L’Écosse va-t-elle devenir le nouvel empire des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ? C’est bien possible. La nation pourrait bien mettre à profit la géologie avantageuse de ses Highlands pour mieux exploiter la production de ses parcs éoliens en mer. Dernier projet en date : une STEP de 30 GWh de capacité de stockage, soit autant que la centrale française de Montézic. 

L’entreprise écossaise Glen Earrach Energy Limited espère bientôt pouvoir implanter, aux abords du Loch Ness, une station de pompage turbinage d’une puissance de 2 GW qui permettrait de stocker l’équivalent de 30 GWh d’électricité. Des mensurations comparables à la STEP de Montézic en France, en service depuis 1982. Le vaste projet sera situé aux environs de Balmacaan Estate, à 25 km au sud-ouest d’Inverness. Nécessitant un investissement colossal de 2 à 3 milliards de livres sterling (2,4 à 3,5 milliards d’euros), il devrait permettre, selon les porteurs de projets, de réduire de 10 % les émissions de CO2 du réseau électrique écossais. Il pourrait également faire économiser près de 2 milliards de livres sterling en coûts de fonctionnement pour le réseau.

L’Écosse brille par sa production remarquable d’électricité renouvelable, et dispose d’un mix électrique presque entièrement décarboné. Mais parfois, des difficultés d’exportation de la production électrique obligent les opérateurs de parcs éoliens à brider les éoliennes, représentant un véritable manque à gagner.

Les projets se multiplient dans les Highlands

Pour résoudre ce problème, l’entreprise Glen Earrach Energy Limited n’est pas la seule à vouloir stocker de l’électricité en exploitant le relief des Highlands. En plus de la centrale hydroélectrique Foyers, mise en service en 1974, on dénombre pas moins de 4 projets de STEP dans la région des Lochs, dont deux se servent du Loch Ness comme réservoir haut ou bas.

La multiplication de ces projets suscite d’ailleurs des inquiétudes concernant l’éventuelle fluctuation de niveau du Loch Ness, et ses répercussions sur la faune locale. Une étude d’impact environnementale, réalisée dans le cadre du projet Loch Kemp, a indiqué que l’effet combiné des centrales de Foyer (300 MW), Loch Na Cathrach (450 MW) et Loch Kemp (600 MW)  pourrait entraîner une baisse de 73 centimètres du Loch Ness tout entier. Le projet de Glen Earrach Energy Limited viendrait potentiellement augmenter ce chiffre. Néanmoins, les différents exploitants de STEP se sont montrés rassurants, avançant qu’un fonctionnement simultané des stations, bien que possible, serait très rare. Au contraire, ces stations de pompage turbinage permettraient de réguler l’eau du Loch Ness en fonction des conditions climatiques.

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Le Premier ministre, Gabriel Attal, a dévoilé les premiers chiffres du Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique (Citepa) concernant la baisse de CO2 de la France en 2023 lors d’un meeting en Mayenne le mercredi 22 mai 2024. Celle-ci s’est avérée meilleure que prévu. 

La France a réduit ses émissions de CO2 de 5,8 % en 2023

Selon les données du Citepa (Centre interprofessionnel technique d’études de la pollution atmosphérique), les émissions de CO2 de la France ont diminué de 5,8 % en 2023 par rapport à 2022, année qui enregistrait pour sa part une baisse de 2,7 %. Une bonne nouvelle donc, d’autant plus du fait que le Citepa tablait sur une réduction de 4,8 % en mars 2024.

Selon les déclarations du Premier ministre, cette diminution représente environ 23 millions de tonnes de CO2 en moins par rapport à 2022. Gabriel Attal n’a pas manqué de souligner les actions du gouvernement pour atteindre ses objectifs environnementaux en déclarant que la France n’a « de leçons à recevoir de personne en matière d’efficacité écologique et environnementale ». Si les ONG environnementales ne semblent pas partager l’enthousiasme du gouvernement, ce dernier semble assez confiant dans l’atteinte de ses objectifs environnementaux, qui consistent à réduire de moitié les émissions de CO2 de la France d’ici à 2030, et à atteindre la neutralité carbone en 2050.

Les secteurs clés de la baisse des émissions de CO2

Plusieurs secteurs ont joué un rôle déterminant dans cette réduction des émissions de CO2 en France en 2023. Tout d’abord, la reprise de la production d’énergie nucléaire, notamment via la remise en service de plusieurs centrales nucléaires, qui a permis de diminuer la dépendance aux énergies fossiles et de produire de l’électricité décarbonnée.

Ensuite, le développement des énergies renouvelables, notamment avec l’expansion des parcs éoliens et solaires, mais aussi les divers programmes de rénovation énergétique qui ont permis d’améliorer l’efficacité énergétique des bâtiments. Enfin, le secteur des transports grâce au déploiement progressif des voitures électriques.

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Les amoureux du camping peuvent remercier Bluetti : le fabricant de batterie vient de lancer, ce 20 mai, un nouveau modèle qui allie puissance, autonomie tout en résistant à la pluie. Voilà un combo parfait qui permet d’avoir de l’électricité n’importe où, et par tous les temps.

ⓘ Ceci est une communication commerciale pour Bluetti

La toute dernière batterie du fabricant Bluetti pourrait bien donner envie de sortir des sentiers battus pour les prochaines vacances estivales. Appelée AC240, cette nouvelle batterie, plus puissante et résistante que jamais, ouvre de nouvelles perspectives pour partir à l’aventure sans faire de compromis sur le confort. On y retrouve, en effet, tout ce qui a fait la force de Bluetti avec l’usage de la technologie LFP, une multitude de ports et la possibilité d’étendre les capacités de stockage.

Mais ce n’est pas tout. Ce nouveau modèle, qui vient remplacer l’ancienne AC60, se distingue par une résistance accrue à l’eau et la poussière. Cette particularité en fait un modèle unique sur le marché, surtout à un tarif de lancement très attractif de 1 699 €. Et ce n’est pas tout, vous pourrez bénéficier de 100 € de remise supplémentaire sur le site officiel de Bluetti avec le code AC240Revolution, ou sur Amazon avec le code AC240NEW. Dans ces conditions, difficile de ne pas craquer à quelques semaines de l’été !

Une batterie de stockage qui résiste à tout

Avec l’indice de protection IP65 de sa nouvelle batterie, Bluetti annonce la couleur ! Son nouveau modèle AC240 sera destiné aux conditions extrêmes. Cet indice de protection signifie que l’appareil est entièrement étanche à la poussière et résiste aux projections d’eau comme la pluie. Pour cela, le fabricant a développé plusieurs technologies brevetées, dont des circuits électroniques parfaitement étanches, des ports de branchement à double protection, et un ventilateur capable d’évacuer l’eau qui aurait pénétré dans la batterie. Contrairement à d’autres modèles moins bien protégés, cette résistance à toute épreuve permet d’utiliser la batterie en extérieur sans appréhension.

AC240 : la batterie idéale pour les voyages, les chantiers et la sécurité domestique

Grâce à cette puissance de 2 400 W, qui peut monter à 3 600 W sur une courte période, l’AC240 peut répondre à tous les usages. Il est ainsi possible d’alimenter une cafetière, une perceuse, un ordinateur ou encore un frigo. Malgré ses 1 536 Wh de capacité de stockage, elle arbore un design discret et ne pèse « que » 33 kg. Vous pourrez donc l’emmener dans toutes vos expéditions, qu’elles soient en voiture, en camping-car ou même en voilier ! Elle vous permettra, dans ces conditions, de bénéficier de tout le confort moderne, même à l’autre bout du monde, que vous soyez en plein désert, au bord de la plage, en forêt, qu’il pleuve ou qu’il vente.

