Enjeu décisif de la décarbonation, le stockage de l’énergie est amené à croître de façon exponentielle durant les prochaines décennies. Mais pour le moment, les technologies existantes ne donnent pas entière satisfaction : les batteries au lithium sont très chères tandis que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) nécessitent beaucoup de place et des investissements financiers très importants. Dans ce contexte, les batteries à flux rédox pourraient avoir un grand rôle à jouer.

Ces poudres vont-elles enfin démocratiser les super batteries à flux redox ?

Vous n’en avez peut-être jamais entendu parler, et pourtant. Les batteries à flux rédox pourraient devenir, à terme, un atout stratégique pour répondre à l’enjeu du stockage massif de l’électricité. Modulaires, durables et performantes, ces batteries cochent toutes les cases de la batterie parfaite, ou presque. La volatilité du prix des matériaux nécessaires à sa fabrication associée à son utilisation exclusivement stationnaire ont freiné son développement. Si bien que son marché a été estimé à 403 millions de dollars d’ici 2026 (selon un rapport de 2020), contre 107 milliards de dollars pour le lithium dès 2024.

Mais la partie n’est pas encore terminée. Au laboratoire américain de Pacific Northwest National Laboratory (PNNL), on croit au potentiel des batteries rédox. Et pour cause, les chercheurs du laboratoire ont mis au point un modèle de batterie à flux rédox utilisant des matériaux largement disponibles et bon marché, à savoir le chlorure de fer III et l’acide nitrilotri-méthylphosphonique, tous deux habituellement utilisés dans les stations d’épuration pour freiner les phénomènes de corrosion. Outre leurs prix, ces matériaux ont permis d’obtenir une batterie à la durée de vie excellente, puisque le PNNL a annoncé une efficacité de 98,7 % après 1 000 cycles de fonctionnement.

Une batterie à flux rédox, comment ça marche ?

Le fonctionnement d’une batterie à flux rédox, dont le principe a été mis au point par la NASA dans les années 70, diffère de celui d’une batterie de type lithium. Elle est, en effet, composée de deux réservoirs contenant chacun une solution électrolytique. En fonctionnement, ces électrolytes sont pompés jusque dans une cellule électrochimique qui contient deux électrodes séparées par une membrane perméable aux ions. Dans cette cellule se produisent des réactions d’oxydoréduction réversibles permettant de charger ou décharger la batterie. Les batteries à flux rédox actuelles utilisent généralement du vanadium, un métal obtenu à partir de minerais, grâce au raffinage de pétrole ou de la combustion de charbon.

Sur ce type de batterie, puissance et capacité sont découplées. Il est possible d’augmenter la capacité de la batterie en augmentant simplement la taille des réservoirs d’électrolytes. En conséquence, malgré leur encombrement important, cette modularité les rend idéales pour les solutions de stockage stationnaire, et en particulier pour le stockage d’électricité issue de moyens de production d’énergie renouvelable.

Futur allié de la transition énergétique

Le stockage de l’énergie constitue l’un des plus grands défis de la décarbonation des moyens de production d’énergie. Le stockage de l’énergie est, en effet, l’une des clés pour pouvoir exploiter le plein potentiel des moyens de production d’énergie renouvelable. Actuellement, les BESS (Battery Energy Storage System) ne parviennent pas à rivaliser avec les STEP pour stocker de l’énergie à très grande échelle, du fait d’un coût élevé au kWh, et d’une durée de vie plus faible. À l’inverse, si les STEP permettent de stocker de très grandes quantités d’énergie avec un haut rendement, elles demandent des investissements financiers très importants. De plus, elles ont nécessairement un impact important sur leur environnement, et pourraient donc être difficile à mettre en œuvre. De ce fait, les batteries à flux rédox pourraient constituer une alternative intermédiaire et permettre le stockage d’importantes quantités d’énergie avec un impact relativement faible sur l’environnement.

L’article Ces poudres vont-elles enfin démocratiser les super batteries à flux redox ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le Niger entre dans une nouvelle ère en lançant ses premières opérations d’exploration et d’exploitation pétrolière.

Un nouveau départ pour le Niger

Le 22 juin 2024, la Société nigérienne du pétrole (SONIDEP) a officiellement démarré ses activités d’exploration et d’exploitation pétrolière dans les régions de Bilma et d’Agadem. Selon Ali Mahamane Lamine Zeine, Premier ministre nigérien, cette transition stratégique est un véritable défi, mais aussi une source de fierté nationale. En prenant en main l’exploitation de ses ressources naturelles, le Niger espère renforcer son contrôle et sa valorisation des hydrocarbures.

L’implication directe de la SONIDEP dans le secteur pétrolier est perçue comme essentielle pour garantir la souveraineté économique du Niger. Ali Seibou Hassane, directeur général de la SONIDEP, a souligné l’importance de cette évolution pour le pays. “Depuis 2011, le Niger est devenu un producteur de pétrole. Aujourd’hui, il s’est décidé à produire son propre pétrole pour assurer sa souveraineté économique grâce à la volonté du Conseil national pour la sauvegarde de la patrie“, a-t-il déclaré. Les experts estiment que cette démarche pourrait transformer le paysage économique nigérien en diversifiant ses sources de revenus et en augmentant les bénéfices issus des hydrocarbures.

Toujours en conflit avec le Bénin

Cependant, ce tournant stratégique ne sera pas sans défis. Le Niger devra renforcer ses capacités techniques et managériales pour réussir cette transition. Des études géologiques détaillées, des forages exploratoires et la mise en place d’installations de production modernes seront nécessaires. De plus, il sera important de développer des cadres réglementaires robustes pour attirer et sécuriser les investissements étrangers. La formation des ressources humaines locales jouera également un rôle clé dans le succès de cette nouvelle orientation.

Le lancement de ces opérations intervient dans un contexte de tensions diplomatiques avec le Bénin, qui affecte les exportations de pétrole du Niger. Un oléoduc de près de 2 000 km, destiné à transporter le brut d’Agadem jusqu’au port béninois de Sèmè-Kpodji, reste fermé à cause des brouilles diplomatiques. Malgré tout, la détermination du Niger à devenir un acteur clé du secteur pétrolier en Afrique de l’Ouest reste intacte.

L’article Pétrole : le Niger va en produire à son tour est apparu en premier sur L'EnerGeek.

C’est un signal fort pour la filière naissante du photovoltaïque offshore : l’ADEME vient d’accorder une importante subvention pour le développement et la mise en place d’une centrale solaire flottante de 1 MWc au large de Sète. Si tout va bien, ce démonstrateur pourrait lancer le développement industriel de ce type d’installations en France. 

Il y a à peine plus d’un an, Solarinblue mettait à l’eau Sun’Sète, la première centrale solaire en mer de France. Forte de cette première réussite, la startup a décidé d’aller plus loin et travaille sur un démonstrateur pré-commercial de 1 MWc, destiné à être installé à 2 km au large du port de Sète.  Celui-ci représente une étape indispensable pour l’industrialisation de la technologie.

