À quelques mois d’un probable rachat d’Atos par un repreneur étranger, les activités stratégiques du géant du numérique sont-elles assurées de rester sous contrôle de l’État français ? Si le doute était permis, les dernières déclarations de Bruno le Maire se veulent plutôt rassurantes, y compris concernant le nucléaire civil. 

Alors qu’EDF vient de récupérer les activités nucléaires de General Electric, la vente d’Atos menace-t-elle la sûreté nucléaire française ? La question est plus que jamais à l’ordre du jour. Le géant français du numérique, qui gère de nombreuses activités stratégiques à l’échelle nationale, fait face à des difficultés financières colossales, avec près de 5 milliards d’euros de dette. Si plusieurs potentiels acheteurs se sont manifestés, aucun n’est français, ce qui pose problème en matière de souveraineté.

Ainsi, lorsque les contours d’une potentielle vente se sont dessinés, le ministère de l’Économie a fait savoir à l’administration d’Atos son intention de sécuriser toutes les activités stratégiques relatives à la Défense nationale, pour éviter qu’elles ne passent sous giron étranger. Parmi ces activités, on peut citer les supercalculateurs associés à la dissuasion nucléaire, ou encore différents produits de cybersécurité. Cependant, rien n’avait été annoncé concernant les activités liées au contrôle commande des centrales nucléaires françaises.

Qu’il s’agisse d’un « oubli » ou d’une question de gestion des priorités, Bruno Le Maire s’est enfin montré rassurant sur le sujet, dans une récente interview sur News. Il a ainsi déclaré qu’ « il n’est pas question que ce contrôle de commandes des centrales nucléaires puisse désormais partir je ne sais trop où, elle doit rester sous le contrôle de la puissance publique », avant d’ajouter qu’il « ferais en sorte que le contrôle-commande des centrales nucléaires, qui aujourd’hui est dans Atos et pas encore dans le périmètre que nous avons sécurisé, soit dans le périmètre (…) qui restera sous le contrôle de la puissance publique. »

WorldGrid, derrière le pilotage des centrales nucléaires et le compteur Linky

Derrière le contrôle commande des centrales nucléaires, on retrouve WorldGrid, une société spécialisée dans les activités de supervision de la production, du transport et de la distribution de l’énergie. Ses logiciels se retrouvent dans un grand nombre de centrales nucléaires, en France, mais aussi au Royaume-Uni, en Russie et en Chine. Au total, c’est près de 15 % du parc mondial qui est concerné. La société WorldGrid est également derrière les fameux compteurs Linky, devenu l’incontournable compteur communicant de la France. Pour l’heure, deux noms reviennent avec insistance concernant le rachat de WorldGrid, à savoir EDF, mais aussi Assystem, un groupe français spécialisé dans l’ingénierie, principalement dans le domaine du nucléaire.

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Véritable laboratoire à ciel ouvert, la Californie ne cesse d’accroître la part des énergies renouvelables dans son mix électrique. Cela lui permet d’atteindre, par moments, une production renouvelable équivalente à ses besoins. Néanmoins, tout n’est pas rose et l’État doré doit encore trouver des solutions pour stabiliser sa production. 

En début d’année, un professeur de l’université de Stanford a décidé d’observer au quotidien le rôle des énergies renouvelables dans le mix électrique de la Californie, et les résultats sont impressionnants. Non, le mix électrique de l’État n’a pas été entièrement décarboné pendant plusieurs semaines. Néanmoins, sur une période de 75 jours entre mars et mai, les énergies renouvelables ont produit l’entièreté des besoins en électricité de l’État durant plus de 5 heures par jour. Le maximum a été atteint le 20 mai dernier avec une production complètement renouvelable pendant 7,58 heures, et un maximum de 135,4 % de la demande.

Il est intéressant de constater que cette situation a permis une recharge massive et quotidienne de l’ensemble des systèmes de stockage californiens, permettant de continuer de bénéficier d’une énergie décarbonée en fin de journée. À noter également que le réseau électrique de Californie s’appuie sur une production significative à partir de centrales nucléaires et centrales à gaz fossile.

More wins!

For 45 days straight and 69 of 75, California #WindWaterSolar supply has exceeded demand part of each day. On May 20, it was for 7.58 h, peaking at 135.4% of demand

On average over 75 days, WWS>demand for 5.3 h/day

Excess demand goes mostly to batteries & exports pic.twitter.com/WueWQvKCtc

— Mark Z. Jacobson (@mzjacobson) May 21, 2024

La Californie ne compte pas s’arrêter là

Pionnière, la Californie a pris le virage des énergies renouvelables dès 2002 avec le California Renewables Portfolio Standard. L’agenda de ce programme imposait aux fournisseurs d’électricité d’atteindre les 33 % de renouvelables en 2020. Depuis, d’autres programmes de soutien aux énergies renouvelables ont suivi comme la California Solar Initiative. Plus récemment, en 2018, alors qu’elle comptait déjà 44 % d’énergies renouvelables dans son mix électrique, la Californie s’est fixé l’objectif d’atteindre le 100 % renouvelable dès 2045.

Pour l’atteindre, la Californie se lance désormais dans l’éolien offshore. Jusqu’ici, l’État ne comptait aucun site éolien en mer, la faute à un océan Pacifique trop profond. Mais avec le développement de l’éolien flottant, la Californie s’est fixée un objectif ambitieux : atteindre les 5 GW d’éolien en mer dès 2030. Un parc de 2 GW a déjà été attribué en décembre 2022 à Ocean Winds, coentreprise d’Engie et EDP Renewables. Côté infrastructures de transport d’électricité, la Californie a du pain sur la planche. La quantité d’électricité produite à partir des installations photovoltaïques est telle que les infrastructures de transport et de stockage ne sont pas toujours suffisantes. Ainsi, le nombre de délestages est en hausse constante depuis 2019. En 2022, ce sont près de 2,4 millions de MWh d’électricité qui ont été délestés, dont 95 % issus du photovoltaïque.

Des incertitudes sur l’hydroélectricité

Historiquement, l’hydroélectricité a toujours joué un rôle important dans la production d’électricité dans l’Ouest américain, et en particulier en Californie. Cette année, le niveau global des retenues des barrages hydroélectriques est très élevé, permettant à l’hydroélectricité de jouer un rôle majeur dans le mix électrique de l’État. Néanmoins, ce n’est pas toujours le cas. En 2021, d’importantes sécheresses ont eu un impact significatif sur la production hydroélectrique. Le barrage d’Orroville est un exemple flagrant de cette situation. La retenue est quasiment à son niveau maximal, atteint pour la dernière fois en 2019. L’année dernière, si le niveau du réservoir est resté exceptionnellement haut tout au long de l’année, les chiffres de l’année 2021 ont été beaucoup plus inquiétants. Sur le long terme, cette situation pourrait être un frein à la décarbonation du mix électrique californien. Il serait alors nécessaire de mettre en place des solutions de compensation pour les années les plus sèches.

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Panneaux solaires ou plantes vivaces ? Plantes vivaces ou panneaux solaires ? Si vous peinez à vous décider concernant le sort de votre toiture, Ecovegetal a pensé à vous. L’entreprise française a mis au point une solution technique permettant d’allier végétalisation et production photovoltaïque. On vous explique tout.

ⓘ Ceci est une communication commerciale pour Ecovegetal.

Et s’il était possible d’avoir le beurre, et l’argent du beurre ? C’est en quelque sorte ce que propose l’entreprise française Ecovegetal avec son système Héliovert. À l’heure où il devient obligatoire d’installer des panneaux solaires ou un système de végétalisation sur 30 % des bâtiments neufs ou des rénovations lourdes, Ecovegetal propose d’allier les deux.

