En mer, si l’énergie du vent est la plus exploitée, il est également possible d’y capter l’énergie solaire, à condition de disposer de l’équipement approprié. La société Moss Maritime, une filiale norvégienne du groupe italien SAIPEM, a mis au point une technologie adaptée à cet usage. Elle a créé une installation solaire flottante qui peut être déployée à partir de 15 m de profondeur.

Le système modulaire de panneaux photovoltaïques flottants baptisé XolarSurf se compose de plusieurs flotteurs individuels. Il couvre une superficie de 9 hectares (300 × 300 m), avec une puissance installée de 13,5 MW. La version standard de la plateforme peut résister aux vagues allant jusqu’à 4 mètres et à des vents de 35 m/s. Des caractéristiques qui peuvent être adaptées en fonction des conditions environnementales spécifiques du site et des besoins des clients, selon la société. Cette installation serait particulièrement adaptée aux zones avec des ressources terrestres limitées. XolarSurf est également conçu pour s’intégrer dans des systèmes hybrides associant solaire et éolien en mer. De plus, grâce à sa capacité à fonctionner en haute mer, ce système pourrait fournir l’électricité nécessaire aux installations aquacoles.

Un prototype lancé en mer de Norvège

Moss Maritime travaille sur sa technologie depuis 2016, et en mars dernier, celle-ci a obtenu l’approbation du DNV, un organisme international spécialisé dans la gestion de la qualité et des risques. Cependant, l’entreprise n’est pas encore prête à la commercialisation, car des tests supplémentaires en conditions réelles s’avèrent nécessaires.

À cet effet, un prototype grandeur nature nommé SOLAN a été développé par la société et d’autres collaborateurs. Le système a été lancé début septembre à Dyrvik, sur l’île de Frøya en Norvège, et fera l’objet d’une surveillance continue pendant un an. Ce prototype semble être plus robuste que le système XolarSurf principal, puisqu’il serait capable de résister à des vagues jusqu’à 8 mètres. Les dimensions exactes de l’installation n’ont pas été communiquées, mais sa puissance maximale varierait entre 35 à 45 kWc.

Le prototype Solan mis à l’eau / Image : Moss Maritime.

Pour aller dans les détails, la plateforme comprend huit pontons pour assurer sa flottabilité et un cadre en acier flexible qui aide à absorber les mouvements de l’eau. Une structure rigide supplémentaire supporte les modules solaires. Celle-ci a été conçue pour maintenir les panneaux et les autres composants électriques hors de l’eau, tout en résistant aux conditions environnementales. Des passerelles ont également été intégrées pour faciliter l’inspection et la maintenance des modules solaires.

L’article Centrale solaire flottante en mer : un nouveau prototype mis à l’eau en Norvège est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’inauguration tant attendue du parc de Saint-Brieuc marque officiellement la fin d’un projet complexe, qui aura fait couler beaucoup d’encre. Mais elle met également en lumière un semblant de désintérêt de la part de l’État. De quoi inquiéter une filière en plein questionnement. 

Si depuis mai, les 62 turbines du parc éolien de Saint-Brieuc tournent avec vigueur pour alimenter une bonne partie de la Bretagne, leur inauguration n’avait toujours pas eu lieu. C’est désormais chose faite ! Pendant deux jours, les festivités ont donc marqué la fin d’un projet à la fois long et périlleux. L’appel d’offres, remporté en 2011 par Iberdrola, aura fait l’objet de nombreuses critiques de la part des riverains, des pêcheurs et même des associations écologistes. Au total, il aura donc fallu 12 ans pour que ce parc voie le jour et commence à produire ses premiers kilowattheures.

Désormais, la ferme éolienne devrait produire l’équivalent de 9 % de la consommation électrique de la Bretagne, soit 1 820 gigawattheures (GWh) par an. Cette production sera rendue possible par ses 496 mégawatts (MW) de puissance installée, répartie sur 62 éoliennes occupant un périmètre de 75 km².

Une filière qui s’inquiète pour l’avenir

Les bonnes nouvelles s’enchaînent dans le secteur de l’éolien offshore. Cette inauguration fait, en effet, suite à celle du parc de Fécamp il y a quelques mois, et précède de quelques semaines, à priori, l’inauguration du projet Provence Grand Large, premier parc éolien flottant de France. Pourtant, malgré ces nouvelles, la filière de l’éolien en mer s’inquiète d’un manque flagrant de visibilité. Malgré des objectifs globaux de 18 GW d’éolien offshore d’ici 2035 et 45 GW d’ici 2050, l’État n’a toujours pas proposé de ligne de conduite pour y parvenir.

En outre, cette nouvelle inauguration a été marquée par l’absence du président de la République et du Premier Ministre. Celui-ci s’était d’ailleurs montré particulièrement critique vis-à-vis du projet dans une interview en 2021. Il avait alors qualifié le projet d’échec. Ce n’est pas la première fois que le président de la République fait faux-bond pour un tel évènement, puisqu’il avait également manqué l’inauguration du parc de Fécamp.

Simple coïncidence ou véritable stratégie politique ? Difficile à dire. Néanmoins, l’État semble se concentrer sur le développement du nucléaire, au possible détriment des énergies renouvelables. Malgré cette période troublée, la situation devrait s’améliorer avec la nomination prochaine d’un nouveau gouvernement, et la publication, le 26 septembre, d’une carte « des zones propices à l’éolien en mer » à l’horizon 2035 et 2050.

L’article Le parc éolien de Saint-Brieuc enfin inauguré, douze ans après le lancement du projet est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le 20 septembre 2024, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) a tiré la sonnette d’alarme sur l’un des défis énergétiques les plus pressants à l’échelle mondiale : la sécurité énergétique de l’Ukraine. Avec des infrastructures lourdement endommagées par des mois de bombardements russes et un hiver rude qui s’annonce, l’urgence est à son comble.

Ukraine : des infrastructures sous pression et un réseau énergétique en ruines

Depuis l’invasion russe en février 2022, l’Ukraine a vu ses infrastructures énergétiques systématiquement ciblées. Selon l’AIE, plus des deux tiers de la capacité de production électrique avant-guerre sont soit détruits, soit sous occupation. La situation s’est encore dégradée à l’été 2024, alors que des attaques intensifiées ont frappé les centrales électriques, les réseaux de transmission et les installations de chauffage urbain. Les effets sont ressentis dans tout le pays, avec des coupures d’électricité régulières et des pénuries qui affectent des secteurs essentiels, y compris les hôpitaux et les écoles.

Ces perturbations se répercutent également sur l’approvisionnement en eau, un bien vital devenu incertain dans certaines zones. La crise pourrait atteindre un pic cet hiver, car le pays fait face à un écart critique entre l'offre et la demande d'électricité. En effet, avec l’arrivée du froid, la demande énergétique grimpe, tandis que la capacité à la satisfaire reste dramatiquement affaiblie.

Energie : dix actions pour une réponse rapide et efficace

Pour éviter le pire cet hiver, l’AIE recommande une série de dix actions urgentes à mettre en œuvre, non seulement pour répondre aux besoins immédiats mais aussi pour renforcer la résilience énergétique de l’Ukraine à long terme.

1. Renforcer la sécurité des infrastructures critiques : Les installations énergétiques ukrainiennes doivent être protégées à la fois physiquement et contre les cyberattaques, un risque croissant.
2. Accélérer les réparations : L’approvisionnement rapide en pièces de rechange et en équipements est crucial pour restaurer les infrastructures endommagées.
3. Décentraliser la production d'énergie : Il est urgent d’investir dans la décentralisation du réseau électrique pour réduire la dépendance à des infrastructures centralisées, particulièrement vulnérables aux attaques.
4. Accroître l'efficacité énergétique : La réduction de la demande par des mesures d’efficacité énergétique pourrait atténuer la pression sur les infrastructures existantes.
5. Augmenter les importations d'électricité : L’interconnexion avec les réseaux électriques européens doit être renforcée pour permettre des importations plus importantes de l’Union européenne, un soutien vital durant les mois d’hiver.

