu’à en faire le plus long projet de réacteur nucléaire de l’histoire.

Une fois mis en service, ce réacteur rejoindra la très courte liste des réacteurs à neutrons rapides en fonctionnement dans le monde avec les réacteurs russes Beloyarsk-3 (560 MWe) et Beloyarsk-4 (820 MWe), et le CEFR chinois (20 MWe).

L’Inde mise sur un programme nucléaire en trois étapes

Pourtant, la technologie des réacteurs à neutrons rapides intéresse depuis très longtemps. Et pour cause, cette technologie permet d’utiliser la quasi-totalité de la ressource uranium, de mieux recycler les combustibles usagés issus des autres réacteurs, et donc réduit la quantité de déchets ainsi que leur radiotoxicité. Néanmoins, on dénombre huit réacteurs à l’arrêt dans le monde aux États-Unis, au Royaume-Uni, en France (Phénix et Superphénix) ou encore au Japon. Cette technologie présente un inconvénient majeur : elle nécessite un circuit de refroidissement au sodium liquide, un matériau inflammable au contact de l’air et réagissant violemment au contact de l’eau. De ce fait, elle est difficile à maîtriser, ce qui a conduit à un incident nucléaire important en 1995, dans la centrale japonaise de Monju.

Malgré ces difficultés, l’Inde y croit quand même. Après avoir construit de nombreux réacteurs à eau pressurisée et à eau lourde pressurisée, le pays s’attaque donc à la deuxième étape de son programme nucléaire qui consiste à déployer des réacteurs à neutrons rapides qui pourront utiliser les déchets nucléaires des premiers réacteurs. Le PFBR sera alimenté avec du MOX, un combustible nucléaire constitué de 8,5 % de plutonium et 91,5 % d’uranium appauvri. Grâce à l’expérience acquise avec ce prototype, le pays espère construire 6 réacteurs commerciaux d’une puissance de 500 MWe.

La troisième étape du programme nucléaire indien consistera, à terme, à construire des réacteurs avancés à eau lourde (AHWR) qui seront capables de fonctionner avec un mélange de plutonium et de thorium, une ressource que l’Inde possède en grande quantité.

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Et si les voitures électriques devenaient enfin abordables grâce à un prix des batteries moins élevé ? Voilà maintenant plus d’un an que le prix de ces dernières ne cesse de baisser, et selon plusieurs observateurs, cette chute pourrait bien se poursuivre tout au long de l’année 2024.

L’année 2022 avait été marquée par une hausse importante du prix des batteries destinées au stockage d’électricité, la faute à une demande de plus en plus élevée. Heureusement, en 2023, la tendance s’est complètement inversée avec un tarif en baisse quasi-constante, et qui devrait se poursuivre en 2024. Entre la stabilisation du prix des matières premières, le ralentissement des ventes de véhicules électriques, et le développement d’une concurrence internationale sur le marché des batteries, les principaux fournisseurs chinois, qui représentent à eux seuls plus de 60 % de part de marché, chercheraient encore à réduire leurs coûts de production pour permettre une baisse supplémentaire du prix des cellules lithium, et ainsi conserver leur statut de leader.

Alors qu’il y a un an, les cellules LFP (lithium-fer-phosphate) carrées se négociaient entre 111 et 125 $/kWh, le prix est tombé à 83 $/kWh en août, pour passer à moins de 70 $/kWh en ce début d’année. Selon un rapport du média chinois 36kr, le tarif des cellules LFP pourrait même approcher les 41 $/kWh dans le courant 2024, soit presque trois fois moins que début 2023.

Le marché de la batterie largement dominé par la Chine

Il faut bien l’admettre, la Chine domine le marché des batteries de stockage de la tête et des épaules, comme de nombreuses autres filières liées à l’énergie. On retrouve, dans le top 10 des plus grands fabricants mondiaux, 6 entreprises chinoises pour une part de marché totale de 64,7 %. En première position, le géant CATL possède à l’heure actuelle presque 40 % de part de marché et ne compte pas s’arrêter là puisque l’entreprise a pour projet de construire une usine d’une capacité de 100 GWh de production annuelle en Hongrie, pour un investissement total de 7,3 milliards d’euros. En seconde position, on retrouve BYD, une société chinoise qui commence à se faire connaître du grand public par le biais de sa filière automobile.

À travers le monde, des initiatives émergent pour tenter de se défaire de cette dépendance chinoise. En Europe, les groupes Stellantis, Mercedes et TotalEnergies se sont associés pour créer ACC, une entreprise dédiée à la fabrication de batteries. Ce partenariat a abouti à la création d’une gigafactory implantée dans le Pas-de-Calais, et qui devrait produire 2,5 millions de batteries de voitures électriques par an d’ici 2030. Forte de ce premier projet, l’entreprise a annoncé lancer trois autres projets de gigafactory grâce à une impressionnante levée de fonds de 4,4 milliards d’euros. Ces nouvelles usines devraient voir le jour en France, en Allemagne et en Italie. Du côté de la Serbie, l’entreprise ElevenEs vient de lancer sa première de production de batteries LFP, et espère pouvoir produire 800 000 batteries de véhicules par an d’ici 2028.

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Alors que des parcs éoliens fleurissent un peu partout dans le monde, un État fédéral, peuplé d’irréductibles américains, résiste encore et toujours à l’énergie éolienne. La Floride s’apprête à passer un texte de loi visant à interdire l’implantation de parc dans ses eaux territoriales, tout en facilitant, à l’inverse, le développement de gazoducs.  

Si vous avez la chance d’aller vous balader en Floride, vous constaterez une différence de taille par rapport aux autres États américains et même à nos campagnes : il n’y a pas une seule éolienne terrestre ni marine. Le Sunshine State (l’État ensoleillé) n’a aucune turbine pour une raison simple : il n’y a pas assez de vent. Et quand il y en a, il y en a trop, puisque la Floride est sur la route de nombreux ouragans.

Cependant, même si l’énergie éolienne n’y est pas rentable, le président de la Chambre de l’État veut s’assurer que cela reste ainsi et vient de présenter un projet de loi visant à interdire les éoliennes offshore à moins de 3 milles nautiques (5,5 km) des côtes atlantiques, et à moins de 9 milles nautiques (16,7 km) des côtes du golfe du Mexique. Selon les promoteurs de cette loi, interdire les parcs éoliens offshore permet avant tout de protéger la vue de l’océan depuis les plages de Floride. Le sénateur Jay Collins, qui parraine ce projet de loi, a indiqué préférer l’arrêt de l’énergie éolienne en Floride le temps de s’assurer que celle-ci ne perturbe pas le sonar des baleines locales.

Même si l’énergie éolienne n’est pas intéressante en Floride, le président de la Chambre fédérale veut s’assurer que cela reste ainsi et vient donc de présenter le projet de loi 1645 visant à protéger les plages floridiennes d’éventuelles éoliennes. Selon les promoteurs de ce projet de loi, ce dernier a pour objectif de protéger la vue des plages d’éventuelles vues sur des parcs éoliens. Mais ce n’est pas tout, le sénateur Jay Collins, qui parraine ce projet de loi, préfère arrêter l’énergie éolienne le temps de s’assurer qu’elle ne perturbe pas le sonar des baleines locales.

La Floride, un État volontairement en retard sur les énergies renouvelables ?