Héliovert, un système qui permet de concilier végétalisation et photovoltaïque

D’abord spécialisée dans la végétalisation des toitures, l’entreprise française Ecovegetal, créée en 2000, a décidé de prendre à cœur la transition énergétique, et a mis au point un système permettant de faire cohabiter végétalisation et production photovoltaïque. C’est ainsi qu’est né Héliovert. En substance, ce système permet de faire cohabiter substrats et panneaux solaires. Mieux encore : lorsque les conditions techniques le permettent, le substrat peut servir à lester la structure photovoltaïque afin d’en garantir la stabilité. Plus qu’une simple cohabitation, le substrat proposé par Ecovegetal est composé de plantes à forte évapotranspiration. Ainsi, il contribue à limiter la surchauffe des bâtiments en été, et jouent le rôle de régulateur thermique pour les panneaux solaires.

Une toiture équipée Héliovert à Saint-Ouen / Images : Ecovegetal.

Faire des toitures un allié de la transition énergétique

Végétalisation et production photovoltaïque jouent un rôle important dans la transition énergétique. Si la production d’énergie photovoltaïque permet évidemment de produire de l’électricité décarbonée, la végétalisation multiplie les avantages. Elle permet d’abord d’améliorer l’inertie du bâtiment, apportant ainsi un meilleur confort thermique, en particulier en été. Elle contribue également à réduire les nuisances sonores à l’intérieur du bâtiment en améliorant l’isolation acoustique. À l’extérieur du bâtiment, ces toitures permettent de lutter contre le phénomène d’îlots de chaleur urbains (ICU), tout en autorisant le retour de la biodiversité dans l’espace urbain. Enfin, les toitures végétalisées jouent un rôle de tampon en cas de précipitations, limitant les phénomènes de ruissellement, et favorisant un meilleur équilibrage du cycle de l’eau.

De par leurs nombreux intérêts, végétalisation et production photovoltaïque sur les bâtiments neufs et les grosses rénovations ont été encouragées à travers un cadre législatif comme la loi relative à l’énergie et au climat, publiée en 2019. Celle-ci fixait l’obligation de mettre en toiture de certains bâtiments non résidentiels un système de production d’énergie solaire, ou un système de végétalisation. Ce texte sera consolidé par la loi du 10 mars 2023, relative à l’accélération de la production d’énergie renouvelable. Dans cette dernière, le gouvernement fixe l’objectif de recouvrir 30 % des toitures de bâtiments neufs ou de rénovations lourdes par un système de production d’énergie solaire ou par un système de végétalisation à partir du 1ᵉʳ juillet 2023. Ce pourcentage devrait passer à 40 % en 2026 et même 50 % en 2027.

Héliovert, une solution technique adaptée à la plupart des toitures terrasses

D’un point de vue technique, Héliovert peut être installé sur un grand nombre de toitures différentes. La structure des panneaux, réalisée en aluminium pour concilier résistance et légèreté, peut être directement lestée grâce au substrat, ou grâce à la mise en place de dalles en béton spécifiques. Le choix de la solution se fera en fonction des contraintes techniques du bâtiment concerné, mais également des conditions climatiques de la région, en particulier les caractéristiques locales de vent. L’inclinaison des panneaux est fixée à 15°, ce qui autorise de nombreuses configurations différentes sans que certains panneaux fassent de l’ombre aux suivants. Il est ainsi possible de mettre tous les panneaux orientés vers le sud, ou préférer une orientation en « papillon » de type est-ouest. Cette dernière permettra de lisser la production d’énergie solaire au fil de la journée, tandis qu’une orientation vers le sud permettra d’obtenir une production maximale lorsque le soleil est proche de son zénith.

Une toiture équipée Héliovert à Saint-Ouen / Images : Ecovegetal.

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Annoncé récemment, le lauréat du futur parc éolien offshore flottant de Bretagne sud n’était en réalité que le second choix de la CRE. Si le nom du véritable gagnant de l’appel d’offre n’a pas été dévoilé officiellement, des rumeurs circulent sur son identité et sur les raisons de son désistement. 

Après des mois d’attente, la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) dévoilait, le 15 mai dernier, le lauréat de l’appel d’offre Bretagne sud, pour la réalisation d’un parc éolien offshore flottant de 250 MW. On apprenait alors que le projet, situé à 19 km au large de Belle-Île et 30 km de Quiberon, serait porté par Pennavel, un consortium composé de BayWa. r.e. et Elicio. Ce dernier exploite déjà des parcs éoliens en Europe, comme celui de Norther, au large de la Belgique.

Dans son rapport de synthèse publié quelques jours plus tard, la CRE dévoile quelques détails concernant l’offre ayant remporté le marché. Le consortium compte installer une douzaine d’éoliennes d’une puissance supérieure à 20 MW, pour un tarif très agressif de 86,45 €/MWh. Ce tarif considéré comme sous-évalué par la CRE, est 15 % inférieur à la moyenne des autres offres. Outre ces détails techniques, les observateurs auront remarqué un détail d’une grande importance : Pennavel n’est, en réalité, que le second choix de la CRE, le premier choix s’étant désisté au dernier moment.

Les géants de l’éolien offshore se désistent les uns après les autres

C’est ce désistement de dernière minute qui explique les mois de retard de l’annonce au public du lauréat du marché. La CRE avait, en effet, annoncé avoir transmis son rapport au gouvernement dès la fin février. Depuis, le lauréat aurait hésité à accepter le marché avant de se rétracter. Si aucun nom n’a été officiellement annoncé, les rumeurs convergent toutes vers le nom d’Equinor, le géant norvégien de l’éolien offshore, également en charge du projet de stockage du carbone « Northern Lights ».

Le lauréat du marché n’est pas le seul dans cette situation. Sur les 10 candidats présélectionnés en 2021, 4 grands noms de l’éolien offshore n’ont même pas fait d’offres. On peut citer Total Énergies, pourtant partie prenant du plus grand parc éolien offshore d’Écosse, ou encore ENI qui, avec Equinor, a joué un rôle clé dans la construction du plus grand parc éolien flottant offshore du monde : le parc norvégien Hywind Tampon. Enfin, Vattenfal (12 parcs offshore en exploitation) et Iberdrola (parc offshore de Saint-Brieuc) n’ont pas fait d’offre non plus.

Un problème de taille

Derrière ces désistements, tout du moins celui d’Equinor, se cacherait un problème de taille de turbine. Au moment de la création de l’appel d’offre, la France souhaitait pouvoir octroyer une aide de l’ordre de 2 milliards d’euros au lauréat pour permettre le développement du projet. Pour que cette aide soit acceptée au niveau européen, l’appel d’offre devait comporter quelques impératifs techniques, notamment sur la puissance minimale des turbines choisies. Le scénario alors retenu évoquait une quinzaine de turbines de 16,67 MW. À l’époque, le scénario paraissait tout à fait réaliste compte tenu de l’évolution du marché éolien qui tendait vers des turbines de plus en plus puissantes.

Seulement, entre-temps, les constructeurs éoliens ont été confrontés à d’importantes difficultés. En conséquence, les principaux fabricants occidentaux ont décidé d’arrêter la course à la puissance. General Electric a choisi de baisser la puissance de ses turbines de 18 MW à 15,5 MW. De leur côté, Vestas et Siemens Gamesa ne comptent plus dépasser les 15 MW.

De ce fait, le choix des turbines compatibles avec le projet Bretagne sud se limiterait aux fabricants chinois qui, eux, continuent de développer et produire des turbines de plus en plus puissantes. D’ailleurs, si le consortium Pennavel n’a dévoilé aucune précision sur ses potentiels fournisseurs, les futures turbines situées au large de Belle-Île pourraient bien être Made in China.

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Enedis a testé la limitation de puissance électrique sur 115 000 foyers situés dans le Puy-de-Dôme en février dernier, dans l’optique de mesurer la baisse des consommations envisageable en cas de pics de demande sur le réseau. Les résultats de cette expérimentation viennent d’être dévoilés.

Depuis l’hiver 2022/2023 qui a fait craindre des tensions sur le réseau électrique avec de possibles délestages, les pouvoirs publics s’interrogent sur de nouveaux moyens qui permettraient de faire face aux pics de consommation. En effet, à l’époque, la faible disponibilité du parc nucléaire couplée à un stock hydraulique très bas avait perturbé la production électrique sur le territoire. Les consommateurs avaient donc été mis en garde sur la nécessaire sobriété énergétique à adopter afin d’éviter des coupures d’alimentation.

