Enedis a publié les chiffres de raccordement des nouvelles installations d’autoconsommation collective mises en service au premier trimestre 2024. Et le moins qu’on puisse dire, c’est que le secteur connaît un franc succès. Pourquoi l’autoconsommation collective est-elle aussi appréciée en France ? Explications.

Depuis deux ans, la flambée des prix de l’énergie a incité de plus en plus de consommateurs à s’interroger sur leur façon de consommer. Ainsi, la sobriété est devenue réflexe, tant pour éviter de faire flamber sa facture que pour répondre aux sollicitations des pouvoirs publics face aux difficultés rencontrées par le réseau. Mais les usagers se sont également tournés vers une autre solution : l’autoconsommation. Il s’agit de consommer l’énergie que l’on produit soi-même, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques. Cette autoconsommation peut être individuelle lorsque le consommateur produit et utilise l’électricité qu’il produit seul. Elle peut aussi être collective, lorsqu’elle rassemble plusieurs acteurs.

Les chiffres de l’autoconsommation collective au premier trimestre 2024

Justement, le distributeur Enedis a publié fin mars les chiffres de l’autoconsommation collective pour le premier trimestre de l’année. Et la filière est manifestement en plein boom. Entre janvier et mars 2024, Enedis a dénombré 379 opérations d’autoconsommation collective dans son périmètre. Le chiffre est en hausse de 102 % par rapport à l’année 2023. Le distributeur nous apprend par ailleurs que ces 379 opérations, qui atteignent une puissance totale installée de 27 mégawatts (MW), rassemblent pas moins de 4 929 participants avec une moyenne de 2 producteurs pour 11 consommateurs pour chaque opération.

Les régions Grand Est et Occitanie arrivent en tête du classement s’agissant du nombre d’opérations réalisées (51), devançant de peu les Hauts-de-France (49) et Auvergne Rhône-Alpes (48). En fin de liste, le Centre-Val de Loire ne fait état que de 8 opérations effectuées. On remarque que l’autoconsommation collective plaît partout en France et n’est pas limitée à un seul territoire.

Les conditions de mise en œuvre d’un projet d’autoconsommation collective

Quel est le cadre de réalisation d’un projet d’autoconsommation collective ? Pour répondre à la demande du public, Enedis a publié un guide pédagogique pour répondre aux questions les plus fréquentes. Pour mettre en place un projet d’autoconsommation collective, les participants doivent se réunir pour fonder une structure juridique. On l’appelle la personne morale organisatrice. Cela peut être une association, une coopérative ou encore une société par exemple.

Le projet doit porter sur une ou plusieurs installations dont la puissance de production cumulée est inférieure à 3 mégawatts (MW). Les consommateurs qui participent à l’opération peuvent être des particuliers comme des habitants ou des bailleurs sociaux par exemple, mais aussi des acteurs industriels. Tous les participants doivent en revanche se situer dans un périmètre restreint de 2 km (même si une dérogation peut être accordée pour porter la limite à 20 km en zone rurale). Les consommateurs conservent leur contrat de fourniture d’électricité puisque l’installation d’autoconsommation collective ne couvre pas tous leurs besoins. Mais les kilowattheures (kWh) produits dans le cadre de l’opération sont déduits de la facture classique.

Les raisons du succès de l’autoconsommation collective en France

D’après les chiffres publiés par Enedis, l’autoconsommation séduit de plus en plus de monde. L’une des raisons de cet engouement réside sans doute dans le contexte de la crise de l’énergie. Pendant des décennies, la France a pu compter sur une électricité peu chère produite principalement par son parc nucléaire. Avec l’augmentation de la demande d’énergie liée à la reprise économique post-covid, suivie de la guerre en Ukraine qui a tendu l’approvisionnement en gaz en Europe, la situation s’est compliquée. Elle a ensuite été aggravée par les difficultés propres aux moyens de production français : parc nucléaire partiellement à l’arrêt pour des défauts inopinés et des reports d’opérations de maintenance, nombreux épisodes de sécheresse qui ont diminué les réserves des installations d’hydroélectricité.

