La troisième vague d’envoi du chèque énergie débute ce mardi 16 avril 2024. Voici la liste des départements qui sont concernés.

Une vingtaine de départements concernés

Le chèque énergie se présente comme une bouffée d’oxygène pour de nombreux foyers français. Pour l’année 2024, 5,6 millions de Français y sont éligibles, et son montant varie de 48 à 277 euros. Cette initiative, mise en place depuis 2018 par le gouvernement, vise à alléger la charge financière des dépenses énergétiques des ménages les plus modestes.

Conçu pour favoriser l’accès à une énergie abordable tout en encourageant la transition énergétique, ce dispositif permet de régler une partie des factures d’énergie du logement, mais aussi de financer des travaux de rénovation énergétique. La prochaine et dernière vague d’envois est prévue du 22 au 25 avril 2024.

Comment utiliser son chèque énergie ?

• Règlement des factures énergétiques : Le chèque peut être utilisé pour payer les factures de gaz, d’électricité, de fioul, de bois, ou tout autre source d’énergie utilisée pour le chauffage.
• Travaux de rénovation énergétique : faites-vous accompagnez par un professionnel reconnu par l’état.
• Paiement en ligne ou directement auprès des fournisseurs : de nombreux fournisseurs acceptent le chèque énergie directement sur leur site internet.

Et si je ne reçois pas mon chèque énergie ?

Pas de panique ! Si votre chèque énergie n’a pas été réceptionné dans les temps prévus, il est conseillé de patienter quelques jours pour tenir compte des délais postaux. Il est également possible de vérifier son éligibilité via le simulateur disponible sur le site officiel chequeenergie.gouv.fr.

En cas de problème persistant, l’assistance utilisateurs est là pour répondre à toutes vos questions via ce numéro : 0.805.204.805 (appel et service gratuits).

L’article Chèque énergie 2024 : la 3e vague de versement arrive est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Le flambeau olympique est né ce mardi, à cent jours de la cérémonie d’ouverture des jeux de Paris 2024. Si la flamme n’a pas pu être allumée directement à partir des rayons du soleil en raison de la météo, une astuce a permis d’assurer la tradition millénaire. Le protocole avait prévu l’intermittence de cette énergie renouvelable.

Il y a 2 800 ans, la toute première flamme olympique était allumée grâce au soleil. Les grecs utilisaient le « skaphia », un ancêtre du miroir parabolique actuel, pour concentrer les rayons solaires sur la torche. Ce protocole antique est toujours respecté aujourd’hui, même lorsque le ciel est couvert durant la cérémonie officielle. Le flambeau allumé ce mardi 16 mars à Olympie (Grèce), à cent jours du lancement des jeux de Paris 2024, en a fait l’expérience.

Les rayons solaires n’étant pas suffisamment puissants pour enflammer la mèche en raison de la couverture nuageuse, une flamme de réserve a été utilisée. Cette dernière a été allumée « un jour de beau temps avant la cérémonie officielle » promet un document du Musée Olympique. « De cette manière, même si le ciel est couvert le jour de la cérémonie, la torche peut être allumée à partir de cette flamme conservée dans une lampe de sécurité ».

🔥 La flamme olympique vient de s'allumer à Olympie, avant les Jeux de Paris 2024 cet été. Elle arrivera à Marseille le 8 mai prochain. pic.twitter.com/xlQAgmatPg

— franceinfo (@franceinfo) April 16, 2024

Quelles énergies pour conserver la flamme tout au long de son parcours ?

Faute de système de stockage adapté, l’intermittence de l’énergie solaire a donc été compensée par une autre énergie, probablement du pétrole lampant (kérosène) d’origine fossile, de l’huile végétale ou de l’éthanol, d’origine renouvelable. Des solutions bas-carbone permettraient toutefois de stocker l’énergie solaire emmagasinée précédemment lors de jours ensoleillés. Par exemple, une centrale solaire à concentration reliée à une batterie thermique serait en mesure d’allumer la flamme par mauvais temps. Autrement, des panneaux photovoltaïques pourraient recharger une batterie électrochimique, qui enflammerait ensuite la torche via un arc électrique.

Lors des relais, les différentes torches utilisent généralement des cartouches de gaz de pétrole liquéfié (GPL), d’origine fossile. En France toutefois, le flambeau carburera au biopropane selon le Comité international olympique. Un combustible renouvelable produit à partir d’huiles végétales ou plus rarement de déchets organiques. Entretemps, il aura voyagé en avion (sic) dans une lampe fermée « de type Davy » utilisant du kérosène ou des « hydrocarbures liquides », précisent les règles de l’Organisation de l’aviation civile internationale pour le transport des « flammes symboliques ».

L’article Flamme olympique : elle est allumée par le soleil, même quand il n’y en a pas est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les parcs éoliens et centrales solaires se multiplient, mais les centrales à charbon aussi. Du moins, en Chine et en Inde, respectivement premier et troisième plus gros consommateur d’électricité au monde. Ces centrales extrêmement polluantes permettent à ces pays de répondre rapidement à leurs besoins croissants en électricité, mais également à écouler le charbon que la Chine produit. 

On vous en parle ici au quotidien : les énergies renouvelables se développent à grande vitesse. Pas une semaine ne passe sans qu’un nouveau parc éolien, une nouvelle centrale solaire, ou une innovation dans le domaine des renouvelables ne voit le jour. Des records de production à partir d’énergies renouvelables sont régulièrement battus, en particulier en Europe, et le recours aux énergies fossiles pour la production d’électricité est de moins en moins fréquent.

Et pourtant, un rapport publié par le Global Energy Monitor vient remettre en question l’un des narratifs de la transition énergétique planétaire. En 2023, si l’équivalent de 21,1 GW de centrales à charbon ont été mises hors service, on dénombre pas moins de 69,5 GW de nouvelles centrales branchées sur le réseau ! Et ce chiffre ne fait pas valeur d’exception, puisque, depuis 2000, la puissance totale des centrales à charbon dans le monde est passée de 1 068 GW à 2 079 GW. Un chiffre alarmant qui pose question sur les véritables efforts faits à travers le monde sur le sujet.

Document : Global Energy Monitor, traduit et adapté par Révolution Énergétique.

La Chine et l’Inde ruinent les efforts du reste du monde

En y regardant de plus près, on constate rapidement que la répartition de ces nouvelles centrales à charbon dans le monde est très inégale. Dans les pays historiquement développés, comme l’Europe et les États-Unis, la tendance est même clairement à la baisse. Si, en 2000, l’Europe comptait 164,1 GW de centrales à charbon, ce chiffre est passé à 107,1 GW en 2022. Du côté des États-Unis, le constat est encore plus flagrant avec une baisse de 155 GW de capacité de production à partir de charbon. Pour ces pays, on constate une prise de conscience et une direction franche prise à partir de 2015, à la suite des Accords de Paris.

En réalité, la Chine, qui mène pourtant la danse dans la production d’énergies renouvelables et du nucléaire, n’en reste pas moins une très grande consommatrice de charbon. Preuve en est, sur les 20 dernières années, sa capacité de production d’électricité à base de charbon est passée de 189,7 GW à 1 137 GW ! Elle dispose, à elle toute seule, plus de trois fois la puissance de centrales à charbon que l’Europe et les États-Unis réunis.  Cependant, cette situation ne semble pas prête de s’arrêter, puisque 578 GW de centrales à charbon sont en projet dans le monde, dont 70 % en Chine.

L’Empire du Milieu n’est pas le seul à adopter cette trajectoire, puisque l’Inde affiche, dans une moindre mesure, la même tendance. Depuis 2015, le pays a ajouté à son mix énergétique près de 47 GW de centrale à charbon pour un total de 237 GW en 2022.

La Chine construit des centrales à charbons pour que nous n’ayons pas à le faire ?

La Chine nous étonnera toujours par sa démesure. Capable de réaliser les plus grandes installations de production d’énergies renouvelables, elle reste aussi la championne des centrales à charbon pour une raison simple : elle a des besoins colossaux. Parfois qualifiée d’usine du monde, elle assure l’équivalent de 35 % de la production industrielle mondiale. Selon l’économiste américain Richard Baldwin, la Chine produirait davantage que les neuf pays suivants réunis. Elle s’est rendue indispensable dans le domaine de la transition énergétique en devenant, par exemple, le leader mondial de la production de panneaux photovoltaïques.

Outre sa capacité de production industrielle, la Chine s’est également imposée dans l’extraction de minerais, dont certains ont une importance stratégique pour la transition énergétique. Selon une étude du CEPII (Centre d’études prospectives et d’informations internationales), la Chine produit plus de 70 % des matériaux contenus dans les batteries des véhicules électriques.

Ce n’est pas tout. Malgré une volonté affichée de l’Empire du Milieu de décarboner son économie, le pays reste le premier fournisseur de charbon au monde, assurant à lui tout seul la moitié de la production mondiale. Dans la même logique, l’Inde est le second plus grand producteur de charbon au monde. Ainsi, on imagine mal ces pays faire une croix sur une telle source d’énergie, et de profit, du jour au lendemain.