Si c’est principalement le vent qui a eu raison du développement éolien en Floride, ce texte de loi témoigne du retard qu’accumule l’État au sujet de la transition énergétique. S’il se positionne comme le troisième État américain en puissance solaire installée, il possède tout de même un mix électrique largement dominé par le gaz naturel (74 %), suivi du nucléaire avec 12 % de production d’électricité.

Outre l’interdiction d’éolien offshore, le projet de loi vise, de manière plus générale, à modifier le cœur de ce projet de loi au sujet de l’énergie pour qu’il ne soit plus tourné vers la transition énergétique, mais vers l’accessibilité aux habitants et aux entreprises. Dans ce contexte, le terme « changement climatique », qui revenait plusieurs fois dans le texte, a complètement disparu. À titre d’exemple, la phrase « Lignes directrices en matière d’énergie pour des entreprises publiques respectueuses du climat.—Le corps législatif reconnaît l’importance du leadership du gouvernement de l’État dans le domaine de l’efficacité énergétique et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre des opérations gouvernementales de l’État », devient simplement : « Lignes directes en matière d’énergie pour les entreprises publiques ».

Pour finir, ce projet de loi vise à assouplir la réglementation sur la mise en œuvre des gazoducs, une mesure qui semble à contre-courant face aux objectifs mondiaux de transition énergétique.

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Pour permettre une implantation durable sur notre Lune, la Russie et la Chine envisagent d’y implanter une centrale nucléaire afin d’obtenir une source d’énergie régulière, qui ne peut être obtenue avec des panneaux solaires. Ils ne sont cependant pas les seuls à envisager cette possibilité. 

Ce n’est un secret pour personne : depuis 2021, la Russie et la Chine travaillent main dans la main pour créer une station scientifique internationale permanente à la surface de la Lune. Appelée International Lunar Research Station (IRLS), cette station devrait permettre de mieux comprendre notre satellite, et d’en savoir plus sur ses potentielles ressources. Mais la Lune n’étant pas éclairée par le soleil en permanence, obtenir une énergie de manière régulière et suffisante est un véritable défi qui ne peut être relevé qu’avec des panneaux solaires. C’est pourquoi, les autorités russes et chinoises envisagent d’y envoyer une centrale nucléaire entre 2033 et 2035.

Pour l’heure, aucune information supplémentaire n’a été dévoilée sur le sujet. En revanche, les travaux américains sur la question peuvent donner une petite idée de ce à quoi pourrait ressembler cette centrale nucléaire.

Obtenir un approvisionnement régulier en électricité pour les missions lunaires

L’utilisation de l’énergie nucléaire dans la conquête spatiale n’est pas une nouveauté. Elle a déjà été utilisée pour alimenter des sondes spatiales destinées à explorer les confins de notre système solaire comme Voyager ou Pioneer, ou les rovers envoyés sur Mars comme Curiosity ou Perseverance. Pour ces missions, la Nasa a utilisé des générateurs thermoélectriques à radioisotopes capable de produire de l’électricité grâce à la désintégration radioactive d’un matériau riche en radiosiotopes, comme du plutonium 238.

La Nasa a également envoyé un réacteur à fission nucléaire dans l’espace. Appelé SNAP-10A, ce réacteur de 600W mis en orbite en 1965 avait pu fonctionner pendant 43 jours. Face à la complexité technique associée, aucun autre projet n’avait été lancé par la suite. Un peu plus tard, l’Union Soviétique s’est, elle aussi, essayée à la fission nucléaire pour son programme de surveillance RORSAT (Radar Ocean Reconnaissance Satellite). Entre 1970 et 1988, ce sont une trentaine de satellites militaires nucléaires qui ont été envoyés dans l’espace pour des missions d’une durée comprise entre deux et quatre mois.

Plus récemment, dans le cadre du programme Artemis qui vise à renvoyer des hommes sur la Lune, la Nasa a relancé ses recherches dans l’exploitation de l’énergie nucléaire avec le projet Kilopower. Celui-ci a abouti, en 2018, par le développement réussi du prototype de réacteur Krusty, d’une capacité de 1 kW et pouvant être augmentée à 10 kW. Dans ce réacteur, la chaleur, obtenue grâce à la réaction de fission du combustible nucléaire, est transférée par un fluide caloporteur contenant du sodium, et alimente 8 moteurs Stirling de 125W chacun. Forte de ce succès, la Nasa est en train de développer un réacteur opérationnel reposant sur le même principe.

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GRTGaz prépare le terrain pour pouvoir exporter de CO2 émis en France vers des sites de stockage géologiques. Ces sites, qui sont souvent d’anciens gisements de gaz naturels ou de pétrole, représentent une solution pour la décarbonation d’industries lourdes. Mais l’idée n’est pas exempte de défauts.

Et si on renvoyait le CO2 issu des énergies fossiles, là d’où il vient ? C’est, en substance, l’une des solutions qui est envisagée pour décarboner les industries lourdes comme la fabrication de ciment, de chaux, ou encore la métallurgie. Pour rendre cette opération possible, GRTGaz vient de lancer un appel à manifestation d’intérêt portant sur le transport de CO2 grâce à un long pipeline reliant de grandes industries de l’ouest de la France jusqu’au terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Montoir-de-Bretagne. Ainsi, le CO2 émis par les cimentiers Lafarge et Lhoist, le producteur de chaux Heideberg Materials, ainsi que la raffinerie de Donges sera envoyé jusqu’au terminal pour y être liquéfié par Elengy, une filiale d’Engie. Ensuite, ce CO2 pourra être transporté par bateau via des zones de stockage géologique, dans le cadre des objectifs français de captation et de stockage du carbone pour réduire les émissions du pays.

Le pipeline devrait permettre le transport de 2,6 MTPA (millions de tonnes par an) de CO2 d’ici 2030, et même 5 MTPA d’ici 2050. Ce type d’infrastructure n’est, d’ailleurs, pas nouveau en France puisqu’on en retrouve une similaire près de Dunkerque. Ces deux installations vont permettre d’envoyer le CO2 émis par ces industries lourdes vers la Norvège, pour qu’il soit stocké de manière pérenne, grâce au projet Northern Lights.

Northern Lights : un projet destiné à séquestrer le CO2 au large de la Norvège

Autorisé par la Norvège en 2020, le projet Northern Lights consiste à proposer aux industries lourdes d’Europe de transporter, puis de stocker de manière définitive leur CO2 dans de vastes réservoirs géologiques situés au large de Øygarden, à 2600 mètres de profondeur. Pour atteindre ses objectifs, l’entreprise du même nom a déjà commandé 4 navires spécifiques capables de transporter le CO2 sous forme liquide grâce à des réservoirs maintenus à -26 °C. Grâce à ces navires, le CO2 devrait être acheminé jusqu’au terminal terrestre de Northern Lights pour y être stocké provisoirement, avant d’être envoyé vers son site de stockage définitif via un pipeline d’une centaine de kilomètres de long.

Le site devrait entrer en service cette année et permettre de stocker 1,5 MTPA de CO2. À partir de 2026, ce sont 5 millions de tonnes qui pourront être stockées chaque année. Des études sont déjà en cours pour étendre cette capacité à 12 MTPA de CO2.

Le CCS pour décarboner les industries lourdes

Notamment adoubé par le GIEC, le CCS, pour Captage et Stockage du Carbone, est une solution à part entière pour atteindre les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050. La France compte, elle aussi, sur cet outil et a pour objectif de stocker 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030 et même 20 millions de tonnes de CO2 d’ici 2050. Elle devrait cependant être réservée aux industries lourdes extrêmement difficiles à décarboner comme les cimentiers ou encore les industries de métallurgie.