Les Français ont ainsi vu leur facture d’énergie flamber depuis 2022, même si les particuliers et les petits professionnels ont été en partie protégés par le bouclier tarifaire qui a contenu la hausse des prix. Toutefois, les usagers se sont penchés sur leur facture d’énergie et ont cherché des moyens de faire baisser la note. Si les installations photovoltaïques individuelles sont en plein développement, elles ne sont pas adaptées à tous : locataires, occupants d’immeuble (même si les kits de balcon existent), maisons et terrains mal orientés. De nombreuses raisons peuvent freiner l’investissement dans une installation individuelle de production d’électricité.

Les opérations d’autoconsommation collective représentent alors une alternative pour ceux qui souhaitent investir dans une énergie décarbonée produite localement en circuit court. D’ailleurs, ces projets sont encouragés et certaines régions proposent même des aides. Par exemple, la région Grand Est propose une aide pouvant aller jusqu’à 70 % pour les études de faisabilité du projet et jusqu’à 500 euros/kilowatts crête (kWc) pour les dépenses. Ces opérations sont également l’occasion de se réunir en collectif pour mener à bien un projet concret, à taille humaine, en investissant une partie de son épargne. Avec la nouvelle hausse du prix de l’électricité appliquée depuis février 2024 et l’annonce de Bruno Le Maire indiquant qu’une énième augmentation était à prévoir l’an prochain, il y a fort à parier que les projets d’autoconsommation collective vont se multiplier dans les prochains mois.

L’article Solaire : pourquoi l’autoconsommation collective a le vent en poupe ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Transporter les pales des éoliennes de leur site de fabrication jusqu’aux parcs éoliens, ce n’est pas une mince affaire. Et l’opération devient de plus en plus délicate à mesure que les éoliennes grandissent. Les erreurs se payent au prix fort.

Pour produire plus, les ingénieurs ont imaginé des éoliennes toujours plus grandes. Plus hautes. Mais équipées, également, de pales plus longues. Dans leurs versions terrestres, les pales d’éoliennes peuvent atteindre les 60 mètres de long. La plus longue pale d’éolienne en mer, quant à elle, dépasse déjà les 120 mètres. Et le Chinois Mingyang Smart Energy travaille à l’élaboration d’une pale de 140 mètres ! Le tout faisant aussi grimper le poids de ces pièces. Pour vous faire une idée, sachez qu’une pale d’éolienne de 45 mètres de long pèse de l’ordre de 6,5 tonnes. Les pales des éoliennes en mer peuvent, quant à elle, peser plusieurs dizaines de tonnes chacune.

Transporter des pales de plus en plus longues par camion

L’ennui, c’est que ces pales sont rarement fabriquées à proximité des endroits où sont implantés les parcs éoliens. Des zones, qui plus est, auxquelles on accède souvent par des voies relativement étroites, en pente ou le long desquelles se trouvent de nombreux virages, parfois serrés. D’où le défi qui se pose aux promoteurs de ces parcs et aux fabricants d’éoliennes de transporter leurs pales par camion. Avec l’accélération du déploiement de l’éolien, les images d’accidents se multiplient sur les réseaux sociaux.

Pourtant, des solutions existent. Le trajet doit être étudié minutieusement avant de lancer un camion chargé sur les routes. Les pentes, les angles de braquage, les vitesses et même les passages à niveau, les ponts et les tunnels, les revêtements des voies empruntées et les conditions météorologiques au moment du transport doivent être analysés au préalable. Avec toutes ces informations en main, les opérateurs peuvent utiliser des systèmes de lest qui permettent de stabiliser la charge. Ou encore, de tourner la pale de l’éolienne afin de l’équilibrer dans les virages. Mais parfois, des éléments sont oubliés du calcul, comme dans cette vidéo, ou le centre de gravité a manifestement mal été évalué.

Des camions dédiés au transport de pales d’éoliennes

Les ingénieurs travaillent aussi au développement de camions dédiés à ce type d’opérations. Le parc éolien de MacIntyre (Australie) en bénéfice déjà. Il est implanté dans une région accidentée. Pour y accéder, il faut franchir des collines, des ravins et des zones de végétation. Avec des engins classiques, il aurait fallu aux promoteurs détruire pas moins de 20 000 m² de terres agricoles et de forêts pour ouvrir la voie aux camions transportant les pales des éoliennes. Les « manipulateurs de pales » en action depuis quelques mois permettent, grâce à un dispositif à entraînement hydraulique, de relever les pales jusqu’à 40 degrés pour les déplacer plus facilement et en toute sécurité sans abimer les paysages traversés.