Outre les voyages, l’AC240 se montre idéale pour travailler sur des chantiers hors réseau. Sa puissance 2 400 W permet d’alimenter un grand nombre d’appareils comme une scie circulaire, un perforateur ou un éclairage d’appoint. Grâce aux nombreux ports disponibles, il sera possible de recharger drones, batteries de perceuse, téléphones et autres ordinateurs portables. De la taille d’un micro-ondes pour un poids de 33 kg, l’AC240 viendra se loger discrètement dans un coffre de voiture, à l’arrière d’un van ou dans la cale d’un bateau.

Le générateur Bluetti AC240 peut prendre en charge jusqu’à 4 batteries d’extension B210 de 2 150 Wh chacune, pour une capacité totale de 10 136 Wh. Ces batteries peuvent également fonctionner indépendamment comme des banques d’alimentation avec trois sorties DC et des options de charge.

LiFePO4 : l’assurance d’une longue durée de vie

Au cœur des produits Bluetti, on retrouve une technologie de batterie qui allie performances, durée de vie et respect de l’environnement : LiFePO4. Cette technologie, reposant sur un assemblage de lithium, de fer et de phosphate, confère une durée de vie plus élevée que les autres technologies au lithium. Grâce à cela, l’AC240 conservera 80 % de ses capacités d’origine, même après 3 500 cycles ! De quoi la recharger presque quotidiennement pendant presque 10 ans. Sûr des qualités de sa batterie, Bluetti a décidé de proposer une garantie remarquable de 6 ans.

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La loi fusionnant l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) et l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) en une nouvelle entité, l’Autorité de sûreté nucléaire et de radioprotection (ASNR), a été promulguée. Cette réforme, visant à fluidifier les décisions pour répondre aux ambitions nucléaires de la France, entrera en vigueur en janvier 2025, malgré de nombreuses contestations et débats.

Une réforme vivement contestée

Promulguée après un rejet final du Conseil constitutionnel pour un ultime recours, la loi du 21 mai 2024 crée l’ASNR, issue de la fusion de l’ASN et de l’IRSN. Ce rapprochement, initié en février 2023, vise à améliorer la gouvernance de la sûreté nucléaire pour soutenir la relance de la filière nucléaire française. Cependant, cette réforme a été vivement contestée par des parlementaires de gauche et indépendants, ainsi que par de nombreux experts et associations. Ils redoutent une perte d’indépendance des experts et une opacité dans les décisions, critiquant la remise en cause du système dual actuel qui sépare l’expertise de la décision.

Le gouvernement a expliqué que cette réforme vise à adapter la gouvernance nucléaire aux nouvelles ambitions de la France. Il s’agit notamment de la construction de nouveaux réacteurs, dont six EPR de deuxième génération. Pour ce faire, il est nécessaire de “fluidifier” les décisions et d’optimiser les processus de gouvernance. La loi prévoit que le futur règlement intérieur de l’ASNR organise précisément le rapprochement des deux organismes, fixant les modalités de distinction entre les agents chargés d’expertiser les dossiers et ceux prenant les décisions finales.

Nucléaire : un organigramme va devoir être dessiné

La fusion de l’ASN et de l’IRSN soulève des questions quant aux moyens prévisionnels humains, techniques et financiers nécessaires pour la nouvelle entité. Avant le 1ᵉʳ juillet 2024, le gouvernement doit remettre un rapport au Parlement, élaboré avec les acteurs concernés, pour évaluer ces besoins. En termes d’effectifs, l’ASN emploie actuellement environ 530 agents et l’IRSN 1 740 agents, dont une partie sera transférée à la Défense et au CEA. La loi prévoit également la nomination d’un “préfigurateur” pour anticiper l’organigramme de la future organisation et arbitrer les désaccords existants entre l’IRSN et l’ASN.

La mise en œuvre de cette réforme doit faire face à un calendrier serré et à des défis importants. Les syndicats, notamment l’intersyndicale CGT-CFDT-CFE CGC de l’IRSN, ont exprimé leur détermination à relever ce défi pour assurer la continuité des activités dès le 1ᵉʳ janvier 2025. Ils demandent la nomination rapide d’un préfigurateur neutre pour faciliter la réorganisation. Le rapport gouvernemental devra évaluer la faisabilité de cette nomination et des moyens nécessaires pour que l’ASNR puisse fonctionner efficacement et répondre aux exigences de la sûreté nucléaire.

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L’inauguration du parc éolien flottant Provence Grand Large approche, 13 ans après le lancement du projet. Alors que la dernière étape majeure du chantier, à savoir le raccordement des éoliennes, est en passe d’être terminée, les premiers tours de pales semblent plus proches que jamais.

Les équipes d’EDF Renouvelables vont bientôt pouvoir souffler : la mise en service des trois éoliennes flottantes totalisant 25,2 MW du projet Provence Grand Large (PGL) se précise semaine après semaine. Déjà, en octobre dernier, leur ancrage définitif au large de l’embouchure du Rhône avait marqué une étape décisive du projet (voir notre reportage vidéo). Depuis, les différentes entreprises se concentrent sur le raccordement du parc, afin de permettre l’injection de l’électricité produite sur le réseau national. Ce chantier consiste à relier les trois éoliennes entre elles par le biais de câbles dynamiques. Un autre câble, appelé câble d’export, long 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), vient d’être déployé entre l’éolienne la plus proche de la terre ferme et le poste de transformation de RTE à Port-Saint-Louis du Rhône.

Initialement prévue au début de l’année 2024, la mise en service aura finalement lieu au deuxième semestre. Selon EDF Renouvelables, l’inauguration du parc devrait avoir lieu en septembre, afin que l’évènement ne soit pas noyé en pleine organisation des Jeux olympiques.

Les éoliennes flottantes bientôt à l’épreuve de la réalité

Si tout se passe bien d’ici la mise en service, le projet aura duré 13 ans et coûté au moins 300 millions d’euros. Des chiffres élevés qui s’expliquent par le caractère novateur de ces éoliennes et en particulier de leurs flotteurs. La technologie utilisée pour ces derniers, dite à ligne d’ancrage tendue, est une première mondiale appliquée à l’éolien. Inspirée des systèmes utilisés pour les plateformes pétrolières, cette technologie repose sur des structures flottantes semi-submersibles arrimées au fond de l’eau par des ancres à succion.

Si EDF Renouvelables espère atteindre un facteur de charge de 50 % grâce à des vitesses moyennes de vent proches des 10 m/s, seuls les premiers mois d’exploitation pourront confirmer ces attentes. À l’autre bout de la France, le facteur de charge du premier parc éolien offshore français était estimé à 40 %, mais il n’a, pour le moment, pas atteint ce chiffre malgré une année 2024 en hausse (37 % contre 35 % en 2023).

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Les fermes solaires ont-elles un effet positif ou négatif sur la température de surface au sol ? Si les études se multiplient, les résultats, eux, restent encore difficiles à interpréter.

Une équipe de chercheurs japonais vient de publier une étude sur l’effet des installations photovoltaïques sur la température de surface au sol, afin de mieux comprendre l’impact environnemental de ces moyens de production d’énergie. Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont analysé la température de surface d’une zone de plus de 700 km² autour de la rivière Kushida, sur une période de 10 ans. Ils ont découvert que la mise en place d’une installation photovoltaïque avait pour effet d’augmenter, en moyenne, la température au sol de 2,85 °C. Cet effet serait encore plus flagrant pendant les mois chauds avec une hausse de 3,35 °C contre 2,5 °C pour les mois les plus frais.

Le Land Surface Temperature, un indicateur global pour mesurer l’impact des centrales solaires

La température de surface au sol, dont il est question dans cette étude, est aussi appelée Land Surface Température (LST). Cet indicateur caractérise la température de ce qui se trouve à la surface du sol terrestre, qu’il s’agisse de roches, d’herbe, d’arbres, de glace ou même de bâtiments. Déterminé à l’aide de satellites en orbite autour de la Terre, il permet de mieux comprendre les échanges d’énergie, mais aussi d’eau, entre la surface terrestre et l’atmosphère. Cette température de surface est un marqueur du changement climatique, et peut servir à caractériser l’état des glaciers, des calottes glaciaires, mais aussi de la végétation dans les écosystèmes de la Terre.