Si elle apparaît comme indispensable pour atteindre les objectifs mondiaux, elle possède de nombreuses limites. Comme le rappelle l’ADEME, cette solution est très énergivore, en particulier pour la phase de liquéfaction du CO2, et très onéreuse. L’ADEME estime son prix entre 100€ et 150 € par tonne de CO2 séquestré contre 20 à 25 € par tonne de CO2 traité pour d’autres solutions. Enfin, outre le fait que les réservoirs géologiques ne sont pas illimités, ce type de solution nécessite une cavité parfaitement étanche et stable pour éviter tout risque de fuite. Le CO2 étant plus lourd que l’air, une fuite de CO2 pourrait avoir des conséquences désastreuses en asphyxiant les personnes alentour. C’est ce qui s’était produit au niveau du lac Camerounais de Nyos, en 1986. Lors d’une éruption limnique, une énorme bulle de CO2 était remontée à la surface, entraînant la mort de 1 700 personnes.

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La rénovation énergétique de son logement est une étape indispensable lorsque l’on souhaite faire baisser sa facture d’énergie, et par la même occasion, son impact environnemental. Mais pour y parvenir, mieux vaut faire appel à des artisans qualifiés et compétents, sans quoi, l’aventure peut vite tourner à la catastrophe, la preuve avec ces 10 exemples… à ne surtout pas suivre.

Enjeu crucial de la transition écologique, la rénovation thermique des bâtiments est un passage obligatoire pour atteindre la neutralité carbone à l’échelle nationale et même mondiale. Outre le fait de réduire son impact environnemental, la rénovation énergétique de son logement permet également de réduire — parfois drastiquement — sa facture d’énergie et en particulier de chauffage. Pour faciliter la réalisation de travaux très onéreux, l’État a mis en place un certain nombre d’aides financières destinées à rendre ces travaux accessibles. Néanmoins, avant de bénéficier du confort d’une maison bien isolée et de soupirer de bonheur en voyant sa facture d’énergie largement réduite, il faut passer par l’étape des travaux. Et si, souvent, tout se passe bien, il faut bien admettre que de nombreux chantiers ne se passent pas exactement comme prévu et peuvent carrément tourner à la catastrophe.

Comme il vaut mieux en rire qu’en pleurer, nous vous avons concocté un petit florilège de travaux relevés par le compte X (ex-Twitter) « Nos Artisans Ont du Talent ».

L’isolation thermique par l’extérieur

Grand classique de la rénovation énergétique, l’isolation thermique par l’extérieur multiplie les avantages. D’un point de vue technique, cette solution permet de limiter les ponts thermiques en créant une enveloppe sur l’ensemble du bâti. De plus, elle peut être mise en œuvre, même lorsque le logement est occupé. Mais elle a un défaut principal : son prix relativement élevé.

Pour compenser, de nombreux artisans proposent des solutions d’isolation thermique en polystyrène, permettant parfois d’atteindre le tarif symbolique de 1 euro par mètre carré. Cependant, à un tel tarif, les installations peu orthodoxes sont nombreuses et donnent parfois des résultats pour le moins hasardeux, la preuve :

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

Visiblement, la solution technique retenue ici, à savoir isolation en polystyrène avec enduit, n’aura pas tenu la marée, ou plutôt le vent. Espérons tout de même que les matériaux choisis sont biodégradables, même si on a peu d’espoir.

L’isolation des combles est également un des travaux de rénovation énergétique les plus sollicités via le programme MaPrimeRenov’. Et pour cause, il s’agit souvent du rapport investissement/gain énergétique le plus intéressant. Si ce type de travaux est généralement plutôt abordable d’un point de vue technique, il convient tout de même de respecter quelques principes élémentaires, en particulier lorsqu’une installation électrique est présente, sous peine de favoriser un départ de feu !

Sur cette image, il semblerait que l’entreprise chargée des travaux d’isolation ne se soit guère préoccupée du risque, en laissant des raccordements électriques sans protection.  Si la laine de verre et la laine de roche sont incombustibles, il en va autrement de la laine de bois ou de l’ouate de cellulose qui sont particulièrement sensibles au feu.

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

La pompe à chaleur

Lorsque l’on souhaite améliorer le confort thermique de son logement, la climatisation réversible est souvent une solution de choix. Aussi appelées PAC air/air, les climatisations réversibles permettent de bénéficier d’un système de chauffage ou de refroidissement complémentaire pour un tarif raisonnable et des travaux relativement simples. Très populaires, les PAC air/air ne sont pas exemptes d’installations pour le moins originales de la part de certains artisans.

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

Ici, l’artisan qui a posé le groupe de climatisation réversible a trouvé pertinent de faire passer les tuyaux, qui permettent l’échange thermique avec le groupe extérieur, à travers le tableau électrique de ce logement. Une solution qui ne respecte évidemment pas les normes et peut s’avérer dangereuse, notamment en raison du risque de condensation.

La pose de radiateurs

Qui dit rénovation du système de chauffage, dit parfois, remplacement des radiateurs. À ce sujet, on retrouve parfois des pépites. Dans ce premier exemple, on notera tout de même le souci du détail du plombier qui aura pris soin de laisser la prise de courant « accessible ». Si le tuyau en cuivre du bas vous choque, vous n’avez tout simplement pas la même fibre artistique que la personne chargée du chantier.

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

Panneaux solaires

L’installation de panneaux photovoltaïques est une solution de plus en plus plébiscitée pour réduire sa facture d’électricité en produisant soi-même de l’électricité. Cependant, pour que ces derniers puissent réellement produire de l’électricité, on évitera de les découper comme de la simple tôle ondulée. On essaie de se rassurer en se disant qu’il s’agît peut-être d’un panneau factice permettant de donner une unité à la toiture, mais tout de même !

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

On veillera également à ce que les panneaux soient bien orientés, et, si possible, de niveau pour éviter un résultat digne de Numerobis.

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

La mousse expansive

Quand on parle de ratés dans les travaux de rénovation énergétique, la mousse expansive fait presque systématiquement son apparition. Souvent utilisée comme cache misère, la mousse expansive est un excellent indicateur de la qualité des travaux qui ont été réalisés. Plus vous en voyez, plus vous devez avoir peur du résultat final.

En voici un parfait exemple. Plutôt que de choisir des boîtes d’encastrement électriques spécifiques pour assurer l’étanchéité à l’air du doublage, certains préfèrent utiliser de la mousse expansive. Le résultat final est plus que douteux, en particulier d’un point de vue esthétique.

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

La mousse est également un grand classique lors du remplacement de menuiseries. Ici, on retrouve un véritable cas d’école de ce qu’il ne faut pas faire. Ici, il semblerait que l’artisan ait tenté de mettre en œuvre une fenêtre dont les dimensions ne correspondent pas à la réservation dans le mur. Outre le fait que les règles de l’art ne sont pas respectées, difficile de savoir comment est réellement fixée la menuiserie. De quoi inquiéter sur la tenue dans le temps de l’ensemble.

Capture X « Nos Artisans Ont Du Talent ».

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EDF et le ministère des Armées viennent d’annoncer un partenariat visant à permettre la production de tritium sur le sol français grâce aux réacteurs de la centrale de Civaux. Ce gaz rare est un ingrédient indispensable de la dissuasion nucléaire.