Ce nouveau démonstrateur, baptisé Méga Sète, bénéficiera des avancées technologiques de la centrale actuelle et sera dimensionné pour pouvoir supporter des vagues de 10 mètres de haut et des vents de 200 km/h. Comme le précédent prototype, Méga Sète sera conçu pour une durée de vie de 30 ans. Pour permettre la réalisation de ce démonstrateur, la startup a reçu le soutien financier de l’ADEME à travers le programme France 2030, pour un montant de 6 millions d’euros. La centrale d’un hectare devrait produire aux alentours de 1 300 MWh/an à partir de la fin 2025.

Associer le photovoltaïque à l’éolien offshore

Les centrales photovoltaïques flottantes sont une des solutions les plus prometteuses pour la décarbonation des installations portuaires ainsi que des territoires insulaires. Le principe du photovoltaïque flottant est d’ailleurs étudié jusqu’en Polynésie française, où la dépendance aux énergies fossiles est importante.

Selon Solariblue ces installations pourraient également être installées au sein des parcs éoliens offshore flottants ou fixes. Particulièrement utilisée sur Terre, comme dans cette centrale chilienne, l’association éolien/solaire permet d’augmenter les capacités de production d’un site et d’en lisser la courbe de production. En mer, cette association devrait être au cœur de CrossWind, un projet de parc hybride de 759 MW qui devrait être installé au large des côtes néerlandaises. Malgré tout, le photovoltaïque en mer suscite encore des interrogations, notamment sur la durée de vie des équipements qui, à proximité de la mer, sont soumis à des contraintes climatiques très fortes. Avec sa technologie, SolarinBlue espère pouvoir intégrer les premiers projets européens d’1 GW d’ici 2030.

L’article La future plus grande centrale solaire en mer de France reçoit une énorme subvention est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Observatoire des énergies renouvelables (Observ’ER) a récemment mis en ligne une nouvelle étude détaillant les tendances du marché français des pompes à chaleur individuelles pour l’année 2023. Cette analyse révèle une évolution contrastée en fonction des différents types d’appareils.

En France, près de la moitié de l’énergie finale consommée sous forme de chaleur (chauffage, besoins industriels…) provient encore des combustibles fossiles. Pour décarboner ce secteur, les pompes à chaleur (PAC) sont considérées comme incontournables. Ainsi, ces appareils sont largement promus par l’État, positionnant la France parmi les leaders européens en la matière. Pour offrir une perspective claire sur l’évolution de l’industrie, l’Obser’ER publie régulièrement un rapport d’analyse du marché des PAC. Les résultats concernent uniquement la France métropolitaine et sont établis sur des données fournies par les principaux acteurs du marché, notamment les fabricants, les distributeurs, ainsi que les importateurs.

Une hausse inédite pour les PAC géothermiques

Pour les PAC géothermiques (qui puisent les calories dans le sol), l’Observ’ER recense 3 890 unités vendues en 2023, contre 3 260 en 2022, soit une hausse de 19,3 % — une augmentation « inédite depuis 2017 » selon les analystes. Cette croissance serait principalement attribuée à une intensification des efforts de communication. De plus, au début de l’année 2023, le gouvernement a lancé un programme national visant à développer la géothermie en France. Le plan d’action déployé pour renforcer le secteur inclut des mesures incitatives pour l’installation des PAC géothermiques, et pour augmenter la visibilité des professionnels ainsi que le nombre de foreurs qualifiés. Malgré cette augmentation, à l’échelle de la décennie, le marché est toutefois resté stable. Sur la période 2014 – 2023, le nombre annuel de ventes s’est situé entre 3 080 et 4 045. À noter que vers 2007 et 2008, les chiffres atteignaient les 20 000 PAC géothermiques vendues en une année.

Cependant, la part de marché de ces modèles demeure toujours modeste. En effet, durant 2023, les PAC géothermiques n’ont représenté que 0,2 % du marché du chauffage individuel. Selon l’observatoire, ce faible chiffre est partiellement dû à une méconnaissance de la technologie par le grand public. De plus, le coût initial élevé des PAC géothermiques limite leur adoption. Les clients qui optent pour ces systèmes sont généralement ceux disposant d’un pouvoir d’achat élevé ou ceux qui ont une conviction forte quant aux bénéfices de cette technologie.

Des tendances divergentes du côté des modèles aérothermiques

Concernant les PAC aérothermiques (qui puisent les calories dans l’air), le nombre d’unités vendues est de loin plus élevé par rapport aux systèmes géothermiques. Les chiffres rapportés sont de 1 332 970 unités en 2023, contre 1 264 120 unités en 2022, soit une hausse de 3 % (nombres incluant les chauffe-eau thermodynamiques).

La croissance globale masque cependant des disparités entre les différents types de PAC aérothermiques. En effet, les ventes des modèles air/eau, pourtant les plus subventionnés, ont chuté de 14 %, passant de 351 970 unités en 2022 à 302 030 en 2023. Selon l’Observ’ER, cette baisse résulte de la crise rencontrée dans l’industrie du neuf, ce qui a fortement réduit la demande. De plus, la forte inflation a contraint de nombreux ménages à reporter la rénovation de leur système de chauffage, d’autant plus que le nombre des foyers bénéficiaires d’aides telles que MaPrimeRenov’ a aussi baissé. Néanmoins, la part des modèles air/eau sur le marché des PAC aérothermiques a connu une croissance constante au cours de ces dernières années, passant de 16 % en 2017 à 26 % en 2023.

En revanche, les PAC air/air, aussi appelées « climatiseur réversible » puisqu’elles peuvent aussi bien souffler de l’air chaud que de l’air froid, connaissent une demande croissante, avec une hausse de 15 % en 2023 grâce aux 865 940 unités vendues. Cette tendance a été largement influencée par les températures estivales élevées de l’année dernière. En 2023, l’hémisphère nord aurait connu la température moyenne la plus élevée des 2 000 dernières années.

Vers une industrie plus puissante

Selon l’Observatoire, la France se positionne actuellement comme le deuxième plus grand marché de pompes à chaleur (PAC) au sein de l’Union européenne. Elle se place juste derrière l’Italie qui a vendu 2,2 millions d’unités en 2022. Pour l’hexagone, le marché local devrait être consolidé avec la nouvelle intention du gouvernement de mieux soutenir et d’élargir l’industrie. Dans le cadre de sa stratégie de planification écologique, l’État vise à atteindre une capacité de production annuelle d’un million de PAC d’ici 2027. Pour ce faire, un plan d’action spécifique à cet objectif a été dévoilé en avril dernier.

L’article Pourquoi les pompes à chaleur ne se sont pas si bien vendues en France en 2023 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2024, les ménages français peuvent encore bénéficier du chèque énergie, une aide précieuse pour alléger leurs factures énergétiques. Découvrez les modalités pour faire votre demande et les critères d’éligibilité afin de profiter de cette aide avant la fin de l’année.

Qui peut réclamer le chèque énergie 2024 ?

Le chèque énergie est destiné aux ménages modestes. Pour 2024, l’éligibilité se base sur le revenu fiscal de référence (RFR) de 2022, rapporté au nombre d’unités de consommation (UC) du foyer. Un ménage est éligible si son RFR divisé par son nombre d’UC est inférieur à 11 000 €. Les jeunes primo-déclarants ou les ménages ayant connu une baisse de revenus en 2022 sont particulièrement concernés. Selon le ministère de l’Économie, le portail de réclamation sera ouvert en juillet 2024 pour permettre aux ménages concernés de déposer leur demande.

