Longtemps, les scientifiques ont pensé que l’hydrogène n’existait pas à l’état naturel. Depuis, ils en ont découvert quelques réserves. Et aujourd’hui, des géologues estiment que la quantité de cet hydrogène dit blanc cachée sous nos pieds pourrait être colossale.

L’hydrogène comme carburant de l’avenir. Ils sont encore nombreux à y croire. Mais pour l’heure, l’hydrogène reste largement produit à partir de ressources fossiles. Avec les émissions de gaz à effet de serre qui vont avec. Alors certains travaillent d’arrache-pied pour rendre l’hydrogène bas-carbone meilleur marché. Et ils progressent. Trop lentement toutefois.

Une récente analyse de BloombergNEF laisse entrevoir que le prix de l’hydrogène vert devrait passer d’une fourchette de 3,74 à 11,70 dollars le kilo aujourd’hui à un niveau situé entre 1,60 et 5,09 dollars le kilo en 2050. C’est bien. Mais tout de même trois fois plus que les estimations publiées par le passé. Ainsi, seules la Chine et l’Inde pourraient réussir à rendre leur hydrogène bas-carbone plus compétitif que l’hydrogène gris — celui produit à partir de combustibles fossiles — d’ici le milieu de ce siècle.

L’hydrogène naturel à la rescousse ?

Alors certains espèrent pouvoir se tourner vers une autre couleur de l’hydrogène. L’hydrogène blanc. Celui qui se cache sous la terre. Car dans notre sous-sol, il peut se produire des réactions chimiques qui en libèrent, lorsque les roches entrent en contact les unes avec les autres. Mais les scientifiques pensaient qu’il s’échappait rapidement vers notre atmosphère. Jusqu’à ce qu’on se mette à en trouver des poches dans différentes régions du monde. En France, en Afrique de l’Ouest, en Albanie. Toute la question restait malgré tout de savoir quelles quantités d’hydrogène notre planète pourrait ainsi être capable de produire naturellement.

Aujourd’hui, des géologues de l’U.S. Geological Survey de Denver (États-Unis) apportent une réponse qui fait tourner la tête. Ils ont mis au point un modèle qui tient compte de nombreux paramètres. Les endroits où il a déjà été trouvé de l’hydrogène blanc. Les réserves connues. Ou encore les taux auxquels ils savent que l’hydrogène peut être produit par des processus naturels. Et ils estiment ainsi que le sous-sol de la Terre pourrait contenir quelque 5 600 milliards de tonnes d’hydrogène naturel. Pour vous faire une idée, sachez que cela correspond à près de 30 fois la quantité de pétrole que les exploitants savent encore présents sous terre.

L’autre question qui brûle dès lors les lèvres, c’est : cet hydrogène est-il techniquement et économiquement accessible ? Les chercheurs reconnaissent que, pour une grande part, sans doute pas. Les réserves — dont la localisation reste inconnue — se trouvant probablement trop profondément enfouies, trop éloignées des côtes ou tout simplement trop petites. Mais ils soulignent qu’exploiter seulement 2 % de ces poches suffirait à répondre à nos besoins énergétiques pendant environ 200 ans…

L’article Comment l’hydrogène naturel offrirait des siècles d’autonomie énergétique à l’humanité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine n’en finit plus de se développer. Et pour ce faire, elle a besoin d’une quantité colossale d’énergie. Alors, son gouvernement vient d’approuver le projet de construction d’un immense barrage, qui sera à sa mise en service le plus puissant de la planète, et de loin. Un ouvrage de 60 gigawatts (GW).

Sur le fleuve Yangtsé, le barrage des Trois Gorges est actuellement le plus grand barrage du monde. Un réservoir de plus de 45 km³ qui, lorsqu’il est rempli, va jusqu’à ralentir la vitesse de rotation de notre Terre en allongeant de 0,06 microseconde la durée d’une journée. Le tout pour une puissance installée colossale de 22,5 gigawatts (GW). L’équivalent de 13 réacteurs nucléaires de type EPR, comme celui récemment mis en service à Flamanville. Grâce à ce monstre démarré en 2012, la Chine a produit en 2023 un peu plus de 80 térawattheures (TWh) d’électricité.

Un nouveau barrage hors norme pour étancher la soif d’électricité de la Chine

Mais le pays est de plus en plus gourmand en électricité. Entre 2000 et 2020, la consommation par habitant a augmenté de plus de 500 %. Le barrage des Trois Gorges ne suffit déjà plus à la Chine. Et le gouvernement a finalement approuvé un projet évoqué depuis plusieurs années déjà. Celui de construire un nouvel immense barrage.

Le barrage de Motuo devrait voir le jour sur le plateau tibétain. Là où le fleuve Yarlung Tsangpo — c’est ainsi que les locaux appellent le Brahmapoutre — chute de près de 2 000 mètres sur une distance de 50 km. Un barrage d’une puissance de l’ordre de 60 GW qui devrait être capable de produire environ 300 TWh chaque année, soit 23 fois plus d’électricité que ce qui est prévu pour l’EPR de Flamanville !

Une énergie pas si verte ?

Le projet est présenté par la Chine comme une belle manière de réduire un peu plus sa consommation de charbon. Il faut dire que la ressource fossile compte toujours pour plus de 60 % de son mix électrique. Mais le barrage de Motuo soulève aussi des questions. L’Inde et le Bangladesh, situés en aval du fleuve, s’inquiètent pour leurs écosystèmes. Un peu plus encore même, légitimement, pour leurs ressources en eau. Et partout dans le monde, des voix se lèvent pour attirer l’attention sur les probables déplacements de personnes que le projet pourrait impliquer. L’occasion, aussi, que cela pourrait donner au gouvernement chinois — pas nécessairement des plus vertueux — d’assoir un peu plus son contrôle que les populations du Tibet.

Rappelons que la construction du barrage des Trois Gorges avait nécessité l’engloutissement de 15 villes et de plus de 100 villages. Le déplacement de près de 2 millions de personnes. Pas toujours dans le respect des droits dont chacun pourrait s’attendre à jouir. Sans parler de l’impact sur la biodiversité. Et même sur le climat. Parce que construire un barrage aussi gigantesque, c’est mettre en place un chantier titanesque. Des engins qui circulent. De la terre qu’on déplace. Du ciment. De l’acier. Des matériaux qui coûtent cher en émissions de CO₂. Un exemple, finalement, selon Magali Reghezza, géographe, de « mal-atténuation qui montre que la Chine investit fortement dans la transition énergétique, moins pour le climat que parce que c’est le socle de sa stratégie industrielle ».

L’article Le futur barrage hydroélectrique le plus puissant du monde produira autant que 23 réacteurs nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Des composants hors norme ont été vus sur les routes du Danemark. Siemens Gamesa semble se préparer à tester celle qui pourrait devenir la plus puissante éolienne du monde. Un engin de 21 mégawatts (MW), qui surpasse de très peu la tenante du titre actuellement testée en Chine.