Réduire la puissance du compteur Linky pour protéger le réseau électrique

Afin d’éviter de se retrouver à l’avenir dans ce genre de situation, les pouvoirs publics cherchent des solutions. Dans ce contexte, le gestionnaire du réseau public d’électricité Enedis a été sollicité afin de mener une expérimentation grandeur nature. Il s’agissait de réduire la puissance électrique d’un certain nombre de foyers pendant deux heures, en période hivernale.

Le test a été mené dans le Puy-de-Dôme auprès de 115 000 foyers qui ont été prévenus à l’avance et ont reçu une prime de 10 euros à ce titre. Le 15 février 2024, Enedis a donc procédé à distance à la limitation de puissance des compteurs Linky de ces foyers à hauteur de 3 kVA, pendant deux heures, soit de 7 h à 9 h, de 9 h à 11 h, ou encore de 18 h à 20 h, c’est-à-dire pendant les périodes de pics de consommation. À la fin des deux heures, la puissance souscrite a été automatiquement rétablie sur les compteurs.

La puissance de 3 kVA, appliquée pendant cette expérience, permet de bénéficier de suffisamment d’électricité pour les usages basiques tels que le fonctionnement du réfrigérateur, des lumières et de la box internet. Mais l’utilisation des appareils électroménagers énergivores tels que le lave-linge ou la mise en route du chauffage électrique n’est pas possible avec une puissance si faible.

Un test réussi qui a permis de faire baisser la consommation de 20 %

Le test a été réalisé sur la base du volontariat dans la zone concernée et Enedis a indiqué avoir reçu 10 000 refus uniquement alors que 115 000 foyers ont accepté de participer. Le jour de l’expérimentation, les services d’Enedis ont reçu quelque 150 appels téléphoniques de personnes n’ayant pas lu le courrier d’information et n’étant pas au courant du test, ce qui reste assez faible.

TF1 a annoncé les résultats de ce test en précisant que la consommation avait baissé de 20 % à cette occasion. À l’avenir, la mesure pourrait être appliquée sur l’ensemble du territoire, afin d’éviter un black-out généralisé qui toucherait tous les usagers sans distinction. Enedis a toutefois rappelé que cette mesure compléterait un arsenal complet déjà existant pour maintenir l’équilibre du réseau électrique : incitation à la sobriété énergétique, décalage du fonctionnement des ballons d’eau chaude pendant les heures creuses, baisse de tension de 5 % sur le réseau de distribution, effacement, etc.

Il faudra donc attendre la décision des pouvoirs publics pour savoir s’il faut s’attendre à une généralisation du dispositif. Pour l’heure, cela ne semble pas à l’ordre du jour notamment puisque le parc nucléaire se porte mieux qu’il y a deux ans. En outre, on a vu se développer ces dernières années un autre dispositif basé sur le volontariat des consommateurs. Il s’agit d’installer un boitier qui permet d’appliquer un effacement diffus de la consommation en éteignant les radiateurs électriques pendant quelques minutes en cas de tension sur le réseau. Cette opération est sans conséquence sur le confort des logements puisqu’elle est très brève et permet de faire baisser sensiblement la demande en électricité.

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Sept ans après son inauguration, la première route solaire de France disparaît progressivement du paysage. Sa démolition a commencé, clôturant définitivement une coûteuse expérimentation dont les résultats sont pour le moins mitigés.

En décembre 2016, Ségolène Royal, alors ministre de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, inaugurait à Tourouvre (Orne) la première route solaire de France. Pour l’État, un investissement de pas moins de 5 millions d’euros. Et l’ambition de doter le pays de pas moins de 1 000 km de cette technologie d’ici 2020.

Nous voici en 2024 et cela n’aura échappé à personne : l’ambition n’a pas été assouvie. En revanche, un peu plus de sept ans sont passés depuis cette belle inauguration et l’on reparle aujourd’hui de cette route décidément pas comme les autres, mais pas sous les meilleurs augures. En février dernier, le conseil municipal de Tourouvre a en effet pris la décision de mettre fin à l’expérimentation menée sur la départementale à la sortie du village. Et la destruction de la route solaire a commencé ce lundi 27 mai 2024.

Une route solaire loin de répondre aux attentes

Rappelons que Colas et sa filiale Wattway avaient là pour première ambition de tester une nouvelle technologie de panneaux solaires photovoltaïques sur lesquels il devait être possible de rouler sans affecter négativement la production d’électricité. Un kilomètre de route avait ainsi été aménagé. Mais très rapidement, des problèmes avaient surgi. Des nuisances sonores, des affaissements de terrain ou encore un encrassement des cellules. Des problèmes techniques qui avaient régulièrement obligé les responsables du projet à fermer la route.

L’installation n’a, par ailleurs, jamais permis d’alimenter plus de trois foyers en électricité. Et encore moins le réseau d’éclairage de la ville. Entre-temps, une partie des panneaux photovoltaïques a été démontée. Pas moins de deux lots de 576 dalles solaires de nouvelle génération ont été installés entre 2020 et 2021. Sur une longueur de 400 mètres, cette fois, sans que la production augmente significativement. Ces dalles auront à leur tour complètement disparu d’ici au 7 juin prochain.

Quels enseignements tirés de la route solaire ?

Les responsables de Wattway se montrent malgré tout satisfaits. Ils reconnaissent que leurs panneaux photovoltaïques « ne sont pas adaptés à une route standard ». Selon eux, toutefois, la route solaire expérimentée à Tourouvre a permis d’accélérer la maturation de la technologie. Et de développer des dalles solaires qui sont désormais, par exemple, utilisées pour construire des pistes cyclables. L’analyse complète des panneaux solaires récupérés devrait, quant à elle, livrer encore des informations utiles sur l’évolution des matériaux, le vieillissement des dispositifs de fixation ou encore la sensibilité aux UV des différents vernis protecteurs et l’impact des méthodes de pose.

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Les panneaux solaires sont de plus en plus plébiscités pour décarboner la production d’électricité. Néanmoins, ils ont un inconvénient : leur fabrication nécessite des quantités d’énergie importantes, entraînant ainsi des émissions de CO2. Pour atténuer ce défaut, des équipes de chercheurs français ont travaillé sur la question avec un allié surprenant : le bois. 

L’Institut national de l’énergie solaire (INES), une division du Commissariat à l’énergie atomique (CEA), vient de publier un article sur la fabrication d’un prototype de panneau photovoltaïque particulièrement bas-carbone. Ce prototype, dont la puissance est donnée à 566 Wc pour un rendement de 22,57 %, affiche ainsi un facteur d’émission de 313 kg d’équivalent CO2 par kilowatt-crête (CO2e/kWc). Cette valeur est nettement plus faible que les standards actuels qui sont plutôt situés entre 700 et 800 kg CO2e/kWc.

Pour parvenir à un tel résultat, l’équipe de recherche a identifié certains des éléments les plus impactants d’un point de vue environnemental, à savoir les plaquettes de silicium (wafers), la feuille de verre située sur les panneaux, ou encore le cadre de structure en aluminium. Ils ont ensuite travaillé à améliorer ces différents éléments en misant sur un compromis entre optimisation de l’impact environnemental, performances et durabilité. Les wafers constituent l’élément premier d’une cellule photovoltaïque. Ces plaquettes mesurent habituellement aux alentours de 200 micromètres (µm), mais les équipes de recherche sont parvenues à réduire cette épaisseur jusqu’à moins de 120 μm, ce qui permet un usage réduit du silicium.