Dans le cadre d’installations solaires, le calcul du LST a un rôle important pour tenter de mieux comprendre l’impact des centrales sur leur environnement direct, et en particulier sur les écosystèmes naturels qui les entourent.

Les études sur le sujet se multiplient, mais ne font pas consensus

L’énergie solaire a le vent en poupe depuis plusieurs années, et est un outil indispensable de la transition énergétique. Mais son impact environnemental doit être encore largement étudié, car ses implications sont multiples, en particulier sur le développement de la biodiversité environnante. De nombreuses études ont notamment montré l’impact de ces installations sur la porosité des sols, sur l’écoulement de l’eau en surface, pouvant ainsi engendrer une réduction de l’activité biologique d’un sol. De plus, la végétation qui se développe sous les panneaux est bien souvent différente de celle qui était présente avant l’installation, du fait, notamment, d’un apport plus faible en lumière. Mais ce n’est pas tout. Les panneaux jouent un rôle très important sur la température, en réduisant, généralement, la température à proximité du sol, et en prouvant un effet « îlot de chaleur » au-dessus des panneaux. Ces variations thermiques sont encore mal comprises, de nombreuses études ont donc lieu à ce sujet.

Les résultats de ces premières études ne font pas encore consensus. Si la récente étude japonaise évoquée plus haut indique une hausse du LST, une autre étude, portant sur l’effet des installations solaires sur l’albédo, la végétation et le LST, indique plutôt une baisse de cette température de l’ordre de 0,49 °C en journée. Une telle différence de résultats peut s’explique par des divergences de méthodes de calcul, mais aussi la difficulté d’appréhender globale, d’appréhender et de valider l’indicateur LST, de par sa complexité et par l’hétérogénéité des éléments présents à la surface de la Terre. En tout état de cause, l’enjeu reste de pouvoir fiabiliser ces résultats pour mieux les comprendre. Cela permettra, à l’avenir, de prendre les mesures nécessaires afin de limiter l’impact des installations sur la biodiversité locale.

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L’hydrogène serait-il la clé pour décarboner les villes de demain ? Si un scénario 100 % hydrogène pourrait sembler séduisant sur de nombreux aspects, il présente tout de même des limites qui semblent difficiles à accepter.

Et si Al Khobar, cette ville saoudienne de 500 000 habitants bordée par le golfe Persique, devenait la première ville 100 % hydrogène au monde ? C’est ce qu’a proposé le scientifique indépendant Alberto Boretti dans l’International Journal of Hydrogen Energy, une revue scientifique spécialisée dans l’hydrogène. Dans son article, Alberto Boretti indique que l’Arabie Saoudite, grâce à ses ressources en gaz fossile, pourrait produire dès maintenant de grandes quantités d’hydrogène « noir » permettant d’alimenter des villes entières.

Si cet hydrogène serait fortement carboné puisque produit à partir de ressources fossiles, le pays pourrait ensuite construire progressivement des infrastructures nécessaires à la production d’hydrogène vert. Pour cela, la ville d’Al Khobar présenterait un profil idéal, notamment grâce à son emplacement, ses capacités de production de gaz fossile, ainsi que son potentiel solaire et éolien. D’ailleurs, la société Saudi Aramco crée actuellement un hub dédié à l’hydrogène dans la ville industrielle de Jybail, à seulement 100 km de là.

Pour un besoin en puissance de l’ordre de 200 MW pour la ville d’Al Khobar (500 000 habitants), il faudrait, selon Alberto Boretti, environ 1 GW d’installation de production solaires et éoliennes, voire 1,3 GW pour pouvoir produire également du combustible renouvelable. À ces moyens de production devrait être associé l’équivalent de 997 MW d’électrolyseurs (509 MW dans le cas d’une utilisation combinée à des batteries). Grâce à ces installations, et moyennant l’ajout d’une capacité de stockage d’hydrogène de l’ordre de 145 000 MWh, Al Khobar pourrait devenir la première ville au monde alimentée par un mix d’hydrogène bleu, blanc et vert ainsi que par l’électricité solaire. En dimensionnant ces installations, Alberto Boretti a même pris en compte la possible évolution interannuelle des capacités de production, principalement liées au changement climatique actuel.

L’hydrogène, un problème de rendement

La solution proposée par Alberto Boretti a du sens sur de nombreux aspects. Le recours massif à l’hydrogène permettrait, en effet, de décorréler en grande partie la production d’énergie, et son utilisation. À l’instar des énergies fossiles traditionnelles, avec des moyens de stockage adaptés, il serait possible de se soustraire presque complètement aux contraintes liées à l’intermittence des énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien.

Pourtant, cette solution a un inconvénient colossal : son rendement. Alberto Boretti annonce un rendement de 75 % pour la production d’hydrogène, et un rendement de 55 % pour la production d’électricité à partir d’hydrogène, l’électrolyse. En d’autres termes, pour 100 MWh d’électricité, on obtiendrait l’équivalent de 75 MWh d’énergie sous forme d’hydrogène. Ensuite, pour que cette énergie soit de nouveau utilisée, l’hydrogène devrait de nouveau être transformé en électricité, avec un rendement de 55 %, donnant ainsi 41,15 MWh d’électricité.

Par conséquent, dans la proposition d’Alberto Boretti, la chaîne hydrogène aurait un rendement global de 41 %. Bien plus faible que de nombreux autres systèmes de stockage d’énergie comme les STEP, qui affichent un rendement compris entre 75 et 80 %, ou encore les batteries, qui affichent un rendement supérieur à 90 %. Pourtant, les chiffres proposés par le scientifique indépendant sont très optimistes. Une note de l’ADEME sur le sujet annonce un rendement global plus proche des 25 % que des 41 %, en fonction des technologies retenues.

Privilégier l’utilisation directe et le stockage journalier

Pour cette raison, privilégier un fonctionnement entièrement électrique, en limitant au maximum les étapes de transformation intermédiaires, paraît être une solution plus avantageuse d’un point de vue environnemental. Il conviendrait de favoriser, en journée, l’utilisation directe de l’énergie produite, ainsi qu’un système de stockage journalier. La STEP de Hatta, en Arabie Saoudite, les systèmes de stockage d’électricité par batterie, ou encore les installations de stockage gravitaire, sont quelques exemples.

L’hydrogène, lui, paraît surtout adapté à la décarbonation d’installations très gourmandes en électricité, ainsi qu’à certains moyens de transport pour lesquels le poids des batteries représenterait un obstacle insurmontable. On pense notamment à l’aviation.

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Les mers contiennent une énergie thermique considérable et méconnue. Grâce à la différence de température entre la surface de l’eau (chaude) et le fond (froid), il est possible de produire de l’électricité. Voici l’analyse du fonctionnement de ces centrales de production, dont les prototypes viseront à remplacer les centrales polluantes des états insulaires.

Dans les États insulaires, on se demande comment se passer des générateurs diesel, majoritaires dans la production d’électricité. L’électricité y coûte souvent cher et les habitants en payent les frais. Lorsqu’elles sont rattachées à un État, comme les DOM pour la France, une péréquation tarifaire (compensation par l’État) est réalisée pour garantir le même prix d’électricité pour tous. L’enjeu est donc de trouver un moyen propre pour produire de l’électricité et qui ne prend pas beaucoup de place dans ces îles aux petites superficies.

Le projet Plotec, consortium de 7 entreprises européennes, espère avoir trouvé une solution. Il teste un prototype de conversion, en électricité, de l’énergie marine dans les îles Canaries. Pour ce faire, il met au point une centrale flottante, résistante aux évènements extrêmes tels que les ouragans, utilisant le différentiel de température entre la surface de l’eau, particulièrement chaude à ces latitudes, et les profondeurs, constamment froides.