Pour faire la demande en ligne, les ménages devront fournir diverses informations et documents : nom, prénom, date de naissance, numéro fiscal, copie d’un justificatif d’identité, et une facture récente d’énergie. Si plusieurs foyers fiscaux composent le ménage, les informations de chaque foyer doivent être incluses. Cette procédure vise à simplifier et à accélérer le traitement des demandes, garantissant que les ménages éligibles reçoivent rapidement leur chèque énergie.

Comment déposer une demande par courrier ?

Une demande par courrier est également possible via l’Agence de services de paiement. Il faut envoyer un formulaire de demande complété, disponible sur le site chequeenergie.gouv.fr, avec les pièces justificatives : copie d’un justificatif d’identité, facture récente d’énergie et avis d’imposition sur les revenus de 2022. Les demandes peuvent être déposées jusqu’au 31 décembre 2024. Une fois validée, le chèque énergie sera envoyé sous deux mois, permettant aux ménages de gérer efficacement leurs dépenses énergétiques.

Le montant du chèque énergie varie selon la composition du foyer et les revenus, allant de 48 à 277 €, avec une moyenne de 150 €. Il peut être utilisé jusqu’au 31 mars 2025 pour régler des factures d’électricité, de gaz, de chaleur, de chauffage au bois ou au fioul, ainsi que pour certaines charges locatives et travaux énergétiques. Utiliser le simulateur en ligne permet de vérifier rapidement son éligibilité et d’éviter tout retard dans la réception de cette aide précieuse.

L’article Important : demandez votre chèque énergie 2024 avant la fin de l’année ! est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Catherine MacGregor, directrice générale d’Engie, alerte sur les risques de quitter le marché européen de l’énergie, soulignant son efficacité et les dangers potentiels d’une telle décision.

Le marché européen de l’énergie : un système éprouvé

Le marché européen de l’énergie, créé pour optimiser les échanges et garantir une stabilité des prix, a prouvé son efficacité, notamment durant les crises énergétiques de 2022 et 2023. Selon Catherine MacGregor, ce système a permis de maintenir l’approvisionnement en électricité en France lorsque la production nationale était insuffisante. Le marché repose sur des infrastructures interconnectées qui exploitent la complémentarité des différentes sources d’énergie : solaire au sud, éolienne au nord, et hydroélectrique et nucléaire dans les pays ayant fait ce choix.

MacGregor met en garde contre les risques de volatilité des prix et de black-out si la France quittait le marché européen. « Sans marché européen de l’électricité, nous nous exposerions à des prix encore plus volatils, voire à des risques de black-out », affirme-t-elle à La Tribune du dimanche, le 22 juin 2024. La sortie du marché européen pourrait également entraîner des hausses de prix et des problèmes d’approvisionnement, remettant en question la sécurité énergétique du pays. Elle insiste sur le fait que le maintien de ce marché est important pour éviter ces scénarios négatifs pour les consommateurs.

Catherine MacGregor conteste les propos de Bardella

Engie défend également le développement des énergies renouvelables comme une solution viable et bénéfique. Les énergies renouvelables représentent déjà plus de 150 000 emplois en France et ont permis d’éviter l’importation de 910 millions de barils de pétrole, réduisant ainsi la facture énergétique française de 40 milliards d’euros. Grâce aux avancées technologiques, ces énergies sont devenues moins coûteuses et plus rentables.

La déclaration de Catherine MacGregor intervient en réponse aux propositions de Jordan Bardella, président du Rassemblement national, qui souhaite renégocier les règles de tarification de l’électricité avec Bruxelles. Celui qui espère devenir Premier ministre à l’issue des élections législatives anticipées estime que cela permettrait de réduire les factures d’électricité de 30 %. Cependant, selon MacGregor, remettre en cause le marché européen augmenterait les risques pour la France. Elle rappelle que ce marché a assuré l’approvisionnement énergétique en période de crise, prouvant ainsi son utilité et son efficacité.

L’article Prix de l’électricité : sortir du marché européen de l’énergie serait une erreur est apparu en premier sur L'EnerGeek.

D’ici 2030, seul le déclassement de 10 % de la capacité mondiale actuelle de production d’électricité au charbon est planifié. Pourtant, bien plus de centrales pourraient être mises à l’arrêt et remplacées par des énergies renouvelables.

Les centrales à charbon sont indéniablement celles qui émettent le plus de gaz à effet de serre. À elles seules, encore quelque 15 milliards de tonnes de dioxyde de carbone (CO₂) chaque année. C’est autant que les émissions de plus de 3 milliards de voitures. Pourtant, seulement 10 % de celles qui restent en fonctionnement dans le monde sont destinées à être mises à l’arrêt d’ici 2030. Parce que sur le papier, le démantèlement des centrales à charbon coûte cher. Y compris en matière de reconversion des économies locales.

Commencer à arrêter les plus anciennes centrales à charbon

Un rapport de l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) identifie toutefois plus de 800 centrales à charbon en fonctionnement dans des pays émergents qui pourraient littéralement être mises hors d’état de nuire de manière tout à fait rentable. Loin des 10 % planifiés, il est question ici du tiers des sites de production dans le monde.

Pour nous aider à comprendre, les experts rappellent que le démantèlement de ces centrales à charbon est surtout coûteux dans les premières années, lorsque celles-ci, par exemple, sont encore liées par des contrats d’achat (PPA) qui les engagent à fournir de l’électricité, parfois sur des décennies. Ainsi l’IEEFA vise-t-elle tout naturellement, en premier lieu, quelque 600 centrales à charbon construites il y a plus de 30 ans déjà. Qui ne sont donc plus soumises à un quelconque PPA.

Remplacer les centrales à charbon pour du renouvelable

Mais les experts affirment qu’il est possible désormais d’aller plus loin. De s’intéresser au cas de 200 centrales à charbon construites il y a entre 10 et 30 ans. Des centrales d’une puissance d’au moins 800 mégawatts, surtout. Car les marges bénéficiaires des énergies renouvelables sont aujourd’hui suffisantes pour couvrir les coûts de fermeture d’une centrale à charbon. En d’autres mots, l’IEEFA soutient qu’investir dans une transition du charbon vers le renouvelable plutôt que dans un démantèlement pur et simple serait, dans ces cas-là, économiquement rentable. Cela permettrait même d’accélérer la sortie du charbon de 10 ans ou plus. À condition que des subventions aux combustibles fossiles ne continuent pas à venir gonfler artificiellement les valeurs des actifs…

L’article Plus de 800 centrales à charbon dans le monde pourraient être fermées de manière rentable est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les travaux progressent comme prévu au large de la côte vendéenne. Conformément au calendrier prévisionnel, l’installation de la sous-station électrique du parc éolien en mer de l’île d’Yeu – Noirmoutier a été réalisée avec succès la semaine dernière.