Depuis le début de cette année 2024, la rumeur enflait. Des informations fuitaient. Notamment par le biais de documentations publiées par la Commission européenne concernant des fonds d’innovation de 30 millions d’euros attribués à un projet baptisé Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator (HIPPOW). Par le biais de discussions informelles également. Mais Siemens Gamesa n’avait toujours pas confirmé son ambition de développer une nouvelle éolienne hors norme. Un engin appelé à devenir l’éolienne la plus puissante du monde, un petit mégawatt au-dessus de l’actuelle.

Une nouvelle éolienne hors norme

Et le 6 décembre, la société germano-espagnole est finalement sortie du bois de façon assez spectaculaire. En lançant des pièces de son prototype sur les routes. Un convoi de plusieurs camions transportant la nacelle, le moyeu et le générateur à entraînement direct de celle qui pourrait être baptisée SG21-276 DD a été vu quittant le centre de R&D de Siemens Gamesa à Brande (Danemark) direction le port. Les pièces ont alors été chargées sur une barge qui les a emportées au plus près du centre d’essais d’Østerild (Danemark). Puis, elles ont fini le trajet par la route. Un découpage imposé par leurs dimensions colossales. La nacelle pourrait faire 10 mètres de haut. C’est l’équivalent d’un immeuble de trois étages !

La tour de l’éolienne semble déjà avoir été installée sur le centre d’essais d’Østerild. Depuis plusieurs mois, peut-être. La presse danoise rapporte qu’elle mesure entre 160 et 170 mètres. Pour le reste, Siemens Gamesa n’ayant toujours pas divulgué d’informations officielles au sujet du prototype que les ingénieurs s’apprêtent visiblement à tester, il n’est pas possible de proposer plus que des détails quant à ses spécifications techniques.

Le convoi transportant les pièces du prototype vers le centre d’essais d’Østerild / Images : Windletter.

Quelles spécifications pour l’éolienne la plus puissante du monde ?

Côté puissance, l’éolienne devrait pouvoir varier entre 21 et 23 mégawatts (MW) grâce à la fonction Power Boost développée par Siemens pour ses éoliennes offshore. C’est plus de 50 % de plus que ce dont est capable aujourd’hui la plus puissante éolienne de la société germano-espagnole. Pour une production annuelle qui augmenterait de 30 à 35 %.

Les pales de la nouvelle éolienne Siemens Gamesa seraient longues de 135 mètres et le rotor aurait un diamètre de 276 mètres. Et pour la première fois, une éolienne pourrait utiliser un niveau de tension typique des sous-stations et des lignes de transmission à haute tension avec 132 kilovolts (kV) entrevus du côté haute tension des transformateurs situés dans la nacelle. Affaire à suivre avec de premiers essais qui ne sont tout de même pas attendus avant plusieurs semaines.

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Certains ont imaginé monter des panneaux solaires sur des cerfs-volants. Aujourd’hui, des chercheurs présentent un ballon photovoltaïque gonflé à l’hélium qui pourrait aider à alimenter en électricité surtout les régions reculées.

Certaines régions du monde ne sont pas les plus adaptées à la production d’énergie solaire. Les régions du nord, par exemple, où de la neige peut se déposer sur les panneaux photovoltaïques. C’est notamment pour contourner ce problème que des chercheurs de l’université de Mälardalen, en Suède, soutenus par d’autres en Chine, ont développé une solution innovante : le balloon-integrated photovoltaic system (BIPVS).

Le ballon — qui ressemble plus à un dôme — est rempli d’un mélange d’air et d’hélium qui permet de l’envoyer dans les airs. Juste assez haut pour l’affranchir de l’ombre des arbres et des bâtiments. Constitué d’un matériau transparent, le ballon capte la lumière du soleil qui lui arrive de toutes les directions et commence à la concentrer. Le socle du dôme est, quant à lui, composé d’un matériau réellement conçu pour concentrer cette lumière afin de limiter la taille de la cellule solaire à suspendre en dessous sans sacrifier l’efficacité de l’ensemble.

Des ballons qui produisent de l’électricité en altitude

Installées sur le socle du ballon, les cellules photovoltaïques en tellurure de cadmium (CdTe) à couche mince sont protégées de la pluie, de la neige, du grésil ou encore de la grêle. Et les chercheurs ont ajouté au système des modules de stockage et de contrôle pour gérer le flux d’énergie. Le tout est stabilisé grâce à 4 câbles. Mais aussi, relié au sol par un câble électrique.

En cas de surexposition au soleil, le ballon est équipé d’un système d’échappement qui permet d’éviter les surpressions. Il peut également automatiquement atterrir lorsque la météo se gâte. Pour éviter les dommages. Lorsque les températures sont trop basses — et le rayonnement solaire trop faible —, les chercheurs conseillent de maintenir le BIPVS au sol.

Illustration du concept issue de l’étude.

Pour évaluer l’efficacité que leur balloon-integrated photovoltaic system pourrait avoir dans 5 grandes villes du monde — Vasteras (Suède), Vancouver (Canada), New York (États-Unis), Shanghai (Chine) et Hong Kong (Chine) —, les chercheurs ont utilisé des simulations. Ils ont aussi mené quelques tests réels. Et ils rapportent que la production mensuelle moyenne — pendant les mois de production effective, soit en dehors du plus fort de l’hiver — d’un de leurs ballons se situe entre 3,3 et 4,2 gigawattheures (GWh) d’électricité. Au total, sur sa durée de vie, elle se situe entre 480 et 710 GWh. Les chercheurs notent également que plusieurs ballons pourraient être envoyés dans les airs pour générer autant d’énergie que nécessaire pour un site donné.

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Les kits de panneaux solaires photovoltaïques plug and play, c’est bien. Mais c’est encore mieux quand on peut les associer à une batterie. C’est ce que propose désormais la société nantaise Beem Energy.

Beem Energy est une entreprise nantaise connue pour ses kits de panneaux solaires photovoltaïques prêts à brancher — plug and play, comme disent les anglophones. Le premier a été mis sur le marché en 2019. Un Beem kit conçut en France pour être simple à installer et à utiliser. Mais auxquels il manquait jusqu’ici le petit plus qui pourrait faire la différence : une batterie domestique.

En janvier dernier, Beem energy avait annoncé sa volonté d’étoffer sa gamme. Avec un kit d’autoconsommation plus compact et encore plus simple, le Beem On. Mais aussi avec un kit qui se différencie des autres, parce que destiné à une installation en toiture, le Beem Roof. Et, la tant attendue batterie domestique. La Beem Battery était présentée comme la solution pour une maison autonome en électricité — au moins dans certaines régions.

Jusqu’à 60 % d’autonomie électrique

Cette Beem Battery — une technologie LFP — est désormais disponible à l’achat. Même si ses performances semblent avoir été légèrement revues à la baisse. Il y a quelques mois, Been Energy espérait garantir grâce à sa batterie domestique reliée à une solution Beem Roof de 3 kilowatts crête (kWc), une autonomie de 75 % et une économie de presque 1 500 euros pour un foyer chaque année.