La communauté internationale, en particulier l’Union européenne, joue un rôle essentiel dans cette lutte pour la survie énergétique de l’Ukraine. En 2022, le pays a rejoint la famille de l’AIE en tant que pays associé, consolidant ainsi une coopération sur des priorités communes comme la sécurité énergétique et la reconstruction du système énergétique.

L’aide internationale sera décisive. Comme l’a souligné Fatih Birol, directeur exécutif de l’AIE, « l’hiver à venir sera le plus grand test jamais affronté par le système énergétique ukrainien. Mais les actions recommandées dans ce rapport, si elles sont mises en œuvre rapidement et efficacement, pourraient faire une réelle différence. Elles mettraient l’Ukraine sur la voie d’un avenir énergétique plus solide et plus durable, celui que son peuple mérite. »

L’article L’urgence de l’énergie en Ukraine : une menace critique pour l’hiver 2024 est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Une étape importante vient d’être franchie pour le stockage géologique des déchets nucléaires en Finlande. Un conteneur de combustibles usés d’essai a été transféré sur le site d’Onkalo avec succès.

En Finlande, l’île d’Olkiluoto est connue pour deux choses. D’abord parce qu’elle abrite le plus puissant réacteur nucléaire d’Europe. L’EPR Olkiluoto 3 mis en service en mai 2023. D’une puissance de 1 600 mégawatts électrique (MWe). Ensuite parce qu’à plus de 400 mètres de profondeur, l’île cache un site d’enfouissement des déchets nucléaires de haute activité. De son petit nom, Onkalo – pour « caverne », en finlandais.

Un premier conteneur de combustible nucléaire usé transféré avec succès

Sur place, cela fait maintenant plusieurs années que les travaux ont débuté. Et la société finlandaise de gestion des déchets nucléaires Posiva vient tout juste d’annoncer que la première phase des essais, celle de la mise en place de conteneurs de stockage dans le dépôt de combustible nucléaire usé d’Onkalo, a été achevée avec succès. L’opération visait à transporter un conteneur d’essai – vides de tout combustible nucléaire – de leur site de stockage provisoire du côté de la centrale nucléaire voisine jusqu’à l’usine d’encapsulage de Posiva. Le tout, encadré de personnels de sécurité et à pas plus de 5 km/h. Une fois le site de stockage en fonctionnement, ce type de transfert aura lieu toutes les quelques semaines. Avec pour ambition d’enfouir là tout le combustible usé par les cinq réacteurs nucléaires finlandais. L’équivalent de 6 500 tonnes d’uranium.

Le succès de ce premier essai intervient alors que l’instruction de la demande d’exploitation jusqu’en 2070 est toujours en cours. L’Autorité finlandaise de radioprotection et de sûreté nucléaire (STUK) devrait se prononcer fin 2024. En attendant, les essais vont se poursuivre pendant plusieurs mois sur le site d’Onkalo avec, prochainement, la mise à l’épreuve de l’étape de remplissage et de fermeture des capsules.

Des précautions à prendre pour le stockage des déchets nucléaires à vie longue

Au cours des opérations d’essai planifiées par Posiva, 4 conteneurs – des capsules en fonte enfermées dans des capsules en cuivre -, hermétiquement clos seront placés dans des trous de dépôt de 8 mètres de profondeur creusés le long d’un tunnel de stockage de 70 mètres de long. Chaque tunnel de stockage compte entre 30 et 40 trous de dépôt. Pour un total de quelque 3 250 trous. L’idée, c’est qu’une fois tous les trous d’un tunnel remplis d’un conteneur de déchets radioactifs et fermés avec de l’argile bentonite, ledit tunnel soit remblayé, lui aussi avec de l’argile. Puis scellé d’un bouchon en béton.

Même s’il restera toujours des questions en suspens, stocker les déchets nucléaires à vie longue dans une formation géologique profonde, c’est aujourd’hui la solution privilégiée par les spécialistes de la question. La France travaille d’ailleurs à la construction de son propre site de stockage Cigéo. La Suède a également fait ce choix. Et selon Posiva, le dispositif d’Onkalo est conçu pour résister à tous les changements qui pourraient intervenir autour de l’île d’Olkiluoto sur les 250 000 années à venir. Car c’est le temps qu’il faudra pour que la radioactivité des déchets nucléaires qui seront enfouis là retombe à un niveau naturel. Pour se faire une idée, il y a 250 000 ans, Homo sapiens venait juste de faire son apparition en Afrique…

L’article Stockage profond des déchets nucléaires : un premier test réussi en Finlande est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

 Mauvaise nouvelle pour les consommateurs français qui sont au gaz : le prix repère de vente du gaz va de nouveau augmenter à partir du 1er octobre 2024, selon la nouvelle grille tarifaire publiée par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Une augmentation de 5,36% du prix repère du gaz pour octobre 2024

Le prix du gaz pour octobre 2024 en France augmentera de 5,36 % par rapport à celui du septembre, avec un prix repère moyen de 97,04 €/MWh HT et 137,2 €/MWh TTC, selon les chiffres publiés par la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

Cette augmentation concerne les contrats de cuisson-eau chaude avec un tarif de 0,13960 €/kWh, et les contrats de chauffage, à 0,11062 €/kWh. Concrètement, selon la CRE, le prix de l'abonnement les contrats cuisson-eau et chauffage devraient rester stables : à 114,30 € par an pour le premier, et 277,43 € par an pour le second.

Vers une crise imminente pour l'Europe

Cette nouvelle hausse d'octobre — qui fait suite à celle de +11,7 % du prix repère du gaz en juillet 2024, et à une période d'accalmie en septembre — pourrait rester minime comparée à celles qui pourraient survenir à partir du 1er janvier 2025. En effet, au mois d'août 2024, l'Ukraine a décidé de ne pas renouveler son contrat de transit du gaz avec la société russe Gazprom, contrat qui alimentait l'Europe et qui avait été maintenu malgré la guerre. Il est donc fort probable que les prix du gaz explosent. Les pays européens, étant largement dépendants de l'approvisionnement russe, n'auront d'autre choix que de se tourner vers d'autres sources d'approvisionnement, notamment les États-Unis avec leur gaz naturel liquéfié (GNL), qui est, bien évidemment, plus onéreux que le gaz russe.

Ainsi, bien que les réserves européennes soient actuellement remplies à 90 % pour l'hiver 2024-2025, les perspectives pour les années suivantes sont peu réjouissantes. Les consommateurs doivent se préparer à voir leur facture grimper au fur et à mesure dans les prochains mois.

L’article Gaz : après une petite accalmie, le prix repère repartira à la hausse en octobre est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Une piscine consomme de l’énergie, c’est un fait. Équipements indispensables, comme la filtration, bien sûr. Mais également son chauffage si l’on recherche du confort ou si l’on veut étendre la période des baignades aux saisons fraîche. De quelle manière le Soleil peut-il nous aider à assurer ces besoins ?

Les besoins en énergie étant de manière générale dépendants de la taille de la piscine, nous allons avons besoin d’une référence. Nous allons considérer dans la suite une piscine de l’ordre de 30 m³, proche de la moyenne française. Voyons donc ce que peut nous apporter le soleil, tout d’abord en ce qui concerne les équipements, puis, enfin, pour le chauffage.