L’article Ces nouvelles centrales au charbon que le monde continue d’installer à tour de bras est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le chinois Growatt propose une nouvelle solution de stockage d’énergie pour les installations solaires sur balcon. Un bon outil pour améliorer la rentabilité d’un parc solaire domestique.

Pour exploiter au maximum la production électrique de sa centrale photovoltaïque, il y a plusieurs stratégies. L’on peut adopter une discipline stricte, par exemple, en activant tous ses appareils durant les pics de production solaire. Il est également possible de revendre son surplus d’énergie au réseau. Enfin, l’on peut s’équiper d’un système de stockage. Avec cette seconde option, on augmente sa part d’autoconsommation en utilisant l’excédent d’électricité produit en plein soleil pour l’utiliser à tout autre moment du jour ou de la nuit, selon ses besoins.

La batterie NOAH 2000 de Growatt privilégie le stockage d’énergie

Plusieurs sociétés se sont lancées dans la commercialisation de systèmes prêts-à-brancher, permettant de gérer le stockage et l’injection d’énergie solaire de façon modulaire. De nouvelles solutions débarquent régulièrement sur le marché. Parmi elles, la société chinoise Growatt vient de présenter son nouveau système de stockage dédié aux parcs photovoltaïques résidentiels. La batterie NOAH 2000 se combine avec l’onduleur NEO 800M-X et peut être reliée à 4 panneaux solaires via un câble solaire parallèle en Y. Lorsque la batterie est activée, le système emmagasine en priorité l’énergie. Une fois la batterie chargée, le surplus est dirigé vers le réseau électrique domestique pour être utilisé immédiatement.

La batterie est donc chargée en priorité dès lors qu’il y a du soleil. Pour l’utilisateur, c’est l’assurance de bénéficier d’énergie toujours disponible dès que le soleil se couche. Destiné aux installations solaires sur balcon, il peut aussi équiper des panneaux fixés en toiture ou sur un mur, voire même au sol.

Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

Selon les données disponibles sur le site de Growatt, la batterie pèse 23 kilos, dispose d’une sortie maximale de 800 watts (W) et elle est équipée de deux entrées pouvant accueillir une puissance jusqu’à 900 W. Elle se charge avec des températures extérieures comprises entre 0 et 45 °C et se décharge entre -20 °C et 45 °C. Certifié IP66, le produit est étanche à l’eau et résiste à la poussière, permettant son utilisation en extérieur sans problème. Il est également garanti 10 ans et prévu pour fonctionner durant plus de 6 000 cycles de vie.

Côté installation, Growatt a fait simple puisqu’il suffit de relier le micro-onduleur et la batterie au moyen du connecteur rapide H4. Par ailleurs, le micro-onduleur se branche facilement sur secteur via une prise électrique classique. À noter qu’il est possible d’empiler jusqu’à 4 batteries pour atteindre une capacité totale de stockage de 8 192 wattheures (Wh) avec 4 panneaux solaires. Au niveau des dimensions, chaque batterie mesure 406 mm x 235 mm x 270 mm. Aucune information n’est pour l’instant disponible concernant le prix. La firme est toutefois connue pour commercialiser des onduleurs à prix abordable.

L’article Une nouvelle batterie modulaire dédiée aux panneaux solaires de balcons lancée par Growatt est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le Moyen-Orient s’embrase une nouvelle fois. L’attaque de l’Iran sur Israël déstabilise encore un peu plus la région. Des conséquences sur le prix de l’énergie sont à craindre.

Une flambée des prix de l’énergie à venir ?

Le baril de Brent vient de frôler son plus haut niveau annuel, s’approchant dangereusement des 100 dollars. Certes, il s’agit d’une barre psychologique mais elle est importante pour le marché. Cette montée soudaine s’explique principalement par les tensions accrues au Moyen-Orient, notamment à cause des récents affrontements entre l’Iran et Israël. En réponse à ces hostilités, le prix du pétrole connaît une hausse rapide, reflétant l’inquiétude des investisseurs quant à la stabilité de l’approvisionnement en pétrole. Les analystes prévoient une semaine agitée, soulignant l’importance stratégique du détroit d’Ormuz, par lequel transite une part significative du pétrole mondial.

Les actions de l’Iran, incluant la menace de fermeture du détroit d’Ormuz et la saisie de navires, influencent les cours du pétrole. La fermeture de ce passage clé pourrait sévèrement perturber l’approvisionnement mondial en pétrole. De fait, les prix pourraient s’envoler. Les marchés restent attentifs à la suite des événements entre Téhéran et Jérusalem.

Le gaz également sous pression

Les tensions géopolitiques ont aussi des répercussions sur le marché du gaz. Le TTF, principal indice européen du gaz, voit son prix bondir de plus de 7 %. Là aussi, il s’agit d’une réaction immédiate à l’attaque de Téhéran. Cette volatilité reste alimentée par les conflits en Ukraine et les possibles répercussions des affrontements entre l’Iran et Israël. La production de gaz en Israël, essentielle pour plusieurs pays européens via l’Égypte, pourrait être affectée, surtout si les infrastructures gazières israéliennes sont endommagées ou perturbées.

L’impact ne se limite pas seulement à l’approvisionnement immédiat. Les investisseurs et les compagnies énergétiques réévaluent leurs positions et leurs stratégies à long terme, redoutant une instabilité prolongée. Des négociations cruciales sont suspendues et des plans d’expansion sont remis en question. Néanmoins, l’arrivée d’une nouvelle crise de l’énergie semble peu probable pour le moment.

L’article Énergie : une nouvelle flambée des prix après l’attaque de l’Iran est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Tesla est une entreprise américaine très connue pour avoir participé en très large partie à la popularisation du véhicule électrique. Mais Tesla est également très présent sur le segment de l’énergie du bâtiment, notamment celui des batteries domestiques. Posons la question : où ces produits seront-ils disponibles en Europe ?

Tesla commercialise une batterie lithium-ion emblématique, dénommée Powerwall, dont la version 3 est sortie récemment aux États-Unis. Cette batterie est destinée à deux fonctions : stocker l’électricité photovoltaïque d’une part, mais également permettre de continuer l’approvisionnement d’un bâtiment en cas de coupure électrique.

La batterie est vendue avec une capacité unique de 13,5 kWh, mais le système est modulaire, c’est-à-dire qu’il est possible de brancher ensemble jusqu’à 10 unités. La puissance de charge est de 5 kW, tandis que la puissance de décharge peut monter jusqu’à 11,5 kW sur une base continue. Le système est garanti 10 ans, et le constructeur annonce un rendement de 97,5 % concernant le stockage et la restitution de l’énergie solaire. Tout cela est extrêmement intéressant, mais quand le produit sera-t-il disponible en France et en Europe ?

Une situation disparate en Europe

Aujourd’hui, hélas, les solutions de Tesla pour l’énergie domestique ne sont pas disponibles en France. Une visite sur le site du constructeur permet d’accéder à une page sur le Powerwall, mais cette page ne nous propose que de nous abonner pour recevoir les actualités de Tesla.

Capture d’écran du site de Tesla en France le 08/04/2024.

Après vérification, le Powerwall est toutefois bien en vente au Royaume-Uni, et permet de l’acheter pour 5 000 £ (hors taxes, et hors installation), soit 5 859 € au taux actuel.

Capture d’écran du site de Tesla en France le 08/04/2024.

Poursuivons nos investigations, et regardons pays par pays en Europe.

Comparatif des prix du Tesla Powerwall 3 en Europe

n/a * : pas de page sur le Powerwall. Sauf indication contraire, le prix donné n’inclut pas le Gateway.

Nous pouvons constater que le Powerwall est disponible dans certains pays d’Europe, mais pas dans tous. Ainsi, il est disponible au Royaume-Uni, mais pas en Irlande. Il est également commercialisé en Allemagne, en Espagne, en Italie ou au Portugal. Concernant les pays francophones, il n’est pas disponible en France, en Belgique ou au Luxembourg, mais il l’est en Suisse.

Il semble donc que Tesla déploie progressivement son Powerwall en Europe. Nous avons contacté Tesla Europe pour en savoir plus sur son calendrier, mais n’avons obtenu aucune réponse à ce jour. Il ne nous reste donc plus qu’à patienter que Tesla veuille bien communiquer.

L’article Voici les pays d’Europe où l’on peut acheter la batterie Tesla Powerwall 3 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ils ont les idées, mais pas l’argent ! L’expérience acquise ces dernières années à travers nos différents projets ciblant les entreprises révèle qu’il existe encore un potentiel significatif pour améliorer l’efficacité énergétique au sein de ce groupe cible. Les améliorations de l’efficacité mesurées ont varié de 15% à 35%.