Aujourd’hui, la société nantaise annonce une autonomie jusqu’à 60 % et en moyenne 1 000 euros d’économies annuelles sur 20 ans. Le tout grâce à une Beem Battery de 6,6 kilowattheures (kWh) associée à 6 stations Beem On — la batterie est aussi compatible avec les Beem Kit et le Beem Roof — d’une puissance totale de 2,760 kWc. C’est le minimum recommandé — le maximum accepté étant de 9 kWc — par les experts de Beem Energy pour que leur solution devienne économiquement intéressante. Et cela permet une autonomie d’alimentation de 12 heures. Et, promet la société nantaise, l’alimentation de tous les appareils d’un foyer, même s’ils fonctionnent simultanément.

Une solution pour optimiser l’autoconsommation solaire

La Beem Battery existe aussi en version 10 kWh — autonomie jusqu’à 18 heures — ou même 13,4 kWh — autonomie de 24 heures. Toutes les versions sont présentées comme intelligentes. Comprenez qu’elles détectent en temps réel la situation du foyer. S’il consomme plus qu’il produit, la batterie se décharge. S’il produit plus qu’il consomme, elle se charge. Une fonction permet aussi de déclencher un appareil de son choix — un ballon d’eau chaude, par exemple — lorsque la production est importante. Pour maximiser l’autoconsommation. Mais la possibilité est laissée à l’utilisateur de prendre la main à sa guise par l’intermédiaire d’une application. Pour programmer la décharge en fonction des tarifs de son abonnement au réseau, par exemple, et maximiser ainsi ses économies. Une fonction « secouru », enfin, permet à la batterie de prendre le relais instantanément en cas de coupure sur le réseau.

Notez que Beem Energy recommande d’installer la batterie en intérieur dans un espace à 20 °C et bien ventilé. Il est ainsi intéressant de savoir que sa hauteur varie entre 120 et 165 centimètres pour une largeur de 75 cm et une profondeur de 22 cm.

Côté prix, les 6 stations Beem On sont affichées à 3 594 euros. Et la Beem Battery de 6,6 kWh à 5 390 euros. Cette dernière est garantie 6 000 cycles à 60 % de son état original, soit environ 15 ans. Mais le site de Beem Energy propose des formules à partir de 6 190 euros — kit plug and play plus batterie — hors pose et coffrets de protection ou de 11 900 euros — kit toiture plus batterie — pose incluse, mais aides déduites.

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Le projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Pioneer-Burdekin, en Australie, aurait été le plus grand projet de ce type au monde. Mais le gouvernement vient d’y mettre un terme.

En 2022, le gouvernement du Queensland, un état du nord-est de l’Australie, voyait la Pioneer Valley et ses montagnes comme l’endroit rêvé pour installer le plus grand projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage (STEP) au monde. Une topographie adaptée et un énorme potentiel de production d’énergies renouvelables solaire et éolienne. Le projet Pioneer-Burdekin était lancé. Faisabilité technique, impact environnemental. La société Queensland Hydro s’est alors mise à réaliser toutes sortes d’études. Et tout semblait sur de bons rails. Elle avait même commencé à racheter des terres.

Un projet jugé trop cher de tous les points de vue

Mais il y a quelques jours, le gouvernement – du Parti libéral national (LNP) – nouvellement élu du Queensland, conformément à une promesse de campagne, a mis un terme à ce projet finalement jugé « pas viable financièrement et pas approprié sur le plan environnemental ». Le premier ministre évoque des coûts qui auraient explosé. Passant de l’ordre de 12 milliards de dollars australiens à près de 37 milliards. Les populations locales, elles, se seraient montrées réticentes. Et il faudra désormais trouver une solution pour ceux qui ont « perdu » leurs terrains dans l’opération.

Rappelons que le projet Pioneer-Burdekin devait offrir à l’Australie une solution de stockage d’électricité renouvelable de longue durée. Le principe : pomper de l’eau d’un bassin inférieur lorsque la demande en électricité est faible – ou lorsque la production, renouvelable surtout, est excédentaire – et restituer l’électricité par turbinage depuis un bassin supérieur lorsque la demande augmente – ou que la production diminue. Plusieurs options avaient été proposées. Allant jusqu’à une puissance de 5 gigawatts (GW) et une capacité de stockage de 120 gigawattheures (GWh) pour une durée de décharge de 24 heures.

Vers des systèmes de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage plus modestes ?

Dans un rapport remis récemment au gouvernement, les experts de Queensland Hydro reconnaissaient que l’option la plus puissante peinerait à trouver sa rentabilité. Mais ils se montraient plus optimistes pour les deux autres options envisagées – 2,5 GW/48 heures ou 3,75 GW/32 heures. Toutes étant estimées compatibles – à condition de quelques aménagements – avec les contraintes environnementales locales.

Le gouvernement du Queensland se déclare désormais plus disposé à soutenir le déploiement de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage à plus petite échelle. Ils seraient plus viables économiquement et plus faciles à gérer. Leur impact cumulé et leur coût s’avèreront-ils réellement plus intéressants ? La question reste en suspens.

Mais une chose est à peu près sûre. Pour atteindre les objectifs de l’État en matière de production renouvelable – 50% d’ici 2030 et 80% d’ici 2035 -, le gouvernement aura besoin de tels systèmes de stockage de longue durée. D’ailleurs, un autre projet du genre, le projet Borumba de 2 GW, est, lui, toujours en cours. Il devrait entrer en activité d’ici 2030. Lui aussi semble connaître des difficultés à respecter son budget. Son coût total avait été d’abord estimé à 6 milliards de dollars. Il serait désormais de l’ordre de 14 milliards.

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Les impacts des éoliennes sur la biodiversité commencent à être connus. Mais avec des éoliennes de plus en plus grandes mises en service, les chercheurs découvrent de nouveaux effets. Sur la météo cette fois.

Lorsqu’on réfléchit à l’impact des éoliennes sur l’environnement, la première question qui vient à l’esprit, c’est celle de leurs effets sur la biodiversité. Ils existent. Certains sont désormais bien connus des chercheurs. D’autres sont encore en cours d’étude. Et déjà, des mesures sont mises en œuvre pour protéger aussi bien les oiseaux et les chauves-souris que la biodiversité marine.

Mais se pourrait-il que les éoliennes aient une influence sur la météo ? Si vous ne vous étiez jamais posé cette question, sachez que des chercheurs l’ont fait pour vous. En janvier 2023, une équipe de la Ludong University (Chine) a conclu qu’à long terme, le potentiel des parcs éoliens terrestres à réduire la vitesse du vent à l’échelle mondiale ou à affecter ses schémas de distribution est très faible.

Mais ce qui est vrai au niveau global, ne l’est pas nécessairement au niveau local. Ainsi, en novembre 2021, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (États-Unis) montraient déjà que dans certaines conditions, des éoliennes peuvent induire un déficit de vent en altitude et une accélération de la vitesse du vent près de la surface. Jusqu’à plus de 30 % à quelques kilomètres sous le vent des éoliennes.

Le gigantisme des éoliennes peut-il changer la météo ?

Et la question se repose de manière un peu plus prégnante aujourd’hui avec l’installation d’éoliennes offshore géantes. Celle que la société Mingyang Smart Energy, par exemple, a posé dans la province chinoise de Hainan il y a quelques semaines. Une MySE 18.X-20 MW. Tout simplement, à ce jour, l’éolienne la plus puissante du monde. Elle culmine à pas moins de 280 mètres. Et son rotor qui peut atteindre 292 mètres balaye une surface équivalente à 12 terrains de football américain.