Dans le Colorado (États-Unis), une start-up vient quant à elle d’annoncer sa volonté de construire le plus grand avion du monde pour transporter des pales d’éoliennes. Des pales jusqu’à une centaine de mètres de long. Selon Radia, son WindRunner pourrait s’envoler d’aéroports régionaux et atterrir sur la « piste en terre » la plus proche des parcs éoliens.

L’article L’énorme défi du transport de pales d’éoliennes par camion (vidéo) est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Elle n’aura pas tenu plus de six ans. Lancée en 2018, l’usine Systovi de Carquefou près de Nantes va cesser définitivement ses activités, faute de repreneur. Le fabricant français de panneaux photovoltaïques, qui emploie 87 personnes, a été placé en liquidation judiciaire de ce mercredi 17 avril.

Alors que le gouvernement présentait il y a quelques jours un plan de soutien aux usines françaises de panneaux solaires, son action aura été vaine sur le dossier Systovi. Cette entreprise française fondée en 2008 n’a pu résister à la concurrence déloyale des fabricants chinois de panneaux photovoltaïques, malgré de récents et importants investissements dans son usine de Carquefou (Loire-Atlantique). En grande difficulté, la société n’a trouvé aucun repreneur au terme d’un mois de « recherche intensive » dévoile-t-elle par communiqué. Le Tribunal de Commerce de Nantes l’a donc placée en liquidation judiciaire le 17 avril.

« Malgré nos investissements, l’entreprise fait face à l’accélération soudaine du dumping chinois depuis l’été 2023 et les discussions réglementaires en cours en France et en Europe, auxquelles elle a participé depuis des années, n’auront pas d’effet dans un délai compatible avec ses enjeux » explique l’entreprise. Selon Paul Toulouse, son directeur, parmi les « très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre ». Une cinquantaine d’acteurs auraient échangé sans succès, selon le dirigeant.

« Nous sommes très tristes de cette issue et mobilisons dès à présent toute notre énergie pour accompagner du mieux possible les femmes et les hommes qui se sont battus depuis 15 ans pour faire exister le solaire français » annonce Systovi, qui emploie 87 salariés. L’entreprise française n’est pas la seule à souffrir de l’afflux de panneaux photovoltaïques chinois vendus à prix dérisoires et du manque d’attractivité industrielle de l’Europe. Le Suisse Meyer Burger va également fermer les portes d’une des plus grandes usines européennes de panneaux solaires en Allemagne, au profit des États-Unis. En parallèle, de grands projets continuent de se développer, comme celui de giga-usine de cellules photovoltaïques de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), porté par Carbon, et d’HoloSolis à Hambach (Moselle).

L’article Aucun repreneur pour cette usine française de panneaux solaires, la liquidation judiciaire prononcée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

L’article Prix négatifs de l’électricité : la France contrainte d’arrêter cinq réacteurs nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

L’article Cette usine française va fabriquer des micro réacteurs nucléaires thermiques pour décarboner l’industrie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

L’article Les méga batteries réduiraient le bridage des éoliennes au Royaume-Uni est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

— franceinfo (@franceinfo) April 16, 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

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

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

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

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

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

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

Une situation disparate en Europe

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

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

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

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

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

Comparatif des prix du Tesla Powerwall 3 en Europe

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

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

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

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

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

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

La décarbonation du mix électrique passera par le nucléaire en Pologne

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des opérations de repowering en Europe

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Des pertes qui inquiètent les producteurs

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

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

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

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

Une réponse nécessairement de court terme

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

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

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

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

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

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

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

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

— Nahel Belgherze (@WxNB_) April 8, 2024

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

Intensité carbone et prix élevés au Texas

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

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

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

— Electricity Maps (@ElectricityMaps) April 11, 2024

En Californie, des batteries au secours et une demande gonflée

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

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

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

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

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

Permettre le stockage pendant plusieurs jours

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

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

Un coût de revient intéressant ?