Les besoins liés aux équipements

Les équipements consommateurs d’électricité sont assez nombreux : pompe de filtration, robot nettoyeur, systèmes de régulation du pH, électrolyseur, volet roulant, éclairage, etc. Dans cet ensemble, c’est le pompage qui représente la plus grande part de la consommation. C’est ce poste que nous allons considérer dans notre estimation des besoins énergétiques.

Si l’on considère que la totalité du volume de la piscine est recyclé en 4 h, cela implique un besoin de pompage de l’ordre de 7,5 m³/h. Pour ce faire, la pompe devra avoir une puissance de l’ordre de 0,4 CV, soit environ 300 W. Si l’on considère une durée de pompage de 8 h par jour, cela représente un besoin de 2,4 kWh quotidiens. D’après l’outil PVGIS de l’Union européenne, une centrale photovoltaïque de 1 kWc dont les panneaux sont orientés au sud avec une inclinaison de 35° pourrait produire de l’ordre de 3,6 à 4,1 kWh par jour pendant les mois d’avril à septembre. Ainsi une centrale de 1 kWc devrait être suffisante pour assurer les besoins électriques des équipements sous la forme d’énergie solaire.

Les besoins liés au chauffage

Concernant le chauffage, les besoins en énergie vont dépendre de plusieurs paramètres, dont notamment la taille de la piscine, la température souhaitée pour l’eau, ainsi que de la localisation et des conditions climatiques. Plus la saison sera avancée, plus les besoins de chauffage seront grands. Envisageons dans un premier temps un chauffage électrique de la piscine, en installant des panneaux photovoltaïques couplés à une pompe à chaleur (PAC). Il faudra alors une PAC dont la puissance thermique est de l’ordre de 8 kW ; en considérant un COP de 5, cela représente une puissance électrique de 1,6 kW. Sa durée de fonctionnement quotidienne dépendra des conditions météorologiques et de la température souhaitée, de sorte qu’il est difficile d’estimer l’énergie qu’il sera nécessaire de lui fournir.

Nous admettrons qu’elle aura pour rôle de relever la température entre 1 et 2 °C chaque jour, ce qui correspond approximativement aux pertes d’une piscine raisonnablement isolée. En ce cas, une formule courante permet de calculer une durée de fonctionnement entre 4 et 8 h pour compenser cette baisse de température : temps de montée en température (heures) = [Volume (m3) x Différence de température (température souhaitée – température initiale) x 1.163] / Puissance restituée de la pompe (kW). Notez que son origine exacte n’a pas été retrouvée.

Cette durée de fonctionnement est compatible avec les horaires de la production solaire, il n’y aura donc pas nécessairement besoin de système de stockage pour l’alimenter sur une plus longue durée. En revanche, le besoin énergétique sera compris entre 6,4 et 13 kWh par jour. Pour totalement alimenter la pompe à chaleur en électricité solaire, il sera nécessaire de disposer d’une centrale photovoltaïque de l’ordre de l’ordre de 3 kWc.

Il pour être utile de prévoir un chauffage solaire thermique de la piscine. Il existe de nombreux équipements pour ce faire : bâches solaires, tapis solaires, ou alors des capteurs solaires thermiques. On estime qu’il faut en moyenne 0,3 m² de capteur par mètre-cube, soit, dans notre cas, environ 10 m² de panneaux. Cette installation ne consommera pas d’électricité, à l’exception d’éventuelles pompes de circulation, mais elle sera moins appropriée pour régler précisément la température de la piscine qu’une installation électrique.

L’article Piscine solaire : peut-on filtrer et chauffer sa piscine uniquement avec l’énergie du soleil ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le futur plus grand parc éolien flottant de Méditerranée n’aura pas de sous-station en surface. Renexia, son développeur, a trouvé un accord avec Anker Solution pour la conception de sous-stations novatrices reposant au fond de la mer. 

Les nouvelles s’enchaînent au large de la Sicile. Après avoir annoncé le choix de son turbinier, Renexia vient d’annoncer un accord avec le norvégien Aker Solutions pour la conception des sous-stations du parc. Celles-ci auront la particularité d’être sous-marines, et donc d’être installées à une profondeur comprise entre 520 mètres et 660 mètres sous le niveau de la mer.

Si l’on en croit les informations qu’avait dévoilées Aker Solutions pour un précédent projet, cette solution technique permettrait de réaliser des économies importantes par rapport à une sous-station traditionnelle, de l’ordre de 10 %. Cela s’explique notamment par l’absence d’opération de maintenance majeure durant les 25 années de service de la sous-station. De plus, ce type de sous-station autorise un branchement en pieuvre, ce qui permet de limiter la quantité de câbles nécessaires. Enfin, l’impact environnemental et visuel serait jugé plus faible.

Aker Solutions peut d’ores et déjà attaquer les études de conception grâce aux récents relevés océanographiques qui ont été réalisés pour l’occasion. Selon les premières informations communiquées, aucune trace de site historique ou archéologique n’a été relevé sur le futur emplacement des sous-stations.

Le projet Med Wind Floating Farm s’accélère

Officiellement lancé en 2020, le développement du projet Med Wind Floating accélère fortement. Déjà, il y a quelques semaines, on apprenait que Renexia, porteur du projet, avait choisi le chinois MingYang pour la fourniture des turbines. Pour justifier ce choix, Renexia a mis en avant la puissance proposée par MingYang de 18,8 MW. Cette puissance élevée devrait permettre de limiter le nombre de turbines utilisées sur le parc. Si au départ, le parc devait en compter 190, ce chiffre est désormais passé à 148.

À sa mise en service, le parc devrait produire environ 9 TWh d’électricité par an, grâce à ces 2,8 GW de puissance installée.

L’article Une station électrique sous-marine pour le futur plus grand parc éolien en mer de Méditerranée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Lors de la 68ᵉ Assemblée générale de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), qui s’est tenue en septembre 2024 à Vienne, l’organisation a réaffirmé le rôle clé du nucléaire dans la transition énergétique mondiale. Celle-ci prévoit que la capacité de production mondiale explosera d'ici à 2050. Des affirmations qui viennent quelque peu contredire le rappel à l'ordre de l'exécutif européen donné à la France au sujet de son plan énergie-climat.

L'AIEA défend le rôle du nucléaire pour l'avenir du monde

Lors de sa 68ᵉ Assemblée générale, l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) a réaffirmé le rôle clé du nucléaire dans la transition énergétique mondiale. Selon les données publiées, la capacité mondiale de production nucléaire pourrait atteindre 950 gigawatts d’ici 2050, contre 371 gigawatts en 2023. Autrement dit, elle pourrait multipliée par 2,5 fois d'ici les 25 prochaines années. Le directeur général de l’AIEA, Rafael Grossi, a souligné l’importance de cette énergie pour réduire les émissions de CO₂ tout en assurant une production continue d’électricité. Cette position vient confirmer l'engouement et la place que tient le nucléaire dans les stratégies énergétiques de nombreux pays du globe, notamment la France, pour qui l’atome représente plus de 70 % de sa production électrique et 40% de son mix énergétique. L’AIEA met également en avant les avantages des réacteurs modulaires de petite taille (SMR), qui offrent une flexibilité accrue et des temps de construction réduits. Ces technologies sont perçues comme essentielles pour garantir un approvisionnement énergétique stable et décarboné, alors que la demande mondiale d’énergie continue d’augmenter.