Des caractéristiques qui laissent penser aux chercheurs que cette éolienne, à elle seule, pourrait avoir un effet sur les conditions météo alentour. Des schémas de vent changeant qui provoqueraient localement une redistribution des températures. Des mesures de suivi sont en cours. Et les scientifiques comptent bien analyser en détail ce qui se joue autour de cette éolienne géante. L’enjeu est double. Il faut comprendre les mécanismes à l’origine de ces modifications dans les schémas des vents. Mais aussi, savoir si ces changements ont des impacts sur les écosystèmes. C’est d’autant plus important que des projets d’éoliennes encore plus grandes sont déjà dans les tuyaux. Et que l’objectif de Mingyang Smart Energy – et d’autres constructeurs – est de déployer toujours plus de ce type d’éoliennes au large de nos côtes.

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En Inde, l’hydrogène vert, produit à partir d’énergies renouvelables, devient moins cher que l’hydrogène dit « gris », fabriqué à partir de ressources fossiles. Plusieurs mécanismes permettent de l’expliquer.

Hygenco Green Energies Pvt Ltd. l’affirme : son hydrogène vert peut désormais être moins cher que l’hydrogène gris produit en Inde. Et c’est une excellente nouvelle pour soutenir les efforts de décarbonation d’un pays en pleine croissance et dont la demande énergétique ne cesse d’augmenter. Rappelons qu’Hygenco avait été à l’origine de la première centrale à hydrogène 100 % vert en Inde. Le projet « Heartland » avait été mis en service en mars 2022. Une centrale alimentée par 75 mégawatts (MW) de panneaux solaires photovoltaïques et 200 MW d’éoliennes.

Les différentes « couleurs » de l’hydrogène selon son mode de production / Infographie : Révolution Énergétique.

La hausse des prix du gaz fossile et des contrats à long terme

Pour proposer un hydrogène vert — celui qui est fabriqué à partir d’une énergie renouvelable — moins cher que l’hydrogène gris — que l’on produit à partir notamment de gaz fossile —, Hygenco profite d’abord d’une situation conjoncturelle favorable. La guerre en Ukraine a fait grimper les prix du gaz. Et comme l’Inde importe le gaz fossile dont elle a besoin pour produire de l’hydrogène, les coûts de fabrication de l’hydrogène gris ont également augmenté dans le pays. Ils varient désormais entre 2,7 et 4 dollars par kilogramme.

Si Hygenco est aujourd’hui en mesure de proposer des prix compétitifs pour son hydrogène vert, c’est aussi parce que la société propose des contrats à long terme qui permettent de stabiliser les prix. Le projet « Steel One » est de ceux-là. Une centrale solaire flottante, un électrolyseur et un contrat à prix fixe sur 20 ans pour une production qui devrait aller jusqu’à 250 tonnes d’hydrogène vert par an. Un hydrogène vert destiné à décarboner la fabrication d’acier de Jindal Stainless.

Les prix de l’hydrogène vert tirés vers le bas par l’innovation

Mais pour proposer des tarifs si compétitifs, Hygenco a aussi travaillé sur l’efficacité de sa production. Son objectif est de ramener le prix de l’hydrogène vert à pas plus de 1 à 2 dollars le kilo. Comment ? Grâce à des technologies de pointe. Des électrolyseurs — ceux avec lesquels on produit l’hydrogène vert — sans cesse améliorés. Mais aussi l’Internet des objets (IoT), l’intelligence artificielle (AI) et l’apprentissage automatique qui permettent de maximiser les rendements en temps réel. Ils permettent aussi d’optimiser productions d’énergies renouvelables et consommations. Le système a montré son efficacité dès le projet « Heartland ».

D’autres, comme Reliance Industries (RIL), Adani Group, Avaada Group ou encore Thermax, sont engagés sur la même voie. Une concurrence qui devrait encore favoriser un peu plus les innovations et les gains d’efficacité. Pour faire baisser encore les prix de l’hydrogène vert en Inde sans pour autant porter atteinte à la rentabilité de ceux qui en produisent.

Le gouvernement joue lui aussi son rôle en la matière. Il a fixé un objectif de prix et de production pour l’hydrogène vert dans le pays d’ici 2030 de 1,50 dollar le kilo et 5 millions de tonnes. Pour y arriver, plusieurs incitations ont été mises en place comme la réduction des droits d’importation sur les machines nécessaires à la production. Mais des défis subsistent. L’investissement initial, notamment, reste élevé.

Hygenco prévoit de produire 75 000 tonnes d’hydrogène vert par an dès 2026 et d’investir quelque 2,5 milliards de dollars sur 3 ans pour développer ses projets dans tout le pays. D’ores et déjà, le spécialiste de la production d’hydrogène vert vient de lancer un appel d’offres pour quelque 1 125 mégawatts (MW) d’énergie renouvelable — 625 MW de solaire photovoltaïque et 500 MW d’éolien — destinés à alimenter une production d’ammoniac vert. Objectif : en produire 1,1 million de tonnes d’ici 2030. C’est Tata Steel, une entreprise indienne spécialisée dans la sidérurgie, qui en profitera.

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Construire, au large des côtes de la Belgique, une île énergétique qui permette de dispatcher l’électricité produite par des éoliennes en mer. L’idée est belle. Mais elle pourrait bien coûter beaucoup plus cher que prévu.

C’est au large des côtes belges, quelque part en mer du Nord, que doit prochainement être lancé le chantier de la toute première île énergétique au monde — un autre projet du genre est en cours au Danemark. L’île Princesse Élisabeth. La Banque européenne d’investissement (BEI) vient d’ailleurs d’accorder au porteur du projet, Elia Transmission Belgium (ETB), une subvention de 650 millions d’euros pour mener à bien la première phase. Les fondations de l’île sont déjà en construction aux Pays-Bas.

Cette île énergétique de 6 hectares pourrait être comparée à une rallonge high-tech avec des multiprises. Des câbles sous-marins d’éoliennes en mer s’y rejoindront et des transformateurs permettront d’acheminer le courant vers la terre d’une part et de mieux connecter la Belgique à ses voisins européens d’autre part. Le Royaume-Uni et le Danemark, dans un premier temps. Le tout alliant courant continu et courant alternatif pour optimiser les transmissions. Objectif : intégrer, d’ici 2030 — date des premiers raccordements pour une fin de travaux annoncée en 2027 —, pas moins de 3,5 gigawatts (GW) d’électricité éolienne offshore au réseau — de quoi alimenter 3 millions de foyers, selon les projections d’Elia Transmission Belgium.

Du feu vert environnemental à l’explosion du budget

Il y a un an environ, le projet avait obtenu son feu vert environnemental. Et ce n’était pas la moindre des choses pour une île énergétique construite en pleine zone Natura 2000. Des mesures spécifiques ont donc été prévues pour protéger la biodiversité. Des corniches en surface pour accueillir les oiseaux et des structures sous l’eau pour créer un récif artificiel riche et diversifié, par exemple.