Plus grande est la différence de température, meilleur est le rendement

La surface de l’eau emmagasine le rayonnement du soleil et l’énergie du vent. C’est pourquoi elle est plus chaude proche de l’équateur, considérons à une température de 25 degrés celsius (°C). En eaux très profondes, la température y est constante toute l’année, entre 2 et 5 °C vers 1 000 m de profondeur. Comme la densité volumique de l’eau s’accroît lorsque la température diminue, les deux eaux aux températures radicalement différentes ne se peuvent pas se mélanger.

Alors, comment produire de l’électricité à partir de ce gradient ? À l’inverse d’une pompe à chaleur qui transforme de l’électricité en chaleur ou froid à partir du milieu ambiant, la différence de température permettra à un fluide, souvent l’ammoniac, de changer d’état et produire de l’électricité. L’eau chaude en surface va permettre à l’ammoniac de passer à l’état gazeux, car sa température d’évaporation est inférieure à celle de la source chaude. L’ammoniac ainsi évaporé entraîne une turbine qui produit de l’électricité. Le gaz poursuit son chemin au contact de la source froide, généralement de l’eau froide puisée en profondeur. Il est refroidi et redevient liquide. Et recommence le cycle, nommé Carnot.

Un potentiel important sous les tropiques

Comme l’énergie thermique marine est produite proche des côtes et avec des canalisations allant jusqu’à 1000 mètres de profondeur, il faut un emplacement avec des falaises sous-marines. Cela est possible entre les tropiques du Cancer et du Capricorne, c’est-à-dire entre -30° et +30° de latitude. Entre ces mêmes limites, l’eau y est aussi plus chaude en surface comme expliqué précédemment.

L’énergie thermique marine nécessite des volumes d’eau considérables pour être efficace. En raison du faible gradient de température, un très grand débit d’eau de mer est indispensable pour compenser cette inefficacité. De plus, pour minimiser les pertes de charge, les canalisations doivent avoir des diamètres extrêmement importants. Actuellement, les installations utilisent des tuyaux en polyéthylène haute densité (PEHD) d’un diamètre de 1,5 mètre. Toutefois, avec le développement prévu de centrales de grandes puissances à l’avenir, il sera nécessaire d’augmenter encore ces dimensions. On envisage ainsi l’utilisation de canalisations pouvant atteindre des diamètres de 15 mètres, afin de répondre aux besoins en eau massive et garantir une efficacité opérationnelle optimale.

Plotec, un premier projet commun

Sept pays européens unissent leurs forces pour mener le projet Plotec, aux îles Canaries. Soutenu financièrement par l’Union européenne, un démonstrateur à l’échelle un cinquième sera construit. Le consortium n’a pas encore communiqué sa puissance. Global Otec, un des membres du consortium, a déjà validé sa structure au cours d’essais menés en bassin à Londres, en mai 2023.

Selon les porteurs du projet, la cellule flottante doit facilement pouvoir être connectée et déconnectée du réseau afin de la rapatrier en cas d’évènement météorologique extrême. Elle doit produire de l’électricité et pourra aussi servir de production de froid. Elle est réversible, il n’y a qu’à inverser le cycle de Carnot.

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Le rapport du 9 avril 2024 de l’Académie des sciences s’apparente à une véritable douche froide pour les ambitions du gouvernement pour l’hydrogène vert.

Des ambitions démesurées pour l’hydrogène vert

Le gouvernement français avait un plan bien ambitieux pour développer l’hydrogène vert. Emmanuel Macron avait annoncé dès 2021 une enveloppe de 2 milliards d’euros pour accélérer le développement de la filière hydrogène, enveloppe qui a par la suite été augmentée de 9 milliards d’euros dans le cadre du Plan France 2030. 

Cependant, l’Académie des sciences a sévèrement critiqué ce plan. Selon Marc Fontecave, professeur au Collège de France et co-auteur du rapport, celui-ci est tout simplement « irréalistes » déclare-t-il dans un entretien accordé au Point, notamment du fait que la production d’hydrogène propre nécessite une quantité colossale d’électricité. Comme le rappelle l’institution scientifique française : pour produire un million de tonnes d’hydrogène vert, il faut environ 55 TWh d’électricité, soit l’équivalent de 5 réacteurs nucléaires EPR de 1 600 MW chacun. Partant de ce constat, atteindre l’objectif de 4 millions de tonnes d’hydrogène vert en 2035 tel que fixé par le Plan France 2030 nécessiterait 20 réacteurs supplémentaires. Si la production d’hydrogène vert s’appuyant sur l’éolien offshore, celle-ci exigerait la création de 36 à 40 nouveaux parcs d’ici 2035 pour répondre à l’objectif du gouvernement. Sans objectifs crédibles, et qui de fait, risquent de ne pas être atteints, le citoyen pourrait être amené à « considérer que les gens à la tête des affaires sont soit des incompétents, soit des menteurs », avertit Marc Fontecave.

Des défis qui nécessitent pragmatisme et priorisation

Outre les défis techniques, le rapport souligne les contraintes économiques que pose la fabrication d’hydrogène décarboné. Aujourd’hui, l’hydrogène est majoritairement produit à partir de méthane, un procédé polluant mais économiquement viable avec un coût qui avoisine 1 à 2 euros par kilogramme. A contrario, l’hydrogène vert, produit par électrolyse de l’eau, coûte entre 4 et 8 euros par kilogramme, ce qui constitue, de fait, le principal frein pour les investisseurs.

L’Académie des sciences recommande donc de recentrer les efforts sur des objectifs réalistes et prioritaires. Les milliards alloués au plan hydrogène manquent d’arbitrage, déplorent les scientifiques. Marc Fontecave va même plus loin. Pour reprendre ses propos tenus dans les colonnes du Point, selon lui, « aujourd’hui, les milliards du plan France Relance se dispersent sur des dizaines de projets sans avenir, dont l’impact climatique sera ridicule ». Pour un développement crédible et cohérent de la filière hydrogène, l‘Académie des sciences préconise au gouvernement de prioriser ses actions vers la décarbonation de l’hydrogène gris actuel et de cibler les secteurs où l’hydrogène est indispensable, comme la production d’acier et de ciment, ainsi que certains transports lourds. Le conseil des scientifiques enjoint par ailleurs l’exécutif à soutenir les projets d’exploration d’hydrogène naturel, à augmenter les capacités de production d’électricité bas carbone et à continuer à investir dans la recherche pour améliorer les technologies existantes.

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Le tarif heures pleines/heures creuses existe en France depuis 1960. Il est bien ancré dans nos habitudes de consommations. Mais il pourrait bientôt évoluer. Avec l’apparition de nouveaux créneaux d’heures creuses « solaires » qui nous encourageraient à consommer lorsque les centrales photovoltaïques produisent le plus.

En 1960, une nouvelle option tarifaire a fait son apparition dans le paysage français. Aujourd’hui encore, quelque 15 millions d’abonnés — aussi bien à EDF qu’à d’autres fournisseurs d’électricité — disposent de l’option dite heures pleines/heures creuses. Ils bénéficient alors de huit heures creuses par jour d’une électricité 15 % moins chère que le tarif de base. L’idée avait été lancée pour aider à lisser la demande d’électricité en incitant le décalage de certaines consommations — eau chaude sanitaire, lave-linge ou lave-vaisselle, par exemple — au-dehors des périodes de pics. Pour en limiter l’impact. Le gestionnaire du réseau de distribution français, Enedis, avait alors opté pour des heures creuses positionnées essentiellement la nuit, même si quelques clients bénéficiaient d’un petit créneau méridien.

À l’origine, des heures creuses nocturnes pour valoriser le nucléaire et l’hydroélectricité

Mais les choses pourraient bien être en passe d’évoluer. Du moins pour ce qui concerne les plages horaires retenues. La commission de régulation de l’énergie (CRE) en aurait formulé la demande expresse à Enedis. Car le mix électrique français a bien changé depuis les années 1960. À cette époque, le paysage français était dominé par l’hydroélectricité et les centrales au fioul et charbon. Il était pertinent de lisser la courbe de consommation nationale pour favoriser l’hydroélectricité, moins chère. Puis, quelques décennies plus tard, lors de l’expansion massive du nucléaire en France, les heures creuses devaient valoriser la production nocturne excédentaire à très faible coût. Une époque à laquelle il était donc surtout important, pour réussir à maintenir l’équilibre du réseau, de limiter les consommations en plein jour et, à l’inverse, d’augmenter les consommations de nuit.