De la même manière, les interconnexions entre les cellules ont été retravaillées, ce qui permet de limiter la quantité d’argent nécessaire à la fabrication d’un panneau. Pour faciliter le recyclage des panneaux, l’encapsulation des modules a été réalisée à partir de thermoplastique. Dans la même optique, le backsheet, c’est-à-dire la plaque arrière des panneaux, a été réalisée sans fluor. Enfin, la vitre placée au-dessus des modules photovoltaïques a été affinée. Pour finir, l’équipe a travaillé sur le possible remplacement du cadre en aluminium par une structure en bois qui permet, à elle seule, de réduire l’impact environnemental du panneau de presque 60 kgCO2e/kWc.

La chasse au carbone continue

Les résultats obtenus sont encourageants, et placent le prototype parmi les panneaux photovoltaïques les moins polluants au monde. Néanmoins, d’autres acteurs parviennent à produire des panneaux au facteur d’émission inférieur à 450 kgCO2e/kWc. C’est le cas de l’entreprise Jinkosolar, dont la production du panneau émet 450 kgCO2eq/kWc, ou le modèle conçu par QCells (386 kgCO2eq/kWc). La société Husan s’approche encore plus avec un panneau émettant 366,12 kgCO2eq/kWc.

Face à cette concurrence bénéfique, les équipes de l’institut travaillent déjà sur des pistes d’amélioration de leur prototype. En plus de continuer à fiabiliser la structure en bois, elles étudient quels matériaux alternatifs pourraient être utilisés afin de réduire un peu plus les émissions liées à la fabrication du panneau. Une de ces nouvelles pistes d’amélioration consisterait à se passer d’aluminium au niveau du backsheet, sans perdre en durabilité.

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Les 62 éoliennes du parc éolien en mer de Saint-Brieuc injectent leur électricité sur le réseau électrique depuis le 28 mai. Installé à 16 km au large, Saint-Brieuc est le troisième parc éolien en mer français mis en service et le premier en Bretagne.

Iberdrola, à travers sa filiale Ailes Marines, a connecté au Réseau de transport d’électricité (RTE) ses 62 éoliennes Siemens Gamesa totalisant une puissance de 496 mégawatts (MW) installées au large de Saint-Brieuc. Ce parc doit produire 1,8 TWh chaque année, soit l’équivalent de 835 000 habitants, ou « 9 % de la consommation électrique totale de la Bretagne » selon le communiqué de presse de l’énergéticien espagnol.

C’est le troisième parc éolien offshore à être raccordé et complètement en service, après celui de Saint-Nazaire (480 MW) et de Fécamp (500 MW), inauguré le 15 mars dernier. Iberdrola a investi 2,4 milliards d’euros et mobilisé plus de 1 700 personnes. Pour construire et assembler les fondations jacket, la firme a mobilisé le consortium Navantia Windar sur le polder de Brest. Les équipements électriques des mâts des 62 éoliennes ont également été assemblés par la société Haizea Breizh sur ce même polder. Enfin, les éoliennes ont été fabriquées au port du Havre, sur le nouveau site industriel de Siemens Gamesa.

Une indemnité pour le préjudice visuel

L’exploitant versera 4,8 millions d’euros tous les ans, pendant 20 ans, aux cinq communes du littoral pour le préjudice visuel qu’elles induisent. Parmi elles, le télégramme rapporte que Plévenon (756 habitants) devrait percevoir chaque année 679 000 euros, soit la moitié du budget de la commune.

Si la construction du parc éolien de Saint-Brieuc a duré trois ans, le projet a concrètement démarré il y a douze ans, lorsque Iberdrola été désigné lauréat de l’appel d’offres. Le chantier n’a pas eu la vie facile, avec quelques déboires techniques, notamment une importante fuite d’huile en juin 2023 et une surprenante accumulation de déchets flottants d’origine extérieure. Des pêcheurs ont également manifesté leur hostilité à plusieurs reprises, en tentant de gêner les travaux.

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Une entreprise américaine a conçu une éolienne portable de 10 kW qui se déploie en une heure par une personne seulement. Un concept innovant qui pourrait trouver de nombreuses applications.

Dans la famille des énergies renouvelables, les centrales solaires se déclinent en gigantesques parcs au sol ou en toiture. Mais on les retrouve également en dispositifs à taille humaine avec les kits prêts à brancher, composés d’un ou deux panneaux reliés à une simple prise électrique en quelques minutes. Il n’y avait jusqu’ici pas vraiment d’équivalent pour l’éolien. L’installation d’une seule turbine conventionnelle nécessite en effet d’importants travaux. C’était avant la mise au point par Uprise Energy, une start-up américaine, d’une éolienne pliable et déplaçable d’une puissance respectable.

Une éolienne mobile qui peut être installée n’importe où

Avec sa petite turbine de 10 à 15 kW seulement, l’entreprise propose une éolienne mobile extrêmement pratique. Transportable grâce à un conteneur d’une longueur de 6 mètres, le dispositif peut être tracté par un véhicule classique. L’éolienne peut ainsi être installée n’importe où, à proximité immédiate des usagers tels que des services de secours en cas de catastrophe naturelle, ou toute autre opération dans un secteur hors de portée du réseau électrique. Selon la société, cette centrale électrique mobile peut répondre aux besoins d’environ 15 foyers américains en électricité et serait opérationnelle en une heure, sans équipement spécialisé et grâce à une seule personne. Le système ne nécessiterait aucune modification du site puisque le socle est composé de 4 stabilisateurs posés au sol.

Uprise Energy explique que son éolienne fonctionne sur une large plage de vitesses de vent et même en présence de vent faible, ce qui permet de maximiser la production électrique, alors que les éoliennes classiques sont conçues pour fonctionner à une vitesse constante. Sans communiquer sur le prix de son produit, l’entreprise américaine assure que l’électricité produite par l’éolienne l’est à moindre coût par rapport au prix du marché.

La production stockée dans des batteries

L’éolienne est composée de 5 pales dont chacune mesure 3,43 mètres à partir du centre. La vitesse du rotor peut atteindre jusqu’à 159 tours/minute et maintient un rapport pointe/vitesse optimal. Le conteneur est également équipé de batteries embarquées qui permettent de stocker jusqu’à 200 kWh d’électricité, soit à peu près l’équivalent de quatre batteries de citadine électrique.

Récemment, Uprise Energy a annoncé s’être associée à Aegis Energy pour tester l’éolienne mobile dans les îles Fidji, pour une période de 12 mois qui permettra de recueillir des données. Le recours à l’éolien est particulièrement intéressant dans les îles puisque la production d’électricité y est très carbonée en raison de l’utilisation massive des groupes électrogènes fonctionnant au diesel.

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Rassurons-nous, les ressources de l’Antarctique ne sont pas en danger dans l’immédiat, protégées par des traités internationaux, et trop difficiles à exploiter. Néanmoins, l’avenir du continent glacé pourrait bien s’assombrir avec les découvertes récentes d’immenses réserves naturelles et en particulier de pétrole. 

En février 2020, le navire de recherche polaire russe Alexander Karpinsky revenait d’une campagne d’exploration avec des informations capables de bouleverser l’avenir du monde. Il venait, en effet, de découvrir des réserves d’hydrocarbures équivalentes à 500 milliards de barils de pétrole. C’est près de deux fois les ressources connues de l’Arabie Saoudite, et de quoi répondre aux besoins du monde entier pendant plus d’une décennie. Cependant, à l’époque, le monde faisait face à une crise d’une nouvelle ampleur avec l’arrivée du Covid-19, laissant ces 500 milliards de barils aux oubliettes.

En Grande-Bretagne, cette nouvelle est cependant revenue sur le devant de la scène, car les réserves identifiées se trouvent en grande partie dans une zone de l’Antarctique administrée par le Royaume-Uni, et revendiquée par le Chili ainsi que l’Argentine. Actuellement, le continent glacé est protégé par le traité sur l’Antarctique, mis en application en 1961, et surtout le protocole de Madrid entré en vigueur en 1998. Celui-ci interdit toute exploration et exploitation de minerai et d’hydrocarbures à des fins autres que la recherche scientifique. Cependant, à partir de 2048, les contours de ce protocole pourraient être modifiés si l’un des membres signataires en fait la demande. Une telle initiative pourrait compromettre la coopération internationale qui maintient le continent en paix depuis plus d’un demi-siècle.