Désormais, voici que l’île énergétique de la princesse Élisabeth fait face à un obstacle inattendu. Une explosion de son coût. Elle devait en effet coûter environ 2,2 milliards d’euros. Mais la semaine dernière, c’est un chiffre très différent qui a été évoqué au Parlement. Un chiffre de l’ordre de 7 milliards d’euros, soit presque autant qu’un réacteur nucléaire. « Cette augmentation est très préoccupante », estime la ministre belge de l’Énergie, Tinne Van der Straeten, auprès de l’AFP. ETB, qui n’a pas souhaité confirmer le chiffre, explique tout de même que la guerre en Ukraine a provoqué une sorte de ruée vers les énergies renouvelables et vers le matériel indispensable à leur déploiement à grande échelle. La pression sur les câbles, sur les convertisseurs courant alternatif/courant continu, les transfomateurs ou même sur les bateaux d’accès aux chantiers a fait grimper les prix.

Les gros industriels craignent une envolée des prix de l’électricité dans le pays pour compenser le surcoût. Ils demandent donc la suspension — ou au moins la révision — du projet d’île énergétique. Le gouvernement belge, quant à lui, souhaite maintenir le cap et espère limiter le dérapage budgétaire en obtenant des financements supplémentaires de la part de l’Europe. Le projet, après tout, concerne également d’autres pays européens. Et devrait aider l’Europe à atteindre ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables.

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Ni l’éolien ni le solaire ne sont capables de produire « à la demande ». Ces deux sources renouvelables ne génèrent de l’électricité qu’en fonction des conditions météo et de l’ensoleillement, par nature aléatoires. Mais doit-on les qualifier d’énergies intermittentes ou d’énergies variables ? La réponse n’est pas si simple.

Pour le Larousse, le terme « variable » se rapporte à quelque chose « qui change avec le temps ». Le terme « intermittent », quant à lui, qualifie quelque chose « qui est coupé d’interruptions ». La différence est subtile. Mais elle existe. Ainsi, se poser la question de savoir lequel de ces adjectifs caractérise le mieux l’éolien et le solaire peut bel et bien trouver du sens.

Car rappelons en préambule que les panneaux photovoltaïques, tout comme les éoliennes, ne produisent de l’électricité que lorsque le soleil brille, le jour et pas la nuit, par exemple, pour les premiers ou lorsque le vent souffle pour les secondes. Ainsi a-t-on été initialement tenté de regrouper solaire et éolien sous la bannière des « énergies renouvelables intermittentes ». L’abréviation EnRi apparaît alors dans bon nombre d’écrits et de publications.

De l’énergie intermittente à l’énergie variable

Mais au fil du temps, le terme semble avoir acquis une connotation négative. Il est notamment employé par des opposants au déploiement du solaire ou de l’éolien qui présentent cette intermittence comme un défaut majeur de ces énergies. Un défaut qui met en danger le réseau électrique et qui contraint à conserver en état de fonctionnement, des moyens de production « non intermittents ». Des moyens dits « de base » comme les centrales à gaz — qui émettent du dioxyde de carbone (CO₂) — ou les centrales nucléaires.

Les partisans des renouvelables, notamment, préfèrent désormais qualifier le solaire et l’éolien d’énergies variables. Pour mieux rendre compte de la réalité, disent-ils. Parce que, selon eux, il est plus juste de dire que la production éolienne « change avec le temps » que de dire qu’elle « est coupée » d’interruptions.

Il est vrai que le terme « intermittent » peut renvoyer à l’image d’un moyen de production qui serait actionné par un interrupteur. Qui produirait donc soit à 100 %, soit à 0 %. Or, ce n’est pas tout à fait le cas. Une éolienne, par exemple, s’arrête rarement de tourner d’un coup d’un seul. Sa production peut tout à fait tomber à zéro, mais elle varie aussi au fil des heures en fonction de la vitesse du vent. Et la variabilité ne doit pas nécessairement s’envisager à l’échelle d’une seule éolienne. Mais au moins à celle d’un parc dans son ensemble, voire d’un pays ou d’un continent tout entier. Il devient alors d’autant plus rare que la production ne devienne réellement nulle. Surtout lorsque la région considérée présente une géographie variée qui favorise des régimes de vent différents. C’est toutefois un peu moins vrai pour les panneaux photovoltaïques qui ne produisent effectivement pas du tout pendant la nuit.

De l’intermittence choisie à l’intermittence subie

Des chercheurs français ont tenté une définition. Ils confirment que la « variabilité » caractérise les fluctuations d’une source d’énergie. Mais ils précisent qu’elle ne présage en rien de leur rapidité ou de leur amplitude. C’est le terme « intermittence » qui apporte ce détail. Il permet, selon eux, en effet, de qualifier des fluctuations rapides et de grande amplitude. Et une puissance fournie par la source qui peut devenir nulle.

Leurs travaux sont aussi l’occasion d’introduire deux autres concepts, celui d’intermittence subie et celui d’intermittence choisie. La première forme d’intermittence, on le comprend assez facilement, s’applique plutôt aux énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien. Parce que leurs variations de production dans le temps dépendent de la météo ou de l’heure de la journée. La seconde forme d’intermittence peut, quant à elle, décrire la situation d’un moyen de production thermique. Une centrale à gaz que l’on éteint ou que l’on rallume en quelques heures, en fonction des besoins du réseau et des consommateurs, par exemple. Notez que les centrales thermiques peuvent aussi être le fait d’une part d’intermittence subie. Lorsqu’une panne survient notamment. La production peut alors chuter rapidement en peu de temps.

La variabilité des énergies solaire et éolienne pose-t-elle problème ?

Vous l’aurez compris, la véritable difficulté, c’est de réussir à faire avec l’intermittence subie. Mais des solutions existent. Il y a d’abord celui que les spécialistes appellent l’effet de foisonnement. Celui qui permet d’atténuer les variations de production en multipliant des sources éloignées dans l’espace. La complémentarité des sources aide également à limiter les fluctuations. Ainsi le solaire produit beaucoup en été. L’éolien, lui, produit plus en automne et au printemps. Enfin, il faut signaler que les prévisions météorologiques se sont améliorées depuis quelques années. Elles facilitent les opérations des gestionnaires du réseau électrique. Même si le changement climatique pourrait venir rendre les prévisions moins fiables à l’avenir. La fumée émise par des feux de forêt pourrait ainsi provoquer une division par deux de la production solaire dans une région. Et ce, de manière très peu prévisible. Même lorsque la qualité de l’air semble correcte.

La technologie peut aussi aider à gérer l’intermittence et la variabilité des énergies éolienne et solaire. En la matière, les systèmes de stockage jouent un rôle essentiel. Ils stockent l’excédent d’électricité qui peut être produit en période de pointe pour le restituer lorsque la production baisse ou lorsque la demande augmente. Les réseaux intelligents ont, eux aussi, leur rôle à jouer. En aidant à piloter au mieux les productions et les consommations.

Pour certains, tout cela restera insuffisant. Mais la question reste ouverte. L’Académie des sciences, par exemple, conclut, dans un rapport de 2022, que l’intermittence des énergies solaire et éolienne impose de disposer aussi, dans le mix d’un pays, de ressources pilotables — qui peuvent produire ou s’effacer au besoin — et bas-carbone. D’autres études montrent qu’en déployant des batteries à grande échelle, les énergies renouvelables intermittentes pourraient répondre à plus de 80 % de la demande des États-Unis.