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

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

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

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

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

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

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

LM Wind Power, symbole d’une filière qui souffre

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

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

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

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

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

Une centrale solaire qui prend soin de la biodiversité locale

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

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

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

Grâce à son impact environnemental beaucoup plus faible, le train pourrait devenir, dans les années à venir, le choix le plus adapté pour voyager en France métropolitaine. Mais pour y parvenir, il y a encore du travail, car le réseau ferroviaire français est loin d’être parfait. Voici quelques pistes qui permettraient d’en faire le choix numéro un. 

Depuis de nombreuses années, le transport aérien et le transport ferroviaire se tirent la bourre pour s’accaparer le plus part de marché des trajets intérieurs en France métropolitaine. Pendant très longtemps, prendre le train pour voyager en France était une évidence. Mais à partir des années 90, la dérégulation du transport aérien a eu pour conséquence de rendre l’avion plus accessible, et de lancer une véritable guerre entre l’aérien et le ferroviaire en France.

Récemment, le ferroviaire est revenu sur le devant de la scène grâce au développement de son réseau à grande vitesse, et surtout à son impact environnemental beaucoup plus faible que celui de l’avion. Néanmoins, le réseau ferroviaire s’avère hétérogène et nécessite de nombreuses améliorations pour devenir la norme pour voyager dans le pays.

Le renforcement du réseau ferroviaire entre Paris et la province a porté ses fruits

Selon le ministère de l’Écologie, en 2001, 25 millions de passagers prenaient l’avion pour des vols intérieurs. La majorité de ces vols étaient réalisés entre Paris et les régions avec 19 millions de passagers. Mais depuis, notamment grâce à des travaux d’envergure, le train est devenu une alternative de plus en plus prisée pour ces trajets entre Paris et les régions. Ainsi, alors qu’en 2001 on comptait l’équivalent de 38 milliards de kilomètres-passagers réalisés par des trains à grande vitesse (ou plutôt aptes à la grande vitesse), ce chiffre est passé à 48,6 milliards de kilomètres passagers en 2021, et ce malgré la crise du COVID. Dans le même temps, le nombre de passagers à prendre l’avion entre Paris et les provinces a chuté à 12 millions de passagers en 2022.

Ce renforcement des trajets réalisés en train s’explique par le développement de nombreuses lignes à grandes vitesses. En 20 ans, on aura notamment assisté à la création de la ligne LGV Est-Europe reliant Paris à Strasbourg, ou encore de la LGV Sud-Europe-Atlantique, reliant Paris à Bordeaux.

Néanmoins, si le ferroviaire a gagné du terrain sur l’aérien concernant les liaisons entre Paris et les grandes villes régionales, la tendance s’est inversée pour les destinations transversales. En 2001, le transport aérien de région à région représentait seulement 5,8 millions de passagers, mais il est passé à 9 millions de passagers en 2022. Côté ferroviaire, si le trafic associé aux TER (Train Express Régionaux) a augmenté (de 8,7 milliards de kilomètres-passagers en 2001 à 14,7 milliards de kilomètres-passagers en 2021), le trafic des trains interurbains s’est littéralement effondré, passant de 15,3 milliards de kilomètres-passagers en 2001 à seulement 3,1 milliards de kilomètres-passagers en 2021.

Redynamiser les lignes ferroviaires transversales

Face à ce constat, il paraît évident que, pour renforcer l’attractivité du ferroviaire face à l’aérien en métropole, il est nécessaire d’améliorer les liaisons interrégionales à travers le pays. À ce sujet, la liaison Bordeaux-Lyon est un cas d’école. Les itinéraires historiques, passant autrefois par Clermont-Ferrand ou Limoges, ont été remplacés et/ou supprimés. Par conséquent, relier les deux villes nécessite un changement à Paris et près de 6 heures pour parcourir les 430 km qui séparent les deux villes à vol d’oiseau. Problème : ce même trajet, en avion, ne demande qu’une heure et dix petites minutes. Avec un tel écart, malgré un bilan écologique avantageux pour le train, on comprend le succès de la liaison aérienne. D’autant que les tarifs sont nettement plus attractifs pour l’avion que le train.