L’Antarctique, au cœur des convoitises depuis des décennies

Malgré ces traités qui garantissent la paix sur son sol, l’Antarctique est sujet de nombreuses convoitises depuis des décennies. Le continent blanc aurait été rattaché, il y a des millions d’années, à l’Amérique du Sud, l’Afrique, l’Australie et l’Inde, formant ainsi une masse terrestre appelée Gondwana. De ce fait, des scientifiques pensent que le continent pourrait avoir des ressources minérales similaires à ces régions du monde. De nombreuses campagnes de recherche, sous couvert d’exploration scientifiques, ont visé à cartographier et identifier les différentes ressources qui pourraient être présentes sous la glace. Les États-Unis, la Russie, mais également la Chine ont réalisé des campagnes de ce type. En 2005, un rapport de l’institut polaire chinois évoquait déjà des réserves colossales d’hydrocarbures dans la région, avançant le chiffre de 500 milliards de tonnes de pétrole, et 300 à 500 milliards de tonnes de gaz.

Un risque majeur de freiner la décarbonation

Face aux quantités de matières premières avancées, l’exploitation de ces ressources pourrait avoir de graves conséquences sur les objectifs internationaux de réduction des émissions de CO2. Elle pourrait aussi avoir un impact désastreux sur l’environnement et la biodiversité locale. Heureusement, les obstacles techniques à surmonter pour pouvoir exploiter ces ressources sont immenses. Malgré une présence humaine de plus en plus importante du fait de la multiplication des bases scientifiques, les conditions climatiques de l’Antarctique restent extrêmes. De ce fait, installer, exploiter et entretenir les infrastructures nécessaires à l’exploitation des ressources serait un défi dont la rentabilité est loin d’être assurée. Enfin se pose la question de l’acheminement, l’Antarctique étant loin de tous les grands pôles de consommation actuels.

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La position de la Belgique vis-à-vis du nucléaire a connu des rebondissements ces 20 dernières années. Alors qu’une décision vient d’être prise au sujet de l’avenir de l’atome dans le pays, les prochaines élections pourraient relancer le débat.

Les relations de notre voisin belge avec le nucléaire sont faites de hauts et de bas depuis 2003. À cette date, il était prévu de faire sortir le pays de l’atome d’ici 2025. Ainsi, sur les sept réacteurs présents sur le territoire, la Belgique en a arrêté deux en 2022 et 2023. Puis, il a été question de prolonger de dix ans le fonctionnement de deux réacteurs qui devaient initialement être déconnectés du réseau en 2025.

L’avenir de l’atome est-il relancé en Belgique ?

Fin 2023, l’avenir de l’atome semblait enfin se stabiliser en Belgique lorsqu’un accord a été signé entre l’État et Engie qui gère le parc nucléaire belge. Ce pacte prévoit notamment de prolonger l’activité de deux réacteurs jusqu’en 2036. Mais à la faveur des élections législatives, régionales et européennes qui se tiendront le 9 juin prochain, la question du nucléaire revient sur le tapis. Trois médias belges, la RTBF, la VRT et La Libre se sont en effet associés à deux universités pour mettre en place un test en ligne qui permet de synthétiser les réponses des partis politiques à un certain nombre de questions. Les partis ont ainsi dû se positionner sur la mesure suivante : « le prochain gouvernement doit décider de construire une nouvelle centrale nucléaire ». Et les réponses sont divisées.

Dans le rang des partis francophones favorables à une telle mesure, on retrouve le MR (mouvement réformateur), les Engagés et le parti DéFI même si les deux derniers sont plutôt favorables au développement des centrales fonctionnant grâce à de petits réacteurs modulaires (SMR). Il s’agit des réacteurs de nouvelle génération, moins puissants que les réacteurs classiques, mais moins onéreux et plus faciles à fabriquer. C’est en fait le MR qui se montre le plus favorable à la construction de nouvelles centrales classiques, arguant du fait que c’est un moyen de production qui permet de remplacer les centrales au gaz et d’éviter le rejet de tonnes de CO₂. En effet, il faut savoir qu’avec l’abandon du nucléaire en Belgique, le pays mise sur le gaz pour remplacer ses réacteurs, en association avec le développement des énergies renouvelables.

Des opinions divergentes sur le nucléaire selon les partis politiques belges

Du côté des partis francophones anti-nucléaires, se trouvent le parti écologiste « écolo » ainsi que le parti socialiste (PS) et le Parti du Travail de Belgique (PTB). Les écologistes sont fermement opposés au nucléaire et demandent d’en sortir dès que possible, justifiant leur position de la manière suivante « pourquoi choisir une énergie sale, dangereuse et bien plus chère alors que des alternatives existent ? ». Le PS reconnaît l’intérêt de poursuivre les recherches sur les petits réacteurs, mais préfère surtout augmenter les investissements en faveur des énergies renouvelables. Enfin, le PTB propose de prolonger les réacteurs actuels plutôt que de construire de nouvelles centrales. Le parti veut aussi investir dans les énergies renouvelables et poursuivre la recherche dans le nucléaire.

À savoir que du côté des partis flamands, on note également une division des points de vue. Seul le parti écologiste flamand Groen s’oppose à la construction de nouvelles centrales alors que les autres partis flamands se montrent soit favorables, soit plus ouverts à cette proposition.

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La Norvège va-t-elle céder au chant des sirènes du nucléaire ? C’est de plus en plus probable. Outre un soutien public grandissant, le pays vient de lancer une enquête pour étudier un possible recours à l’atome afin d’accélérer la décarbonation du pays. 

Le ministère norvégien de l’Énergie vient de lancer une enquête publique portant sur une potentielle intégration de l’énergie nucléaire dans le mix énergétique de la Norvège. L’enquête vise à montrer en quoi l’énergie nucléaire pourrait répondre aux besoins énergétiques de la Norvège d’ici une vingtaine d’années, et devra décrire les contours d’un programme nucléaire norvégien en abordant les thématiques de la sécurité énergétique, ou encore de la gestion des déchets nucléaires. Cette enquête surprend de prime abord, elle témoigne d’une ouverture de plus en plus marquée du pays pour l’énergie atomique.

Selon un sondage Ipsos, ce soutien au nucléaire est ainsi passé de 2 % en 2017 à 29 % à l’heure actuelle.  Cette tendance marque un changement de mentalité dans un pays qui n’a jamais eu de centrale nucléaire commerciale. Seuls quelques réacteurs de recherche ont été mis en service depuis les années 1960. Si les résultats de cette enquête ne sont attendus que dans deux ans, certains acteurs industriels norvégiens sont déjà dans les starting-blocks. C’est notamment le cas du développeur Norsk Kjernekraft, qui projette de construire deux réacteurs SMR dans les villes d’Heim, et d’Aure, pour une puissance totale de 1,5 GW.

La Norvège émet plus de CO2 qu’on ne le pense

La Norvège brille par un mix électrique exceptionnellement bas-carbone, grâce à la prédominance de l’énergie hydraulique qui produit 88,1 % (chiffre de 2022) de l’électricité du pays. Elle est suivie par l’éolien avec 10,1 %, tandis que les centrales thermiques jouent un rôle anecdotique, en fournissant 1 % de l’électricité du pays. Malgré ce mix électrique, le pays n’est pas exempt d’émissions de CO2. Son mix énergétique est, lui, dominé à 54 % par les énergies fossiles. La part d’énergie fossile y est plus importante qu’en France. De plus, la consommation d’énergie primaire par habitant y est 63 % plus élevée qu’en France.

Associé à sa production hydroélectrique, le recours au nucléaire permettrait à la Norvège d’accélérer l’électrification des usages, et en particulier du transport. Sur ce secteur, le pays est déjà un exemple du genre avec plus de 100 000 immatriculations de voitures électriques en 2022, soit 82 % des voitures neuves vendues cette année-là.