L’article Énergie intermittente ou variable : comment qualifier l’éolien et le solaire ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’affaire fait grand bruit depuis quelques jours. Des préfectures auraient ouvert la porte des parcs éoliens à des pratiques ésotériques douteuses, dans le cadre des autorisations environnementales indispensables au lancement des projets.

« L’affaire de la géobiologie ». Tout le monde, maintenant, en a entendu parler. Dans une vidéo postée au début de ce mois d’octobre 2024, le youtubeur d’investigation G Milgram révélait ce qu’il considère comme « une arnaque ésotérique soutenue par l’État ». Pour ceux qui ne connaissent pas ce vidéaste, précisons qu’il teste parfois la capacité des médias à vérifier, avant de les reprendre, les informations jetées sur les réseaux sociaux. Mais cette fois, l’information est belle et bien vraie.

Selon ses recherches, des préfectures imposent l’intervention de géobiologues avant de valider des projets de parcs éoliens. Et c’est un problème. « Parce que la géobiologie, c’est clairement une pseudoscience », affirme Wiktor Stoczkowski, anthropologue et directeur d’études à l’École des hautes études en sciences sociales (EHESS). Comprenez, une doctrine qui se présente comme une discipline scientifique fondée sur des études et disposant de données factuelles et de preuves. Un jargon qui fait plus vrai que nature — des « cheminées telluriques » aux « champs de torsion » en passant par les « homéostasies perturbées » —, des études mystérieuses, des chercheurs fantômes. Dans la géobiologie, tout y est.

Mais finalement, la géobiologie, c’est quoi ? « Une pratique de “haut niveau” », selon l’École française de géobiologie. Une école, il est peut-être utile de le souligner, non reconnue par l’État. Pour la Chambre d’agriculture de la Creuse, c’est une « étude qui s’intéresse à l’influence du sol et du sous-sol, mais aussi des pollutions modernes comme les courants électriques. » Et nous y voilà.

Le retour en force de la magie

« Autrefois, on appelait ça… de la magie ! Cette idée selon laquelle tout autour de nous — les humains ou les animaux, les êtres vivants ou les objets inanimés — est relié par des réseaux d’influence invisibles. Des ondes, des courants, des fluides. Peu importe le nom qu’on leur donne, l’idée est la même. Et donc tout l’art de la magie, c’était de manipuler ces influences occultes pour les rendre sympathiques ou antipathiques. Pour guérir ou pour ensorceler. C’est bien la même idée que l’on retrouve dans la géobiologie. Des courants d’eau souterrains, des réseaux telluriques, des failles géologiques sont censées avoir une influence sur les organismes vivants. Une influence bénéfique ou maléfique », décrypte pour nous Wiktor Stoczkowski qui est également l’auteur de « À la recherche d’une autre Genèse. L’anthropologie de l’“irrationnel” » (La Découverte, 2022).

Mais comment cette forme de magie du XXI^e siècle a-t-elle pu se faire une place au cœur même des protocoles d’autorisation de projets éoliens ? « Le public est généralement plus réceptif lorsqu’il se trouve dans une situation nouvelle, perçue comme angoissante », nous signale l’anthropologue de l’EHESS. Et pour certains, l’installation massive d’éoliennes dans leur environnement, ces géantes de béton, d’acier et de plastique, est pour le moins angoissante. Ils ont entendu dire que des vaches tombent malades lorsqu’elles sont installées dans leur pré. Alors ils s’inquiètent. « Les chambres d’agriculture réagissent. Les préfectures s’en mêlent. L’État, même, intervient. Or, l’administration française est à l’image de l’ensemble de la société. Beaucoup de gens croient à des théories pseudoscientifiques. Dans le corps préfectoral ou dans les Chambres d’agriculture, on trouve des gens convaincus qu’il existe des influences invisibles que l’on peut gérer en faisant appel à des gens qui se présentent comme des spécialistes de la question, des géobiologues. »

« Informer le béton pour qu’il renoue avec la vie »

À coups de baguette magique… ou plutôt d’une « antenne de Lecher » qu’il faut choisir de bonne qualité et apprendre à manipuler avec précaution, le géobiologue peut rassurer, ou parfois inquiéter, le public. Son antenne indiquerait la meilleure orientation pour les éoliennes, par exemple. Pour éviter les résonances avec le vivant, annoncent-ils. Et pour mieux faire encore, le géobiologue dit pouvoir « informer » le béton des fondations en l’éclaboussant d’une mystérieuse potion bleue préparée en lisant la Bible appelée Pneumatit. Une potion diluée à l’infini, rappelant le principe de l’homéopathie. Que tout le monde soit rassuré, la fameuse Pneumatit, une marque déposée par ailleurs, est là pour aider le béton, ainsi devenu biodynamique, à « renouer avec les processus de la vie ». Des milliers de mètres cubes ont ainsi déjà été traités en France. Et la facture est salée, cette eau colorée en bleu étant vendue 22,5 € les 125 ml, ce qui permettrait de « traiter » 1 m³ de béton. Plus de 11 000 € seraient ainsi nécessaires pour traiter les 500 m³ de béton d’une fondation d’éolienne.

Mais la paix est revenue. L’administration est satisfaite. L’ordre des architectes s’y met. Alors, de plus en plus, des questions se posent. Des rapports recommandent de reconnaître enfin le métier. Des rapports rédigés par… des géobiologues. « L’entrisme et le lobbying favorisent le développement de ces pratiques pseudoscientifiques. L’ennui, c’est qu’au milieu de tout ça, il y a des agriculteurs qui ne savent toujours pas pourquoi leurs vaches tombent malades. Il fut un temps, on leur aurait répondu qu’une sorcière leur avait jeté un sort. Mais pour savoir ce qu’il en est, il faut mener des études scientifiques : d’abord constater les faits, ensuite chercher une explication vérifiable. Une fois que le vrai problème sera identifié, nous pourrons lui chercher une solution. Toutefois, une chose est d’ores et déjà certaine, ce n’est pas la géobiologie qui apportera la réponse », affirme Wiktor Stoczkowski.

Combien d’argent public pour les sorciers ?

« Au-delà de ça, le fait que l’on destine de l’argent public — parce que les projets éoliens sont encore très largement subventionnés, NDLR — à financer une pseudoscience, c’est très préoccupant. Mais au fond, c’est dans la veine de ce que nous avons vécu pendant la crise du Covid. Un imposteur à Marseille affirme avoir trouvé un remède miracle à cette maladie qui fait peur au monde entier et sans plus y réfléchir, notre président de la République lui apporte la caution de son autorité en allant lui serrer la main. Si l’État et l’administration donnent leur caution à tous les escrocs qui promettent la lune… », commente le chercheur.