La centrale éolienne offshore de l’île d’Yeu – Noirmoutier, en Vendée, est l’un des trois chantiers éoliens offshore en cours en France (les deux autres sites sont ceux de Courseulles-sur-Mer dans le Calvados et Dieppe-Le Tréport en Seine-Maritime). Le parc comprendra 62 éoliennes de 8 MW chacune pour une puissance totale de 496 MW. Une fois opérationnel, il devrait produire près de 1,9 TWh d’électricité par an, soit l’équivalent de la consommation d’environ 800 000 habitants.

Les travaux de construction ont démarré en 2023 et devront être terminés en 2025. En avril dernier, les premiers monopieux en provenance de Chine ont été réceptionnés, et début juin, la première fondation en mer a été mise en place. Seulement quelques jours après, la société Éoliennes en mer des Îles d’Yeu et de Noirmoutier, porteuse du projet, a annoncé la réussite de l’installation d’un autre composant essentiel : la sous-station électrique en mer.

La sous-station : un élément important de l’installation

La sous-station électrique est l’un des composants les plus importants sur les grands parcs éoliens en mer. Elle sert principalement à centraliser l’électricité produite par les turbines et à transformer sa tension avant son transfert vers le poste électrique terrestre, dans ce cas-ci, celui du Gué de Roux, à Soullans. L’appareil permet également de gérer à distance différents composants de la centrale. Il facilite entre autres le contrôle et la surveillance des éléments afin d’intervenir rapidement en cas de problèmes techniques. Construite aux Chantiers de l’Atlantique à Saint-Nazaire, la structure mesure 39 mètres de long, 25,5 mètres de large et 18 mètres de hauteur pour quelque 2 500 tonnes.

Des opérations réalisées en seulement trois jours

Le processus d’installation s’est déroulé en deux grandes étapes. La première a consisté en la pose de la fondation de type jacket de la sous-station. Installée le 10 juin, la structure mesure 69 mètres de haut pour 1 700 tonnes. La seconde étape a été la mise en place de la sous-station, aussi dite « topside » (ou partie supérieure). Celle-ci a quitté le port de Saint-Nazaire (le chantier de construction) le 11 juin et a été installée dès le lendemain. Les opérations ont requis une grue d’une capacité de 5 000 tonnes.

Les travaux ont été bouclés en seulement trois jours et demi, mobilisant une équipe de 300 personnes. L’entreprise belge DEME spécialisée dans l’ingénierie maritime est chargée de l’installation des fondations monopieux ainsi que de la sous-station de la centrale. Le navire de travaux qu’elle a engagé pour l’occasion a été le Pionneering Spirit, un double coque de 370 × 125 mètres appartenant à l’entreprise Allseas.

Si les opérations à venir se déroulent conformément au plan établi, la centrale éolienne offshore de l’île d’Yeu – Noirmoutier devrait être la cinquième de ce type en France. Sa mise en service est prévue pour le deuxième semestre de 2025, année où les deux autres parcs éoliens en construction seront également raccordés. La centrale est prévue pour être exploitée pendant 25 ans, c’est-à-dire jusqu’en 2050, date à laquelle elle sera soit démantelée, soit potentiellement renouvelée sous une nouvelle concession.

L’article Où en est la construction du parc éolien en mer de l’île d’Yeu – Noirmoutier ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La V236-15.0 MW de chez Vestas est en passe de devenir LA turbine de référence pour le déploiement de parcs éoliens offshore flottants. Le fabricant danois vient, en effet, de remporter un nouvel appel d’offre pour l’installation de plus de 1,5 GW de ses éoliennes géantes. 

Si Vestas peine à se maintenir dans le vert et affichait une perte de 75 millions d’euros au premier trimestre, le fabricant collectionne les commandes pour sa turbine de 15 MW. Il vient notamment de remporter un contrat portant sur la fourniture de 112 éoliennes V236-15.0 MW pour les projets offshore Nordlicht 1 et 2, au large des côtes allemandes en mer du Nord. La construction des deux parcs, portés par Vattenfal et BASF, devrait démarrer en 2026 pour une installation des turbines en 2026 et 2027.

Pour réduire les émissions de CO2 associées à la fabrication des éoliennes, Vestas a annoncé que les sections supérieures de 56 des 112 mâts d’éoliennes seront réalisées grâce à de l’acier à faible émission. Celui-ci sera obtenu à partir de ferraille entièrement fondue dans un four à arc électrique alimenté par des éoliennes. Cette opération devrait permettre une réduction de 66 % des émissions de CO2 des éléments en question.

L’éolienne V236-15.0MW, le best-seller de Vestas

Avec ses 236 mètres de diamètre, et sa puissance démesurée de 15 MW, la turbine a été, pendant plusieurs mois, la plus puissante éolienne au monde, capable de produire 363 MWh en 24 heures à elle toute seule. Mais les fabricants chinois Goldwind et Mingyang l’ont récemment dépassée, proposant des turbines de 16 MW, et dont les rotors dépassent les 250 mètres de diamètre. Malgré tout, elle est en train de se hisser en tant que référence pour l’éolien offshore flottant. Outre les parcs Nordlicht 1 et 2, elle devrait équiper le parc He Dreiht, d’une puissance totale de 960 MW et dont l’installation est prévue pour 2025, ainsi que le parc de 660 MW Nordseecluster A, avec une option pour la deuxième phase du parc de 900 MW. Au-delà de l’Europe, c’est cette même turbine qui a été choisie pour le parc sud-coréen Grey Whale 3.

Au Danemark, une unité a même été installée à terre, sur le port de Thyborøn. L’éolienne, installée seulement 3 mois après sa commande, devrait permettre à Vestas de vérifier le comportement opérationnel de la turbine beaucoup plus simplement qu’en pleine mer.

L’article Cette éolienne européenne géante de 15 MW tient tête aux concurrents chinois est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La puissance du parc solaire continue son ascension au vu des chiffres de nouveaux raccordements effectués par Enedis au premier trimestre 2024. Cela permet d’espérer une année exceptionnelle pour la filière photovoltaïque.

Les énergies renouvelables sont en pleine croissance en France. En 2023, elles représentaient 30,9 % de la consommation d’électricité sur le territoire, selon le distributeur Enedis. Cette même année, Enedis a raccordé plus de 200 000 installations de production d’énergie renouvelable, principalement photovoltaïques. C’est deux fois plus qu’en 2022. S’agissant du solaire, l’évolution de la production a augmenté de +16 % entre 2022 et 2023, selon le bilan électrique 2023 publié par RTE.

+1 GW raccordé au premier trimestre 2024 par Enedis

L’année 2024 devrait emprunter la même voie puisqu’au premier trimestre, Enedis a déjà raccordé 1 gigawatt (GW) supplémentaire de solaire photovoltaïque. La puissance du parc solaire photovoltaïque atteint ainsi 21,1 GW au 31 mars 2024. Pour prendre la mesure de la bonne santé de la filière, il faut savoir qu’au cours du premier trimestre 2023, les nouveaux raccordements s’élevaient à 0,6 GW. S’agissant de la production, elle est en hausse également puisqu’elle atteint 4 TWh au premier trimestre 2024. Cela représente une augmentation de +11,2 % par rapport à la période identique en 2023.