Les projections de la capacité de production nucléaire mondiale, l’AIEA a tenu à souligner les domaines dans lesquels peut s’appliquer l'atome. Celle-ci soutient notamment le programme Atoms4Food, lancé en partenariat avec la FAO (Organisation des Nations Unies pour l’alimentation et l’agriculture). Ce programme vise à utiliser l’énergie nucléaire pour améliorer la sécurité alimentaire mondiale, notamment à travers l’irradiation des aliments et l’amélioration de la gestion des sols (conservation des aliments et élimination des parasites). Une autre initiative essentielle est le programme Rayons d’espoir, lancé en 2022 pour renforcer l’accès aux traitements contre le cancer dans les pays en développement. Ce programme, en collaboration avec l’Organisation mondiale de la santé (OMS), permet d’installer des infrastructures de radiothérapie pour diagnostiquer et traiter les cancers dans des régions moins équipées. Ces deux projets illustrent la polyvalence de l’énergie nucléaire, qui ne se limite pas à la production d’électricité mais offre également des solutions aux défis sanitaires et alimentaires mondiaux.

Un soutien de taille pour la France

Alors que l’AIEA met en avant les avantages du nucléaire, l’Union européenne avait, le 11 septembre 2024, intimé les pays européens à « combler leur retard » dans le développement des énergies renouvelables. Avec 14 % de renouvelables dans son mix énergétique, la France est en effet loin des objectifs fixés par l’UE. Le rappel à l’ordre, formulé dans un rapport de la Commission européenne, pointait spécifiquement la France du fait que celle-ci est le deuxième pays leader de l'Union, derrière l'Allemagne, sous-entendu, selon Bruxelles, qu'elle se doit de montrer l'exemple. Malgré le refus de l’Union européenne de reconnaître l’atome comme faisant partie des sources de production décarbonées, la France maintient son cap. Celle-ci a en effet présenté son plan énergie-climat au mois d’août 2024 à l'exécutif européen avec un objectif de 33 % de renouvelables d’ici 2030, inférieur aux 44 % prévus initialement par la directive européenne de 2018.

La 68ᵉ assemblée générale de l’AIEA, en confirmant l'engouement de ses pays membres (61 sur 178) pour le nucléaire, en insistant sur les différents domaines dans lesquels il pourrait être appliqué, et en affirmant son rôle pour la transition énergétique du monde, vient ainsi apporter un soutien de taille à la France dans son bras de fer avec l’UE.

L’article Nucléaire : après un rappel à l’ordre de l’UE, l’AIEA donne raison à la France ! est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Après plus de 140 ans d'histoire énergétique dominée par le charbon, le Royaume-Uni s'apprête à fermer sa dernière centrale à charbon à Ratcliffe-on-Soar, annonçant une ère nouvelle pour les énergies propres. Cette transition vers un pôle technologique sans carbone marque une étape importante pour le pays et un signal fort pour le monde entier.

Un adieu historique au charbon

La dernière centrale à charbon de Ratcliffe-on-Soar, située entre Derby et Nottingham, fermera définitivement ses portes le 30 septembre. Ce geste symbolise la fin d'une époque pour le Royaume-Uni, qui a joué un rôle clé dans l'essor industriel grâce à ce combustible. La clôture des activités à Ratcliffe-on-Soar marque un moment symbolique dans les efforts de Londres pour éliminer complètement le carbone de sa production électrique d'ici 2030 avec des objectifs pour cette année là « très ambitieux » comme le note Jess Ralston de l'Energy and Climate Intelligence Unit dans des propos recueillis par La Tribune.

La centrale de Ratcliffe-on-Soar ne sera pas simplement démantelée, elle se transformera en un hub dédié aux technologies vertes, notamment l'hydrogène vert. Ce projet reflète la volonté du Royaume-Uni de mener par l'exemple dans la lutte contre le changement climatique, visant la neutralité carbone d'ici 2050.

Vers un mix énergétique diversifié

Le Royaume-Uni a réduit sa dépendance au charbon, qui ne représentait plus que 1% de son mix énergétique l'an passé, grâce à une augmentation importante de l'énergie éolienne et nucléaire. Cette transition a été soutenue par des réglementations strictes et un déclin de l'économie manufacturière, rendant le charbon moins attractif économiquement.

Malgré la réduction de l'utilisation du charbon, le gaz naturel joue toujours un rôle important, constituant un tiers de la production d'électricité du pays en 2023. Parallèlement, environ un quart de l'électricité provient désormais de l'énergie éolienne, une preuve de l'engagement britannique envers les énergies renouvelables. Le gouvernement travailliste a même annoncé récemment un plan pour booster l'investissement dans les technologies vertes, telles que les éoliennes flottantes et l'énergie marémotrice.

L’article Royaume-Uni : la fin du charbon, une première pour le G7 est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Les batteries perdent progressivement leur capacité de charge, limitant ainsi leur durée de vie. Autrement dit : les batteries s’usent. Et si ces dernières décennies ont amené des progrès spectaculaires, il n’en reste pas moins que la durée de vie d’une batterie est l’un des paramètres les plus importants pour leur évaluation économique.

Trouver des moyens d’augmenter à moindre coût la durée de vie d’une batterie est un des premiers objectifs de la recherche actuelle sur ces systèmes. En effet, un plus grand nombre de cycles permet de répartir le coût d’investissement dans la batterie sur une plus grande quantité cumulée d’électricité stockée, et donc de réduire le coût du stockage unitaire, c’est-à-dire par kilowattheure. On en conçoit tout l’intérêt lorsqu’il s’agit de stocker de grandes quantités d’électricité renouvelable.

Dans ce contexte, Rimac Energy, un fabricant basé à côté de Zagreb, en Croatie, vient d’annoncer avoir une solution pour garantir sa batterie lithium-ion au-delà de douze mille cycles. Mieux : elle promet une baisse de capacité nulle les deux premières années de fonctionnement de la batterie.

L’inévitable usure des batteries lithium-ion

Avant d’aller plus loin, faisons un court détour en rappelant le principe de fonctionnement d’une batterie Li-ion. Au cœur de la batterie, se trouve l’accumulateur, qui fonctionne sur la base du transfert, au travers d’un électrolyte liquide, de l’ion lithium Li⁺ depuis une électrode positive (par exemple, un phosphate de fer et de lithium) vers une électrode négative (par exemple, du graphite) ; c’est le fonctionnement lors de la décharge. Ce transfert d’ion lithium est inversé au cours de la charge : le lithium est alors transféré de l’électrode négative vers l’électrode positive. Pour donner une image, les chercheurs parlent d’un principe de « rocking-chair », pour illustrer ce mouvement pendulaire du lithium entre les deux électrodes de polarité opposée.

La capacité de charge d’une batterie Li-ion est donc directement liée à la quantité d’ions lithium qui peut circuler entre les électrodes. Si du lithium est fixé, la quantité de lithium transférable diminue, et la capacité de la batterie diminuera inévitablement. Or, il existe de nombreuses causes qui sont à l’origine d’une immobilisation du lithium, et donc d’une usure des batteries : la formation de lithium métallique au niveau de l’électrode négative, la présence d’éléments inertes dans l’électrode positive ou encore une dégradation de l’électrolyte.

La solution de Rimac Energy : la prélithiation

Pour parer à cette usure progressive, Rimac Energy a parié sur une technique : la prélithiation. Cette technique consiste à intégrer dans l’accumulateur une plus grande quantité de lithium que nécessaire, de sorte qu’au fur et à mesure de l’immobilisation du lithium, il est immédiatement remplacé par le lithium surnuméraire.

Le fabricant a intégré cette innovation dans le SineStack, son système de batterie lithium-fer-phosphate (LFP) de très grande capacité, à savoir 790 kWh. La prélithiation est assurée par un matériau basé sur un oxyde de fer, et qui contient l’excès de lithium qui permettra de compenser la perte progressive d’ions lithium disponibles. Cette technique est par ailleurs combinée avec un système de distribution électrique dit distribué, qui permettra de contrôler et d’équilibrer en direct la baisse de performance des accumulateurs Li-ion qui composent le système de batteries.