Alors que faire ? « Seule une éducation de qualité peut prémunir les gens de l’adhésion à ce genre d’idées magiques. Malheureusement, le système éducatif en France, autrefois l’un des meilleurs au monde, est désormais très dégradé. C’est d’autant plus préoccupant que la géobiologie n’est que le sommet émergé de l’iceberg. Les phénomènes similaires sont légion. Et d’ailleurs souvent liés. Il y a la biodynamie, les écoles Steiner-Waldorf, les mouvements antivax. Tout cela est très préoccupant. »

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Dans le monde, il y a de plus en plus de capacités de production d’électricité solaire. Bientôt suffisamment pour répondre à la hausse de la demande. Mais pour rester dans les limites de l’accord de Paris sur le climat, nous aurons besoin d’autres sources bas-carbone et d’un déploiement encore plus rapide.

Il y a eu l’âge de pierre et puis l’âge du bronze. L’âge du fer, ensuite. Désormais, les experts de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) estiment que nous sommes entrés dans celui qu’ils appellent l’âge de l’électricité. Ils détaillent, dans le dernier World Energy Outlook (WEO), comment ils en sont arrivés à cette conclusion.

D’abord, parce que la demande en électricité explose. Selon l’AIE, chaque année, c’est « l’équivalent de la consommation d’électricité des dix plus grandes villes de la planète qui s’ajoute à la demande mondiale ». Résultat, la demande en électricité devrait augmenter 6 fois plus rapidement que la demande en énergie en général d’ici 2035. Pour comparaison, elle n’a augmenté que 2 fois plus vite depuis 2010. Et l’AIE estime qu’elle augmentera déjà de 1 700 térawattheures (TWh) d’ici 2030. C’est 5 % de plus que l’estimation du World Energy Outlook de l’année dernière. Le résultat, notamment, de l’adoption plus rapide que prévu des véhicules électriques et d’une activité industrielle fortement mobilisée pour la fabrication… de technologies propres.

De plus en plus d’électricité solaire

La nouvelle est seulement bonne — pour notre climat en tout cas — si ce surplus d’électricité peut être produit à partir de sources bas-carbone. Et l’AIE note qu’il y a désormais 40 fois plus de puissance solaire installée dans le monde qu’en 2010 et 6 fois plus d’éolien. En 2023, une capacité record de ces renouvelables a même été installée : 560 gigawatts (GW). Cependant, cela restait, jusqu’ici, insuffisant pour répondre à la demande croissante en électricité. Alors que les énergies fossiles ont continué de progresser, elles aussi. Mais, leurs jours semblent désormais comptés.

Notamment grâce à l’essor de l’électricité solaire – désormais généralement moins chère que ses cousines fossiles. Les données de l’AIE montrent en effet que le photovoltaïque devrait être multiplié par 4 d’ici 2030. Et encore par 9 à l’horizon 2050. Les productions solaires dépasseront ainsi le nucléaire, l’hydraulique et l’éolien dès 2026, le gaz en 2031, et enfin le charbon d’ici 2033. Le photovoltaïque sera alors la première source d’électricité au monde. Il contribuera ainsi pour une part significative au recul de la production au charbon. L’AIE estime d’ailleurs que celle-ci reculera de 13 % d’ici 2030 et de 34 % d’ici 2035.

Peut-être plus intéressants encore, les chiffres présentés par les experts. En 2050, ils voient la capacité solaire passer à 16 000 GW. Soit 10 fois plus qu’en 2023. Ce n’est pas moins de 30 % de plus que ce qui était annoncé… l’année dernière seulement.

Diversifier les sources bas-carbone

Le rapport souligne malgré tout la nécessité de « disposer d’un large éventail de sources d’énergie bas carbone ». Comprenez du solaire et de l’éolien, mais aussi de l’hydraulique, des bioénergies et du nucléaire. Le regain d’intérêt pour ce dernier devrait d’ailleurs permettre aux sources bas-carbone de produire plus de la moitié de l’électricité mondiale d’ici 2030. Le rapport insiste aussi sur la nécessité d’investir également dans les réseaux électriques et les capacités de stockage.

Ainsi, l’électricité pourrait compter pour 24 % de l’énergie consommée dès 2030 et pour 32 % dès 2050. C’est 50 % de plus qu’aujourd’hui. La Chine, championne du monde de l’installation de capacités renouvelables, consomme déjà 26 % de son énergie sous forme d’électricité et elle pourrait atteindre les 45 % en 2050.

Résultat, le charbon, le pétrole et le gaz devraient bientôt atteindre leur pic d’utilisation. Dès 2025 pour le premier, mais en tout cas avant 2030 pour les deux autres. L’explosion des achats de voitures électriques en Chine, par exemple, ralentit d’ores et déjà la croissance de la demande en pétrole dans le monde. D’ici 2030, ce sont 6 millions de barils de pétrole qui devraient ainsi être remplacés chaque jour. Le WEO 2023 misait encore seulement sur 4 millions.

Aller plus vite pour respecter l’accord de Paris sur le climat

Tout cela ne semble toutefois pas encore suffisant pour nous ramener sur une trajectoire de réchauffement climatique « bien en dessous » des 2 °C évoquée par l’accord de Paris sur le climat. Même si nos émissions de dioxyde de carbone (CO₂) devraient, elles aussi, enfin atteindre bientôt un pic. Possiblement dès 2025. L’AIE entrevoit une réduction de 4 % de nos émissions d’ici 2030. Alors que pour être en ligne avec l’objectif de l’accord de Paris, elles devraient reculer, à la même échéance, de… 33 % !

Ainsi notre monde a-t-il « la nécessité d’aller beaucoup plus vite » en matière d’énergie solaire, d’énergie éolienne, de nucléaire, de véhicules électriques, de pompes à chaleur, d’hydrogène bas-carbone et de captage et de stockage du carbone. Mais les experts de l’AIE l’assurent, « nous avons la capacité de le faire ».

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Les panneaux solaires installés en toiture sont un atout pour la transition énergétique. Sauf s’ils se mettent à faire grimper les températures de nos villes. Mais les scientifiques ont déjà des solutions pour l’éviter.

Les études scientifiques visant à comprendre les effets des panneaux photovoltaïques sur la température du sol se multiplient. Elles doivent encore être améliorées pour donner des résultats fiables. Car elles sont importantes pour évaluer le véritable impact sur l’environnement des installations solaires. Et prendre les mesures qui s’imposent pour le limiter.

Le photovoltaïque de toiture fait grimper les températures de nos villes

Aujourd’hui, des chercheurs de l’université de Calcutta (Inde) et de l’université de Nouvelle-Galles du Sud (Australie) publient de nouveaux résultats en la matière. Les chercheurs se sont intéressés à l’effet sur la température de nos villes de l’installation de panneaux solaires en toiture. Leur modélisation montre d’une part que, dans un scénario de couverture complète, la température urbaine pourrait augmenter pendant la journée jusqu’à 1,5 °C pendant les périodes les plus chaudes de l’été. Et d’autre part, qu’elle pourrait diminuer jusqu’à 0,6 °C pendant la nuit.

Les chercheurs ont travaillé sur 5 grandes villes : Calcutta (Inde), Sydney (Australie), Austin (États-Unis), Athènes (Grèce) et Bruxelles (Belgique). Et ils ont mis à jour une corrélation linéaire entre l’augmentation de la température et le pourcentage de toits couverts de panneaux photovoltaïques. Un comble, pour une ville comme Sydney notamment, où 40 % de l’électricité photovoltaïque produite sert à alimenter… la climatisation !