À la suite de sa visite de la centrale nucléaire de Civaux, Sébastien Lecornu, ministre des Armées, a annoncé qu’une activité d’irradiation de matériaux allait démarrer dans la centrale pour le compte de l’Armée française, avec l’appui du Commissariat à l’énergie atomique (CEA).

Étudiée depuis les années 1990, cette collaboration est le fruit d’une planification de longue date destinée à sécuriser l’approvisionnement français en tritium, un élément indispensable à la dissuasion nucléaire. Ainsi, à partir de 2025, le CEA devrait livrer à la centrale de Civaux des matériaux particuliers contenant du lithium. Ces matériaux seront assemblés puis chargés dans le cœur d’un des deux réacteurs du site pour une durée d’environ 7 mois, avant d’être retirés puis démontés. À l’issue de cette phrase d’irradiation, les matériaux seront renvoyés au CEA pour les dernières étapes de production du tritium.

Pourquoi le tritium est-il indispensable à la force de dissuasion nucléaire française ?

Si la recette de la bombe thermonucléaire française est un secret très bien gardé, le tritium en serait un élément indispensable. Une bombe thermonucléaire repose sur un mécanisme de fission – fusion – fission. Elle est composée de deux étages : le premier étage est une bombe à fission, généralement constituée d’uranium ou de plutonium. Cette première réaction de fission engendre des conditions de température et de pression propices à la fusion nucléaire. À cet instant, dans le deuxième étage de la bombe, le tritium et le deutérium présents fusionnent pour donner de l’hélium et génèrent une très grande quantité d’énergie. Enfin, cette réaction de fusion engendre une nouvelle réaction de fission du reste du combustible radioactif présent dans la bombe.

Dans ce mécanisme complexe, le tritium a deux utilités : dans le premier étage, il permet de doper la première réaction de fission. Au second étage, il est au cœur de la réaction de fusion avec le deutérium. Il est à noter que le tritium du deuxième étage de la bombe est parfois remplacé par du deutérure de lithium. Cet élément, une fois bombardé de neutron, génère du tritium et rend alors possible la réaction de fusion. Si aucune donnée officielle n’existe sur le sujet, il semblerait que chaque tête nucléaire contient environ 4 g de tritium.

En France, ces ogives thermonucléaires sont réparties en deux catégories. Les têtes nucléaires océaniques (TNO), d’une puissance de 100 kt (kilotonnes, une kilotonne équivalent à 1 000 tonnes de TNT), équipent les missiles M51 que l’on retrouve à bord des sous-marins lanceurs d’engins de classe Le Triomphant. Ces missiles, d’une portée de 6 000 km, peuvent embarquer jusqu’à 6 têtes nucléaires. Les têtes nucléaires aéroportées (TNA), d’une puissance de 300 kt, équipent les missiles ASMP-A, d’une portée de 500 km, qui peuvent être lancés depuis des Mirage ou des Rafale. Comparativement, les bombes thermonucléaires sont nettement plus puissantes que les bombes nucléaires. Alors que Little Boy, la bombe larguée sur Hiroshima, représentait l’équivalent de 15 000 tonnes de TNT, la première bombe thermonucléaire avait une puissance de 100 000 tonnes de TNT.

Un élément difficile à conserver

Outre le fait qu’il est très rare à l’état naturel, le tritium constitue un véritable enjeu stratégique, car il a la particularité de posséder une demi-vie de seulement 12,5 ans. En conséquence, il se désintègre et disparaît spontanément, à tel point qu’au bout de 25 ans, un stock perd 99,5 % de sa radioactivité. Jusqu’en 2009, la production française était assurée par le CEA grâce aux réacteurs nucléaires Célestin 1 et 2 du site de Marcoule. Mais depuis l’arrêt définitif de ces derniers, la France vit sur ses stocks qui sont suffisamment importants pour tenir jusqu’à l’horizon 2035-2040. Le recours à la centrale de Civaux permet de relancer la filière du Tritium tout en évitant de lourds investissements financiers.

Pour EDF, l’activité d’irradiation de matières pour des organismes tiers est une première, mais pourrait bien se développer. L’énergéticien français a, en effet, trouvé un accord avec Westinghouse pour la production de Cobalt-60, un isotope utilisé en médecine.

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Si vous ne pouvez pas déployer de panneaux solaires sur votre toiture, rassurez-vous, vous pourrez bientôt les installer à la place de vos clôtures. La société bretonne LTE propose, en effet, de vous installer une haie photovoltaïque plutôt qu’une rangée de claustras ou de thuyas.

En Bretagne, on a peu de soleil, mais on a des idées. Quinze ans après avoir commercialisé ses premiers trackers solaires, la société LTE (Les Traqueurs Solaires) vient d’installer sa première clôture solaire à Ploërmel, non loin de la forêt de Brocéliande. Cette installation, entièrement conçue par Hilaire Dacquait, créateur de la société, est constituée de 16 modules de 365 Wc pour une puissance totale avoisinant les 6 kWc.

Selon l’entrepreneur, cette solution permet d’accéder à l’énergie solaire, même quand une installation en toiture est impossible. Pour que ce projet devienne réalité, c’est la société française S’Tile qui s’est chargée de fabriquer les panneaux à partir de cellules photovoltaïques produites en Asie. Ces panneaux ont la particularité d’être bifaciaux, ce qui leur permet d’assurer une production d’électricité, que le soleil soit d’un côté ou de l’autre de la clôture, tout en améliorant la production par temps couvert. Côté structure, l’ensemble des câbles et des connexions sont discrètement cachés dans les poteaux en aluminium qui viennent maintenir les panneaux en place. Côté tarif, il faut tout de même compter 850 euros par mètre linéaire, installation comprise, contre quelques dizaines d’euros par mètre pour une palissade en bois classique.

La palissade solaire installée par LTE / Images : LTE.

Les panneaux photovoltaïques verticaux sont de plus en plus répandus

Sans contraintes techniques spécifiques, les panneaux photovoltaïques monofaciaux sont généralement inclinés entre 30° et 60°, de manière à être le plus proche possible des 90° par rapport aux rayons du soleil. Mais le développement des panneaux solaires bifaciaux permet d’élargir les possibilités. En effet, ce type de panneau d’une plaque en verre de chaque côté du panneau, ce qui permet aux cellules photovoltaïques de produire de l’électricité à partir du rayonnement lumineux provenant des deux côtés du panneau.

Grâce à cela, l’implantation verticale a de plus en plus de succès, car elle multiplie les avantages : elle permet d’utiliser moins de place, et de limiter l’exposition des panneaux aux intempéries comme la pluie, la grêle ou la neige. Enfin, la poussière a moins tendance à s’y accumuler. Ce n’est pas tout, une récente étude montre qu’avec une implantation verticale, les panneaux solaires fonctionnent à une température plus basse qu’avec une inclinaison classique. Cette différence entraîne un rapport de performance plus élevé, qui compenserait en partie la perte d’énergie liée à l’inclinaison. Grâce à ces nombreux côtés positifs, l’implantation verticale séduirait de plus en plus, comme cette station de ski qui a opté pour des structures verticales afin d’éviter l’accumulation de neige.

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Fini les platanes au bord des routes, bonjour les panneaux solaires ? Une nouvelle étude de la Commission Européenne vient de dévoiler la production électrique que l’on pourrait atteindre en implantant des panneaux solaires verticaux le long des routes et des voies ferrées d’Europe.