Cette combinaison de techniques permet à Rimac Energy d’avancer que son système de batteries est « le plus avancé du monde ». Si l’on ne doute pas du grand intérêt de ces innovations, cette revendication sera peut-être de courte durée. En effet, CATL a annoncé en avril un nouveau système de batterie, lui aussi basé sur la prélithiation, et qui, selon le fabricant chinois, pourrait permettre une baisse de capacité égale à zéro non pas les deux, mais les cinq premières années.

L’article La prélithiation, arme fatale pour augmenter la durée de vie des batteries ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Il n’y a toujours pas de terrain d’entente entre l’Union européenne (UE) et la France, concernant la stratégie de décarbonation du mix énergétique. Tandis que la France veut faire valoir sa stratégie de décarbonation incluant le nucléaire, l’UE, elle, ne jure que pas les énergies renouvelables, créant des tensions entre les deux. 

À l’occasion de la présentation d’un rapport annuel sur le déploiement des énergies renouvelables en Europe, la commissaire européenne à l’énergie, Kadri Simson, a une nouvelle fois rappelé que la France n’avait pas encore rempli ses objectifs pour espérer atteindre les 42,5 % d’énergies renouvelables dans son mix énergétique d’ici 2030. Et pour cause, la France, qui s’était fixée, en 2009, un objectif de 23 % d’énergies renouvelables d’ici à 2020 ne l’a toujours pas etteint 4 ans après.

À l’inverse, Kadri Simson a mis en avant plusieurs pays faisant figure de bons élèves dans la transition énergétique, comme la Suède (66 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique), la Finlande (47,9 %) ou encore la Lettonie (43,3 %). « Certains membres dont la France n’ont pas encore rempli les objectifs. La Commission continue de dialoguer avec les autorités françaises afin de combler ce retard et que la France respecte ses engagements » a déclaré la commissaire.

Au coeur du débat, la différence entre énergie renouvelable et énergie décarbonée

Cette querelle entre l’Union européenne et la France n’est pas nouvelle, l’UE a rappelé plusieurs fois à la France qu’elle était tenue de respecter ses engagements en matière d’énergies renouvelables. Mais voilà : la France a changé son fusil d’épaule depuis 2009, et vise la décarbonation grâce au nucléaire, plutôt que le recours exclusif aux énergies renouvelables. D’ailleurs, c’est ce moyen de production d’énergie qui permet à l’hexagone d’avoir l’un des plus faibles impacts carbone de l’Europe.

Pour témoigner de ses ambitions, la France a remis à Bruxelles, en juillet derrière, son plan national intégré énergie-climat (PNIEC), dans lequel elle dévoile sa stratégie pour atteindre ses objectifs à l’horizon 2030. Dans ces 300 pages, la France explique viser une réduction de 30 % de sa consommation énergétique finale, et précise vouloir atteindre 58 % d’énergie décarbonée en 2030, et 71 % en 2035. Malgré ces arguments, l’Europe reste insensible, et continue de prôner le déploiement des énergies renouvelables sans tenir compte des autres moyens de décarbonation. Un surprenant aveuglement, d’autant que le taux de déploiement d’énergies renouvelables n’est pas nécessairement corrélé à un faible niveau d’émission de CO2. L’Allemagne en est un exemple : avec 59 % de production électrique renouvelable en 2023, son intensité carbone s’est élevée à 400 g eq.CO2/kWh. À l’inverse, la France, avec un taux de production d’origine renouvelables de 28 %, revendiquait 58 g eq.CO2/kWh.

L’article Énergies renouvelables : la France se fait encore taper sur les doigts par l’Union Européenne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

The Guardian, dans une étude publiée le 15 septembre 2024 et menée sur la période 2020-2022, dévoile l'écart exorbitant entre les émissions de carbone annoncées par les GAFAM et la pollution réelle de leurs centres de données.

7,62 fois plus d'émissions de CO2 qu'annoncé par les GAFAM

L'étude publiée dans The Guardian, dévoile que les centres de données des GAFAM (Google, Amazon, Meta, Apple, Microsoft) émettent 7,62 fois plus de CO2 que les chiffres officiels avancés par ces entreprises. En effet, une analyse menée entre 2020 et 2022 montre que ces géants de la tech sous-estiment de 662 % leurs émissions réelles. Pour donner une échelle, The Guardian souligne que si les GAFAM étaient un pays, ils se classeraient au 33e rang mondial des plus gros pollueurs, juste après les Philippines.

Selon les chiffres de l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE), les centres de données consommeront à eux seuls 2,5 milliards de tonnes de CO2 d’ici 2030, soit 4 fois plus que ce qu'a émis la France en 2022 (623 millions de tonnes de CO2). Cette hausse est principalement due à l'explosion de la demande en calcul informatique, notamment avec le développement des IA.

Le rôle des entreprises pour la neutralité carbone

Les GAFAM se targuent d’une transition énergétique en faveur du renouvelable, mais les faits montrent une réalité bien différente. Comme le démontre l'étude de The Guardian, ces entreprises n'hésitent pas à faire usage des certificats d'énergie renouvelable (CER). Ceux-ci permettent de compenser leurs émissions sans changer fondamentalement leur approvisionnement en énergie. Autrement dit,  de déclarer des énergies vertes, sans les utiliser pour autant. Par conséquent, même si elles affichent des objectifs ambitieux, la réalité est que la majorité de leurs centres de données continue de fonctionner avec des énergies fossiles.

On entend d'ailleurs déjà parler de datacenters, notamment en Irlande, qui consomment plus d'énergie que les habitants autour d'eux. Au vu de l'essor de l'intelligence artificielle, qui, rappelons-le, a des besoins énergétiques dix fois supérieurs à ceux des applications plus traditionnelles, cette problématique n'en est encore qu'à son état embryonnaire. La neutralité carbone se fera ou ne se fera pas ; ce qui est sûr, c'est qu'elle ne pourra en aucune façon être atteinte sans le concours des entreprises.

L’article Pollution : les GAFAM étaient le 33e plus gros émetteur d’émissions de CO2 au monde en 2022 est apparu en premier sur L'EnerGeek.

La présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), Emmanuelle Wargon a annoncé que les tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité baisseraient à partir du 1ᵉʳ février 2025. Une diminution qui devrait être de l’ordre de 10 % au moins.

La crise énergétique serait-elle bel et bien derrière nous ? Entre 2022 et 2024, les prix des tarifs réglementés de vente en électricité (TRVE) ont augmenté de près de 40 %, malgré la mise en place du bouclier tarifaire. Cette situation avait mis en difficulté le budget des ménages et la trésorerie des petites entreprises.

Au moins 10 % de baisse pour le prix de l’électricité en février 2025

L’avenir semble s’éclaircir enfin pour les prix de l’électricité. La CRE a annoncé qu’une baisse d’au moins 10 % était prévue pour février 2025. Pourquoi à cette date ? Le prix des TRV peut faire l’objet d’une modification deux fois par an, après avis de la CRE, en février et août.

En février prochain, les TRVE devraient donc baisser. Invitée de BMF Business le 12 septembre, Emmanuelle Wargon a expliqué que cette baisse d’au moins 10 % était à confirmer en fonction de deux éléments : les décisions budgétaires de la nouvelle Assemblée nationale et l’éventualité d’une crise qui peut toujours arriver sans prévenir et ferait augmenter les prix. La présidente de la CRE reste donc prudente et a insisté sur le fait qu’il s’agissait d’une prévision. Si cette baisse de 10 % se concrétisait, elle se traduirait toutefois par des prix du kilowattheure suivant :

Également interrogée sur l’impact de la prochaine taxe qui devrait toucher EDF, Emmanuelle Wargon a temporisé en précisant qu’elle n’était pas encore adoptée par le Parlement à ce jour.