Par Christel Liljegren, directrice de l’Energikontor Syd (Agence de l’énergie du sud de la Suède) et Vice-Présidente pour la Mobilité et les Transports chez FEDARENE, une organisation partenaire de la Semaine européenne de l’énergie durable 2024.

En Suède, l’augmentation des prix de l’énergie à l’automne/hiver 2022 a entraîné une demande croissante pour l’expertise et les connaissances des agences énergétiques et pour la participation à différentes initiatives de soutien. De nombreuses connexions ont été établies avec des entreprises à travers les régions, révélant l’influence des considérations financières sur la volonté de transition. Cette perspicacité est précieuse pour les efforts futurs, notamment lorsque l’impact de la baisse des prix de l’énergie peut entraîner une diminution de l’engagement et de la mise en œuvre de la transition énergétique propre dans les entreprises.

Des initiatives clairement communiquées en matière d’énergie et de climat (durabilité) renforcent la compétitivité dans un environnement commercial marqué par une augmentation des rapports sur la durabilité et une demande croissante pour des chaînes de valeur durables et sans combustibles fossiles. La gestion stratégique de l’énergie sensibilise les entreprises à leur système énergétique, permettant aux PME de minimiser l’utilisation inutile d’énergie, d’optimiser la technologie et de prendre des décisions éclairées concernant les investissements ou les mises à niveau—résultant en une réduction des coûts énergétiques pour le développement commercial ou le profit. Cette compréhension de leur système énergétique permet aux entreprises de s’adapter rapidement aux changements opérationnels, aux coûts croissants ou aux événements imprévus.

Recommandations recueillies auprès de petites et moyennes entreprises de notre région à l’intention des décideurs politiques :

• Créer des incitations et établir des systèmes d’incitation pour que les PME participent aux initiatives d’efficacité énergétique, visant à renforcer l’implication et la performance. Une communication claire sur les économies et la motivation est cruciale.
• Reconnaître l’importance des audits énergétiques en offrant un soutien et des subventions pour que les entreprises engagent des experts. Souligner la réduction des postes énergétiques coûteux et encourager le passage à des alternatives durables.
• Soutenir les entreprises dans la gestion stratégique de l’énergie en établissant des organisations internes et en nommant des gestionnaires d’énergie. Fournir des ressources et des incitations pour renforcer les structures internes.

L’efficacité énergétique est cruciale pour les petites et moyennes entreprises, pilier de nombreuses économies de l’Union européenne. L’adoption de pratiques énergétiquement efficaces renforce la compétitivité et réduit les coûts opérationnels de ces entreprises, essentiel dans un paysage commercial dynamique avec des budgets serrés. Alors que l’UE se concentre sur la durabilité et le changement climatique, les entreprises qui priorisent l’efficacité énergétique s’alignent sur les réglementations et les tendances du marché, contribuant à la fois à la durabilité environnementale et à la résilience financière. Reconnaître cette importance est clé pour le rôle continu des entreprises dans les économies de l’UE. Les agences énergétiques régionales, en collaboration avec les municipalités et les régions, jouent un rôle crucial en tant qu’acteurs de changement dans la conduite des efforts d’adaptation au climat, soutenant les entreprises dans ces entreprises.

Liens utiles :

Christel Liljegren est directrice générale de l’Agence de l’énergie du sud de la Suède (Energikontor Syd). Tout au long de sa carrière, Christel a travaillé sur différents projets de durabilité – de la gestion stratégique des déchets aux projets de comportement énergétique, et bien d’autres. Depuis 2011, elle travaille à l’agence énergétique et occupe le poste de PDG depuis 2017. Christel est membre du conseil d’administration d’Energikontoren Sverige, l’association nationale des agences régionales d’énergie suédoises, et vice-présidente pour la mobilité et les transports chez FEDARENE.

FEDARENE (Fédération européenne des agences et régions pour l’énergie et l’environnement) est la voix collective sur la transition énergétique pour les régions et les agences énergétiques locales/régionales. Les membres de FEDARENE impulsent la transition énergétique et l’action climatique dans leurs territoires à travers le développement de politiques ambitieuses et des actions de facilitation stratégique.

Avertissement : Cet article est une contribution d’un partenaire. Tous droits réservés. Ni la Commission européenne, ni aucune personne agissant au nom de la Commission n’est responsable de l’utilisation qui pourrait être faite des informations contenues dans l’article. Les opinions exprimées sont celles de l’auteur(s) uniquement et ne doivent pas être considérées comme représentatives de la position officielle de la Commission européenne.

Cet article est publié dans le cadre de la Semaine européenne de l’énergie renouvelable dont EconomieMatin et l’Energeek sont partenaires. L’article a été traduit par l’IA avec relecture humaine. Vous trouverez également la version originale sur EconomieMatin ici.

L’article Efficacité énergétique dans les PME : grand potentiel, petits moyens est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Mauvaise élève de la classe européenne en matière d’émissions de CO₂, la Pologne entend renverser la tendance en misant sur le nucléaire d’une part et d’autre part sur les énergies renouvelables, avec en particulier l’éolien en mer. Focus sur la stratégie polonaise pour en finir avec sa dépendance au charbon.

La Pologne est à l’avant-dernière place dans le classement des pays d’Europe en matière d’émissions de CO₂ liées à la production d’électricité (2022). En cause, sa forte dépendance au charbon dont il est le plus gros producteur européen avec l’Allemagne. En effet, plus de 60 % de sa production d’électricité est issue du charbon.

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

Et même si les relations entre la Pologne et la Commission européenne sont régulièrement tendues, et que le gouvernement polonais se montre très difficile en matière d’adoption de nouvelles règles concernant la politique énergétique européenne, le pays avance tout de même dans le domaine. Pour accélérer la décarbonation de son mix électrique, la Pologne a lancé le programme « PEP40 » qui établit sa nouvelle politique énergétique. Dans ce cadre, le pays a décidé de renouer avec le nucléaire civil, avec le projet de construire 2 à 3 centrales d’ici 2043. Les travaux de la première centrale, située à Lubiatowo-Kopalino, doivent débuter en 2026 pour une mise en service à partir de 2033. Elle sera équipée de trois réacteurs d’une puissance de 1 100 MWe.

Pour l’anecdote, la Pologne compte déjà une centrale nucléaire, mais qui est restée inachevée. Située à Zarnowiec, sa construction avait été arrêtée en 1990 à la suite d’un referendum dont le résultat était défavorable à la poursuite des travaux, la population étant marquée par la catastrophe de Tchernobyl quelques années plus tôt.

À noter que la Pologne mise aussi sur les petits réacteurs modulaires (SMR) puisque le pays a donné son accord pour la construction de 24 SMR qui seront répartis au sein de 6 sites et devraient être opérationnels à partir de 2030. En lançant son programme nucléaire, la Pologne espère décarboner sa production d’électricité. Mais la construction de nouvelles centrales prend du temps alors que l’urgence climatique impose d’accélérer le mouvement en faveur de la transition énergétique.

La Pologne entend tirer parti du potentiel éolien de la mer Baltique

Le pays investit donc également dans les énergies renouvelables. Aux côtés du photovoltaïque, l’éolien en mer va se développer dans les années à venir. Pour cela, la Pologne peut compter sur le potentiel exceptionnel de la mer Baltique pour implanter des parcs éoliens en mer. D’autres pays l’ont déjà compris tels que l’Allemagne et le Danemark par exemple. D’ailleurs, à l’été 2022, les pays riverains de la mer Baltique (Danemark, Allemagne, Pologne, Finlande, Suède, Estonie, Lituanie et Lettonie) se sont mis d’accord pour multiplier par 7 leur capacité éolienne offshore d’ici 2030. À l’époque, quelques mois après le début de la guerre en Ukraine, il devenait urgent de se passer du gaz russe dont l’approvisionnement devenait compliqué et de diversifier la production d’électricité.

Du côté de la Pologne, à ce jour, trois projets éoliens en mer sont en cours. Il y a d’abord les trois parcs Baltica qui devraient totaliser une puissance installée de 3,5 gigawatts (GW) avec une mise en service prévue à partir de 2026.

Baltic Power est le deuxième parc éolien en mer qui devrait alimenter la Pologne en énergie décarbonée. Porté par l’entreprise Baltic Power, filiale de la compagnie pétrolière polonaise Orlen, le projet comporte 70 éoliennes pour une puissance totale de 1,2 GW. La mise en service devrait débuter en 2026. Enfin, les parcs MFW Baltyk I, II et III, développés par l’entreprise polonaise Polenergia associée à la société norvégienne Equinor atteindront une puissance de 3 GW. À terme, ce sont plus de 4 millions de foyers polonais qui pourront être alimentés en électricité « verte » grâce à ces trois parcs.