C’est toujours le cas aujourd’hui. Mais plus seulement. Avec le déploiement massif des centrales solaires photovoltaïques, l’électricité devient également abondante — et donc peu chère – en milieu de journée. Cette électricité, la France peut l’exporter, sauf quand tous nos voisins produisent aussi de grandes quantités d’électricité solaire. C’est souvent le cas dès l’arrivée des beaux jours jusqu’au milieu de l’automne. Ainsi, les prix deviennent nuls ou négatifs et la France, comme certains de ses voisins, est contrainte de brider la production des panneaux photovoltaïques, faute de débouchés.

Pour y remédier, notre pays pourrait alors stocker cette électricité solaire à grande échelle. Grâce à des batteries et des STEP, notamment. Le parc de batteries est déjà passé de 100 MW en 2020 à 700 MW en 2023. Enfin, la France pourrait envisager d’en profiter pour produire de l’hydrogène par électrolyse. Ces deux dernières options pourraient toutefois coûter cher, mais ce ne sont pas les seules solutions.

Faire profiter les consommateurs de la production solaire à bas coût

Une option bien plus économique serait de demander aux clients de consommer plus au moment où les panneaux solaires produisent à plein régime. Et pour cela, l’idée est de réussir, dans les années à venir, à mieux « mettre en cohérence les tarifs et les capacités de production ». Avec des heures creuses qui ne seraient plus applicables la nuit, mais plutôt entre 11 heures et 17 heures. Ou en tout cas, pour ce qui est de l’été.

Encore faudrait-il que cette option redevienne réellement intéressante pour les consommateurs. Aujourd’hui, il existe une dizaine de contrats heures creuses différents et certains doivent décaler jusqu’à 60 % de leurs consommations pour réduire leur facture. Enedis et la CRE se fixent pour l’avenir, un objectif de 30 % des consommations en heures creuses solaires pour réaliser des économies. Grâce à un écart de prix entre heures creuses et heures pleines qui redeviendrait très incitatif.

Concernant le calendrier de mise en place de ces nouvelles heures creuses solaires, les avis divergent légèrement. La CRE préconise une entrée en vigueur dès 2025. Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (RTE) en France attend, quant à lui, une mise en place progressive d’ici deux ou trois ans.

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Jamais un réacteur nucléaire avait produit autant d’électricité en une seule année. Le réacteur n°2 de la centrale de Taishan (Chine), de type EPR, a battu un record absolu de production. En 2023, celui-ci a été capable de produire 12,8 TWh d’électricité grâce à un excellent facteur de charge. Ce record pourra-t-il être battu, dans les années à venir, par Flamanville, l’unique EPR français ?

Décidément, le réacteur n°2 de la centrale de Taishan multiplie les records. L’EPR a battu, en 2023, le record de production d’électricité par un réacteur nucléaire avec 12 884,1 TWh. Un record qui lui appartenait déjà, puisqu’il était parvenu à produire 12 454,8 GWh d’électricité en 2020, dès sa deuxième année d’exploitation. Ce record de production a été rendu possible grâce à un facteur de charge remarquable de 88,6 %.

Avec ses performances, Taishan 2 apporte une lueur d’espoir la filière des EPR dont les difficultés se sont enchaînées avant même le début du chantier du premier EPR, en août 2005. Les différents chantiers internationaux ont cumulé les incidents, engendrant un retard de 9 ans pour le réacteur finlandais de Olkiluoto 3, et 12 ans pour Flamanville. Au Royaume-Uni, les deux réacteurs en construction de la centrale Hinkley Point affichent déjà un retard de 4 ans sur le planning initial.

Flamanville pourra-t-il faire mieux ?

Pour l’heure, difficile de savoir si ce record pourra être battu. Les différents EPR construits à travers le monde affichent tous une puissance quasiment équivalente. Ainsi, dans les années à venir, les records de production annuels devraient principalement se jouer sur les conditions opérationnelles de chaque réacteur, et sur leur gestion. À titre d’exemple, Taishan 1, mis en service seulement quelques mois avec Taishan 2, n’a jamais dépassé les 12 TWh de production à cause de nombreuses défaillances, l’empêchant de fonctionner à pleine puissance sur de longues périodes. Depuis sa mise en service, il affiche un facteur de charge de seulement 48,6 % contre 77,7 % pour Taishan 2. Du côté de Flamanville, espérons que la mise en service signe la fin des difficultés, et puisse fonctionner avec un facteur de charge élevé. Toutefois, un premier arrêt pour maintenance prévu fin 2025 l’empêchera de revendiquer un facteur de charge élevé lors des premières années de fonctionnement.

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L’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) a lancé, lundi 20 mai 2024, une alerte sur les risques de vols de matières nucléaires qui pourraient être utilisées à des fins malveillantes, telles que des bombes sales.

Un risque de recrudescence de vols de matières nucléaires

Depuis 1993, 145 États ont signalé 4 243 incidents impliquant des matières nucléaires à l’AIEA. Parmi ces incidents, 350 sont suspectés d’être liés à des activités malveillantes telles que la contrebande, la détention illégale et la mise en vente sur le marché noir. L’alerte de l’AIEA provient du fait qu’en seule année 2023, ce ne sont pas moins de 168 signalements qui ont été faits. Elena Buglova, responsable de la division de sécurité nucléaire de l’AIEA, indique que ces vols se produisent, pour près de la moitié d’entre eux, lors du transport des matériaux.

Au vu du contexte géopolitique actuel, l’AIEA alerte la communauté internationale et leur incombe de renforcer leurs mesures de sécurité pour prévenir tous incidents. Comme le souligne Elena Buglova : « la récurrence de ces incidents confirme la nécessité de faire preuve de vigilance et d’améliorer la surveillance pour contrôler, sécuriser et éliminer correctement les matières radioactives ».

Renforcer la sécurité nucléaire à l’échelle internationale

La crainte de l’organisation onusienne est que des terroristes utilisent ces matériaux nucléaires pour fabriquer des « bombes sales ». Son alerte intervient quelques semaines avant sa 4ᵉ conférence internationale sur la sécurité nucléaire (ICONS) qui se tiendra à Vienne (Autriche), du 1ᵉʳ au 5 juillet 2024. La conférence ICONS réunit les États de la communauté internationale et a pour objet de discuter des stratégies de protection et de partager les meilleures pratiques liées à la sécurité nucléaire.

L’AIEA n’a pas manqué de souligner que les matières nucléaires deviendront de plus en plus répandues dans les années à venir. Les États doivent collaborer pour renforcer les contrôles et mettre en œuvre des mesures de sécurité efficaces, assurant ainsi une utilisation sûre et responsable de l’énergie nucléaire dans un monde de plus en plus complexe et interconnecté. Et comme le rappelle l’AIEA, il est impératif pour les États de sécuriser non seulement les installations de production d’électricité, mais aussi les hôpitaux, les laboratoires et les industries où ces matériaux peuvent être présents

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À Paris, lors du célèbre Concours Lépine 2024, une petite révolution a vu le jour grâce à Ilya, une start-up originaire de Toulouse. Leur invention, la douche cyclique, a su séduire jurés et public en promettant d’énormes économies d’eau et d’énergie. Ce succès intervient peu après leur passage remarqué dans l’émission « Qui veut être mon associé ? »  sur M6, où ils avaient déjà commencé à faire parler d’eux.