Le Joint Reseach Center (JRC) de la Commission Européenne vient de publier une vaste étude portant sur le potentiel du photovoltaïque vertical aux abords des routes et des voies ferrées européennes. Le moins que l’on puisse dire, c’est que ce potentiel est important. Avec un total de 403 GW de panneaux photovoltaïques, il serait possible de produire, de cette manière, environ 391 TWh/an. C’est plus que la production totale d’électricité de l’Espagne et de la Belgique réunies !

Pour obtenir ces résultats, les scientifiques du JRC ont dû réaliser un véritable travail de fourmi, en identifiant, à partir des données publiques spatiales et d’un réseau routier dérivé d’OpenStreetMap, toutes les sections de routes et de voies ferrées susceptibles de recevoir des panneaux photovoltaïques. Les équipes ont sélectionné les autoroutes, les routes principales et les routes primaires, tout en excluant chaque tronçon de pont, tunnel ou d’intersection.

Pour obtenir un degré de précision suffisant, les chercheurs ont divisé le réseau routier en tronçon de 500 mètres de long pour considérer leur trajectoire moyenne, et donc l’orientation des panneaux photovoltaïques correspondante. Le même travail a été réalisé pour la partie ferroviaire, en partie grâce à la base de données de référence géographique de la Commission européenne (GISCO). Au total, ce sont près de 450 000 km de route qui ont été sélectionnés, et 152 000 km de voies ferrées.

La France a le plus grand potentiel européen

L’étude porte sur l’utilisation comparative de panneaux monofaciaux et de panneaux bifaciaux. Sans surprise, ce sont ces derniers qui permettent le niveau de production le plus important. D’ailleurs, l’implantation verticale des panneaux solaires est de plus en plus plébiscitée, notamment grâce à l’arrivée des panneaux bifaciaux. Selon une étude, ce type d’implantation permettrait d’obtenir un rendement au moins équivalent à une inclinaison traditionnelle comprise entre 30° et 60° en limitant la surchauffe des cellules. De plus, en étant verticaux, les panneaux nécessitent moins d’emprise au sol tout en étant moins vulnérables aux intempéries.

Si l’Allemagne a le plus grand potentiel de production d’énergie aux abords de ses routes (17,1 GWc), la France a le plus grand potentiel total avec plus de 65 GW de puissance installable pour une production estimée à 66 TWh/an. Elle devance ainsi largement l’Allemagne (49 TWh/an), l’Italie (45 TWh/an) et l’Espagne (57 TWh/an). Si le réseau routier français est particulièrement développé, c’est principalement grâce à son réseau ferroviaire que le pays affiche un tel potentiel. En effet, sur les 152 000 km identifiés par le JRC, plus de la moitié de ce réseau est situé en France, à savoir 78 711 km ! Reste à savoir comment notre réseau électrique pourrait gérer de tels pics de puissance en milieu de journée.

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Bien connu des spécialistes de l’éolien, mais encore mal compris, le wake effect (ou effet de sillage en français) pose de plus en plus de problèmes, à mesure que les parcs se multiplient. C’est pourquoi, de nombreuses équipes de recherche travaillent actuellement sur le sujet pour tenter de mieux le prédire et limiter les pertes de rendement des parcs qui y sont associées. 

À l’image d’un avion qui transperce l’air, une éolienne perturbe le flux d’air qui la traverse et crée une zone de turbulence dans laquelle le vent ralentit. À l’échelle d’un parc éolien, ce phénomène, appelé wake effect ou effet de sillage en français, peut engendrer une baisse d’efficacité énergétique des éoliennes situées en aval, et même générer des contraintes sur la structure des éoliennes. Mais au-delà de cette baisse de production locale, l’effet de sillage peut avoir des répercussions sur de grandes distances. Selon des études préliminaires menées par l’énergéticien allemand RWE, cet effet pourrait même se ressentir sur près de 200 km.

Ainsi, il pourrait poser de plus en plus de problèmes à mesure que la densité de parcs éoliens offshore augmente dans certaines zones du globe, à l’image de la mer du Nord. Là-bas, le gouvernement norvégien planifie l’installation du parc Sørlige Nordsjø II… à seulement 22 km du parc danois Nordsren III. Dans cette configuration, les deux parcs pourraient se faire de l’ombre en fonction de la direction du vent, entraînant alors une baisse de productivité. Pour l’heure, l’absence de connaissances précises et de réglementation sur le sujet laisse les différents acteurs des projets dans le flou.

L’effet de sillage, un phénomène de plus en plus étudié

Pour éviter ce type de situation tout en améliorant les performances des parcs, de nombreux projets de recherche tentent de mieux comprendre ce phénomène grâce à des relevés in situ ainsi que le développement de modèles de calcul. Ces projets de recherches universitaires sont extrêmement nombreux du côté des pays entourant la mer du Nord, comme l’University of Bergen (UiB) mais aussi l’institut allemand Fraunhofer, aidés par des subventions gouvernementales et l’appui de grands acteurs du secteur de l’éolien. C’est notamment le cas de RWE qui a pris part à plusieurs projets comme X-Wakes, C2-Wakes ou encore OWA GloBE.

De l’autre côté du globe, ce phénomène est également étudié par l’université Takanori Uchida de Kyushu, qui s’est associée pour l’occasion à Toshiba Energy Systems Corporation et Hitachi Zosen Corporation. Ce projet a pour objectif de mieux comprendre les effets de sillage, et de trouver les designs et les méthodes d’implantation les plus adaptées au contexte géographique du Japon.

Des solutions émergent pour réduire l’effet de sillage

Pour lutter contre ce phénomène, plusieurs solutions émergent. D’un point de vue général, l’implantation des différents parcs éoliens nécessite une étroite collaboration internationale pour éviter qu’un parc éolien ne provoque une perte de rendement sur un autre parc. Ensuite, les scientifiques cherchent à déterminer quelle est la meilleure implantation des éoliennes pour limiter au maximum ce phénomène. Le modèle d’implantation a notamment fait l’objet de recherches dans le parc éolien de Horns Rev.

Mais les solutions peuvent aussi être matérielles. Siemens Gamesa a, par exemple, mis au point une solution appelée Wake Adapt. Celle-ci consiste à modifier légèrement l’orientation des turbines lorsque le vent souffle dans l’alignement des éoliennes. Grâce à cette subtile modification d’orientation, l’effet de sillage est déporté sans pour autant entraîner d’effort trop important sur la structure de l’éolienne. Ce système a également l’avantage de pouvoir être adaptable dans certains parcs existants et permet, selon le fabricant, de réduire les pertes liées au phénomène.

Enfin, des réflexions sont en cours sur le type d’éolienne à utiliser. Aujourd’hui, les turbines à trois pales montées sur des mâts sont les modèles les plus courants. Mais certains cherchent à envisager la possibilité d’utiliser des rotors inclinés qui pourraient permettre de réduire l’effet de sillage. C’est pour cela qu’a été mis en place le projet POWER, qui vise à mettre en place 10 éoliennes Touchwind afin de voir s’il est possible, grâce à ce design, d’améliorer la production d’électricité par kilomètre carré tout en limitant l’effet de sillage.

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Jusqu’ici farouchement opposé au nucléaire, le Luxembourg est-il en train de retourner sa veste ? Sans aller jusqu’à vouloir construire une centrale nucléaire sur son sol, le pays de 645 000 habitants a annoncé, par le biais de son premier ministre, être ouvert à la technologie.