Située à environ 80 km du rivage, la ferme solaire en mer Baltyk III devrait voir sa construction débuter cette année puis une mise en service de la première tranche à partir de 2027. Avec sa capacité de 1 560 MW, le parc Baltyk I est le plus grand parc éolien en construction dans la mer Baltique actuellement. Pour rationaliser les coûts, les trois parcs Baltyk vont partager leurs infrastructures avec par exemple un tronçon commun pour le câble alimentant les trois sites. Selon le PDG de Polenergia, cela « réduira considérablement le processus d’investissement, le rendra plus facile et moins cher ».

L’article De l’éolien en mer et du nucléaire : la stratégie polonaise imparable pour sortir du charbon ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que les premiers parcs éoliens arrivent en fin de vie, la question de l’après se pose. Et de plus en plus, les ingénieurs envisagent de réexploiter les sites pour produire plus d’électricité avec moins d’éoliennes.

Dans l’histoire d’un parc éolien, il arrive immanquablement un moment où il faut envisager l’après. Trois options s’offrent alors : le changement de quelques pièces ou d’une ou deux éoliennes, le démantèlement pur et simple ou la nouvelle vie. Le « repowering », disent les experts. Une opération qui consiste à remplacer les vieilles générations d’éoliennes par de nouvelles. Et c’est ce que le parc éolien de Brazos, situé dans l’ouest du Texas, vient de vivre.

En 2003, ce ne sont pas moins de 160 éoliennes qui ont été mises en service sur ce site de quelque 40 kilomètres carrés. Des éoliennes de 1 MW destinées à alimenter environ 30 000 foyers. Mais 20 ans plus tard — c’est la durée de vie typique d’une telle installation —, Shell USA, l’exploitant du parc, a décidé d’y mener une opération de repowering. Il a remplacé les éoliennes vieillissantes par de nouvelles. Plus grandes et plus efficaces. Sur le site, désormais, il n’y a plus que 38 éoliennes Nordex de 5 MW chacune. Résultat, un parc qui a vu sa puissance monter à quelque 180 MW avec la capacité annoncée d’alimenter environ 67 000 foyers.

Des opérations de repowering en Europe

L’idée n’est pas nouvelle. Les ingénieurs savent en effet qu’en 20 ans, la puissance moyenne d’une éolienne est passée de 1 à 3 MW. Les capacités de production ont augmenté. Sur l’île de La Réunion, TotalEnergies a procédé au repowering du parc de Sainte-Suzanne. Les 37 éoliennes de 275 kW chacune ont été remplacées par seulement 9 éoliennes de 2,2 MW. De quoi presque doubler la puissance installée. Un projet semblable est prévu pour le parc de Sainte-Rose.

Plus largement, ENGIE, par exemple, le quatrième opérateur éolien en Europe, étudie actuellement l’opportunité pour une cinquantaine de ses parcs — sur 400 — sur notre continent. RWE, de son côté, travaille au repowering de trois parcs éoliens en Basse-Saxe et en Rhénanie du Nord-Westphalie (Allemagne) avec pour objectif de presque doubler la capacité installée pour passer de quelque 37 MW à un peu plus de 73 MW. Et surtout, de quasiment tripler la production de ces sites.

Moins d’éoliennes pour plus d’électricité, ça marche

Il y a quelques mois, le Berkeley Lab confirmait l’intérêt du repowering. Il pourrait permettre de diminuer le nombre d’éoliennes sur les parcs de 60 % tout en faisant grimper la capacité installée de plus de 10 % et la production annuelle d’électricité de quelque 60 %. Le tout, grâce à des modèles de turbines plus efficaces, des rotors plus grands capables de capter plus de vent.

L’article Produire plus d’électricité avec moins d’éoliennes, est-ce possible ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le développement rapide de l’énergie photovoltaïque en Belgique conduit à des difficultés d’intégration dans le réseau électrique. En particulier, le décrochage d’onduleur, qui se met en sécurité et compromet la production d’électricité. Et occasionne donc des pertes pour les producteurs, qui sont indemnisés. Un débat chaud au sein de la politique énergétique belge.

En Belgique, le nombre d’occurrences de décrochage d’onduleurs est en forte hausse. Cette situation se produit en particulier au cours des périodes caractérisées par une forte production solaire (notamment entre 11 et 15 heures lors des journées ensoleillés) conjuguée à une faible consommation électrique. Cette situation est à l’origine d’une surcharge du réseau électrique, qui provoque à son tour la déconnexion des onduleurs pour des raisons de sécurité.

La surcharge du réseau peut se traduire par des surtensions potentielles, lesquelles peuvent endommager non seulement les appareils électroménagers à l’intérieur de la maison productrice d’électricité photovoltaïque, mais également ceux qui se trouvent chez leur voisin. Le décrochage d’onduleur est la mesure prévue pour éviter ces dommages. Par exemple, Synergrid (porte-parole des gestionnaires de réseau en Belgique) indique que l’onduleur peut décrocher si la tension dépasse la limitée maximale autorisée de 253 V en moyenne sur une période de 10 min.

L’énergie photovoltaïque occupe une part de plus en plus grande en Belgique. En 2022, ce sont 7,1 TWh qui ont été produits par des installations solaires, soit 7,4 % de la production nationale. En 2021, c’était 5,6 TWh, soit une progression de 25 % environ sur un an. En 2022, ce sont, en effet, 478 MWc qui ont été ajoutés au parc belge.

Des pertes qui inquiètent les producteurs

Or l’énergie photovoltaïque est intermittente et non pilotable, et son intégration en masse dans le réseau électrique est plus complexe. Et cela se traduit par une augmentation en flèche du nombre de décrochages d’onduleurs. Cela n’est pas sans conséquence, car le décrochage dure jusqu’à ce que les paramètres du réseau retrouvent des valeurs qui se situent dans les limites acceptables. Ainsi, pendant la durée du décrochage, l’installation ne produit plus d’électricité, entraînant des pertes de revenu liés à ce manque de production. Et parfois, du fait de problèmes techniques, le décrochage peut durer plus longtemps encore.

Le sujet a pris de l’ampleur. Par exemple, BeProsumer, l’association de défense des propriétaires de panneaux photovoltaïque, a édité un cadastre des décrochages, qu’elle actualise deux fois par jour. Fluvius, le gestionnaire du réseau électrique en Belgique, a déclaré avoir reçu en 2023 un total de 5 042 plaintes de la part de producteurs d’électricité photovoltaïques. L’entreprise relativise toutefois ce nombre, en indiquant que ces plaintes ne concernaient que 0,55 % des installations.

Les plaignants demandent une indemnisation pour compenser leurs pertes. Une grande part du débat se concentre sur le montant de cette indemnisation. En septembre 2023, une information avait circulé selon laquelle il était envisagé une somme forfaitaire de 55 € par an. Selon BeProsumer, cette somme est nettement insuffisante, car elle correspond environ à 5 jours de décrochage, tandis que certaines installations décrocheraient jusqu’à 150 fois par an. L’information avait été ensuite démentie par la Cwape, la Commission wallonne pour l’Énergie.

En ce début d’année 2024, le problème a été pris en main par les autorités. Le gouvernement de la Wallonie a ainsi approuvé en première lecture un projet d’arrêté qui augmente sensiblement les montants prévus. Ainsi, si le problème n’est pas résolu dans les 4 mois, l’indemnisation annuelle pourrait atteindre 48,4 € par an et par kVA installés. Une installation de 5,5 kVA pourrait ainsi percevoir 266 € par an. La mesure devrait être entérinée prochainement. Dans l’attente, Fluvius a commencé à indemniser les plaignants, à hauteur de 10,60 € par kVA, si le problème n’a pas été résolu sous 30 jours.

Une réponse nécessairement de court terme

Le coût de la mesure pourrait devenir important pour les collectivités. Entre 2024 et 2025, il pourrait atteindre 4,75 millions d’euros par an. Le gouvernement est bien conscient que cette mesure ne peut être vue que comme une mesure de court terme. Philippe Henry, le ministre wallon de l’Énergie, a ainsi déclaré que la région avait initié des investissements massifs, de l’ordre de 214 millions, pour la modernisation des réseaux électriques.

De son côté, Fluvius a déclaré investir dans de nouveaux régulateurs de tension avancés, permettant de réduire la fréquence des décrochages d’onduleurs. Quant à l’association BeProsumer, elle se montre critique du dispositif d’indemnisation : en effet, le montant n’est pas proportionnel au préjudice subi. Elle développe par ailleurs un appareil, appelé « BeProsumerBox », qui permettrait de surveiller la tension du réseau en temps réel.

L’exemple de la Belgique est ainsi un révélateur des difficultés de l’intégration de l’énergie dans le réseau, et de toute la complexité de sa gestion technique, administrative et réglementaire.

L’article Ces centrales solaires sont rémunérées quand elles ne produisent pas d’électricité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une rare éclipse totale est survenue aux États-Unis, ce lundi 8 avril. Son déplacement a fortement perturbé la production photovoltaïque américaine, avec jusqu’à 84,8 GW de parcs solaires qui se sont retrouvés dans l’ombrage. Les conséquences sur l’activation des mécanismes de réserve, l’évolution des prix de marché et la demande sont intéressantes à analyser.