Lors de nos douches quotidiennes, une quantité importante d’eau potable est souvent perdue. Antoine Escande et Simon Buoro, deux ingénieurs diplômés de l’Institut National des Sciences Appliquées de Toulouse, ont fait de la conservation de l’eau leur mission principale. Leur invention, une douche cyclique, permet de recycler l’eau utilisée en direct. Ce système avancé conserve l’eau utilisée, la nettoie et la réchauffe pour une réutilisation immédiate, réalisant ainsi des économies considérables d’eau, avec seulement 5 litres nécessaires par douche.

La douche cyclique, une innovation récompensée

Ilya n’est pas repartie les mains vides du concours. Avec leur douche cyclique, les fondateurs Antoine Escande et Simon Buoro ont non seulement remporté le deuxième prix, mais aussi une médaille d’or, signe de leur impact potentiel sur notre consommation quotidienne d’eau et d’énergie. Cette technologie fonctionne en deux modes : le circuit ouvert pour l’hygiène quotidienne et le circuit fermé, où l’eau est recyclée, filtrée, et réchauffée pour une réutilisation quasi instantanée.

« On s’est demandé ce que l’on pouvait proposer pour avoir un mode de vie plus écologique. Assez vite, la douche est arrivée comme un geste à réinventer parce que c’est le premier consommateur d’eau dans le foyer, mais aussi le second consommateur d’énergie », a ainsi expliqué Antoine Escande, interviewée par France 3 Régions. Installer un système Ilya coûte environ 3 000 euros. Les concepteurs estiment que cette dépense pourrait être récupérée en moins de cinq ans. De plus, étant donné les augmentations récentes et prévues du prix de l’eau, ce retour sur investissement pourrait être encore plus rapide.

Capteur ILO, le compagnon écologique

En complément de la douche cyclique, la start-up a développé le Capteur ILO, un dispositif connecté qui surveille la consommation d’eau en temps réel. Ce petit appareil, fixé directement sur le pommeau de douche, aide les utilisateurs à prendre conscience de leur consommation d’eau et à identifier des moyens pour la réduire. En affichant en temps réel la quantité d’eau utilisée, le Capteur ILO joue un rôle clé dans l’éducation des consommateurs sur les enjeux de l’eau.

Pour Antoine Escande et Simon Buoro, les ingénieurs originaires de Toulouse, remporter ces médailles et ce trophée au Concours Lépine représente un grand honneur et couronne quatre années de dévouement. « C’est une fierté personnelle de se dire que notre nom est à jamais gravé dans ce concours des inventeurs. On sent déjà un engouement sur notre site, nos réseaux sociaux et même nos commandes et on espère que ça va perdurer », a confié Antoine. Ils observent déjà une augmentation de l’intérêt pour leurs produits sur leur site internet, les réseaux sociaux et dans les commandes, un phénomène qu’ils espèrent voir se poursuivre. Actuellement, la douche cyclique peut être précommandée, avec une livraison prévue pour la première série en octobre. Quant au capteur Ilo, il est sur le marché depuis un an et est vendu au prix de 99 euros.

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On ne fabrique pas assez de transformateurs électriques pour satisfaire la demande croissante en Europe. Ces transformateurs, composants essentiels pour abaisser ou élever la tension, sont aujourd’hui au cœur d’une crise de disponibilité. Les délais de livraison ont plus que doublé ces derniers mois, passant de 9 à 12 mois à plus de 24 mois. Cette situation crée une tension considérable sur les objectifs de décarbonation de l’UE, affectant à la fois les raccordements des centrales de production d’électricité renouvelable et l’électrification des industries.

Dans le processus de distribution de l’électricité, la valeur de la tension est modifiée plusieurs fois, du panneau solaire à l’appartement. La tension est d’abord élevée par le distributeur Enedis pour le transporteur, Réseau de transport d’électricité (RTE), à des niveaux compris entre 225 000 et 400 000 volts. Ceci permet de limiter les pertes par effet Joule, moins importantes à haute tension. Elle est ensuite abaissée pour être consommée par les particuliers ou les entreprises, de 230 à 380 volts. Les transformateurs sont donc omniprésents dans le réseau électrique pour jouer ce rôle de modulateur. Bien que leur nombre exact soit inconnu, on estime que 4,5 millions de ces équipements sont installés dans l’UE et en Norvège.

Un marché dominé par une poignée de fabricants

La fabrication des transformateurs est dominée par trois géants : l’allemand Siemens, l’Américain General Electric, et le Japonais Hitachi. Ces entreprises, avec des capacités de production relativement constantes, créent un goulot d’étranglement sur le marché. Les constructeurs européens peinent à suivre la cadence, car ils hésitent à investir dans de nouvelles lignes de production, calibrées selon les commandes, en accord avec les objectifs 2030 du Green Deal européen. Au-delà de cette date, les objectifs deviennent plus flous et incertains, dissuadant les investissements à long terme. En conséquence, les délais de livraison, déjà élevés, continuent de s’allonger.

En parallèle, le marché du travail spécialisé est extrêmement tendu. La fabrication de transformateurs requiert une main-d’œuvre qualifiée, aujourd’hui en pénurie. Cette situation est le résultat d’un angle mort des politiques européennes en matière de formation et de soutien aux métiers manuels spécialisés. Le manque de travailleurs qualifiés exacerbe la crise de production et allonge encore les délais de fabrication.

Le cuivre, composant essentiel et de plus en plus cher

Les transformateurs fonctionnent en abaissant et en élevant la tension grâce à des spires de cuivre. La tension de sortie d’un transformateur est proportionnelle au rapport du nombre de spires entre la sortie et l’entrée. Ainsi, le prix du cuivre joue un rôle prépondérant dans le coût de fabrication des transformateurs. Le cours de cette matière première a bondi de 30 % en huit mois, atteignant 9 000 euros la tonne. L’inflation des prix devrait se prolonger, avec des prévisions atteignant 15 000 euros la tonne d’ici 2025, sous la pression de la transition énergétique, de la reprise du marché immobilier et de l’économie chinoise. Cette hausse des coûts de production est difficile à anticiper pour les fabricants, qui doivent faire face à une augmentation des prix des transformateurs de 75 à 100 %.

Cette pénurie n’augure rien de bon pour les projets de raccordement des énergies renouvelables ni pour la décarbonation de l’industrie. Elle compromet sérieusement les objectifs climatiques et l’indépendance énergétique de l’UE. Par ailleurs, elle n’est pas non plus favorable pour les prix de l’électricité, qui devraient augmenter. En effet, La facture d’électricité des ménages et entreprises augmentera, car elle sera directement répercutée par les compagnies d’électricité. La crise actuelle des transformateurs électriques représente donc un défi majeur pour la transition énergétique en Europe.

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Dans notre société actuelle de grande consommation et avec les différentes avancées technologiques dans tous les secteurs d’activités, l’énergie se trouve être un facteur de développement incontournable pour ce monde de demain auquel tous les humains aspirent. Le monde du tout connecté a besoin d’une quantité colossale d’énergie pour alimenter tous les Data Centers, les équipements électroniques des foyers, même les voitures et autres moyens de déplacement connectés. Mais, l’utilisation des ressources traditionnelles pour produire de l’énergie comme les énergies fossiles ont montré leurs limites. L’énergie solaire, plus propre et plus durable, semble être une alternative viable. Mais, cette énergie saura-t-elle répondre à tous nos besoins sur la planète ? Quelles sont les perspectives en ce qui concerne l’énergie solaire ?

Solaire : un potentiel immense pour produire de l’énergie

Le potentiel énergétique du soleil est immense. Cette source d’énergie inépuisable ou presque constitue un réel avantage pour les humains. La quantité d’énergie reçue par la terre est colossale. Chaque année, c’est plus d’un milliard de pétawatts-heure (PWh) que reçoit notre planète. Cette quantité d’énergie représente plus de 8000 fois la quantité annuelle d’énergie consommée à l’échelle mondiale. Arriver à exploiter ne serait-ce que 1 % de cette énergie gratuite suffirait à couvrir tous les besoins en énergie de notre société actuelle.