Quels sont les types de parcs solaires qui ont fait l’objet d’un raccordement en ce début d’année ? Il faut bien distinguer le nombre de parcs raccordés et la puissance qu’ils représentent. En effet, un tiers de la nouvelle puissance raccordée au premier trimestre correspond à de grandes installations de plus de 250 kW. Pour autant, ces sites ne représentent que 0,2 % des nouveaux raccordements. Ce sont les petites installations, inférieures à 9 kW qui constituent la majorité des nouveaux raccordements (92 %). Ils ne représentent néanmoins que 20 % de la nouvelle puissance raccordée. Au niveau de la répartition territoriale, les régions Auvergne-Rhône-Alpes, Nouvelle Aquitaine et Occitanie regroupent ensemble près de la moitié de la puissance nouvellement installée au premier trimestre 2024.

On peut s’attendre à un mouvement identique tout au long de l’année puisque la puissance des projets en attente de raccordement a augmenté de 22 % depuis fin 2023. Cela représente 27,3 GW de puissance en file d’attente.

L’article Quelle puissance solaire la France a-t-elle branchée au premier trimestre 2024 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Des conséquences économiques importantes pour l’entreprise française

L’uranium est une ressource essentielle pour l’industrie nucléaire, utilisée dans la production d’énergie propre et durable. Le site d’Imouraren, situé dans le nord du Niger, est l’un des plus grands gisements d’uranium au monde. Orano, anciennement Areva, avait obtenu le permis d’exploitation de ce site en 2009, avec des investissements massifs pour développer cette mine. Cependant, des retards persistants dus à des défis techniques et sécuritaires ont empêché le lancement de la production. Le ministre des Mines du Niger, Mamadou Coulibaly, a déclaré que « les retards et l’absence de progrès significatif ont conduit le gouvernement à reconsidérer les termes de l’accord ». Ce retrait de permis constitue une perte majeure pour Orano, dont les activités au Niger représentent une part substantielle de sa production mondiale d’uranium.

En 2023, Orano a produit près de 3 000 tonnes d’uranium au Niger, soit environ 30 % de sa production totale. Pour le Niger, cette décision est une tentative de maximiser les bénéfices tirés de ses ressources naturelles et de promouvoir un développement économique plus équitable. Le gouvernement nigérien pourrait désormais rechercher de nouveaux partenaires ou développer des partenariats locaux pour exploiter le site d’Imouraren. Cette approche s’inscrit dans une tendance plus large en Afrique, où de nombreux pays cherchent à rééquilibrer les relations économiques avec les entreprises étrangères et à augmenter la part des revenus nationaux issus de l’exploitation des ressources naturelles.

Des difficultés en matière d’approvisionnement d’Uranium

La décision du Niger a également des implications géopolitiques importantes. En reprenant le contrôle de ses ressources, le Niger envoie un message fort sur sa souveraineté économique et sa volonté de jouer un rôle plus actif dans la gestion de ses richesses. Selon Le Monde, « le gouvernement nigérien a exprimé sa volonté de diversifier ses partenaires et de rechercher des conditions plus favorables pour l’exploitation de ses ressources ». Pour Orano, cette situation pose un défi stratégique majeur. L’entreprise doit maintenant repenser ses approvisionnements et diversifier ses sources d’uranium pour assurer la continuité de ses activités.

Cette perte pourrait également avoir des répercussions sur le marché mondial de l’uranium, en créant des tensions sur l’approvisionnement et en influençant les prix. En outre, cette décision pourrait inciter d’autres pays producteurs d’uranium à adopter une approche similaire, cherchant à tirer de meilleurs avantages économiques de leurs ressources naturelles. Cela pourrait conduire à une reconfiguration du marché mondial de l’uranium, avec une redistribution des pouvoirs entre les pays producteurs et les entreprises multinationales.

L’article Uranium : le Niger reprend le contrôle face à Orano est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Si les projets d’EPR2 se multiplient, l’avenir plus lointain de la filière nucléaire est déjà sur les rails. La société TerraPower vient, en effet, de lancer la construction de Natrium, l’un des premiers réacteurs de quatrième génération, censé révolutionner la production d’énergie nucléaire grâce à de nombreuses innovations. 

C’est quelque part entre Yellowstone et Salt Lake City, au beau milieu des États-Unis, que devrait se jouer une étape cruciale de la filière nucléaire dans le monde : la construction de Natrium, un réacteur à neutron rapide refroidi au sodium de 345 MWe. Ce réacteur de quatrième génération a été conçu par l’entreprise américaine TerraPower, fondée par Bill Gates en 2006, en partenariat avec GE Hitachi Nuclear Energy.

Ce réacteur se distingue de la plupart des réacteurs commerciaux actuels sur de nombreux points qui sont censés améliorer sa sécurité, diminuer son coût et accélérer son déploiement. Par exemple, sa conception permet de créer deux îlots distincts, à savoir la partie nucléaire et la partie production d’électricité. Cette division de la centrale apporte, en théorie, de nombreux avantages comme une construction facilitée, un coût réduit et une plus grande sécurité. Le réacteur Natrium bénéficiera également d’un stockage thermique à sels fondus, permettant notamment d’augmenter ponctuellement la puissance de la centrale jusqu’à 500 MWe. Enfin, les réacteurs à neutrons rapides ont l’avantage de permettre le recyclage du combustible nucléaire usé, issu des réacteurs traditionnels. Au total, le coût du projet est évalué à environ 4 milliards de dollars, et a bénéficié d’une aide de l’ordre de 2 milliards de dollars de la part du gouvernement américain.

Bill Gates prend de l’avance dans la course aux réacteurs modulaires

Les réacteurs refroidis au sodium comportent de nombreux avantages, comme une température de fonctionnement plus élevée que les réacteurs traditionnels et des pressions de fonctionnement inférieures. Leur mise au point nécessite cependant de surmonter des défis techniques importants, notamment en termes de sécurité. Le sodium utilisé pour refroidir les réacteurs a l’inconvénient de brûler au contact de l’air, et d’exploser au contact de l’eau.

Si les travaux du site de Kemmerer (Wyoming) concernent, pour le moment, uniquement la partie non nucléaire du site, ils témoignent de la concrétisation du projet. À l’heure actuelle, les réacteurs russes BN-600 et BN-800 sont les seuls réacteurs de quatrième génération à être actuellement en service. On peut également citer le CFR-600 chinois pour le projet indien PFBR (470 MWe) qui sont actuellement en phase de construction. En France, le projet ASTRID, arrêté en 2019, était censé fonctionner sur un principe similaire. Si tout se passe comme prévu, le réacteur Natrium devrait être mis en service en 2030.

L’article Le réacteur nucléaire du futur rêvé par Bill Gates entre en construction est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si le nucléaire est encore loin de faire l’unanimité, force est de constater que l’opinion publique se rabiboche progressivement à sa cause. En Europe comme aux États-Unis, les populations reconsidèrent le nucléaire, face à l’enjeu du réchauffement climatique, de la souveraineté et de la décarbonation de nos moyens de production d’électricité.