Plus de 30 millions d’Américains ont pu admirer l’éclipse solaire totale qui a traversé une partie du pays, lundi 8 avril 2024. Armés ou pas de leurs lunettes, ils ont pu observer la Lune s’intercaler entre la Terre et le soleil. La nuit s’est propagée sur une diagonale qui a balayé le Mexique, le sud et l’est des États-Unis (EU), et ce, durant deux heures.

NOAA's GOES-16 satellite is capturing the shadow of today's total solar eclipse as it traverses the continental United States.

Truly a once in a lifetime event. pic.twitter.com/uTHXAvCSxr

— Nahel Belgherze (@WxNB_) April 8, 2024

Le spectacle était au rendez-vous comme en témoignent les images des chutes du Niagara et de la statue de la Liberté plongées dans le noir quelques minutes durant. Un autre phénomène, passé un peu plus inaperçu, est la chute vertigineuse de la production solaire le temps de ce phénomène naturel. Près de 80 GW de panneaux américains ont presque cessé de produire de l’électricité, perturbant à la fois les marchés et entraînant différentes réactions suivant deux États passés à la loupe : la Californie, premier producteur des EU avec 47 GW de parcs solaires et le Texas, second producteur avec 23 GW.

Intensité carbone et prix élevés au Texas

Au Texas, le mix énergétique est diversifié. L’État dépend, solaire exclu et par ordre croissant de contribution au mix électrique, du nucléaire, du charbon, de l’éolien et du gaz. Lorsque la Lune a décidé de masquer notre étoile, la production solaire s’est effondrée de 72 %. Pour la remplacer, il a fallu que les centrales à gaz et au charbon fournissent pas moins de 6 GW durant trois heures. Ces moyens carbonés ont fait exploser l’intensité carbone du mix électrique texan, avec un maximum observé de 462 g de CO₂ par kWh (gCO₂/kWh). Ce jour-là, elle n’est pas descendue sous la barre des 300 gCO₂/kWh. À titre de comparaison, la France était ce lundi 8 avril à 14 gCO₂/kWh.

Du même ordre de grandeur, les prix sur le marché texan ont culminé à 470 $ le MWh ($/MWh). À l’inverse, au nord-est des EU, l’opérateur ISO New England a vu l’opposé se produire sur les prix : comme si les opérateurs de marché avaient trop anticipé la baisse de production solaire, les prix sont même devenus négatifs.

To match electricity demand, gas and coal generation ramped up by 6.2 GW, altering the power consumption mix. pic.twitter.com/UhNFaIP6pP

— Electricity Maps (@ElectricityMaps) April 11, 2024

En Californie, des batteries au secours et une demande gonflée

Au sud-ouest des EU se trouve la Californie. Les efforts du gouverneur en faveur des renouvelables portent leurs fruits, avec des journées où le solaire contribue régulièrement à 90 % du mix électrique. Lors de l’éclipse, partielle à cet endroit, les batteries ont couvert l’absence de soleil en passant de -2,5 GW à +2,5 GW. Fait notable, mais purement statistique, la demande a gagné 2 GW durant cet évènement rare. Et pour cause, la production solaire domestique est située en aval du compteur et a donc, en son absence, augmenté la puissance soutirée sur le réseau par les habitants de Californie. Cette éclipse est intéressante pour analyser une perturbation rare du marché et son adaptation, différente suivant les États. De notre côté, pas de quoi paniquer en France, la prochaine éclipse totale du soleil n’arrivera pas avant… 2200.

L’article Comment les panneaux solaires réagissent à une éclipse solaire totale ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En Lorraine, la centrale Novasteam est prévue pour fin 2025. Cette installation vise à produire de l’énergie décarbonée à partir de déchets, promettant un impact significatif sur l’environnement local et la dynamique économique régionale.

Une centrale également bénéfique à l’emploi

Sur le site historique de Novacarb, opérant depuis plus d’un siècle et demi, une transformation majeure est en cours. La future centrale Novasteam. Utilisant des combustibles solides de récupération (CSR), cette initiative permettra d’éliminer l’utilisation du charbon et d’autres énergies fossiles dans les processus industriels locaux, alignant ainsi Novacarb sur les objectifs de la transition énergétique globale.

L’impact de Novasteam s’étend également au domaine socio-économique. Avec un investissement de 130 millions d’euros, partiellement subventionné par l’Agence de la transition écologique (Ademe), le projet va être très bénéfique pour l’emploi local. En pérennisant 1 350 emplois, et en dynamisant le tissu économique de la région, Novasteam s’affirme comme un moteur de développement durable.

Une inauguration prévue pour fin 2025

Le cœur technologique de Novasteam repose sur la valorisation de 140 000 tonnes de déchets à haut pouvoir énergétique annuellement. Ces déchets, issus du tri des activités économiques et municipales, sont transformés en une source d’énergie propre qui alimente la production de carbonate et bicarbonate de sodium. Ce processus soutient l’autonomie énergétique du site et promeut une économie circulaire, où rien n’est perdu et tout est transformé en ressources.

L’inauguration de la centrale Novasteam est prévue pour décembre 2025, avec une vision claire : devenir un modèle de réussite en matière de production énergétique décarbonée.

L’article Une centrale d’énergie décarbonée arrive en France est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Le gouvernement vient de prendre une décision qui ne manque pas de faire couler beaucoup d’encre. Le mix énergétique du pays ne sera finalement pas débattu au Parlement. Finalement, seul un décret viendra annoncer la programmation de la France pour les prochaines années en matière d’énergie.

Un décret pour fixer les contours du futur mix énergétique

Le gouvernement opte pour l’utilisation d’un décret pour définir le mix énergétique français jusqu’en 2035. Cette démarche provoque une vive réaction parmi les législateurs et les associations. Ce choix, selon le ministre de l’Industrie et de l’Énergie, Roland Lescure, vise à assurer rapidité et efficacité dans la mise en œuvre de la stratégie énergétique. Cette décision signifie que le futur mix énergétique, incluant le nucléaire, les éoliennes et le solaire, ne sera pas soumis à un débat parlementaire mais à une simple consultation publique gérée par la Commission Nationale du Débat Public (CNDP).

Le décret couvrira des aspects variés de la politique énergétique, de la gestion du parc nucléaire existant ou encore de l’expansion significative des capacités en énergies renouvelables. Le gouvernement prévoit notamment de multiplier par cinq la production photovoltaïque et de gaz vert, ainsi que de doubler celle des éoliennes terrestres et de la chaleur renouvelable.

L’énergie, un dossier sensible

La décision de procéder par décret plutôt que par une loi débattue au Parlement suscite des critiques. En effet, certaines ONG et figures politiques y voient une manœuvre pour contourner un débat démocratique. Sans oublier qu’une loi de 2019 stipule que de tels objectifs sont fixés par une loi de programmation. Cette approche soulève des questions sur la stabilité à long terme de la stratégie énergétique. En effet, un décret peut être plus facilement modifiable en cas de changement à l’Élysée.

La polémique ne se limite pas à la méthode de mise en œuvre. Elle touche également au contenu de la programmation. Les détails montrent une forte dépendance aux énergies renouvelables. Sans oublier un maintien significatif du nucléaire, ce qui ne fait pas consensus. Le débat sur la place des éoliennes terrestres illustre également les tensions entre développement durable et acceptation locale.

L’article Mix énergétique : la programmation fixée par décret, annonce le gouvernement est apparu en premier sur L'EnerGeek.

REScoop.eu représente plus de 2.250 coopératives énergétiques et 1.500.000 citoyens européens. On pourrait dire que le modèle sociétal collaboratif que nous défendons incarne le potentiel que Jean Monnet voyait dans notre Union. Depuis 2013, nous promouvons la propriété citoyenne de la transition énergétique verte. REScoop.eu a joué un rôle essentiel dans l’introduction de deux définitions pour les communautés énergétiques dans le cadre du Paquet énergie propre. Alors que certains États membres traînent encore les pieds en matière de responsabilisation des citoyens, l’UE a mis en place une deuxième génération de législations reconnaissant le rôle que jouent les communautés énergétiques dans différentes activités.

Par Dirk Vansintjan, président de REScoop.eu, ambassadeur numérique de l’EUSEW, et Stavroula Pappa et Felix Kriedemann, tous deux conseillers politiques chez REScoop.eu

1ère vs 2ème génération de législations de l’UE pour les communautés énergétiques

Le paquet « Énergie propre pour tous les Européens » (CEP, 2019) de l’UE a introduit pour la première fois des dispositions pour les « communautés énergétiques renouvelables » (CER) et les « communautés énergétiques citoyennes » (CEC), permettant aux citoyens de prendre possession des énergies renouvelables au lieu de dépendre exclusivement des entreprises. Bien que les communautés énergétiques aient beaucoup évolué depuis 2019, plusieurs obstacles subsistent encore, notamment les problèmes d’accès au réseau, le manque d’opportunités de financement et les procédures administratives et réglementaires complexes.