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La transition énergétique n’est pas qu’une affaire d’adultes et les plus jeunes doivent y être associés pour construire le monde de demain. C’est ce que cette association a compris en s’adressant aux enfants pour leur expliquer le fonctionnement d’une éolienne en mer. Et pour mieux le comprendre, les enfants vont pouvoir construire leur propre éolienne en mer miniature.

L’installation de parcs éoliens en mer suscite souvent l’opposition à la fois des riverains qui ne souhaitent pas voir changer la ligne d’horizon et de certains professionnels de la pêche qui craignent pour leur activité. Une jeune association pourrait faire évoluer les mentalités en s’adressant aux plus jeunes, notamment pour créer des vocations professionnelles. Association belge créée en 2021 par deux frères, Offshore Wind 4 Kids a pour objectif « d’inspirer les filles et les garçons sur l’ingénierie, la technologie et les énergies renouvelables, stimuler l’innovation dans l’éolien offshore et faire connaître l’éolien offshore au grand public ».

Des ateliers gratuits pour promouvoir l’ingénierie éolienne en mer aux plus jeunes

Pour cela, l’association organise des ateliers permettant aux enfants de construire leur propre éolienne en mer miniature et d’en comprendre ainsi le fonctionnement. Concrètement, chaque atelier se déroule sur une après-midi et permet d’accueillir 14 familles. D’abord, l’intervenant fait une courte introduction au sujet de l’éolien offshore. Ensuite, la construction proprement dite de la turbine et de son support prend une trentaine de minutes. Enfin, cinq minutes sont accordées pour évoquer le déclassement du matériel. Les ateliers se déroulent au bord de l’eau, afin que les enfants puissent directement mettre leur éolienne en place pour observer leur fonctionnement. Plusieurs technologies sont éprouvées : flottant et posé.

La participation est possible à partir de l’âge de trois ans et l’inscription est gratuite pour tous. Et c’est une bonne façon de rendre accessible au grand public le secteur de l’éolien en mer. L’association a également étendu son activité en mettant en place des ateliers destinés aux étudiants et aux professionnels.

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Présente dans 20 pays, de la côte est des États-Unis au Japon en passant par l’Afrique et l’Europe, Offshore Wind 4 Kids fonctionne grâce à des dons et ambitionne de s’adresser à 10 000 enfants en 2024. Et pour ceux qui sont intéressés par le concept, une boutique en ligne est également accessible pour acheter un kit avec une éolienne en mer à monter soi-même. Les pales de l’éolienne sont réglables et permettent d’ajuster leur angle afin d’optimiser ses performances. Une voiture électrique miniature est aussi fournie pour convertir l’électricité générée par l’éolienne. Le tout est vendu à partir de 45 euros et le manuel est en anglais.

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Le marché européen des batteries devrait connaître une forte croissance dans les années à venir. Selon certaines analyses, sa valeur pourrait presque doubler d’ici 2029. Cette tendance est largement due, non seulement, à l’essor des énergies renouvelables, mais surtout aussi au boom des véhicules électriques. En effet, l’Europe mise énormément sur la mobilité électrique pour décarboner son système énergétique. Toutefois, pour atteindre cet objectif, encore faut-il des batteries plus respectueuses de l’environnement. Une récente étude de l’ONG Transport & Environment (T&E) suggère que relocaliser la chaîne de valeur des batteries en Europe pourrait réduire jusqu’à 37 % les émissions de carbone associées à leur production.

En matière de production de batteries, l’Europe occupe la deuxième place dans le rang mondial, mais elle se situe bien loin derrière la Chine qui domine largement le secteur. Le continent ne représente que 7 % de la production mondiale de ces dispositifs de stockage, tandis que le pays du Dragon en détient 76 % grâce à son énorme industrie. Toutefois, l’Europe parvient actuellement à satisfaire la moitié des demandes internes en batteries grâce à des usines européennes et chinoises implantées sur son territoire. Selon l’étude de l’ONG T&E, elle pourrait même couvrir la totalité de ses besoins d’ici 2026. Cela dit, cette autosuffisance concernerait uniquement la fabrication des cellules de batteries. La relocalisation de l’ensemble de la chaîne de valeur représente encore tout un défi. Les cathodes, composants essentiels des cellules, par exemple, sont fabriquées principalement en Chine.

Face à la loi américaine « Inflation reduct act » (IRA) qui incite les entreprises à s’implanter aux États-Unis — comme l’a fait l’usine Meyer Burger —, l’UE essaie de favoriser la relocalisation de cette chaîne sur son sol. Renforcer l’industrie européenne en rapatriant toute la chaîne de production pourrait, non seulement, favoriser sa souveraineté, mais aussi offrir des avantages climatiques directs.

Une réduction de 37 % des émissions CO2

Selon l’analyse de T&E, à condition que l’Europe parvienne à satisfaire l’ensemble de sa demande interne en cathodes et en cellules de batteries, la relocalisation de la chaîne de production pourrait réduire les émissions de CO2 de 37 %. Cela représenterait une diminution de plus de 133 millions de tonnes de CO2 entre 2024 et 2030. Cette baisse serait notamment due à la diminution des émissions liées au transport international des marchandises et à la part élevée de l’électricité renouvelable dans le mix européen par rapport à la Chine. Par ailleurs, si le processus de production était alimenté uniquement par des énergies renouvelables, cette diminution pourrait atteindre 62 %.

En outre, relocaliser la production de batteries en Europe permettrait de mieux contrôler le processus de fabrication. Le développement des dispositifs serait alors soumis aux normes européennes strictes qui imposent des exigences sévères en matière d’émissions de CO2.

De nombreux défis à relever

Néanmoins, le chemin vers une autosuffisance européenne en matière de production de batteries est encore semé de défis. Selon l’étude, plus de 50 % des projets de fabrication de cellules pourraient être annulés ou retardés, même si le risque a diminué de 15 % par rapport à l’année précédente. La France, l’Allemagne et la Hongrie sont les principaux pays à avoir le mieux sécurisé la réalisation de leurs projets.

Concernant l’approvisionnement des différents composants de batteries, l’Europe est encore extrêmement dépendante d’autres pays. Bien que des projets de raffinage des métaux soient en cours, la plupart n’en sont qu’à leur phase de développement. De plus, malgré un potentiel significatif de fourniture de matières premières, les projets miniers européens rencontrent de fortes oppositions locales.

La concurrence internationale, notamment avec la Chine, reste également féroce. L’ampleur de son industrie et les économies d’échelle qui en découlent lui permettent de proposer des prix très compétitifs. Dans ce contexte, attirer les investissements dans l’industrie des batteries en Europe nécessite des politiques gouvernementales claires et stables, permettant aux entreprises de planifier leurs investissements à long terme. Il est aussi crucial de maintenir des objectifs rigoureux de réduction des émissions de CO2 pour les véhicules, ce qui reflèterait un engagement ferme envers les technologies propres. Enfin, il pourrait s’avérer nécessaire d’accélérer la mise en œuvre des initiatives européennes (telles que le NZIA ou Net-Zero Industry Act) favorisant les technologies à faible empreinte carbone.

L’article Batteries électriques : construites en Europe, elles seraient considérablement plus écologiques est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Fréquemment évoquée par les opposants au nucléaire, la question de la gestion des déchets demeure l’un des défis majeurs de l’industrie. Tandis que les éléments hautement radioactifs seront stockés en couche géologique profonde, d’autres matériaux valorisables s’accumulent dans d’immenses piscines de l’usine de retraitement du combustible de la Hague. En 2023, ces installations étaient remplies à 97 %. L’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) met ainsi en garde contre le risque de saturation de ces bassins en cas d’aléas.