Comme chaque année depuis 40 ans, le cabinet Bisconti Research Inc. réalise une enquête d’opinion portant sur le thème de l’énergie nucléaire aux États-Unis. Selon cette enquête annuelle, pour la quatrième année consécutive, le nucléaire bat des records d’opinion favorable avec près de 77 % des Américains en faveur de l’utilisation de l’énergie nucléaire pour produire de l’électricité dans le pays. D’une manière plus générale, on constate que, malgré des baisses d’opinions ponctuelles, en particulier entre 2011 et 2020, la population américaine s’est peu à peu tournée du côté de l’énergie atomique au fil des décennies. À l’époque du premier sondage, en 1983, on comptait plus d’opposants au nucléaire (49 %) que de personnes favorables (46 %). Outre ces chiffres, le rapport indique que 88 % des personnes interrogées sont favorables au prolongement de la licence des réacteurs actuels respectant les normes de sécurité, et 71 % sont pour la construction de nouveaux réacteurs.

Outre cette hausse progressive au cours des 40 dernières années, on constate surtout une très forte hausse entre 2020 et 2021. Depuis, l’opinion est plutôt stable.

La France affiche une tendance similaire

En France, la tendance sur les dernières années est assez proche de celle des États-Unis. Selon un sondage commandé par l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) en 2022, l’opinion favorable est passée de 26 % à 46 % en l’espace de 4 ans, entre 2018 et 2022. À l’inverse, le pourcentage d’opposants a chuté, passant de 27 % à seulement 12 % sur la même période, tandis que la part des personnes hésitantes a peu diminué. Selon les données de l’ASN, on note d’ailleurs que les riverains des centrales nucléaires ont globalement un avis plus favorable sur le nucléaire que la population générale. Les chiffres affichés par l’ASN sont assez proches de ceux obtenus par l’Ifop, dans une enquête d’opinion réalisée pour le compte du Journal du Dimanche. Dans cette enquête, on peut lire que le nucléaire connaît 75 % d’opinion favorable en France. 65 % des Français seraient d’ailleurs favorables à la construction de nouveaux réacteurs.

L’article Le nucléaire n’a jamais été aussi populaire aux États-Unis est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pourquoi cette augmentation du prix du gaz ?

L’une des raisons principales de cette augmentation est l’application des nouveaux tarifs de distribution de gaz naturel (ATRD 7). La CRE indique que ce changement représente 55 % de l’augmentation. En effet, les coûts liés à l’acheminement du gaz jusqu’aux consommateurs ont augmenté, et ces coûts sont répercutés sur les factures des ménages. Ces coûts comprennent l’entretien et la modernisation des infrastructures nécessaires pour assurer une distribution efficace du gaz. Une autre raison majeure est l’augmentation des prix du gaz naturel sur les marchés de gros ces dernières semaines. Cela contribue à 37 % de l’augmentation des prix de détail.

Les fluctuations des prix sont influencées par des facteurs tels que les tensions géopolitiques, la demande mondiale et l’offre disponible. En conséquence, les fournisseurs d’énergie doivent répercuter ces coûts supplémentaires sur les consommateurs finaux. Enfin, une légère hausse de la composante CEE (Certificats d’Économie d’Énergie) entre juillet 2023 et juillet 2024 représente 6 % de l’augmentation totale. Les CEE sont des certificats délivrés par les pouvoirs publics en contrepartie de travaux d’économie d’énergie réalisés. Bien que cette mesure vise à promouvoir l’efficacité énergétique, elle se traduit également par une augmentation des coûts pour les consommateurs.

Limiter la hausse des prix en adoptant quelques réflexes

Pour atténuer l’impact de cette hausse, il est essentiel de comparer les offres des différents fournisseurs de gaz. Le Médiateur de l’Énergie propose un prix repère du gaz, actuellement fixé à 1537 euros pour une consommation moyenne de 14 mégawattheures. Ce prix repère permet de vérifier si les offres des fournisseurs sont compétitives. Par exemple, des fournisseurs comme OHM Énergie, Total Énergie et Happ-e offrent des tarifs inférieurs à ce prix repère, même après l’augmentation de 11,7 %. Une autre stratégie consiste à souscrire à une offre à prix fixe. Ces contrats garantissent un tarif inchangé pendant toute la durée de l’engagement, qu’il soit d’un, deux ou trois ans. Cela permet de se protéger contre les fluctuations du marché et d’assurer une stabilité des coûts.

Toutefois, il est important de lire attentivement les conditions de ces contrats, car certains fournisseurs ne garantissent un prix fixe que pour le coût du kilowattheure, laissant la possibilité d’augmenter le prix de l’abonnement. Pour bénéficier des meilleures offres et éviter l’augmentation des prix, il est impératif d’agir rapidement. Les consommateurs ont encore quelques jours pour souscrire à des offres avantageuses avant l’entrée en vigueur de la hausse le 1er juillet. En prenant des mesures proactives, les ménages peuvent éviter une augmentation significative de leurs factures de gaz et protéger leur budget.

L’article Hausse du prix du gaz en juillet : comment diminuer la facture ? est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Une situation rarissime vient de se produire en Équateur. Pendant plusieurs heures, une panne générale d’électricité a touché l’ensemble du pays. Un black-out généralisé causé par un manque d’investissement dans le réseau, selon le gouvernement.

Une panne généralisée d’électricité

L’Équateur fait face à une crise énergétique majeure. Dernier exemple : une panne d’électricité nationale vient de se produire le mercredi 19 juin 2024. À 15h17, une défaillance de la ligne de transmission Milagro Zhoray a entraîné un black-out généralisé. Cette panne a duré trois heures avant que le courant ne soit rétabli à 95 % à l’échelle nationale, selon Roberto Luque, ministre de l’Énergie.

Le gouvernement pointe du doigt le manque d’investissement dans les infrastructures électriques, un problème accumulé sur plusieurs années. Les systèmes de production, de transmission et de distribution sont vétustes. De fait, cette situation augmente la vulnérabilité du réseau national. Néanmoins, cette situation n’est pas nouvelle. En effet, en avril dernier, des coupures programmées ont déjà eu lieu en raison d’une sécheresse prolongée et de la dégradation des infrastructures hydroélectriques.

Des conséquences sur la vie quotidienne

Le black-out a provoqué des scènes de désordre à travers tout le pays. Par exemple, à Quito, la capitale, des milliers de passagers ont dû être évacués des métros paralysés. Par ailleurs, les feux de signalisation étant hors service, la circulation est devenue chaotique, nécessitant l’intervention urgente des agents municipaux pour prévenir les accidents. Dans la grande ville portuaire de Guayaquil, la panne a entraîné des arrêts d’ascenseurs, piégeant des personnes dans les bâtiments.

L’entreprise de gestion de l’eau appelle la population à faire des réserves d’eau potable, soulignant l’interconnexion des services publics avec le réseau électrique. À Cuenca, le tramway s’est également arrêté, accentuant les perturbations dans la ville. Enfin, ce black-out met en lumière les défis énergétiques majeurs auxquels l’Équateur reste confronté. Le gouvernement se voit désormais dans l’obligation de redoubler d’efforts pour moderniser les infrastructures électriques et éviter d’autres black-out.