Comme l’indique l’outil de suivi de transposition de REScoop.eu, plusieurs États membres ont fait des progrès considérables dans la transposition de ces dispositions en législation nationale. Cependant, la plupart des États membres doivent encore développer un cadre permettant aux communautés énergétiques de participer au marché sans discrimination par rapport aux autres acteurs du marché.

L’Europe a connu une pandémie mondiale, la plus grande guerre à nos portes depuis la Seconde Guerre mondiale et une crise énergétique et de coût de la vie qui a exposé notre dépendance aux combustibles fossiles trop coûteux. De nombreux décideurs politiques européens ont travaillé très dur pour atténuer les effets de ces crises. Parmi ces solutions figuraient les paquets REPowerEU et Fit for 55, et la révision de la conception du marché de l’électricité. Toutefois, ces lois ont renforcé le modèle des communautés énergétiques, reconnaissant encore davantage que les citoyens peuvent ne plus dépendre du pouvoir des entreprises pour leur électricité renouvelable, leur chauffage ou leurs rénovations. Nous pouvons désormais collaborer et participer à la transition énergétique locale.

Que peuvent faire les communautés énergétiques ?

Il existe une idée fausse, pourtant répandue, selon laquelle les communautés énergétiques ne peuvent développer que des projets renouvelables au niveau local. La législation de deuxième génération de l’UE pour les communautés énergétiques démontre que les initiatives dirigées par les citoyens contribuent également activement à d’autres activités, y compris la rénovation, l’atténuation de la précarité énergétique, l’efficacité énergétique, l’éolien en mer et le chauffage et le refroidissement.

Les initiatives de chauffage et de refroidissement communautaires (CH&C), où les citoyens possèdent leur infrastructure de chauffage renouvelable locale, émergent partout en Europe. En Belgique, la communauté énergétique Beauvent a levé 1 million d’euros auprès de ses membres en 30 minutes, et en conséquence, fournit désormais de la chaleur renouvelable détenue par les citoyens à la municipalité, à 500 citoyens, à 25 petites et moyennes entreprises, et à 2 hôpitaux à Ostende. Des projets similaires réussissent en Grèce, en Italie, au Danemark, en France et aux Pays-Bas.

Le rôle des communautés énergétiques dans le développement de projets plus importants est reconnu par la directive renouvelée sur les énergies renouvelables afin d’améliorer l’acceptation publique de la transition. À cette fin, les États membres peuvent inclure les CER dans des projets de coopération conjointe sur l’énergie renouvelable offshore.

La Belgique se pose en exemple. En 2019, l’arrêté royal sur les nouvelles zones offshore incluait la participation citoyenne comme l’un des critères de l’appel d’offres. En 2022, le gouvernement a publié une loi qui a transposé les dispositions pour les CER au niveau fédéral, consolidant l’implication citoyenne comme un critère de sélection clé pour les projets éoliens offshore. Un minimum de 1 % du capital levé pour l’ensemble du projet doit être ouvert aux citoyens. Les critères d’appel d’offres attribueront 10 % des points à la participation citoyenne, et les CER ont le droit de contracter 25 % de l’énergie par un accord d’achat d’énergie citoyen (PPA). Cette approche novatrice garantit que les profits de l’énergie éolienne peuvent bénéficier directement aux citoyens, aux communautés et aux petites entreprises.

La voie à suivre : faîtes ce que vous dîtes

La propriété directe par les citoyens des projets d’énergie renouvelable est une garantie essentielle pour assurer l’acceptation sociale et accélérer la transition. Le potentiel de l’énergie communautaire est énorme : d’ici 2050, environ 45 % de la production d’énergie renouvelable dans l’UE pourrait provenir des citoyens. À l’avenir, la Commission doit garantir une transposition, une mise en œuvre et une application complètes et efficaces des règles de l’UE pour créer des cadres réglementaires et habilitants solides qui éliminent les obstacles pour les citoyens et égalisent les conditions de concurrence pour les communautés énergétiques sur le marché de l’énergie. Une prochaine étape pourrait être le développement d’une stratégie au niveau de l’UE sur la manière dont les différentes actions de l’UE et nationales peuvent soutenir le développement des communautés énergétiques dans les différents domaines de la politique de l’UE.

Nous devons maintenant vivre selon les mots de Jean Monnet, et faire en sorte que les citoyens travaillent ensemble pour leur montrer qu’au-delà de leurs différences et de leurs frontières géographiques se trouve un intérêt commun.

Liens utiles :

1. A roadmap to developing policy and legal frameworks for energy communities
2. REScoop.eu transposition guidance document
3. Energy sharing for energy communities – a reference guide
4. REScoop.eu success story on offshore wind
5. REScoop.eu Community Heating and Cooling (CH&C) Guidelines:
6. REScoop.eu Briefing for Municipalities and Social Housing Providers on CH&C:

Avertissement : Cet article est une contribution d’un partenaire. Tous droits réservés. Ni la Commission européenne, ni aucune personne agissant au nom de la Commission n’est responsable de l’utilisation qui pourrait être faite des informations contenues dans l’article. Les opinions exprimées sont celles de l’auteur(s) uniquement et ne doivent pas être considérées comme représentatives de la position officielle de la Commission européenne.

Cet article est publié dans le cadre de la Semaine européenne de l’énergie renouvelable dont EconomieMatin et l’Energeek sont partenaires. L’article a été traduit par l’IA avec relecture humaine. Vous trouverez également la version originale sur EconomieMatin ici.

L’article Communautés énergétiques de l’UE législation 2.0 : une tendance à la hausse est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Batteries électrochimiques, batteries gravitaires, réservoirs d’hydrogène : les solutions pour stocker de l’énergie ne manquent pas. Mais aucune ne semble faire l’unanimité, la faute à un coût trop élevé pour certaines, ou des capacités de puissance ou de durée de stockage trop faibles pour d’autres. Mais dans le laboratoire américain du National Renewable Energy Laboratory, on espère tout de même faire la différence avec une batterie thermique composée principalement de sable !

Dans la famille des solutions de stockage de l’énergie, je demande… le sable ! Les équipes du National Renewable Energy Laboratory (NREL), un laboratoire américain spécialisé dans les énergies renouvelables, ont mis au point une technologie de stockage d’énergie thermique (TES) utilisant du sable porté à très haute température, permettant de stocker de l’énergie sur plusieurs jours. Le projet semble prometteur, à tel point que le département américain de l’énergie a décidé d’y investir près de 4 millions de dollars pour la réalisation d’un prototype pilote. Celui-ci vise à démontrer l’intérêt économique d’une telle solution.

Il existe déjà plusieurs types de batteries de stockage, que l’on peut diviser en deux catégories : les systèmes de stockage à court terme, comme les batteries électrochimiques (plomb, lithium, etc.) et les systèmes de stockage sur le long terme, comme les réservoirs d’hydrogène, les STEP et certains dispositifs capables de stocker de la chaleur (eau, briques réfractaires, etc.). Selon ses concepteurs, la solution de stockage par le sable répondrait à un besoin de stockage de chaleur sur le moyen terme, c’est-à-dire entre quelques heures et plusieurs jours.

Permettre le stockage pendant plusieurs jours

La technologie conçue par le NREL consiste à chauffer du sable à une température d’environ 1 200 °C grâce à de l’énergie issue de ressources renouvelables (hydro, éolien, solaire, biomasse), puis à le stocker dans des silos isolés. Lorsqu’il faut produire de l’énergie, ce sable est convoyé par gravité vers un échangeur thermique qui chauffe un fluide caloporteur. Celui-ci alimente ensuite un générateur à cycle combiné. Cette technologie a l’avantage de reposer sur des principes physiques relativement simples, et de ne dépendre d’aucune terre rare, le sable étant très abondant à la surface de la Terre.

Pour valider l’intérêt commercial de la technologie, le laboratoire devrait donc créer, sur son campus situé près de Boulder, dans le Colorado, un prototype dont la puissance devrait approcher les 100 kW pour une autonomie d’environ 10 heures, soit 1 MWh d’énergie thermique stockée. À l’échelle commerciale, le laboratoire pense pouvoir atteindre une puissance de 135 MW pouvant être stockée pendant 5 jours. Cela représente 16,2 GWh thermiques, une coquette somme d’énergie. Concernant la quantité d’énergie stockée, selon le laboratoire, elle ne dépendrait que de la quantité de sable utilisée. Ainsi, plus on veut avoir d’énergie à stocker, plus il faut construire de silos.

Un coût de revient intéressant ?

Cette technologie paraît prometteuse pour sa capacité à stocker à moyen terme de l’électricité, mais pas seulement. Selon ses concepteurs, elle serait économiquement très intéressante. Alors qu’une installation de stockage par air comprimé coûte entre entre 150 et 300 $ par kilowattheure, et le stockage par pompage turbinage avoisine les 60 $ par kilowattheure, le stockage à base de sable coûterait entre 4 et 10 $ par kilowattheure ! Les batteries au lithium, elles, sont notamment plus chères avec un coût au kilowattheure proche des 300 $.