Après utilisation dans les réacteurs nucléaires, les combustibles usés sont d’abord stockés pour refroidissement dans les piscines des réacteurs pendant plusieurs années. Par la suite, ils sont transférés dans les usines de retraitement d’Orano, à La Hague ou à Marcoule. Ils sont alors transformés en des combustibles appelés « MOX » (mélange d’oxyde de plutonium et d’uranium) qui sont réutilisés par EDF pour alimenter d’autres réacteurs. Cependant, les combustibles MOX usés ne peuvent pas être de nouveau recyclés (du moins, pas encore à une échelle industrielle). Ils sont donc stockés dans des piscines spécifiques dans l’usine de La Hague. Ces bassins reçoivent environ une centaine de tonnes de ces matériaux par an, et à la fin de l’année 2023, ils en contenaient plus de 10 125 tonnes. La saturation de ces piscines représente une préoccupation constante pour l’ASN, car un manque d’espace pour stocker les déchets pourrait potentiellement conduire à l’arrêt des réacteurs.

Nos réacteurs risquent-ils l’arrêt forcé ?

En 2020, Orano avait évalué que les piscines disposaient encore de 200 emplacements, suffisants pour environ dix années d’entreposage. Leur saturation était donc anticipée vers la fin de cette décennie. Face à cette échéance, EDF a déjà lancé le projet de construction d’une nouvelle piscine, qui ne sera cependant opérationnelle qu’en 2034. Pour pallier la contrainte temporaire, Orano explore plusieurs solutions afin de retarder la saturation. Une des méthodes envisagées est la densification. Déjà approuvée par l’ASN, cette technique consiste à remplacer les paniers actuels (contenant les combustibles usés) par des modèles plus compacts, augmentant ainsi la capacité des bassins de 3 600 tonnes supplémentaires. L’entreposage à sec est également considéré comme une alternative viable.

Malgré ces initiatives, l’ASN reste préoccupée par les risques élevés d’un arrêt forcé des réacteurs en cas d’imprévus. De plus, des difficultés sont rencontrées dans le processus de recyclage de l’usine alors que certains des combustibles MOX sont inutilisables. Ces derniers doivent être stockés directement dans l’eau, augmentant la quantité de combustibles entreposés au-delà des prévisions.

Une saturation désormais reportée à 2040

Initialement prévu entre 2025 et 2035, l’arrêt de 12 réacteurs nucléaires de 900 MWe alimentés par des combustibles MOX a été reporté par le gouvernement français. Cette décision influence directement la gestion des déchets nucléaires à Orano la Hague, car elle repousse la perspective de saturation des piscines, qui est désormais prévue pour 2040. En prolongeant l’exploitation des réacteurs, les combustibles MOX usés restent dans les réacteurs plus longtemps pour y être refroidis. Leur retrait s’effectue ainsi de manière progressive, et leur accumulation dans les piscines d’entreposage se fait en un rythme plus lent. Si les réacteurs avaient été arrêtés comme initialement envisagé, les combustibles usés devraient être immédiatement retirés et stockés.

Parallèlement, Orano pourrait avoir progressé dans l’industrialisation de la production de combustibles MOX multirecyclé (MR) d’ici la nouvelle échéance. Ce type de combustible, destiné aux futurs EPR 2, fait l’objet de recherches depuis 2017 en vue de développer un procédé de multirecyclage à grande échelle. Un assemblage test du MOX MR est prévu pour être introduit dans un réacteur à eau pressurisée entre 2025 et 2028. Néanmoins, l’ASN reste toujours sur sa position malgré le changement, et rappelle que l’installation de nouvelles capacités de densification et d’entreposage à sec doit rester une « priorité de premier ordre ».

L’article Nucléaire : comment le manque de piscines risque d’asphyxier les centrales françaises est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Souvent évoqué pour décarboner le transport, l’hydrogène souffre d’un réseau de recharge presque inexistant. Pour résoudre cette situation et faciliter le déploiement de ce type de stations, des scientifiques ont réalisé une étude portant sur des stations autonomes capable de produire de l’hydrogène vert à partir des énergies solaires et éoliennes. Les résultats obtenus sont surprenants. 

Le marché des véhicules à hydrogène peine à se développer, la faute à des contraintes techniques, mais aussi à un réseau de recharge quasiment inexistant, en France comme en Europe. Face à ce constat, des scientifiques de République tchèque ont imaginé une station de recharge d’hydrogène vert qui produirait de l’hydrogène de manière entièrement autonome. Cette étude technico-économique vise à montrer qu’il serait possible de produire de l’hydrogène peu cher et à proximité directe des sites d’utilisation.

Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont imaginé une implantation à Ostrava, une ville industrielle du nord-est de la République tchèque. Ils se sont fondés sur un besoin en hydrogène de 240 kg par jour, ainsi que des données locales pour la vitesse du vent et du rayonnement solaire. Grâce à ces paramètres, ils ont pu définir les contours de l’installation qui, pour être autonome, serait équipée de 298 kW de panneaux photovoltaïques, 22 petites éoliennes de 100 kW, 30 batteries acide-plomb de 1 kWh, ainsi qu’un électrolyseur d’une puissance de 1 000 kW. En complément, des réservoirs stockeraient environ 800 kg d’hydrogène.

Une solution qui se rapproche du coût du vaporeformage du méthane

Outre son caractère autonome, l’installation se distingue par un coût de production relativement faible, puisque l’étude annonce 2,89 €/kg d’hydrogène. Aujourd’hui, les solutions de production d’hydrogène vert sont onéreuses et ne parviennent pas à concurrencer la production d’hydrogène gris, obtenu par vaporeformage du méthane. Le prix de celui-ci oscille entre 1,5 et 2,5 €/kg, tandis que l’hydrogène obtenu par électrolyse de l’eau à partir d’électricité éolienne ou photovoltaïque dépasse généralement les 5 €/kg. À la pompe, le tarif se situe entre 12 et 18 €/kg TTC en France.

Pour atteindre un prix de revient aussi bas, les scientifiques misent sur la valorisation de l’excès d’énergie produite par les éoliennes et les panneaux photovoltaïques. Ils proposent ainsi l’intégration, dans l’installation, d’équipements de traitement des eaux usées grâce à une technique d’électrocoagulation. Celle-ci utilise un courant électrique pour éliminer des particules polluantes en suspension, émulsifiées ou dissoutes dans l’eau. Cette technique a l’avantage de ne nécessiter aucun additif chimique. Efficace, elle dispose d’une empreinte environnementale contenue. Il reste désormais à savoir dans quelle mesure ce type d’installation pourrait être déployé. Une telle infrastructure nécessiterait, en effet, beaucoup de surface au sol compte tenu du nombre d’éoliennes et de panneaux solaires, et un investissement financier beaucoup plus important qu’une simple station de recharge pour voitures électriques.

L’article Cette centrale hybride solaire et éolienne hors-réseau produira uniquement de l’hydrogène est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que le réacteur nucléaire EPR de Flamanville s’apprête à réaliser sa première divergence, une étonnante installation solaire vient, elle, de réaliser sa première convergence. Les deux paraboles géantes du « Présage », l’unique restaurant solaire d’Europe situé à Marseille, ont produit de la chaleur en concentrant les rayons de notre étoile pour la première fois.

Ces miroirs paraboliques de 10 m² chacun développent une puissance minimale de 4,4 kilowatts (kW) au solstice d’hiver, et de 6,5 kW au solstice d’été. Rien de bien comparable, donc, avec les 1 650 000 kW que revendiquera l’EPR de Flamanville à plein régime. Si ce dernier doit diverger les neutrons dans les prochaines semaines, les miroirs ont déjà convergé les rayons solaires il y a quelques jours. Ces deux paraboles constituent le cœur d’un restaurant unique en Europe : Le Présage, situé dans le quartier de Château Gombert à Marseille.

Fonctionnant sur le même principe que la première guinguette solaire du même nom, ce restaurant solaire en dur imaginé par Pierre-André Aubert, va encore plus loin. À son ouverture prévue en juin 2024, il proposera une carte préparée à 80 % grâce à l’énergie solaire. Pour y parvenir, les deux miroirs concentrent les rayons du soleil en halos de quelques dizaines de centimètres de diamètre, qui chauffent deux plaques de cuisson. Au centre de ces plaques, la température peut monter jusqu’à 450 °C. Plus on s’éloigne du centre, plus la température descend, permettant ainsi aux cuisiniers de réaliser de nombreuses cuissons différentes.