Pour expliquer le phénomène, les chercheurs invoquent à la fois le flux d’air et l’albédo plus faible des panneaux photovoltaïques qui ont donc plus tendance à absorber la chaleur. Pendant la nuit, le transfert de chaleur par rayonnement fait que la température de surface des panneaux solaires est inférieure à la température ambiante. L’avantage est de taille dans un contexte de réchauffement climatique anthropique qui promet à nos villes, des nuits étouffantes.

Des solutions pour éviter une hausse des températures urbaines

Les chercheurs notent que l’effet de l’augmentation de la température pendant la journée peut être en partie compensé par d’autres phénomènes que leur modélisation a révélés. Des vitesses de vent plus élevées et la pénétration des brises marines côtières plus à l’intérieur des terres, par exemple. Ainsi que, cerise sur le gâteau, la dilution des polluants de l’air.

Loin de condamner l’idée d’utiliser les panneaux photovoltaïques comme moyen de transition, les chercheurs proposent plutôt des solutions qui permettent d’atténuer leurs effets négatifs pendant la journée tout en conservant leurs avantages pendant la nuit. Ils parlent notamment de systèmes hybrides qui intègrent des panneaux photovoltaïques et une solution de collecte thermique — des tuyaux placés à l’arrière des panneaux — pour produire de l’eau chaude grâce à l’excès de chaleur tout à faisant baisser la température des panneaux. Autres options : les matériaux hautement réfléchissants qui aideraient à renvoyer la chaleur ou encore la végétalisation des toits. Les deux peuvent en plus augmenter la capacité de production solaire de 6 à 7 %.

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Les événements météorologiques extrêmes mettent nos installations de production d’énergie à rude épreuve. Le passage de l’ouragan Milton en Floride il y a quelques jours a causé d’importants dégâts sur une centrale solaire.

Dans le contexte de réchauffement climatique, les événements météorologiques extrêmes se multiplient. Ils s’intensifient aussi. Les ingénieurs qui développent des solutions de production d’électricité renouvelable en sont conscients. Les concepteurs d’éoliennes, par exemple, ont d’ores et déjà imaginé des machines qu’ils annoncent capables de résister aux ouragans. Et la nature commence à les mettre à l’épreuve. En plein typhon, une éolienne hors norme — un modèle Goldwind GWH252-16MW — installée au large de la province du Fujian (Chine) a battu un record mondial de production le 1ᵉʳ septembre 2023.

Mais les choses n’ont pas si bien tourné pour la centrale solaire de Lake Placid, en Floride (États-Unis). Il y a quelques jours, elle a été touchée de plein fouet par une tornade qui a accompagné l’ouragan Milton. Celui-ci a fait au moins 10 morts dans l’est des États-Unis. Et une vidéo publiée par le propriétaire du site, Duke Energy, et largement partagée sur les réseaux sociaux, montre l’étendue des dégâts. Une bande complète de panneaux solaires réduits à l’état de débris métalliques.

Après le passage de la tornade, il ne reste que des débris de panneaux solaires

Rappelons que la centrale solaire a été mise en service en 2019. Pas moins de 180 000 modules photovoltaïques pour une puissance installée de 45 mégawatts (MW) sur plus de 150 hectares. De quoi produire assez d’électricité renouvelable pour alimenter quelque 12 000 foyers américains. Le tout pour un budget de 100 millions de dollars.

Après le passage de Milton, 97 % de la population du comté de Highlands, qui abrite la centrale solaire de Lake Placid, se sont retrouvés privés d’électricité. Des arbres couchés sur les lignes. Des ondes de tempêtes qui inondaient les installations. Les responsables de Duke Energy promettaient de mettre tout en œuvre pour réparer le tout au plus vite. Mais ils reconnaissaient que dans certains cas, il faudrait reconstruire. Sans aucun doute, dans le cas de la centrale solaire.

D’autant qu’au-delà des dégâts immédiatement visibles sur une partie des panneaux photovoltaïques de Lake Placid, des images infrarouges suggèrent que les dommages pourraient être plus importants encore. Sur les panneaux restants, les vents ont pu rompre des colliers, desserrer des boulons ou briser des rayonnages. Pour les concepteurs, il reste du travail à accomplir pour renforcer à la fois la résistance des panneaux photovoltaïques et celle des structures qui les supportent.

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Dans le monde de l’éolien, la tendance est clairement au gigantisme. Et la Chine vient de présenter une nouvelle machine aux dimensions folles. Une éolienne offshore de 310 mètres de diamètre pour une puissance de 26 mégawatts.

Lorsqu’il est question des plus grandes éoliennes au monde, les regards ont tendance à se tourner vers la Chine. Il y a quelques mois, une turbine de quelque 250 mètres de diamètre — une Goldwind GWH252-16MW — plantée au large de la province du Fujian produisait ainsi un record de plus de 384 mégawattheures (MWh) en un seul jour. En plein typhon. Pour comparaison, le diamètre des plus grandes éoliennes de France est de l’ordre de 160 mètres « seulement ». Des éoliennes Vestas d’une puissance de 5,6 MW. Les éoliennes en mer du parc de Saint-Nazaire affichent une puissance de 6 MW pour un diamètre d’environ 150 mètres.

À la fin de l’été dernier, le fabricant chinois d’éoliennes Mingyang Smart Energy avait encore surenchéri avec sa MySE 18.X-20 MW installée au large de la province du Hainan. Conçue, elle aussi, pour résister aux typhons, elle présente un diamètre de plus de 260 mètres. Objectif : produire à elle seule 80 gigawattheures (GWh) d’électricité renouvelable par an.

Les générateurs éoliens de 26 MW développés par Dongfeng / Image : Dongfeng.

Une éolienne de 310 mètres de diamètre pour une puissance de 26 mégawatts

Aujourd’hui, nouveau record. Une éolienne offshore de 26 MW a été dévoilée dans une usine de la province du Fujian, à l’est du pays. Elle culmine à pas moins de 185 mètres. C’est l’équivalent d’un immeuble… de 63 étages ! Et le diamètre de son rotor est tout simplement énorme. Plus de 310 mètres. Le tout entièrement conçu et fabriqué en Chine par Dongfang Electric Corporation.

Cette nouvelle éolienne la plus grande du monde est destinée à des zones à vents moyens à forts. De 8 mètres par seconde (m/s) et plus. Elle aussi est présentée comme résistante aux typhons et à la corrosion. Ainsi, une seule de ces machines, si elle est poussée par des vents de 10 m/s en moyenne, peut produire 100 GWh d’électricité verte par an. De quoi alimenter quelque 55 000 foyers. Ce qui pourrait éviter au pays de brûler 30 000 tonnes de charbon. Éviter aussi les émissions de 80 000 tonnes de dioxyde de carbone (CO₂) qui vont avec.

Et utilisée dans un parc éolien offshore — à la place d’éoliennes bientôt classiques de 18 MW —, elle permet de réduire le nombre de turbines nécessaires de 30 % et le coût par kilowattheure de plus de 10 %, affirme Dongfang Electric Corporation. Reste désormais à implanter cette gigantesque turbine quelque part au large des côtes chinoises alors que le pays considère l’éolien offshore comme un élément essentiel pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2060.

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