S’il est vrai que les installations de stockage par batterie sont élevées, en témoigne le projet Manatee en Floride, le prix des STEP varie grandement en fonction des projets. Ainsi, le coût de la STEP (CPT pour nos amis suisses) Nant-de-Drance est tout de même de 100 €/kWh. À l’inverse, en Nouvelle-Zélande, le projet de STEP du lac Onslow pourrait atteindre un coût ridiculement faible de 1,8 €/kWh, mais nécessite tout de même un investissement de 9 milliards d’euros !

L’article Le sable chaud, une nouvelle forme de batterie pas chère et écologique ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Un total de près de 185 000 milliards d’euros est nécessaire pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2050. Bien que le financement climatique ait régulièrement augmenté au cours de la dernière décennie, nous sommes loin de ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de l’Accord de Paris. Comme le dit l’adage : « nous pouvons payer la facture maintenant ou payer cher à l’avenir ». Voyons jusqu’où nous sommes parvenus et ce qui se dresse sur notre route.

Par Alba Forns Albuixech, directrice des opérations et cofondatrice de Climatize et Kristina Lyubomirova Lazarova, directrice du bureau du PDG à la Compagnie Nationale d’Électricité Bulgare

Les deux auteurs sont ambassadeurs de la jeunesse pour l’EUSEW (Semaine européenne de l’énergie durable)

Comprendre le financement climatique

Le terme « financement climatique » désigne une grande variété d’instruments financiers distribués pour aborder les solutions climatiques. Cela va des subventions et prêts fournis par de grandes institutions publiques telles que les gouvernements ou les fonds multilatéraux, aux obligations vertes, taxes carbone ou financements privés. Toutes les ressources financières sont allouées soit pour atténuer les impacts du changement climatique, soit pour construire la résilience et l’adaptation à la nouvelle réalité dans laquelle nous vivons.

Bien qu’il y ait eu une allocation de fonds intensive et rapide, les flux financiers actuels doivent au moins tripler afin d’atteindre les objectifs de l’Accord de Paris. Les principaux défis comprennent un financement insuffisant, particulièrement visible dans la réticence du secteur privé ; des disparités mondiales et des problèmes de transparence, entre autres.

De l’importance de combler le fossé

70% des investissements en infrastructure nécessaires à la transition vers une économie faible en carbone devront être déployés dans les marchés émergents et les économies en développement qui font face à des crises multidimensionnelles, incluant l’instabilité politique et économique, la corruption et les défis environnementaux. Les flux de financement climatique ont régulièrement augmenté au cours de la dernière décennie, mais ils sont encore loin de ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs de l’Accord de Paris. Un financement climatique annuel de 5,7 milliards d’euros est requis jusqu’en 2030, et de 6,7 milliards d’euros jusqu’en 2050, pour atteindre la neutralité carbone – soit un total de près de 185 milliards d’euros. Les actions visant les effets du changement climatique dans les communautés vulnérables et les écosystèmes doivent être traitées en priorité et avec la justice qu’elles méritent. En tant que moyen de combler le fossé global, la coopération internationale et le rôle du financement climatique dans la réalisation des objectifs de durabilité doivent être renforcés pour promouvoir les bénéfices économiques et sociaux de l’action climatique pour tous.

Acteurs clés du financement climatique

Le financement climatique implique de nombreux acteurs qui jouent des rôles cruciaux pour faire avancer l’agenda en vue de la neutralité carbone. D’une part, des entités internationales telles que l’UNEP-FI (Programme des Nations Unies pour le développement), la BEI (Banque Européenne d’Investissement), la BERD (Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement), etc., fournissent des solutions financières mixtes grâce à l’augmentation des financements publics et à la mobilisation des flux de capitaux privés. De plus, des cadres politiques bien régis et facilitants sont essentiels pour aider à lever les financements publics et privés afin de répondre aux engagements liés au climat. Ensuite, les investisseurs privés contribuent au marché du capital climatique en raison des régulations imposées en matière d’ESG (environnementaux, sociaux et de gouvernance) / durabilité. Dernier point, et pas le moindre, la sensibilisation sociale, l’engagement et l’acceptation sont essentiels si nous voulons atteindre les objectifs dans un avenir proche.

Défis et obstacles

Les conditions de marché et les cadres juridiques ne sont cependant pas toujours bien établis pour favoriser le financement climatique.

• Désalignement politique et financier : Il existe des politiques et réglementations pertinentes dans les secteurs financier et corporatif, mais elles sont souvent inefficaces en raison d’un manque de coordination ou d’approches fragmentées. Cela conduit à des désalignements avec les objectifs de neutralité carbone, entravant une mobilisation efficace des financements publics et privés pour les solutions climatiques.
• Augmentation des inégalités et érosion de la confiance mondiale : Il existe un manque de confiance significatif entre le Nord et le Sud concernant le financement de la transition. L’échec à tenir la promesse faite à Copenhague en 2009 de 100 milliards de dollars illustre des relations tendues.
• Données et analyses climatiques limitées : Les lacunes dans les données et les analyses climatiques entravent le développement de plans de transition crédibles, freinant une surveillance et une exécution efficaces des stratégies de financement climatique tout en ouvrant la porte au greenwashing corporatif.

Pour relever les défis et obstacles précédemment exposés :

• Alignement des parties prenantes : Les finances publiques doivent débloquer les finances privées en étant déployées de manière optimisée et en assurant la viabilité à chaque étape du développement, des projets de R&D aux premiers projets, en passant par les achats publics et les subventions continues ainsi que les mécanismes de financement concessionnel. Les politiques doivent catalyser les flux de capitaux privés au-delà des cycles politiques à court terme. Les lois et réglementations doivent être calibrées pour encourager les investissements en énergies propres.

Le secteur public devrait prendre l’initiative de préparer le terrain pour le marché des capitaux privés en orientant les capitaux vers les technologies de décarbonisation essentielles qui manquent actuellement de viabilité commerciale. Cela inclut des domaines tels que la capture du carbone, l’énergie nucléaire, l’hydrogène vert et les secteurs industriels comme le ciment ou l’acier.

• Transition juste via une coopération accrue : Cela implique une expansion des mécanismes de financement similaires à ceux utilisés dans le Mécanisme de Transition Juste avec le Fonds de Transition Juste. Ces ressources seront utilisées pour mettre hors service et démanteler les infrastructures fossiles, offrant simultanément un soutien financier et des opportunités d’emploi pour les travailleurs actuels. Les banques de développement multilatérales et les institutions de financement du développement doivent sécuriser des capitaux supplémentaires pour soutenir ces initiatives, orientant leur financement de manière stratégique pour tirer parti du financement privé et amplifier l’impact de tels programmes.
• Combler les lacunes de connaissances et responsabiliser les parties prenantes. Un écosystème bien informé et responsable via l’investissement dans l’infrastructure de données climatiques et la transparence via la sensibilisation du public favorisera les progrès vers les objectifs climatiques mondiaux.

Quelle est la prochaine étape ?

Le passage vers une économie faible en carbone, résiliente et équitable représente la plus grande opportunité d’investissement de notre vie. Une action et un investissement climatiques concertés pourraient apporter 20 milliards d’euros nets à l’économie mondiale, soit une hausse pouvant atteindre jusqu’à 4,4% du PIB mondial d’ici 2070 (par rapport à la situation actuelle).

Les solutions pour combler le déficit de financement sont complexes et multifacettes, allant de l’alignement des parties prenantes, de la coopération internationale à la gestion des connaissances et à la responsabilisation des parties prenantes. Les institutions bien préparées à s’engager sur les voies de la neutralité carbone seront en mesure de tirer parti des changements de politique axés sur la décarbonisation pour devenir des innovateurs technologiques et aligner leurs pratiques avec les normes de responsabilité éthique et sociale.

Liens utiles :

UAE Leaders’ Declaration on a Global Climate Finance Framework, COP28

Laser-focused on Bridging the Climate Finance Gap at COP28, World Bank

What is Climate Finance and Why Do We Need More of It?, UNDP

Bridging the Climate Financing Gap with Public Policy Instruments, EU Commission

Avertissement : Cet article est une contribution d’un partenaire. Tous droits réservés. Ni la Commission européenne, ni aucune personne agissant au nom de la Commission n’est responsable de l’utilisation qui pourrait être faite des informations contenues dans l’article. Les opinions exprimées sont celles de l’auteur(s) uniquement et ne doivent pas être considérées comme représentatives de la position officielle de la Commission européenne.

Cet article est publié dans le cadre de la Semaine européenne de l’énergie renouvelable dont EconomieMatin et l’Energeek sont partenaires. L’article a été traduit par l’IA avec relecture humaine. Vous trouverez également la version originale sur EconomieMatin ici.