Une baisse de 10 % qui touchera 60 % des clients

En août dernier, la CRE avait suggéré une hausse de 1 % des prix des TRVE, justifiée par l’augmentation du tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) qui permet d’entretenir et de moderniser le réseau public d’électricité. Les pouvoirs publics avaient renoncé à l’appliquer et demandé à la CRE de la reporter.

C’est chose faite puisque cette augmentation du TURPE de 1 % n’entrera en vigueur qu’à partir du 1ᵉʳ novembre 2024. Attention, elle ne touchera que les clients ayant souscrit une offre de marché, et donc pas ceux qui ont un contrat soumis au tarif réglementé. Pour ces derniers, aucune augmentation n’aura lieu au 1ᵉʳ novembre et la hausse de 1 % sera directement intégrée au calcul effectué au 1ᵉʳ février 2025, comme l’a expliqué Emmanuelle Wargon.

« Les consommateurs aux TRVE (électricité) ne connaîtront ainsi aucun changement avant le 1ᵉʳ février 2025 », affirme le communiqué de la CRE du 11 septembre 2024. Pour autant, les clients ayant souscrit une offre de marché sont en réalité les gagnants du moment puisque de nombreux fournisseurs proposent des offres à un prix nettement inférieur aux TRVE, jusqu’à -28,5 % pour certains. De plus, ces clients bénéficient déjà de la baisse des prix de l’électricité, puisqu’ils sont plus exposés aux mouvements des prix du marché, favorables en ce moment.

L’article Baisse des prix de l’électricité : voici le futur tarif du kilowattheure en 2025 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Après des semaines de silence, les deux réacteurs nucléaires de Flamanville, Fla 1 et Fla 2, ont marqué leur retour en se reconnectant au réseau électrique national. La nouvelle survient peu après que La Presse de la Manche ait annoncé l'arrêt complet de la production d'électricité de la centrale le mercredi 11 septembre 2024. L'unité de production n° 1 est de nouveau opérationnelle depuis le vendredi 13 septembre, tandis que l'unité n° 2 a suivi le samedi 14 septembre.

Une inspection des réacteurs

Le redémarrage de Fla 1 s'est effectué suite à une inspection réglementaire des réchauffeurs haute pression du circuit secondaire principal. Cette inspection, prévue tous les six ans, a été achevée plus rapidement que prévu, permettant une remise en service anticipée avant la date initialement prévue du 17 septembre. L’unité de production n°1 était déconnectée depuis le 3 septembre.

De son côté, Fla 2 a connu un arrêt prolongé de près de 179 jours, commencé le 23 février 2024 pour une visite partielle. Cette période a permis de réaliser des maintenances importantes et le rechargement d'un tiers du combustible nucléaire. Alors que le redémarrage était initialement attendu pour le 18 juin, il n’a eu lieu que deux mois plus tard.

Un nouvel examen prévu en décembre

La reprise de fonctionnement n’est toutefois que temporaire pour Fla 1, qui prévoit un nouvel arrêt le 7 décembre pour une durée de 115 jours. Ce prochain arrêt permettra un réexamen périodique et un rechargement partiel du combustible, assurant la sécurité et l'efficacité à long terme de l'installation. La planification de ces interruptions est essentielle pour maintenir les normes de sûreté nucléaire exigées au niveau national et international.

La centrale nucléaire de Flamanville dotée d'une capacité de plus de 1 600 mégawatts électriques (MWe), surpasse les capacités des réacteurs N4 récemment construits en France, qui atteignent 1 450 MWe. La centrale, qui devrait fonctionner pendant 60 ans, a retrouvé une activité normale après plusieurs mois d'interruptions et de maintenances essentielles. Ces démarches garantissent non seulement la sûreté des installations mais aussi la continuité de l'approvisionnement énergétique en France.

L’article Nucléaire : les réacteurs de la centrale de Flamanville relancés après un arrêt est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Si on connaît l’emplacement des six premiers EPR2, les paris sont ouverts pour l’emplacement des huit suivants. En Nouvelle-Aquitaine, les acteurs locaux militent pour que la centrale du Blayais fasse partie des heureux élus. Verdict en 2026.

Du côté de la Gironde, nombreux sont ceux qui militent pour que la centrale nucléaire du Blayais accueille des EPR2. Et pour cause, si la centrale actuelle, construite en 1981, est jugée vieillissante, elle produit presque 65 % des besoins électriques de la région Nouvelle-Aquitaine grâce à ses 4 réacteurs de 910 mégawatts électriques (MWe). Dernièrement, c’est le président socialiste de la région qui a annoncé son soutien au projet, en mettant en avant « la mobilisation exceptionnelle des acteurs régionaux sur le sujet ». Preuve de cet enthousiasme politique, un dispositif de formation a été mis en place, allant du CAP à l’enseignement supérieur. Ce n’est pas tout, le site du Blayais possède de nombreux atouts, à savoir une très faible densité de population autour de la centrale, une grande disponibilité foncière, une source d’eau froide fiable et, évidemment, un réseau de distribution d’électricité adapté.

Malgré cette forte mobilisation, rien n’est joué pour la Nouvelle-Aquitaine, car les candidats sont nombreux pour recevoir les réacteurs de nouvelle génération, à l’image de la centrale de Golfech.

Une candidature entachée par un amendement écologiste

La possibilité de voir de nouveaux réacteurs à la centrale de Blayais a failli ne rester qu’une utopie. Début 2023, un amendement a été adopté, rendant impossible l’installation d’un réacteur nucléaire « dans une zone inondable ou ayant subi des inondations ou des submersions marines ». À l’origine de cet amendement, la sénatrice écologiste de la Gironde Monique de Marco expliquait que le département de la Gironde avait « frôlé la catastrophe » en 1999, lors du passage de la tempête Martin. Celle-ci avait, en effet, entraîné l’inondation d’une partie de la centrale et la coupure d’urgence des trois réacteurs alors en service, pour différentes raisons. L’événement avait alors été classé comme un incident de niveau 2 sur l’échelle INES. Depuis cet événement, les digues ont été renforcées et rehaussées tandis que les sous-sols ont été rendus étanches.

Finalement, l’amendement n’aura pas tenu longtemps. Deux mois après le vote, l’amendement est finalement supprimé du projet de loi. Face aux arguments de la sénatrice écologiste, les députés de la majorité et du RN ont, en effet, indiqué qu’il était plus judicieux de « laisser à l’Autorité de Sûreté Nucléaire la responsabilité de fixer des normes particulières en fonction des sites ».

L’article La centrale nucléaire du Blayais candidate pour accueillir les nouveaux EPR2 est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans la 5e édition de son enquête comportementale auprès des utilisateurs de véhicules électriques ou hybrides de Enedis, publiée en ce mois de septembre 2024, le gestionnaire du réseau électrique français, s'inquiète de la non-utilisation du mode pilotage de la recharge. Celui-ci pourrait amener à une saturation du réseau et provoquer des coupures.

Enedis avertit sur la menace de la recharge non pilotée sur le réseau électrique

Enedis alerte sur un risque majeur pour le réseau électrique national. Seuls 32 % des propriétaires de véhicules électriques pilotent la recharge de leur voiture, selon l’enquête de septembre 2024. Pourtant, cette pratique est essentielle pour éviter des pics de consommation aux heures de pointe. Actuellement, 86 % des utilisateurs rechargent leur véhicule à domicile, généralement entre 18h et 20h, soit au moment où la demande en électricité est la plus élevée sur le réseau national. Cette simultanéité entre les usages domestiques et la recharge des véhicules pourrait entraîner des surcharges sur le réseau.