En marge du sommet européen sur le nucléaire, qui s’est tenu la semaine dernière à Bruxelles, le Premier Ministre du Luxembourg, Luc Frieden, a eu des mots pour le moins surprenants concernant le nucléaire. Celui-ci a, en effet, déclaré que le gouvernement luxembourgeois était ouvert à la technologie nucléaire. Il a ajouté que le Luxembourg ne souhaitait pas dire aux autres pays comment abandonner l’énergie fossile, sous-entendant que le nucléaire était une solution comme une autre. Si celui-ci a également rappelé qu’il n’y aurait pas de centrale nucléaire dans le pays, cette déclaration tranche avec la traditionnelle position anti-nucléaire du Luxembourg. L’année dernière encore, Xavier Bettel, alors Premier Ministre, tenait un discours opposé au nucléaire en affirmant que cette technologie n’était ni sûre, ni rapide, ni bon marché et n’était pas respectueuse du climat.

Un changement surprenant pour un pays historiquement opposé au nucléaire

L’opposition du Luxembourg contre le nucléaire ne date pas d’hier, mais fait suite à un projet de centrale qui aurait dû être mise en service dans la ville de Remerschen en 1981. À l’époque, le projet de construction d’une centrale de 1 300 MWe avait failli voir le jour. Cependant, dès le début du projet, en 1973, la société civile luxembourgeoise avait commencé à former une résistance contre cette centrale. Si cette opposition massive a abouti à l’abandon du projet en 1979, elle ne s’est pas arrêtée aux frontières du pays, et a duré jusqu’au milieu des années 1990 contre le projet voisin de la centrale française de Cattenom. Depuis lors, le gouvernement luxembourgeois a non seulement abandonné l’idée de construire une centrale nucléaire, mais a demandé à de nombreuses reprises la fermeture de la centrale française de Cattenom (5 200 MWe) ainsi que des centrales belges de Tihange (2 000 MWe) et de Doel (1 928 MWe).

À ce jour, le pays est largement importateur d’électricité, puisqu’il en consomme environ 6,7 TWh par an (2022), mais n’en produit que 2,2 TWh (2022), dont la majorité provient de l’hydroélectricité. La consommation électrique moyenne par habitant est presque deux fois plus élevée au Luxembourg qu’en France (12 135 MWh/an/habitant au Luxembourg contre 6 908 MWh/an/habitant en France).

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L’Espagne semble véritablement déterminée à exploiter pleinement son potentiel d’énergie solaire ! Le pays vient de réaliser une nouvelle année record en installant plus de 7 GW de capacité photovoltaïque. Pour la première fois, la majorité du mix électrique du pays est considérée comme bas-carbone.  

L’année 2023 aura été une année record pour le développement des énergies renouvelables. Cette fois, on s’intéresse à l’Espagne qui a battu son record de déploiement de l’énergie photovoltaïque avec pas moins de 5 595 MWc de panneaux nouvellement raccordés au réseau ! C’est un record pour le pays avec une hausse de 28 % par rapport à l’année 2022. En comparaison, la France fait relativement pâle figure avec seulement 3 135 MWc de photovoltaïque raccordés sur la même période (source : Enerplan). Ce déploiement impressionnant de centrales photovoltaïques porte la puissance totale de l’Espagne à 25 549 MW. Et ce n’est pas tout, puisque selon des données recueillies par l’UNEF (Unión Española Fotovoltaica) et APPA Renovables, on compterait entre 1 706 MWc et 1 943 MWc d’installations en autoconsommation, particuliers et professionnels confondus. Le déploiement total de solaire en 2023 est donc compris entre 7 301 MWc et 7 538 MWc.

Il faut dire qu’en termes de rayonnement solaire, l’Espagne fait partie des pays les mieux dotés d’Europe. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si les trois régions ayant accueilli le plus de nouvelles installations sont situées dans la moitié sud du pays avec Castilla la Mancha (2 024 MW), l’Andalousie (1 170 MW) et l’Estrémadure (1 064 MW).

L’électricité bas-carbone représente désormais la moitié du mix électrique espagnol

Ces nouvelles installations ont permis de porter la part du photovoltaïque dans le mix électrique espagnol à 20,3 %. L’éolien continue d’y jouer un rôle prépondérant avec une hausse de sa capacité de production de 661 MW. En 2023 et pour la première fois, le mix électrique de l’Espagne a été dominé par les énergies bas-carbone avec 50,3 % du mix. Cette part, estimée à 134 321 GWh, n’est néanmoins pas considérée comme renouvelable puisqu’elle comprend la production des cinq centrales nucléaires du pays.

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Le Texas, souvent associé aux énergies fossiles, est pourtant devenu un monstre des énergies renouvelables. Mais si son climat ensoleillé est propice à la production solaire, ses fréquents orages engendrent des dégâts considérables sur les fermes photovoltaïques. Dernier exemple en date : la vaste centrale Fighting Jays Solar Farm, qui vient de perdre plus d’un millier de panneaux en seulement quelques minutes. 

Les images sont impressionnantes : à Fort Bend County, non loin de Houston (Texas), les quelque 1 300 hectares de la centrale photovoltaïque « Fighting Jays Solar Farm » font peine à voir. Et pour cause, le 15 mars dernier, un intense orage de grêle a causé de très importants dégâts à la ferme solaire d’une puissance de 350 MWc.

Suite à la destruction d’un très grand nombre de panneaux, une équipe HazMat (Hazard Materious Response Team) s’est rendue sur place pour s’assurer qu’aucun produit potentiellement toxique n’avait contaminé la zone. Les premiers résultats ne montrent aucun signe de contamination, mais la Texas Commission of Environmental Quality continue de mener l’enquête pour s’assurer de la sécurité de la zone.

BREAKING: Hail storm in Damon texas on 3/24/24 destroys 1,000’s of acres of solar farms.

Who pays to fix this green energy? @StateFarm? @FarmBureau? @Allstate?

Or you the taxpayer? pic.twitter.com/GpNSaopObZ

— Corey Thompson (@Roughneck2real) March 25, 2024

Les orages de grêle, talon d’Achille des fermes photovoltaïques

Si les habitants de la région ont expliqué qu’ils n’avaient jamais vu ça, avec des grêlons pouvant mesurer la taille d’une balle de golf, les orages de grêle ne sont pas rares au Texas, et plus généralement au centre des États-Unis. Presque chaque année, la taille des grêlons mesurés impressionne avec 11 centimètres de diamètre relevés en 2016, 14 centimètres en 2022, ou encore un grêlon de 16 cm en 2021 à San Antonio. C’est quasiment la taille d’un melon !

En première ligne de ces aléas climatiques, les centrales solaires ne semblent pas prévues pour résister à ce type d’événement. Ainsi, selon des rapports du secteur des assurances aux États-Unis, les averses de grêle seraient responsables de 2 % des sinistres déclarés, mais de 50 % des pertes financières associées. Selon ces compagnies d’assurance, ces pertes financières s’expliquent par la hausse du nombre d’installations solaires dans les régions concernées, mais également par le recours de plus en plus fréquent à des panneaux plus grands, dont la vitre de protection est moins épaisse, et donc plus fragile.

Des solutions pour éviter les sinistres dus à la grêle

Face à cette situation, l’entreprise kWh Analytics, spécialiste de la gestion des risques dans la production d’énergies renouvelables, encourage, dans un récent rapport, le déploiement de panneaux solaires dont l’inclinaison peut être automatiquement réglée. Sur ce type d’installation, un mode particulier permet de positionner le panneau à la quasi verticale, le protégeant ainsi de la grêle. D’autre part, le rapport montre la différence de résistance des panneaux à des averses de grêle en fonction du type de verre utilisé. Le verre trempé se montre alors beaucoup plus résistant que le verre renforcé à la chaleur.