Pour le service du soir, les plats sont préparés en journée, puis finalisés avec un appoint de gaz. Cet appoint de gaz permet également d’assurer le service, même lorsque la météo est mauvaise et ne permet pas la cuisson solaire. À terme, ce gaz devrait être fourni par la méthanisation des déchets organiques produits notamment par le restaurant. Le toit du restaurant est aussi équipé de panneaux photovoltaïques, produisant une partie des besoins en électricité du bâtiment.

 

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De la cuisson solaire, mais pas que

Outre la cuisson solaire, qui a fait la réputation de la cuisine de Pierre-André, c’est toute une démarche qui est mise en place pour limiter les émissions de CO2 de ce restaurant. Le bâtiment, bioclimatique, fait la part belle à des matériaux peu carbonés comme le bois ou le béton de chanvre. Autour, un jardin constitué de 60 arbres et près de 200 plantes vivaces a vocation à fournir la cuisine du restaurant pour un circuit plus court que jamais. Pour l’avenir, les idées ne manquent pas. Outre la méthanisation, Pierre-André envisage de réutiliser les eaux usées grâce à un système de phytoépuration, pour pouvoir arroser le jardin.

L’article Première convergence pour les miroirs géants du premier restaurant solaire d’Europe est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

De violentes tornades ont traversé l’Iowa (États-Unis) en ce début de semaine. Elles ont détruit une dizaine d’éoliennes sur plusieurs parcs de l’État.

Ce mardi 21 mai 2024, de violentes tornades ont traversé l’État de l’Iowa, aux États-Unis. Le National Weather Service a reçu plus de 20 signalements différents pour cet État du centre du pays. La ville de Greenfield, à quelque 100 km au sud-ouest de Des Moines, a été particulièrement touchée, avec une tornade classée EF3 sur une échelle allant jusqu’à 5. Un type de tornade qualifiée de « sévère », avec des vents compris entre 220 et 270 km/h. Mais selon l’évaluation des dégâts encore en cours, le classement de cette tornade pourrait être revu à la hausse. Elle a emporté toitures, arbres et voitures. Des maisons ont été détruites et des débris ont été retrouvés à plus de 150 km de là. Les autorités font état d’au moins 5 morts et plusieurs dizaines de blessés.

Les éoliennes n’ont pas résisté à la violence des vents

Dans la région, la tornade a aussi détruit une dizaine d’éoliennes dans plusieurs parcs différents. Plus exactement, cinq turbines des plus de 200 que compte le parc éolien Orient de MidAmerican – un parc d’une puissance totale d’environ 500 MW – et une des 125 de son parc éolien Arbour Hill – un parc d’une puissance totale de 250 MW – ainsi que quatre autres, situées sur le parc éolien de Prescott – qui compte 13 turbines d’un peu plus de 4 MW de puissance chacune -, propriété de RPM Access. Des éoliennes toutes fabriquées par le danois Vestas.

Jamais un évènement d’une telle ampleur était arrivé. Même si des tornades ou des ouragans avaient déjà pu endommager des éoliennes par le passé. Et aujourd’hui, l’American Clean Power Association se veut rassurante. Son porte-parole affirme que de tels événements restent extrêmement rares.

Multiple wind turbines at an Iowa wind farm were destroyed by a tornado on Tuesday afternoon, leaving behind burning wreckage. #IAwx pic.twitter.com/yx7G35eFgq

— AccuWeather (@accuweather) May 21, 2024

Des éoliennes incapables de résister aux tornades ou aux ouragans ?

Rappelons que les éoliennes sont aujourd’hui de plus en plus conçues pour résister à des vitesses de vent élevées et à des conditions météorologiques extrêmes. D’autant qu’elles se trouvent souvent implantées dans des régions dites à risque. Comme les plaines du centre des États-Unis. En mer, les éoliennes de classe T, pour « typhoon proof », sont imaginées pour résister à des cyclones de catégorie 5. À grand renfort de structures flottantes en béton armé, de charnières pivotantes ou encore d’un contrôle actif de la position de la nacelle. Les chercheurs pensent même qu’elles peuvent aider à ralentir les vents et à les dissiper plus rapidement, diminuant les dommages à terre.

Toutefois, aucune éolienne terrestre ne peut actuellement résister à l’impact direct d’une tornade de l’ampleur de celles qui ont traversé l’Iowa en ce début de semaine. Ce qui apparaît logique au regard de la puissance et de la nature tourbillonnaire des vents au cœur de ces phénomènes. Rares sont les constructions humaines capables de supporter le passage d’une tornade de forte intensité, à l’exception des bâtiments intégralement réalisés en béton armé.

L’article Plusieurs éoliennes réduites en miettes par une puissante tornade aux États-Unis (vidéo) est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pour lutter contre la concurrence des produits étrangers dans les secteurs stratégiques liés à la transition énergétique et préserver leur industrie, les États-Unis prennent des mesures drastiques. Récemment, le pays

Cela fait deux ans que l’administration Biden a pris les choses en main pour préserver son industrie face à la concurrence de produits venant de Chine, dans le secteur de la transition énergétique. En effet, l’Inflation Reduction Act pris en 2022 consiste en un texte qui vise à soutenir l’industrie verte grâce à des incitations financières en faveur des produits fabriqués sur le sol américain. Ce texte a notamment permis de développer la filière des panneaux solaires aux États-Unis, et de la préserver de la concurrence des panneaux solaires chinois vendus à très bas coût.

Flambée des droits de douane pour les batteries des véhicules électriques venant de l’étranger

Pour aller encore plus loin, l’administration américaine vient d’annoncer de nouvelles mesures visant à renforcer la protection de son industrie verte. Il s’agit d’augmenter les droits de douane de façon significative à l’égard des batteries lithium-ion pour véhicules électriques (VE) qui passeront de 7,5 % à 25 % cette année, tout comme les pièces détachées de batteries. Les batteries non électriques de type lithium-ion EV seront également concernées par la même augmentation à partir de 2026. Le graphite naturel et les aimants permanents utilisés dans la fabrication des VE ainsi que certains minéraux critiques seront taxés à hauteur de 25 %. Plus généralement, les droits de douane sur les véhicules électriques seront réévalués à 100 % contre 25 % actuellement.

L’augmentation des droits de douane profitera également aux produits solaires américains puisque ces taxes vont être augmentées sur les cellules solaires, pour passer de 25 % à 50 %. De quoi rendre moins compétitifs les produits fabriqués à l’étranger.

Des conséquences sur le marché européen qui réagit à son tour

Le gouvernement Biden ne cache pas que ces mesures visent à freiner la concurrence des produits chinois vendus à bas coût sur le territoire américain. En augmentant les droits de douane, le prix des produits fabriqués en Chine va en effet fortement augmenter et devenir moins compétitifs par rapport à leurs concurrents américains.

Mais la politique américaine a également un impact sur le marché européen. En effet, le protectionnisme américain conduit les entreprises chinoises à rediriger leurs produits vers les pays européens. Les entreprises de l’UE se trouvent donc durement touchées par cette concurrence chinoise qui proposent des produits à bas coûts. Des entreprises de panneaux solaires européennes ont d’ailleurs déjà commencé à fermer sur le sol européen et certains groupes délocalisent leurs usines aux États-Unis, comme Meyer Burger, afin de bénéficier des aides américaines pour se développer.

L’Union européenne tente de réagir à son tour en adoptant, en avril dernier, une loi pour une industrie « zéro net ». Le but de ce texte est d’encourager le développement sur le sol européen des technologies permettant d’atteindre les objectifs climatiques. Il est également question de favoriser les produits européens dans le cadre des procédures d’achat public. À terme, le but est de permettre à l’UE de produire 40 % de ses besoins annuels en déploiement de technologies à émission nette zéro d’ici 2030. Reste à savoir si cela sera suffisant pour protéger les produits fabriqués en UE et dans quelle mesure les récentes augmentations de droits de douane prises par nos voisins d’outre-Atlantique affecteront le marché européen.

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