Aussi, la technologie pour capter cette énergie existe déjà et ne fait que s’améliorer jour après jour. Le secteur de la production d’énergie solaire est de plus en plus compétitif et grâce à l’innovation, les panneaux photovoltaïques ont une meilleure efficacité énergétique. Toutefois, les panneaux solaires, au-delà de leur principale application qu’est la production d’énergie électrique, ils sont également utilisés pour le chauffage de l’eau et des bâtiments, l’agriculture, le dessalement de l’eau ou encore l’alimentation des procédés industriels. Et si vous avez besoin de faire l’installation d’un parc de panneaux solaires pour satisfaire vos besoins en énergie, faites appel à des professionnels comme Colibri Solar pour un service de qualité.

Quels sont les avantages et limites de l’énergie solaire ?

Le premier avantage de l’énergie solaire est sans nul doute son caractère propre. Contrairement aux autres sources d’énergie, elle est une énergie verte, respectueuse de l’environnement et sa production n’affecte pas la qualité de l’air. Cette source d’énergie améliore les conditions de vie des populations isolées, car elle leur permet d’avoir accès à l’électricité. C’est également une industrie en plein essor, donc qui crée de nombreux emplois. Mais, l’énergie solaire n’a pas que de bons côtés.

Malgré ses nombreux avantages, l’énergie solaire ne peut pas être considérée comme une solution miracle. Le principal défi reste la production de l’énergie proprement dite, car elle ne dépend que de la présence du soleil. Autrement dit, les zones géographiques faiblement balayées par les rayons du soleil ne pourront pas profiter de cette solution pour produire leur énergie. Aussi, l’installation des panneaux solaires peut avoir un impact sur l’utilisation des terres, voire la biodiversité. Il est donc crucial de privilégier des installations de panneaux solaires responsables, intelligentes et durables.

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Dans la pittoresque baie de Roses en Catalogne, un projet d’envergure prévoyant l’installation de 80 éoliennes flottantes, connu sous le nom de « Parc Tramuntana », est désormais en pause. Ce vendredi, les médias locaux révèlent que le manque de financements et les récents bouleversements politiques ont contraint ce projet à un arrêt temporaire.

Une interruption financière et politique

Initialement prévu pour dynamiser la production d’énergie renouvelable dans la région, le parc éolien marin est actuellement en suspens « jusqu’à nouvel ordre » comme le rapporte L’Indépendant. Une résolution de fin mars 2024 citée par les médias catalans indique que le projet n’avancera pas sans les financements nécessaires.

L’arrêt temporaire survient après que la Generalitat de Catalogne ait échoué à approuver les budgets requis, mettant ainsi en péril un financement de 16 millions d’euros destiné à une plateforme d’essais importante pour le projet. Ces complications financières sont exacerbées par un climat politique instable qui a conduit à des élections anticipées le 12 mai.

Un projet d’envergure pour réduire les émissions de CO2

Le « Parc Tramuntana » envisage l’installation de 80 éoliennes flottantes au large de la baie de Roses. Cette initiative dépasse largement le cadre expérimental d’autres projets, comme celui du Barcarès où seulement trois éoliennes sont prévues pour des essais. Les responsables du projet, s’exprimant à France Bleu Roussillon, ont mis en avant cette ambition comme un véritable tournant pour la production d’énergie durable dans la région.

Choisie pour son engagement envers la durabilité, la Catalogne s’est fixée des objectifs environnementaux rigoureux avec l’aspiration de couvrir 50% de ses besoins en électricité par les énergies renouvelables d’ici 2030, et de parvenir à une autonomie totale en 2050. Le projet « Parc Tramuntana » ambitionne de générer jusqu’à 1000 MW, suffisamment pour subvenir aux besoins de 90% des habitants de la Province de Gérone, tout en anticipant une réduction significative des émissions de CO2, évaluée à 21 millions de tonnes. Cette initiative pourrait donc jouer un rôle clé dans la transition énergétique de la région, soutenant à la fois son développement industriel et la protection de son environnement.

La pression communautaire

Au-delà des enjeux politiques et financiers, le « Parc Tramuntana », initialement prévu pour 2026, fait face à une résistance croissante de la part des communautés locales et des associations environnementales. Ces dernières demandent un moratoire sur le projet, soucieuses de l’impact potentiel sur l’écosystème marin et le paysage côtier de la Costa Brava nord. Ils sont également inquiets de l’impact visuel de ce projet alors les bâtiments touristiques ont déjà abîmé le lieu.

Ce projet ambitieux, qui promettait d’améliorer l’approvisionnement en énergie renouvelable de la région, se trouve maintenant à un carrefour critique, entre les aspirations environnementales et les réalités économiques et politiques.

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Vous partez au camping cet été, vous voulez faire des travaux sans connexion électrique, ou tout simplement vous prémunir d’une éventuelle coupure de courant ? Dans ce cas, une batterie nomade pourrait bien vous faciliter la vie. Mais pour cela, encore faut-il bien la choisir.

Longtemps, le marché des batteries a été dominé de la tête et des épaules par les batteries au plomb. Ces batteries au tarif intéressant multiplient pourtant les inconvénients : elles sont très lourdes (35 Wh/kg environ), volumineuses, et n’acceptent que très peu de cycles de charge – décharge. C’est pour ces raisons qu’elles ont été cantonnées à l’alimentation des accessoires et du démarreur dans l’automobile, ainsi que l’alimentation des véhicules de loisirs comme les camping-cars, les caravanes et autres camions aménagés.

Mais depuis quelques années, de nouvelles technologies de stockage d’électricité se développent à mesure que nos usages s’électrifient. On retrouve désormais, à un prix de plus en plus abordable, des technologies comme le lithium-ion, dont la densité énergétique est bien plus élevée (plusieurs centaines de Wh/kg), et qui accepte beaucoup mieux les décharges profondes. Ce développement technologique a donné naissance à une nouvelle catégorie de produits : les batteries nomades. Disponibles avec des capacités pouvant aller d’une centaine à plusieurs milliers de wattheures, elles ont généralement la capacité d’accepter plusieurs types de recharges, et de délivrer du courant sous différentes formes pour s’adapter à différents usages. On retrouve principalement du 12 V en courant continu et du 230 V en courant alternatif.

Pour vous aider à y voir plus clair sur ce marché en plein développement, nous vous proposons un tour d’horizon des principaux modèles disponibles pour une puissance comprise entre 1 et 2 kWh. Vous retrouverez également quelques conseils pour faire le choix le plus adapté à vos besoins.

Le marché des batteries portables et de plus en plus dense

Électrification oblige, le marché des grosses batteries nomades se densifie chaque année un peu plus, voici une liste non exhaustive des principaux modèles que l’on peut retrouver sur le marché.

Comment fonctionnent ces batteries nomades ?

Ces batteries nomades reposent toutes sur un fonctionnement similaire. Il s’agit d’une batterie généralement au lithium pouvant être rechargée par une prise domestique standard, une prise 12 V (de type allume-cigare), ou par le branchement de panneaux solaires. Les batteries sont équipées d’une multitude de ports qui permettent de brancher et recharger de nombreux types d’appareils différents. On retrouve des prises USB-A et USB-C, des prises de type allume-cigare, des prises 230 V et même, parfois, des emplacements pour la recharge par induction. Généralement, un écran LCD permet de consulter d’un coup d’œil le pourcentage de batterie restante ainsi que des indications sur la vitesse de la recharge ou encore la quantité d’énergie qui est prélevée à un instant T.

Outre ce fonctionnement commun à presque tous les modèles, on peut retrouver des fonctionnalités supplémentaires permettant de rendre la batterie plus polyvalente. Certaines disposent d’un système de détection de coupure de courant, permettant leur utilisation en tant que batterie de secours. D’autres disposent d’une application mobile permettant le contrôle à distance. Enfin, certains modèles sont également modulables : il est ainsi possible d’ajouter un module additionnel pour augmenter la capacité de stockage de la batterie.

Une batterie nomade oui, mais pour quoi faire ?