Et ce cas de figure n’est pas une exception. Il suffit de relever les lignes aériennes transversales (de province à province) les plus empruntées pour comprendre où sont les points faibles du réseau ferroviaire. Les trois premières places reviennent à Bordeaux-Lyon, Lyon-Nantes et Marseille-Nantes suivi de Marseille-Bordeaux. On pourra également citer Nantes-Toulouse qui demande 6 heures de train dans le meilleur des cas contre 1h10 en avion. Concernant les lignes radiales, Paris-Nice et Paris-Toulouse sont logiquement en tête, puisque ces deux villes de province sont fort mal reliées par le rail à la capitale.

Carte des lignes ferroviaires à réaliser pour concurrencer l’avion / Révolution Énergétique.

Dans ce contexte, la création d’une ligne à grande vitesse entre Bordeaux et Lyon aurait beaucoup de sens. Pour l’heure, seule une ligne LGV relie Lyon à Montpellier tandis qu’à l’ouest de la France, la ligne entre Bordeaux et Toulouse vient d’entrer en phase chantier. Une ligne entre Toulouse et Narbonne est également en projet, mais non programmée. Toujours pour limiter la durée des lignes transversales, relier Nantes et Rennes au sud de la France via la LGV Aquitaine permettrait d’éviter les correspondances à Paris et ainsi limiter la durée des trajets en train entre Nantes, Rennes, Bordeaux, Toulouse, Marseille et même Lyon.

Pour résoudre ces mêmes problématiques de liaisons transversales, un autre projet a été imaginé au début des années 2000. Appelée T3A ou Transversale Alpes Auvergne Atlantique, cette liaison à travers le Massif-Central, permettrait d’assurer des liaisons de base suivantes : Lyon-Bordeaux, Lyon-Nantes et Bordeaux-Nantes. Cette grande transversale à travers le pays continue d’être étudiée par l’association ALTRO (Association logistique transport Ouest). Ce projet suscite cependant des interrogations, notamment en termes de rentabilité. La traversée complexe du Massif Central pourrait entraîner des coûts de construction disproportionnés par rapport au trafic potentiel.

Relancer les trains de nuit, et augmenter le nombre de rames

Outre le développement des lignes à grande vitesse, et en particulier des lignes transversales, le train reste, sur de longues distances, invariablement plus lent que l’avion. Face à ce constat, la remise au goût du jour des liaisons de nuit pourrait être une solution pour contourner cette limite physique. Les trains de nuit ont été populaires dès la démocratisation du train jusqu’à la fin des années 80. À cette époque, de nombreux trains « lents » circulaient la nuit un peu partout à travers la France. On en trouvait même sur des lignes courtes, comme entre Paris et Rennes ou Nantes. Sur ces lignes, les trains restaient plusieurs heures en gare, pour permettre à ses passagers de faire une nuit complète. Relancer les trains de nuit à des tarifs attractifs permettrait d’offrir une véritable alternative à l’avion pour les trajets sur de longues distances.

Enfin, pour que le train soit définitivement privilégié face à l’avion, il faut tout simplement… qu’il y en ait plus ! L’année 2023 a été marquée par une hausse de la fréquentation des trains, qu’il s’agisse des TGV ou même des TER. Néanmoins, la SNCF a été confrontée à des problèmes de saturation. À l’heure actuelle, elle ne dispose que de 364 rames, soit une centaine de moins qu’il y a dix ans. Heureusement, à partir de 2025, Alstom devrait commencer à livrer les premières rames du TGV-M.

La nécessité d’une volonté politique forte

Si l’attractivité du train s’est améliorée ces dernières années, augmenter encore l’attractivité du train au détriment de l’avion ne pourra se faire sans une volonté politique forte. En effet, la mise en place de nouvelles lignes ferroviaires nécessite des investissements très importants, et une planification sur le long terme. À titre d’exemple, le premier débat public pour la ligne LGV Aquitaine (entre Saint Pierre-des-Corps et Bordeaux) a eu lieu entre 1994 et 1995 pour une mise en service le 28 février 2017. Au total, cette ligne de 302 km aura coûté 7,8 milliards d’euros.