L’article Comblement du déficit de financement climatique : saisir l’opportunité est apparu en premier sur L'EnerGeek.

HysetCo, la start-up française spécialisée dans les transports urbains à hydrogène, vient de franchir une étape décisive pour le développement de ses activités grâce à une levée de fonds de 200 millions d’euros, menée par Hy24, son principal actionnaire.

Hy24 investi 200 millions d’euros sur HysetCo

HysetCo s’inscrit comme un acteur prépondérant dans le paysage de la mobilité durable urbaine (VTC, transport de personnes à mobilité réduite) parisienne, et son principal actionnaire, Hy24, compte bien l’aider à passer à la vitesse supérieure. Ce dernier vient de lui accorder un financement à hauteur de 200 millions d’euros. Cette initiative financière reflète une confiance marquée dans le potentiel de l’hydrogène à redéfinir les normes de la mobilité urbaine. « En seulement trois ans et demi d’existence opérationnelle, HysetCo s’est positionné en chef de file de la mobilité hydrogène, un secteur lui-même en hypercroissance », affirme Loïc Voisin, président de HysetCo.

« Avec l’entrée d’un actionnaire majoritaire partageant notre vision, nous sommes confortés dans notre ambition et obtenons les moyens de réussir notre développement », a tenu à souligner Loïc Voisin. L’investissement de Hy24 permettra ainsi à Hysetco de déployer 10 nouvelles stations d’hydrogène d’ici à 2025 en Île-de-France (4 existantes pour le moment) avant de s’étendre dans d’autres grandes villes françaises.

Produire et rendre l’hydrogène plus accessible

HysetCo s’engage également dans la production d’hydrogène renouvelable issu de biométhane. Pour ce faire, la start-up a annoncé l’installation d’électrolyseurs, notamment à la station de la Porte de Saint-Cloud. Cette orientation est stratégique pour l’entreprise, qui cherche à minimiser son impact environnemental tout en rendant sa technologie plus accessible. « Compte tenu des accompagnements de l’État, le kilo d’hydrogène coûte 18 euros, ce qui permet de parcourir une centaine de kilomètres. Nous visons un prix autour des 10 euros du kilogramme », explique Luc Voisin, PDG d’HysetCo.

À noter par ailleurs que la force d’Hysetco réside dans son modèle économique « vehicle as a service ». Celui-ci offre ainsi un service complet à ses clients, qui sont principalement des artisans taxis. Une approche innovante qui vise à réduire l’empreinte carbone de ce type de transport urbain et qui est « réplicable dans toutes les grandes agglomérations qui souhaitent basculer vers des modèles de transports propres et efficaces », comme a tenu à le souligner Pierre-Etienne Franc, co-fondateur et directeur général de Hy24. « Les convertir à l’hydrogène permettrait ainsi d’économiser entre 650.000 et 700.000 tonnes de CO2 par an en Île-de-France ».

L’article Hydrogène : Hysetco prends les devants avec 200 millions d’euros ? est apparu en premier sur L'EnerGeek.

La crise se poursuit dans le secteur de l’éolien. Du côté de Cherbourg, dans l’usine de production de pales, les temps sont durs. Si les commandes ne manquent pas, incidents techniques et retards sur chantiers viennent altérer la cadence de production, engendrant du chômage partiel pour une bonne partie des effectifs.

Mais que se passe-t-il dans l’usine de fabrication de pales de Cherbourg ? Entre le parc de Dogger Bank et celui de Vineyard Wind, la manufacture de LM Wind Power, filiale du groupe GE Vernova, a du pain sur la planche. Pourtant, depuis le début du mois, la moitié des effectifs de l’usine, soit environ 650 personnes, est au chômage partiel. La cause ? Un incident technique survenu il y a plusieurs semaines a entraîné l’impossibilité d’utiliser l’un des deux moules destinés à la fabrication des pales de 107 mètres de long, destinées au parc de Dogger Bank, au Royaume-Uni. Et ce n’est pas tout : les retards accumulés sur le chantier du futur plus grand parc éolien au monde ont également des répercussions sur l’usine qui doit réduire la cadence.

Le parc éolien en mer Dogger Bank enchaîne les difficultés et les retards

Avec ses 280 éoliennes pour une puissance totale de 3,6 GW, le projet titanesque est considéré comme le plus grand parc éolien au monde en termes de taille. Mais, comme on l’avait évoqué il y a quelques mois, le chantier du parc enchaîne les difficultés. D’abord, les conditions météorologiques ont été particulièrement difficiles. De plus, une pénurie de navires transporteurs a empêché SSE Renewables d’installer les éoliennes de type GE Haliade-X et leurs 13 MW au rythme initialement prévu. Ces retards sont tels qu’ils ont des répercussions sur le site de Cherbourg, mais également sur l’usine de production des nacelles située à Montoir-de-Bretagne. Près de Saint-Nazaire, l’entreprise devrait, en effet, d’ici cet été, se séparer de 600 travailleurs issus de l’intérim et de la sous-traitance.

LM Wind Power, symbole d’une filière qui souffre

Outre ces incidents techniques, GE Vernova a annoncé vouloir réduire les effectifs de sa filiale LM Wind Power pour en faire une entreprise « plus petite, plus agile ». Au total, 1 000 postes seraient concernés à travers le monde pour un total d’environ 10 000 postes. En réalité, GE Vernova a indiqué qu’elle avait été touchée par l’inflation et les difficultés de la chaîne d’approvisionnement mondiale avec pour conséquence des volumes inférieurs aux attentes. À Cherbourg, difficile de savoir ce qu’il en est puisque certains parlent de moins de 10 postes tandis que d’autres ont indiqué environ 90 salariés concernés.

La situation de LM Wind Power témoigne parfaitement de la situation que rencontrent presque tous les acteurs de l’éolien. S’il n’y a jamais eu autant de projets de parcs éoliens offshore dans le monde, toute la filière fait face à une crise sans précédent, et les difficultés se multiplient depuis l’année dernière pour un bon nombre d’acteurs de l’éolien à travers le monde. De grands noms comme Vestas, Orsted ou Siemens Gamesa subissent subissent la hausse des tarifs liée à l’inflation, mais également des problèmes d’approvisionnement à l’échelle mondiale. Ces difficultés affectent l’ensemble du secteur, depuis le développement des projets, jusqu’aux chantiers en passant par les productions en usine. De son côté, Siemens Gamesa a, de surcroît, connu d’importants problèmes de fiabilité du matériel, ce qui a mis l’entreprise en grande difficulté.

L’article Éolien en mer : pourquoi cette usine française de pales est en difficulté ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Allemagne n’est pas réputée pour son ensoleillement, et pourtant, elle abrite désormais la plus grande centrale photovoltaïque d’Europe. Malgré une puissance très impressionnante, le promoteur a mis la biodiversité au cœur du projet pour limiter l’impact environnemental de la centrale.

En Saxe Allemande, près de la ville de Leipzig, Hansainvest Real Assets vient d’inaugurer la plus grande centrale photovoltaïque d’Europe. Avec 605 MWc de puissance répartis sur 500 hectares, elle surpasse la centrale espagnole Francisco Pizarro et ses 553 MWc. Il aura fallu moins de 2 ans au promoteur Move On Energy pour installer les quelque 1,1 million de panneaux solaires qui composent cette centrale. Celui-ci ne compte, d’ailleurs, pas s’arrêter là et devrait ajouter 45 MWc de panneaux supplémentaires, mais pour son propre compte. Si la production issue de la centrale sera vendue sous la forme d’un contrat d’achat d’électricité avec Shell Energy Europe, aucune information n’a été communiquée sur les prévisions de production annuelle.

Une centrale solaire qui prend soin de la biodiversité locale

Si les centrales solaires sont parfois critiquées pour faire concurrence à l’agriculture, ici, la question ne se pose pas. Cette centrale a, en effet, été implantée sur l’ancienne carrière de lignite « Witznitz II ». Le terrain a bien été réhabilité au début des années 1990, mais les normes de l’époque, plus laxistes, n’ont pas permis de rendre la terre compatible avec l’agriculture ou la sylviculture.

Un rapport détaillé de l’impact environnemental du site, publié par le MDR (un média public allemand), met en avant les efforts faits par le promoteur pour ne pas entraver le développement de la biodiversité sur le site. Par exemple, des nichoirs ont été implantés sur les transformateurs pour les oiseaux, ainsi que des boîtes dédiées aux chauves-souris. Les espaces ouverts ont, eux, été aménagés avec des monticules de pierre, du bois mort et même des mares. Des haies sont également implantées le long des clôtures du parc, qui ont, elles-mêmes, été conçues pour laisser passer les petits animaux comme les rongeurs, les lapins et même les renards. Enfin, des couloirs de conservation ont été créés pour laisser passer les grands animaux à travers le parc. Enfin, des usages agricoles vont être testés sous les panneaux sur une surface de 5 à 10 hectares.

L’article Voici la nouvelle centrale solaire la plus puissante d’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.