Enedis prévient que sans une adoption massive du pilotage, des investissements coûteux dans des infrastructures de production seront nécessaires. L'étude explique en effet que « le pilotage de la recharge sera à moyen terme nécessaire pour éviter des investissements dans des moyens de production d’électricité ». Sans son adoption à grande échelle, ces investissements finiraient par peser sur la facture d’électricité de tous les Français.

Une programmation pourtant à portée de main

Selon l’étude d'Enedis, 65 % des propriétaires de véhicules électriques ne pilotent pas leur recharge, et deux propriétaires sur dix ont été correctement informés par l’électricien ayant installé leur infrastructure de recharge à leur domicile. Comme le souligne Enedis, le pilotage de la recharge est pourtant accessible via des applications ou directement sur le véhicule.

Le manque d’information est par conséquent le principal frein à cette pratique. « Seulement 20 % des conducteurs savent comment piloter la recharge de leur véhicule, et 6 % ignorent même que cette option existe », souligne l’étude d’Enedis. Pourtant, recharger pendant les heures creuses permettrait aux utilisateurs de faire des économies importantes. L'association des consommateurs UFC-Que Choisir souligne que le prix du kilowattheure peut descendre à 20,68 centimes d’euros la nuit, contre 25,16 centimes d’euros en journée.

L’article Voiture électrique : Enedis alerte sur les risque de saturation du réseau national est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Les turbines hydroélectriques sont de plus en plus exploitées pour répondre aux impératifs de la transition énergétique. Plus de hauteur de chute, plus de débit : la part de l’hydroélectricité augmentera dans le mix électrique et le phénomène de cavitation, une usure mécanique due aux contraintes exercée par l’eau, aussi. L’enjeu est de trouver des matériaux et revêtements pour résister à l’usure prématurée des turbines.

La cavitation est un phénomène qui affecte les turbines des centrales hydroélectriques. Il survient lorsque des bulles de vapeur se forment dans l’eau en raison de chutes soudaines de pression. Ce processus se produit principalement dans les zones où le débit est très élevé et la pression de l’eau peut descendre sous un certain seuil critique, notamment à proximité des pales de la turbine. L’eau passe de l’état liquide à vapeur et ces bulles, lorsqu’elles implosent, peuvent endommager la turbine.

Le débit et la hauteur de chute sont surtout responsables de l’apparition de la cavitation. Les sollicitations mécaniques augmenteront avec l’augmentation de ces deux critères qui caractérisent une centrale hydroélectrique. En effet, la transition énergétique augmentera le recours à l’hydroélectricité, déjà responsable de 12 % de la production électrique française en 2021.

Comment survient la cavitation

Ces formations de bulles peuvent se déplacer dans l’eau librement et, lorsqu’elles atteignent une région de l’eau où la pression est plus importante, elles implosent. C’est cette implosion qui pose problème. Elle crée un jet de liquide et des ondes de choc qui frappent les surfaces métalliques de la turbine. Avec le temps, ces micro-impacts provoquent une érosion des pales, abîmant le matériel et réduisant l’efficacité de la conversion de l’énergie. Piqures, fissurations, arrachement de matière : en plus des dommages mécaniques, la présence de bulles modifie l’écoulement de l’eau, ce qui perturbe la performance globale de la turbine.

Selon leur utilisation et leur qualité de fabrication, les turbines ne sont pas toutes sujettes à des phénomènes de cavitation destructeurs. À gauche, une roue de la STEP de Revin, mise au rebu après 40 ans de service, peu affectée. À droite, une micro-turbine fortement touchée / Images : Révolution Énergétique, Wikimedia.

Mieux connaître le phénomène pour adapter le matériel

Afin de mieux caractériser les dommages causés par le phénomène de cavitation, deux types d’essais sont réalisés en laboratoire. Le premier est le « tunnel d’essais ». Il permet d’accélérer l’eau à plusieurs dizaines de mètres par seconde pour engendrer la chute de pression et soumettre la turbine à ces contraintes. La seconde est vibratoire : l’envoi d’ultrasons dans l’eau fait chuter sa pression et des bulles se forment. L’érosion engendrée par ces deux processus est accélérée et permet de soumettre la turbine à toutes les détériorations : trous de forte profondeur et à basse fréquence (faible apparition temporelle et spatiale) pour le premier tunnel d’essai, faible profondeur et grande fréquence pour le test vibratoire.

Les matériaux fissurés sont analysés en surface grâce à un microscope électronique puis en volume grâce à une tomographie aux rayons X pour savoir ce qu’il s’y passe en son sein. Cela permet de tester différents matériaux et revêtements pour les turbines.

L’article Qu’est-ce que la cavitation, ce phénomène destructeur pour les turbines hydroélectriques ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L'agrivoltaïsme, concept encore jeune mais en plein essor, se présente aujourd'hui comme une solution prometteuse pour répondre aux défis énergétiques auxquels notre société est confrontée. En intégrant la production d'électricité solaire directement sur les terres agricoles, il permet de maximiser l'utilisation de ces espaces tout en offrant des avantages énergétiques indéniables.
Cette technologie hybride, à la croisée de l’agriculture et de l’énergie, trouve un écho de plus en plus large dans les stratégies énergétiques françaises et mondiales.

Maximisation de l’espace : une double fonction essentielle

Qu’est-ce que l’agrivoltaïsme ? L'une des premières forces de l'agrivoltaïsme réside dans son utilisation optimisée des surfaces agricoles. Traditionnellement, la production d'énergie solaire via les panneaux photovoltaïques nécessite d'importantes étendues de terrain, souvent en concurrence directe avec l'agriculture pour l'occupation de l'espace. Avec l'agrivoltaïsme, cette compétition disparaît. L'installation de panneaux solaires sur des cultures ou des prairies permet d’exploiter un même espace pour deux fonctions complémentaires : l’agriculture et la production d’énergie.

En France, où la surface agricole utile reste une ressource précieuse, l’agrivoltaïsme représente une réponse pragmatique. Il évite l'artificialisation des sols tout en participant à la production d'électricité verte, nécessaire pour la transition énergétique du pays. Avec un potentiel en hausse, notamment dans les régions fortement ensoleillées, cette approche permet de soutenir la production agricole tout en contribuant à la montée en puissance des énergies renouvelables.

Une production d’électricité verte en expansion

Sur le plan de la production d'énergie, les performances des installations agrivoltaïques se sont rapidement améliorées au fil des années, même si à ce jour moins performantes que les installations photovoltaïques classiques. Les solutions agrivoltaïques évoluent avec des innovations récentes comme les panneaux bifaciaux proposés par ombrea ou les persiennes solaires. Les panneaux bifaciaux, par exemple, captent la lumière des deux côtés, ce qui permet d'augmenter la production d’électricité même avec un espace limité. Ils sont particulièrement efficaces lorsqu'ils sont installés sur des cultures basses ou dans des configurations où la lumière est réfléchie par le sol.

De plus, grâce à ces avancées technologiques, les panneaux solaires agrivoltaïques sont capables de générer de l’électricité tout au long de l’année, même dans des conditions de faible luminosité. Ce développement contribue à la sécurisation de l’approvisionnement énergétique en France, qui vise une neutralité carbone d’ici à 2050.

L’innovation au service de l’agrivoltaïsme

Les technologies derrière l’agrivoltaïsme ne cessent d’évoluer pour rendre cette approche toujours plus efficace et adaptée aux besoins des agriculteurs. Des systèmes d’ombrières solaires intelligentes permettent, par exemple, de moduler l’ensoleillement selon les besoins des cultures. En automatisant l’inclinaison ou l’ouverture des panneaux en fonction de la météo et des exigences des plantes, ces systèmes optimisent à la fois la production d’électricité et la productivité agricole.