Outre le coût financier important, le mauvais dimensionnement de ces centrales vis-à-vis de leur environnement apparaît comme un gâchis de ressources et d’énergie, une notion opposée aux objectifs de la transition énergétique actuelle.

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Une équipe de chercheurs du Centre de recherche insulaire et observatoire de l’environnement (CRIOBE) vient de déployer un prototype de ferme solaire qui devrait permettre la production d’électricité renouvelable tout en protégeant le corail, en Polynésie française.

Bienvenue sur l’île de Raiatea, quatrième île de la Polynésie française en termes de superficie. C’est ici qu’une équipe du CRIOBE, une unité d’appui de l’université de Perpignan et du CNRS, vient de déployer un prototype de ferme photovoltaïque flottante à proximité de la ville de Tumaraa, à l’ouest de l’île.

Si, pour l’heure, un seul module a été mis à l’eau, celui-ci devrait bientôt être rejoint par 3 autres unités similaires d’une surface approximative de 100 mètres carrés et équipées d’une cinquantaine de panneaux photovoltaïques de 450 Wc chacune. Pour l’heure, l’objectif de cette ferme est d’injecter du courant en 230 V dans sur le réseau local, et d’alimenter la cuisine centrale de la ville pour une durée de 3 ans.

La forte dépendance de la Polynésie aux énergies fossiles

Ce projet a une importance capitale pour la transition énergétique de la Polynésie. Car si le développement des énergies renouvelables continue de s’accélérer un peu partout dans le monde, il peine encore à parvenir jusqu’à ces petites îles perdues dans le Pacifique, à quelque 16 000 km de la métropole. Ici, l’énergie fossile représente encore 93,4 % de l’énergie finale consommée, la faute à une géographie particulière qui rend impossible le déploiement d’infrastructures de production d’énergie d’envergure. Les 275 000 habitants de la Polynésie française se répartissent en effet sur 76 îles et atolls, eux-mêmes dispersés sur 2,5 millions de km², soit 5 fois la superficie de la France !

Ainsi, chaque année, ce sont près de 336 millions de litres d’hydrocarbures qui sont utilisés pour le transport, la production d’électricité, ainsi que le chauffage et la pêche. Côté production d’électricité, on compte bien quelques installations hydroélectriques, en particulier à Tahiti (exemple : le barrage de Titaaviri), qui fournissent chaque année 159 GWh d’électricité renouvelable. Le photovoltaïque produit, lui, 41,6 GWh par an. Mais ces chiffres sont bien faibles en comparaison des 665 GWh d’électricité nécessaire par an sur toute la Polynésie.

Depuis 2010, seul le photovoltaïque s’est un peu développé avec 41,3 MWc en 2020 contre 9,5 MWc en 2011. Pour accélérer la décarbonation, il est donc plus que nécessaire de trouver des moyens de productions renouvelables d’envergure moyenne et rapides à mettre en œuvre pour correspondre aux spécificités géographiques de l’île.

Trouver un équilibre pour décarboner tout en protégeant le corail

Si l’intérieur des îles comporte souvent de nombreux reliefs et une végétation très dense, le recours au photovoltaïque flottant permettrait de contourner ces contraintes et de profiter des vastes étendues des lagons pour orienter les panneaux de la meilleure des manières. Mais ce n’est pas tout : ces installations pourraient contribuer à protéger le corail des lagons des rayons du soleil qui peuvent engendrer un phénomène de blanchiment parfois fatal. Or la sauvegarde du corail est un enjeu majeur dans la préservation de la biodiversité marine. Celui-ci, particulièrement sensible aux modifications de son environnement, connaît une grave crise écologique autour de la planète sous l’effet combiné de son exploitation, de la pêche intensive, de la pollution et de la transformation des océans (acidification et réchauffement des eaux). On estime notamment que la Grande barrière de corail, située au large de l’Australie, a été réduite de 70 %.

Pour en revenir à Tumara, la centrale solaire flottante du CRIOBE va permettre de comprendre quel positionnement des panneaux solaire est la plus adaptée à la protection des coraux en faisant varier l’ombrage et la transparence obtenue. Ces résultats devraient permettre le déploiement de centrales solaires flottantes parfaitement adaptées à leur environnement et ainsi participer à la sauvegarde des récifs coralliens.

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Une jeune entreprise française vient de mettre au point une pompe à chaleur capable de générer des températures dépassant les 500 °C. Outre la décarbonation de nombreuses industries, cette PAC nouvelle génération pourrait également servir à stocker de l’énergie. 

Face à l’immense défi de la transition énergétique, la jeune startup Airthium a choisi de s’attaquer à la décarbonation des procédés industriels nécessitant de grandes quantités de chaleur, et en particulier sous forme de vapeur d’eau. Actuellement, ces entreprises utilisent principalement des chaudières à gaz pour des raisons économiques. Il n’existe, en effet, pas d’équivalent électrique bon marché. Pour relever ce challenge, les équipes d’Airthium sont parvenues à créer une pompe à chaleur capable d’atteindre les 550 °C, offrant un bien meilleur coefficient de performance que des solutions plus classiques basées sur des résistances thermiques.

Après 5 ans de développement, la jeune entreprise vient de lever 3 millions d’euros pour mettre en œuvre un démonstrateur, avant de passer à la phase de commercialisation. Cette solution intéresse notamment des acteurs de l’agroalimentaire dont les besoins en vapeur d’eau sont très importants dans les processus de fabrication des aliments. Le géant McCain Food a d’ailleurs signé un protocole d’accord pour l’installation d’un démonstrateur de 100 kW dans son usine de Béthune.

Une pompe à chaleur très haute température

Les pompes à chaleur sont aujourd’hui largement répandues. On les retrouve dans nos réfrigérateurs, dans les systèmes de chauffage et de climatisation, et même dans les installations géothermiques (voir notre reportage). Toutefois, les principes de la thermodynamique rendent plus compliqué son utilisation pour générer des températures très élevées.

Pour y parvenir, les équipes de Airthium ont créé un prototype dont le principe est proche des moteurs Stirling, et repose sur le cycle thermodynamique d’Ericsson. Il se compose de deux cylindres, l’un chaud, l’autre froid, entre lesquels une certaine quantité d’hélium circule. Pour générer de la chaleur, le gaz subit plusieurs opérations successives comme des modifications de pression à température constante, et des modifications de température à pression constante. Ces modifications engendrées à tour de rôle permettent d’obtenir un cycle lors duquel il est possible de récupérer de la chaleur.

Particulièrement complexe à maîtriser, ce cycle thermodynamique a nécessité, de la part d’Airthium, la mise au point d’une technologie spécifique permettant de maintenir une température quasi constante durant les phases de compression. Celle-ci a fait l’objet d’un dépôt de brevet.

Une solution pour stocker de l’énergie ?

La solution développée par Airthium pourrait aller plus loin que la décarbonation des sites industriels. En effet, comme toute pompe à chaleur, la technologie développée par Airthium est réversible. En d’autres termes, elle permet de produire de l’électricité à partir de chaleur. Grâce à cela, la startup ambitionne d’associer sa pompe à chaleur à une solution de stockage thermique. Cette combinaison permettrait de générer une nouvelle forme de stockage d’énergie journalier pour pallier les intermittences des énergies renouvelables.