Si ces batteries peuvent être utiles dans un très grand nombre de situations, on distingue tout de même trois usages principaux, à savoir :

➡️ L’alimentation de secours

Du fait d’une capacité relativement contenue, ces batteries ne sont pas nécessairement pertinentes pour optimiser la production d’une installation solaire. En revanche, elles peuvent parfaitement remplir le rôle d’alimentation de secours en cas de coupure de courant. Pour cela, il est possible de les utiliser de deux manières différentes. La première consiste à brancher les équipements dont on a besoin sur la batterie le temps de la coupure. Cela peut être un ordinateur, la box internet, le frigo ou encore un micro-ondes.

La seconde solution consiste à la brancher directement au réseau électrique de la maison. Dans ce cas, il convient cependant d’ouvrir le disjoncteur général de la maison pour éviter aux techniciens d’ENEDIS d’avoir des surprises. Certains modèles disposent d’un détecteur de coupure permettant de réalimenter le tableau électrique en quelques millisecondes, permettant ainsi d’éviter l’extinction des appareils.

➡️ Le camping

Dans le secteur des véhicules aménagés, habituellement alimentés par de lourdes et exigeantes batteries au plomb, les batteries nomades constituent une alternative de choix permettant d’obtenir une installation plus polyvalente et plus performante. En revanche, pour le camping ou encore les voyages en voiture, on privilégiera des batteries d’une capacité un peu plus faible pour en limiter le poids.

➡️ L’alimentation de sites isolés

Enfin, ces batteries constituent une solution de choix pour avoir de l’électricité dans son jardin, dans une cabane, ou sur un chantier pas encore raccordé à l’électricité. En couplant la batterie à des panneaux solaires, il est même possible de devenir entièrement autonome, moyennant une gestion précautionneuse de l’électricité produite.

Comment choisir sa batterie nomade ?

Pour choisir sa batterie nomade, il convient de porter une attention particulière à certains éléments.

➡️ Technologie de batterie

Si les batteries nomades étaient, au départ, principalement équipées de batteries de type lithium-ion, cette technologie a l’inconvénient d’avoir une durée de vie relativement limitée, comprise entre 500 et 1000 cycles. C’est pourquoi, il est préférable d’opter pour la technologie LFP, de plus en plus répandue, qui offre une durée de vie jusqu’à 4 fois supérieure. Elle a tout de même pour inconvénient un poids légèrement plus élevé que les batteries au lithium-ion du fait d’une densité énergétique un peu plus faible.

➡️ Puissance et capacité

Si, pour choisir sa batterie, on pense tout de suite à sa capacité, il ne faut pas négliger la puissance que celle-ci pourra délivrer. Avant de chercher une batterie, il convient donc de réfléchir aux appareils que l’on souhaite pouvoir alimenter afin de déterminer la puissance minimale nécessaire. À titre d’exemple, les appareils comme les bouilloires, les machines à café ou encore les sèche-cheveux sont des appareils particulièrement gourmands en électricité.

De la même manière, la capacité de la batterie dépendra des usages envisagés. S’il s’agit de réalimenter votre maison comme si de rien n’était, mieux vaut viser la batterie avec la plus grosse capacité possible.

➡️ Encombrement

En revanche, lorsque l’on recherche la mobilité, il est important de prendre en compte le poids de l’équipement. Si l’on compare les modèles Delta 2 et Delta 2 Max, on constate qu’ils présentent un encombrement similaire. En revanche, côté poids, c’est bien différent ! Le modèle Delta 2, d’une capacité de 1 kWh, pèse 12 kg, tandis que la Delta 2 Max et ses 2 kWh de stockage pèse 22 kg ! Pour une utilisation réellement nomade, on privilégiera les modèles avec des poignées de préhensions, ou même des modèles équipés de roulettes comme la Anker 767.

➡️ Nombre de ports disponibles

En général, sur ce type de batteries, on a l’embarras du choix en ce qui concerne les ports disponibles. Mieux vaut tout de même vérifier que ceux-ci correspondent aux équipements que l’on possède.

➡️ Vitesse de recharge

Toujours quand on privilégie la mobilité, il est important de choisir un modèle capable de se recharger rapidement. À ce sujet, Ecoflow fait des merveilles, son modèle Delta 2 Max étant capable de récupérer 80 % d’autonomie en seulement 1,1 heure (et même en 43 minutes en cumulant la recharge solaire). Il convient non seulement de vérifier la puissance de recharge en courant alternatif, pour un branchement sur une prise de courant classique, mais également la puissance de recharge continue pour la recharge via panneaux solaires.

➡️ Modularité

Certains modèles sont modulables, ce qui signifie qu’il est possible d’y ajouter des sets de batterie supplémentaires permettant ainsi d’en augmenter la capacité de stockage. Cette fonctionnalité est notamment disponible sur certains modèles des fabricants Ecoflow et Bluetti.

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En marge des technologies traditionnelles, une start-up française, Sweetch Energy, s’illustre par une avancée de taille dans le domaine de l’énergie renouvelable. Fondée par l’ingénieur Bruno Mottet et le physicien Lydéric Bocquet, la société ambitionne d’exploiter l’énergie osmotique, aussi appelée « énergie bleue », un potentiel énergétique colossal mais encore inexploité à ce jour.

L’énergie osmotique se libère lorsque de l’eau douce rencontre de l’eau salée, typiquement dans les estuaires. Les chercheurs ont développé une technologie qui exploite l’énergie générée par la variation de concentration saline entre les courants d’eau douce et d’eau de mer. Cette énergie devient alors de l’électricité grâce à des membranes spéciales développées par Sweetch Energy. Le processus, non seulement renouvelable mais aussi non carboné, pourrait répondre à une partie croissante des besoins énergétiques mondiaux, offrant une alternative propre aux énergies fossiles.

L’eau salée, un potentiel immense sur le plan industriel

Le potentiel industriel de cette technologie est énorme. Les fondateurs de Sweetch Energy ne se contentent pas de prototypes, ils envisagent déjà des installations à grande échelle. Aujourd’hui, la start-up développe des membranes de plus en plus grandes, certaines atteignant les dimensions de véritables rouleaux de papier, et prévoit la mise en service d’un premier démonstrateur à Port-Saint-Louis-du-Rhône.

Ce premier site démonstratif, prévu pour démarrer à la fin de l’année, représentera un jalon essentiel. Il doit non seulement valider la technologie en conditions réelles mais également prouver l’efficacité et la fiabilité de la production d’énergie osmotique. Avec des prévisions de production ambitieuses, Sweetch Energy pourrait bien rivaliser avec les centrales nucléaires en termes de capacité dans les décennies à venir. « C’est comme si nous fabriquions les premiers panneaux solaires », a déclaré Bruno Mottet interrogé par Le Point.

Développer une filière industrielle

Au-delà de l’innovation technique, le chemin vers une industrialisation complète de l’énergie osmotique est jonché de défis. Le plus pressant reste le développement d’une filière industrielle capable de soutenir la production de ces membranes à grande échelle. La start-up a déjà initié un travail de lobbying pour intégrer l’énergie osmotique au réseau électrique européen. Toutefois, Bruno Mottet est confiant. « D’ici à 2050, on pense qu’elle pourrait représenter plus de 15 % du mix énergétique total ! », a-t-il déclaré à l’hebdomadaire.

La reconnaissance de cette énergie comme viable et intégrable au réseau électrique constitue une avancée majeure. Néanmoins, la mise en place d’une chaîne de production durable, impliquant des partenariats avec des industriels, reste capitale pour le déploiement à grande échelle de cette technologie prometteuse. Et il va falloir aller vite car avec l’essor des véhicules électriques, on prévoit une forte hausse de la consommation mondiale d’électricité. Cette dernière pourrait frôler les 30 000 térawattheures d’ici 2025, d’après les estimations de l’Agence internationale de l’énergie. Explorer des alternatives énergétiques renouvelables autres que l’éolien et le solaire est donc capital.

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