Ce double bénéfice est particulièrement important dans des régions où le climat est instable, avec des épisodes de canicule ou de fortes pluies. Ces innovations proposent un modèle de création et de partage de la valeur, permettant aux agriculteurs d’adopter cette technologie sans avoir à supporter les coûts initiaux d'installation. En effet, de nombreuses entreprises spécialisées dans les énergies renouvelables proposent des partenariats où elles prennent en charge l’investissement, la construction et la maintenance des installations solaires. Les agriculteurs bénéficient d’un versement d’un loyer/indemnités, amélioration du rendement agricole selon le partenariat mis en place.

L’article L’agrivoltaïsme : un levier encore inexploré des énergies renouvelables est apparu en premier sur L'EnerGeek.

L’Organisation non gouvernementale Oxfam France publie une étude dans laquelle elle dénonce les dérives des agrocarburants. Ces derniers proviendraient à « 86 % de cultures qui rentrent directement en compétition avec les cultures alimentaires » et dont le soutien de l’Union européenne (UE) serait encore trop marqué.

Depuis deux décennies, l’Union européenne (UE) mise grandement sur les agrocarburants pour répondre aux enjeux climatiques en réduisant les émissions de gaz à effet de serre. Cependant, comme le souligne un rapport publié par Oxfam daté de septembre 2024, cette solution se révèlerait bien plus nocive que bénéfique. En dépit de son étiquette « verte », la production d’agrocarburants aurait des effets désastreux sur l’environnement, la sécurité alimentaire mondiale et les droits humains. En 2020, sur les 47 milliards de litres de carburants consommés dans le pays, 4 milliards étaient des biocarburants. Un autre chiffre : 15 % des huiles végétales produites dans le monde sont aujourd’hui destinées aux carburants.

Le rapport met en avant un constat alarmant : en tenant compte des émissions liées aux changements d’affectation des sols, notamment la déforestation, les agrocarburants produits à partir d’huiles végétales comme le soja, le colza et l’huile de palme émettent davantage de gaz à effet de serre que les combustibles fossiles. En 2022, le biodiesel issu de ces matières premières a généré 17 % d’émissions de plus que le diesel fossile, un paradoxe pour ce qui était initialement présenté comme une solution climatique. Les États membres de l’UE pourraient aller plus loin en réduisant le plafond sur les biocarburants de première génération pour alléger la pression exercée sur l’environnement.

Un impact direct sur la sécurité alimentaire

Au-delà des impacts climatiques, la production d’agrocarburants exerce une pression croissante sur les ressources agricoles, déjà mises sous grande tension avec la crise alimentaire mondiale. En 2022, 783 millions de personnes étaient confrontées à la faim, et, dans le même temps, l’Europe continuait d’utiliser des champs pour faire rouler ses voitures. Le rapport estime que les cultures utilisées pour les agrocarburants auraient pu nourrir 1,6 milliard de personnes si elles avaient été destinées à la consommation humaine.

L’utilisation de ces cultures vivrières pour la production de carburant contribue à une hausse des prix alimentaires, fragilisant les populations les plus vulnérables. L’huile végétale a, par exemple, doublé de prix entre 2020 et 2021. Oxfam souligne que la demande croissante en agrocarburants alimente la volatilité des prix agricoles, aggravant l’insécurité alimentaire, notamment dans les pays à faible revenu, déjà durement frappés par l’inflation. Les agrocarburants ne font pas que déplacer la production alimentaire, ils favorisent aussi l’accaparement des terres au détriment des communautés locales, compromettant leur subsistance et exacerbant les inégalités sociales.

Timothy Searchinger, chercheur à l’université de Princeton (États-Unis) et spécialiste reconnu des biocarburants, se félicite de « l’excellence et la crédibilité » du rapport d’Oxfam auprès du journal Le Monde. Selon le scientifique, « ce ne sont pas juste les biocarburants issus d’huile de soja ou d’huile de palme qu’il faut interdire, mais tous types d’agrocarburants à base d’huiles végétales ». Car tous les marchés sont liés : « lorsque l’usage de biodiesel issu d’huile de colza augmente en Europe, cela accroît les importations d’autres types d’huiles, y compris d’huile de palme. » Un exemple criant : les huiles de cuisson usagées valent aujourd’hui plus cher que les huiles vierges avec la demande croissante de l’aviation.

Une solution loin d’être durable

Les critiques ne se limitent pas aux impacts écologiques ou alimentaires. De graves violations des droits humains sont également rapportées dans les plantations destinées aux agrocarburants. Le rapport cite des exemples d’accaparement de terres, de travail forcé, de violations des droits des femmes et de précarisation des conditions de travail dans certaines chaînes d’approvisionnement, notamment en Amérique latine. Oxfam recommande à l’UE l’abandon progressif des agrocarburants issus de cultures vivrières et l’investissement dans les énergies renouvelables.

L’article Agrocarburants : leur bilan écologique et humain serait désastreux selon Oxfam est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Dans les Vosges, on croit à la décarbonation des établissements publics grâce au déploiement de réseaux de chaleur alimentés grâce à la biomasse. Plus qu’une simple tendance, les réseaux de chaleur multiplient, en effet, les avantages quand ils sont couplés à des moyens de production renouvelables. 

Porte d’entrée du massif des Ballons des Vosges, la ville d’Épinal pourrait être une de ces villes du centre de la France, dont les ruelles témoignent d’un glorieux passé industriel, mais aussi d’un avenir en pointillés pour cause d’exode rural. Pourtant, il y règne une atmosphère singulière. Si les grands producteurs textiles ont disparu, la ville a trouvé son salut grâce à une nouvelle identité : celle de capitale du bois. Outre des laboratoires de recherche, une école d’ingénieurs ou encore des évènements comme les défis du bois, cette nouvelle identité se traduit par un réseau de chaleur de 32 km principalement alimenté par trois chaufferies bois-énergies, atteignant ainsi 85 % d’énergies renouvelables.

Cet engouement est d’ailleurs contagieux, puisque dans un rayon de trente kilomètres autour du chef-lieu des Vosges, on retrouve trois projets de réseaux de chaleur bas-carbone. Le plus récent d’entre eux, situé à Mirecourt, alimentera une trentaine d’abonnés. Hôpitaux, lycées, collèges, gymnases et même un bailleur social partageront une chaleur produite par une chaudière biomasse associée à une unité de méthanisation, le tout distribué par une dizaine de kilomètres de réseaux. Du côté de Remiremont, plus au sud, c’est un réseau de 9 km, également alimenté par une chaudière biomasse, qui devrait permettre le chauffage d’une soixantaine de bâtiments. Enfin, à Thaon-les-Vosges, une chaufferie bois flambant neuve devrait produire pas moins de 10 GWh d’énergie par an, destinés à alimenter 49 sous-stations. Si une chaudière de secours à énergie fossile sera intégrée au réseau, le réseau sera décarboné à 95 %.

La biomasse, solution idéale pour décarboner les bâtiments publics ?

Même de taille modeste, les réseaux de chaleur urbains constituent une solution intéressante pour permettre la décarbonation énergétique des bâtiments publics, et même des immeubles de logements. En effet, la mutualisation des équipements de chauffage et de production d’eau chaude permet de limiter les émissions grâce à une plus grande efficacité énergétique. Cette efficacité favorise également une meilleure gestion des matières premières.

Enfin, si les réseaux de chaleur demandent des investissements financiers très importants, ils permettent généralement un coût de l’énergie plus faible grâce à une efficacité accrue, et une moins grande vulnérabilité aux variations de prix des matières premières.

L’article Les réseaux de chaleur au bois, clés de la transition énergétique dans les territoires ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.