L’article L’Équateur touché par une panne générale d’électricité est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Un secteur nucléaire largement financé par le contribuable

Le rapport, intitulé « Fission for Funds – The Financing of Nuclear Power Plants », révèle que la viabilité économique des centrales nucléaires repose largement sur l’intervention gouvernementale pour atténuer les risques d’investissement. Selon Jens Weibezahn, presque tous les modèles financiers des projets nucléaires actuels s’appuient sur une forme de soutien public. Cette situation crée une charge financière importante pour les contribuables et les consommateurs, qui sont souvent les principaux porteurs des risques économiques associés.

Roger Spautz, chargé de campagne nucléaire à Greenpeace Luxembourg, a déclaré que « l’énergie nucléaire est un véritable trou noir pour les contribuables. Les coûts initiaux, les retards de construction et les plans de sauvetage économiques rendent le nucléaire extrêmement coûteux pour les finances publiques et entravent les actions climatiques concrètes. » Les coûts élevés de construction et de maintenance, combinés aux dépassements de budgets et aux retards fréquents, rendent les nouveaux projets nucléaires peu attrayants pour les investisseurs privés.

Quel avenir pour les énergies fossiles ?

Le rapport met également en lumière les obstacles auxquels sont confrontés les nouveaux projets nucléaires, en particulier en Europe. Alors que la majorité des économies mondiales se tournent vers les énergies renouvelables pour atteindre les objectifs de zéro émission nette, plusieurs pays européens, dont la France, les Pays-Bas, la Pologne, la Suède, la Slovaquie, la Slovénie et la République Tchèque, continuent de miser sur le nucléaire, malgré les défis financiers et d’entretien importants.

Au cours des vingt dernières années, la Banque Européenne d’Investissement (BEI) a investi 845 millions d’euros dans des activités liées à l’énergie nucléaire. Toutefois, de nombreuses incertitudes demeurent quant à la viabilité économique des nouveaux petits réacteurs modulaires (PRM), sans oublier les préoccupations liées à la sécurité et à la gestion des déchets radioactifs. Greenpeace exhorte les ministres des finances de l’UE à s’opposer à tout financement supplémentaire de l’énergie nucléaire, y compris les PRM.

L’article Nucléaire : Greenpeace dénonce les aides dont bénéficierait le secteur est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Prévu par la loi Industrie Verte du 23 octobre 2023 comme outil pour améliorer le financement de la transition écologique, le plan d’épargne avenir climat vient de voir le jour. À qui s’adresse-t-il et à quoi va-t-il servir ?

La loi relative à l’industrie verte adoptée en octobre 2023 vise à faire de la France un pays leader en matière d’industrie et de technologies « vertes », afin de répondre aux enjeux environnementaux. Un des volets de cette loi porte sur le financement de la transition écologique. À ce sujet, l’État souhaite mobiliser l’épargne privée.

Un nouveau livret d’épargne écologique pour les jeunes

À cette occasion, un nouveau produit d’épargne a été mis en place : le Plan d’épargne avenir climat (PEAC). Une série de trois décrets visant à la mise en œuvre de ce PEAC a été publiée le 15 juin 2024. Ce produit d’épargne remplace pour les parents la possibilité d’ouvrir un plan d’épargne retraite (PER) individuel pour leurs enfants, supprimée par la loi de finances pour 2024.

Réservé exclusivement aux jeunes de moins de 21 ans résidant en France, le nouveau produit d’épargne est bloqué au minimum 5 ans et jusqu’à la majorité des enfants. Avant la majorité du titulaire du compte, il n’est possible de récupérer les fonds qu’en cas d’invalidité du titulaire ou de décès de l’un de ses parents. Lorsque le titulaire atteint 18 ans et que le compte a été ouvert depuis plus de 5 ans, plus aucun versement n’est possible sur le compte qui est ensuite clôturé lorsque son titulaire atteint l’âge de 30 ans. Le montant maximal des versements est limité à 22 950 euros depuis l’ouverture du plan.

En pratique, la mise en œuvre de cette épargne sera possible dès le 1ᵉʳ juillet et un seul plan pourra être ouvert par personne physique. On ne connait pas le taux de rémunération de ce nouveau produit d’épargne puisqu’il n’est pas fixé par les pouvoirs publics. L’an dernier, le ministre de l’Économie Bruno Le Maire avait indiqué qu’il serait supérieur à celui du livret A (qui est à 3 % actuellement). En réalité, le taux dépendra des stratégies d’investissement des fonds par les banques. À noter que cette épargne bénéficie de conditions fiscales avantageuses : pas d’impôt ni de cotisation.

Des fonds pour investir dans l’industrie et les technologies vertes

À quoi serviront les fonds collectés grâce à ce nouvel outil d’épargne ? Selon l’article L221-34-3 du Code monétaire et financier, les versements « sont affectés à l’acquisition des titres financiers qui contribuent au financement de la transition écologique et d’instruments financiers bénéficiant d’un faible niveau d’exposition aux risques ». Il s’agit donc de flécher l’épargne vers les projets liés à la transition écologique, sur le principe.

Les organismes qui délivrent le PEAC auront ainsi l’obligation d’investir l’argent sur des fonds qui bénéficient du label ISR (investissement socialement responsable) ou du label Greenfin France finance verte. Cela permet d’avoir la certitude que l’argent de l’épargne bénéficie effectivement à la transition écologique. À terme, lorsque le produit d’épargne atteindra son plein potentiel, l’État espère collecter un milliard d’euros par an. Cela permettra de financer divers projets, allant de l’isolation thermique des logements à la construction de parcs solaires et éoliens en passant par le développement de la biomasse, de l’électrification des transports et même du nucléaire. L’atome est en effet intégré au label Greenfin depuis janvier 2024.

À noter que contrairement au Livret A, le PEAC ne garantit pas le capital à 100 % puisqu’il comporte une part de risque. Toutefois, à mesure que la majorité du titulaire se rapproche, l’argent sera placé sur des fonds de plus en plus sûrs, afin d’augmenter les chances de recouvrer la totalité du capital lorsque le titulaire aura atteint ses 18 ans.

L’article Nouveau plan d’épargne avenir climat (PEAC) : quelles énergies va-t-il financer ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La transition énergétique allemande prévoit de vastes projets d’interconnexion pour répartir sa production d’énergies renouvelables intermittentes. Or, ces projets ont du mal à passer. Dernier exemple, la Suède. On vous explique pourquoi.

À l’origine, un vaste projet, nommé Hansa PowerBridge. Il désignait une ligne électrique de 300 km qui devait relier l’Allemagne et la Suède au travers de la mer Baltique. Le projet a été promu notamment par 50Hertz, l’un des quatre opérateurs réseau d’Allemagne, issu de l’énergéticien Vattenfall et responsable de l’exploitation du réseau électrique dans l’est du pays.

Le Hansa PowerBridge avait pour objectif d’aider à stabiliser les prix de l’électricité en Allemagne. Outre-Rhin, en effet, les prix sont très variables, du fait de deux facteurs, notamment. En premier lieu, une forte dépendance au prix du gaz, dont nous avons pu observer en direct les conséquences lors de l’envolée de ces derniers à la suite des sanctions prises par l’Union européenne sur le gaz russe. En second lieu, la variabilité de la production des énergies renouvelables, qui conduit à des chutes du prix de l’électricité lorsque les moyens intermittents produisent au même moment. L’idée qui soutenait le projet était de pouvoir compter sur le marché suédois pour stabiliser les prix du réseau allemand.