L’article Quelles lignes ferroviaires construire pour en finir avec les vols intérieurs en France ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le gouvernement vient de combler une lacune en publiant mardi dernier un décret portant sur l’agrivoltaïsme. Le texte encadre la pratique consistant à associer agriculture et production d’énergie solaire. Cette base réglementaire devrait donner un socle solide et permettre à la filière de se développer sereinement.

Cela fait quelque temps que la pratique de l’agrivoltaïsme suscitait l’intérêt des parlementaires. En 2022, une mission flash confiée à des députés avait abouti à la publication d’un rapport tentant d’encadrer l’agrivoltaïsme. Cette même année, le Sénat adoptait en première lecture une proposition de loi en faveur du développement de l’agrivoltaïsme, laquelle a été déposée ensuite à l’Assemblée nationale où elle attend encore d’être examinée. De son côté, l’ADEME avait publié une étude sur la filière pour proposer sa définition et un cadre de mise en œuvre.

Un décret pour encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme

Sans texte législatif clair pour l’encadrer, à l’exception de la loi du 10 mars 2023 relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables qui l’évoque, l’agrivoltaïsme peine à accélérer son déploiement. Dans la lignée de la loi précitée, le gouvernement vient enfin de publier mardi 9 avril un décret qui définit clairement les conditions de développement de la filière.

En pratique, l’agrivoltaïsme consiste à installer des panneaux solaires au-dessus des cultures telles que des vignes, des arbres fruitiers ou des parcelles abritant de l’élevage. L’intérêt est double pour l’agriculteur : réduire le risque de gel sur les cultures en hiver et les abriter des fortes chaleurs en été, tout en générant un revenu issu de la revente de la production solaire.

Des garde-fous posés par le décret pour préserver l’agriculture

L’émergence de l’agrivoltaïsme avait fait craindre chez certains une dérive qui aurait conduit à délaisser l’activité agricole au profit des seuls revenus issus de la production d’énergie. Le décret répond à cette inquiétude en encadrant strictement la pose des panneaux solaires sur les surfaces agricoles : un même terrain ne peut pas être couvert à plus de 40 % par des installations photovoltaïques. En outre, la baisse de rendement sur la parcelle dotée de panneaux ne peut aller en deçà de 10 %, comparativement à une parcelle dépourvue de panneau qui assume le rôle de parcelle « témoin » (hors élevage). Afin de ne pas gêner l’activité agricole, le texte prévoit aussi que l’installation photovoltaïque doit être en mesure de permettre « une exploitation normale et assure notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ».

Enfin, le décret aborde un autre point important : celui de l’installation de panneaux photovoltaïques sur des terrains qui ne peuvent pas être cultivés et dénommés « incultes ». Un document cadre doit être établi dans les 9 mois par les chambres départementales d’agriculture afin d’identifier ces terrains, lesquels pourront faire l’objet d’installations photovoltaïques.

Un texte accueilli favorablement par les acteurs de la filière de l’agrivoltaïsme

Ce décret ne constitue qu’un premier pas dans l’élaboration de la législation liée à l’agrivoltaïsme et il est prévu qu’il soit complété par la suite. Du côté des acteurs de la filière, ce décret a reçu un accueil plutôt favorable. La Fédération française des producteurs agrivoltaïques (FFPA) a publié un communiqué indiquant qu’elle « accueille avec satisfaction le décret sur l’agrivoltaïsme ». Elle précise qu’un point d’étape sera indispensable d’ici 3 ans pour vérifier « l’impact du nouveau cadre légal et réglementaire sur le développement de l’agrivoltaïsme en France ». Du côté du syndicat des énergies renouvelables (SER), son président Jules Nyssen déclare que ce texte « est aussi le fruit d’un dialogue efficace entre les acteurs des filières renouvelables et agricoles, dont on ne peut que se féliciter ! ».

Sur la base de ce nouveau texte, la filière va pouvoir accélérer son développement pour devenir un réel acteur de la transition énergétique.

L’article Agrivoltaïsme : ce mix entre panneaux solaires et agriculture est désormais encadré par la loi est apparu en premier sur Révolution Énergétique.