Pour permettre du stockage sur le plus long terme, l’entreprise envisage également d’utiliser sa pompe à chaleur pour produire de l’ammoniac liquide. Celui-ci pourrait ensuite être brûlé pour obtenir de l’énergie. Pour rendre cette solution possible, Airthium travaille sur la mise au point d’un brûleur sans flamme pour empêcher les émissions de particules fines généralement associées à la combustion d’ammoniac.

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L’Allemagne a fêté Pâques à sa manière en mettant près de 15 centrales à charbon à l’arrêt en Rhénanie et dans le Brandebourg. Avec cette opération, le pays confirme sa volonté de se passer de cette ressource, qui est la plus émettrice de gaz à effet de serre.

Si pour beaucoup, ce long week-end de Pâques rimait avec chasse aux œufs et repas en famille, les électriciens allemands, eux, avaient du pain sur la planche. Dimanche, ils ont, en effet, déconnecté 7 centrales à charbon pour une puissance totale de 3,1 GW. Puis, ils ont remis le couvert lundi avec 8 centrales supplémentaires de petite et moyenne capacité totalisant une puissance de 1,3 GW.

La déconnexion de ces 15 centrales était prévue de longue date, mais la guerre en Ukraine et la flambée des prix de l’électricité avaient poussé les autorités allemandes à repousser cette opération pour sécuriser sa production électrique. Désormais, notamment grâce à l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable, elles n’ont plus d’utilité pour le réseau électrique allemand. Le ministre allemand de l’Économie Robert Habeck a ainsi déclaré qu’elles n’étaient « ni nécessaires, ni rentables ». La préservation de l’environnement et du climat ne semble donc pas avoir été la première des motivations à ces fermetures.

L’Allemagne pourra-t-elle vraiment sortir du charbon en 2030 ?

Si, fin 2022, RWE avait confirmé l’objectif de sortie du charbon d’ici 2030, le ministre fédéral des Finances, Christian Lindner, a, depuis, tenu un discours beaucoup moins catégorique. Néanmoins, avec la déconnexion de ces 4,4 GW de centrales à charbon, l’Allemagne envoie un nouveau signal fort concernant sa volonté de décarboner son mix électrique au plus vite. Difficile de savoir si ce sera suffisant pour sortir entièrement du charbon d’ici à 2030, mais les chiffres restent impressionnants : en 2023, la production d’électricité issue du charbon (et du lignite) est descendue à 131,6 TWh, après avoir été de 179,9 TWh en 2022. Si le charbon reste la seconde source de production d’électricité du pays avec 26,1 % du mix en 2023, il en représentait le tiers en 2022.

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Après une longue période d’oubli, le pisé revient progressivement à la mode grâce à son impact environnemental particulièrement faible. Cependant, malgré ses avantages indéniables, ce matériau ne pourra réellement s’imposer dans le milieu de la construction sans lever les obstacles liés à la standardisation.

Certains l’appellent pisé, d’autre torchis, bauge ou encore andole. Les constructions en terre ont, pendant des siècles, été la norme dans une bonne partie de l’Europe et du monde. Peu à peu tombé en désuétude, ce type de matériau pourrait revenir sur le devant de la scène, grâce à son très faible impact carbone. Du côté de Lyon, la startup Terrio fait partie de ces acteurs qui croient en l’avenir de la construction en terre. La jeune entreprise a ouvert une usine de préfabrication de blocs de pisé afin d’en réduire le coût. Jusqu’à récemment très peu utilisé, le pisé était réservé à une poignée d’artisans initiés à ses techniques spécifiques de mise en œuvre, entraînant un coût de fabrication élevé.

Le pisé, c’est quoi au juste ?

Le pisé est un matériau de construction réalisé à partir d’une terre argileuse que l’on vient damer (tasser) dans des coffrages appelés « banches », un terme encore couramment utilisé dans la construction en béton armé. Une fois le coffrage mis en place, on le remplit par épaisseur de 10 à 15 centimètres d’épaisseur avant de le compacter, puis de recommencer. Entre deux coffrages, une couche de mortier peut être mise en œuvre pour gagner en résistance et limiter les effets de l’érosion.

Un immeuble utilisant une façade en pisé à Boulogne-Billancourt / Images : Terrio.

La terre, un matériau de construction sous-estimé

Le pisé, et plus généralement les matériaux de construction à base de terre, multiplient les avantages. D’abord, ils ont un impact carbone très faible puisque le matériau en question n’a pas besoin d’être chauffé. Mieux encore, quand cela est possible, le matériau utilisé pour la construction est directement prélevé sur site. N’étant quasiment pas transformé, le matériau est entièrement recyclable. Chez Terrio, on estime le bilan des blocs de pisé préfabriqués à 80 % moins important que celui du béton traditionnel.

Outre le faible impact environnemental, la construction en terre offre un confort intérieur très intéressant. D’abord, il permet de stabiliser l’hygrométrie à l’intérieur d’un bâti, en jouant le rôle de tampon. D’autre part, ce type de construction entraîne une excellente inertie thermique, et donc un très bon déphasage. En d’autres termes, les murs en terre ont la capacité de stocker une grande quantité de chaleur. Cela permet de mieux réguler la température au fil de la journée en hiver, et d’éviter les phénomènes de surchauffe en été. Cette capacité de stockage d’énergie permet d’éviter l’effet « paroi froide », synonyme d’inconfort.

Un matériau difficile à standardiser

Néanmoins, ces avantages nécessitent une approche différente de l’isolation d’un bâtiment et la prise en compte du confort thermique, une notion difficilement mesurable. Le pisé en tant que tel n’est pas un excellent isolant thermique. La conductivité thermique de celui-ci est de 0,8 w/m.k, contre 0,04 w/m.k pour un bon isolant thermique. Ainsi, un mur de 60 centimètres d’épaisseur de pisé permet d’obtenir une résistance thermique (R) de 0,75 m².k/w, bien loin des 5 m².k/w obtenus avec seulement 20 centimètres de laine de verre.

En outre, une mauvaise gestion de l’isolation et du doublage peut avoir pour effet d’amoindrir ce confort thermique, et donc de limiter l’intérêt du recours à la construction en terre. L’isolation thermique par l’extérieur permet tout de même de conserver un confort thermique élevé à l’intérieur du bâti. À l’inverse, l’isolation thermique par l’intérieur laisse le mur en terre « du côté froid » de l’isolant, ce qui entraîne une baisse du confort thermique. Peu importe le choix des matériaux pour le doublage d’un mur en terre, il est indispensable de sélectionner des matériaux perspirants pour éviter que l’humidité ne reste piégée dans le mur en terre, ce qui aurait pour effet de le dégrader sur le long terme. Enfin, les murs en pisé nécessitent la mise en œuvre de dispositions particulières comme de larges débords de toiture afin de protéger le mur des intempéries, et des rupteurs de remontées capillaires.

Enfin, un dernier problème se pose : l’intérêt du pisé, et plus généralement de la construction en terre, réside dans l’utilisation de matériaux à proximité directe du chantier. Or, rien qu’en France, la composition d’un sol est très variable en fonction de l’endroit où on se situe. En conséquence, il y a autant de formulation de pisé qu’il n’y a de chantiers. De par ce constat, il apparaît difficile de standardiser l’utilisation de matériaux à base de terre crue tout en conservant l’intérêt de leur proximité directe du chantier.

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