La technologie envisagée était le HVDC, pour « High Voltage Direct Current », soit en français « courant continu haute tension », technologie permettant d’assurer de pertes faibles de transmission sur la longue distance prévue pour l’interconnexion. La capacité de la ligne était de 700 MW. Le coût, de l’ordre de 600 millions d’euros, était réparti à 50 % / 50 % entre 50Hertz et Svenska Kraftnät, le gestionnaire suédois du réseau.

Le gouvernement suédois ferme la porte au projet

Dans un communiqué de presse (en suédois) du 14 juin 2024, le gouvernement de Suède déclare avoir décidé de ne pas autoriser le lancement de projet de connexion entre l’Allemagne et la Suède. La raison principale avancée par le gouvernement suédois est l’inadéquation entre les systèmes de production électrique allemands et suédois. Tout d’abord est mis en avant le fait que le projet conduira à connecter le nord de l’Allemagne au sud de la Suède, et que ce dernier est aujourd’hui peu doté en infrastructures de production d’électricité. Ensuite est évoqué le fait que le marché de l’électricité en Allemagne ne « fonctionne pas de manière efficace ». Cette tournure de phrase désigne bien sûr les fortes variations de prix, oscillant entre les prix positifs très élevés et les prix négatifs.

Les craintes de Stockholm résident dans le fait que le marché allemand pourrait participer à la perturbation du marché suédois, conduisant à augmenter les prix locaux. Ebba Busch, ministre de l’Énergie et l’industrie, a ainsi déclaré : « La Suède a besoin de conditions prévisibles pour construire des réseaux de production et de distribution d’électricité qui favorisent un système électrique offrant des prix compétitifs. ». Le communiqué indique que les acteurs de l’énergie en Suède n’ont pas identifié de besoin qui justifierait cette interconnexion. Il ajoute que le sud de la Suède est déjà une des régions d’Europe ayant le plus d’interconnexions avec d’autres régions d’Europe.

La grande difficulté des interconnexions allemandes

Rappelons qu’en mars 2023, le gouvernement de Norvège avait, lui aussi, refusé d’autoriser une telle interconnexion avec l’Allemagne. Cela montre la difficulté que rencontre l’Allemagne avec son Energiwende, c’est-à-dire son modèle de transition énergétique. Ce modèle conduit à des comportements erratiques des prix de l’électricité, et une grande difficulté dans l’équilibrage des capacités de production.

Si une possible solution pour l’Allemagne réside dans l’interconnexion avec les pays voisins, les exemples de la Norvège et de la Suède démontrent que du point de vue de ces mêmes voisins, cela ressemble plus à une « exportation des problèmes » allemands, plutôt qu’à une solution. Et ces problèmes ne vont faire que s’amplifier avec les très vastes projets d’éolien offshore dans la mer du Nord, en l’absence de systèmes de stockage de très grande ampleur associés.

L’article Pourquoi la Suède refuse une nouvelle interconnexion électrique avec l’Allemagne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Si l’agrivoltaïque apparaît peu à peu comme une solution pertinente pour accélérer le déploiement d’installations photovoltaïques sans conflit avec l’agriculture, l’INRAE réalise un important travail de recherche pour mesurer son impact sur la production agricole. Récemment, l’institut s’est penché sur la cohabitation entre photovoltaïque et production fourragère, et les résultats sont plutôt encourageants. 

L’agrivoltaïque est-il réellement une bénédiction pour l’agriculture ? Si le sujet fait débat, les études et les retours d’expérience montrant l’intérêt de cette technologie se multiplient. Lors d’une conférence internationale sur le sujet, les développeurs Baywa r.e et Valorem ont dévoilé les premiers résultats de deux études menées avec l’Institut national de recherche pour l’agriculture, l’alimentation et l’environnement (INRAE). Ces deux études, portant sur l’impact de l’agrivoltaïsme sur la production fourragère, ont été menées sur trois parcs répartis dans le sud-ouest méditerranéen, la Bourgogne ainsi que la Dordogne. Après 18 mois de suivi, les premiers résultats sont plutôt encourageants.

En été, la température sous les panneaux est descendue de 3 à 4 °C pour les deux parcs de Baywa r.e. avec une hausse de l’humidité du sol de 11 %. Pour le parc de Valorem (Dordogne), la température du sol était, en moyenne, inférieure de 4,8 °C avec une humidité supérieure par rapport à la zone témoin. Une légère perte de rendement a été observée à la fin du printemps, mais celle-ci se rééquilibre pendant l’été. Surtout, dans l’ensemble des parcs, les chercheurs ont observé une hausse de la qualité du fourrage avec une plus grande proportion d’azote et de minéraux. De ce fait, le fourrage obtenu est plus digeste pour le bétail. En termes de production de biomasse, il a été observé une hausse de globale de l’ordre de 30 % sur les parcelles équipées de panneaux solaires, ce qui est considérable. Désormais, les équipes de Baywa r.e., de Valorem et de l’INRAE vont devoir consolider ces résultats avec d’autres cycles de production.

L’énergie solaire au service de l’agriculture, et pas l’inverse

Si ces études tendent à montrer que la cohabitation entre l’énergie solaire et l’agriculture est possible, le ratio de la surface couverte par hectare devra faire l’objet d’une attention particulière pour que les installations photovoltaïques restent bénéfiques pour les plantations qu’elles surplombent. Ces deux études symbolisent à elles seules l’importance de cette notion de ratio. En effet, dans les deux cas, il est indiqué que les zones bénéficiant des meilleurs rendements ne se trouvent pas sous les panneaux, mais à proximité (zone intermédiaire). Ainsi, une trop forte concentration de panneaux solaires pourrait avoir comme conséquence de faire chuter le rendement, et de le rendre inférieur à une parcelle non recouverte. Cet équilibre est d’ailleurs, désormais, encadré par la loi. Un récent décret stipule qu’une parcelle agricole ne peut être recouverte à plus de 40 % par des installations photovoltaïques, et la perte de rendement associée ne peut être supérieure à 10 %.

Vers des installations photovoltaïques mobiles ?

Force est de constater que les besoins des cultures sont différents au fil des saisons. Dans ce contexte, certains développeurs ont mis au point des systèmes entièrement pilotables, permettant de modifier l’inclinaison des panneaux en fonction des besoins des cultures abritées sous la structure. Si cette solution nuit à la production électrique, elle a l’avantage d’avoir un rôle positif sur les plantations tout au long de l’année. Au printemps, un maximum de lumière est laissé pour permettre la croissance des plants, tandis qu’en été, de l’ombrage est apporté pour limiter l’évaporation et les hausses de températures. Les panneaux permettent également de protéger les plantes des intempéries, et même du gel en hiver.

L’article Les centrales solaires agrivoltaïques seraient bénéfiques pour la production fourragère est apparu en premier sur Révolution Énergétique.