Développer le photovoltaïque, oui, mais pas à n’importe quel prix. C’est un peu ce que revendique la PERIFEM, une organisation rassemblant des géants du secteur de la grande distribution, au sujet de la création d’ombrières solaires sur les parkings des magasins. 

La loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, aussi appelée APER, prévoit au plus tard en 2028, la mise en place d’ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface des parkings de plus de 1 500 m². Cette idée est séduisante sur bien des aspects, permettant d’accélérer le déploiement de centrales solaires en milieu urbain tout en offrant une protection contre le soleil et les intempéries pour les véhicules en stationnement. Néanmoins, dans les faits, cet article de la loi APER inquiète les professionnels de la grande distribution qui considèrent les objectifs fixés comme irréalistes, et surtout contre-productifs.

50 %, oui, mais de quoi ?

Au cœur de ces inquiétudes, on retrouve la superficie concernée par la mise en place des ombrières. Dans l’article 40 de la loi APER, il est écrit que « les parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés sont équipés, sur au moins la moitié de cette superficie, d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergies renouvelables ». Cependant, Franck Charton a récemment expliqué à nos confrères de PV Magazine que pour des raisons techniques, les ombrières ne peuvent couvrir les allées des parkings, sans quoi elles entraveraient la circulation des poids lourds. Les allées représentant généralement la moitié de la superficie totale d’un parking, appliquer le projet de loi en l’état reviendrait à couvrir l’ensemble des places de parking.

Dans ces conditions, la mise en place d’une structure photovoltaïque revient à mobiliser pendant 15 ans à 20 ans l’ensemble de la surface foncière du stationnement. Or ces surfaces ont une grande importance dans la potentielle évolution des zones commerciales, dans le développement de nouveaux programmes de logements, ou encore dans la création de parkings verticaux.

Trouver un terrain d’entente

C’est pourquoi, la PERIFEM a publié, en partenariat avec la FCD (Fédération du Commerce et de la Distribution) et la FACT (Fédération des Acteurs du Commerce dans les Territoires), trois propositions destinées à permettre la solarisation des parkings. La première consiste à rallonger de deux ans la date butoir pour le déploiement des ombrières photovoltaïques, permettant ainsi pour certains projets, de privilégier l’installation de panneaux solaires fabriqués en France.

D’autre part, l’organisation propose de revoir la surface de couverture concernée, non pas à la moitié de la superficie totale du parking, mais à la moitié de la superficie des places de parking. Enfin, la troisième proposition soulève l’enjeu de la cohabitation des projets avec la végétation existante, et donc l’ombrage naturel déjà présent. Au total, selon PERIFEM, ce sont près de 21 000 magasins qui sont concernés pour une surface totale de stationnement de 70 millions de mètres carrés.

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Cuire du pain grâce au soleil, c’est possible, et partout en France. Cette technique se répand progressivement grâce au développement de fours solaires de plus en plus performants. Elle nécessite tout de même une adaptation des processus de fabrication, de quoi donner des idées à plus grande échelle. 

D’ici peu, les quelque mille habitants du petit village du Brusquet, dans les Alpes-de-Haute-Provence, vont avoir droit à leur propre boulangerie, et pas n’importe laquelle. Celle-ci sera équipée d’un four qui ne fonctionnera ni à l’électricité, ni au gaz, ni au feu de bois, mais à l’énergie solaire. Au Soleil Levain sera, en effet, équipée d’un four solaire permettant de réduire au minimum l’impact environnemental de la boulangerie.

Pour aller au bout de cette démarche de minimisation de l’impact environnemental, ses créateurs ont décidé de soigner les détails avec un bâtiment réalisé en ossature bois et isolé avec de la paille, ainsi qu’un circuit d’approvisionnement en ingrédients le plus court possible. Même les livraisons des épiceries environnantes et de la cantine de l’école primaire du Brusquet se feront à vélo pour éviter les émissions de gaz à effet de serre.

3 500 W d’énergie thermique sur une simple remorque

À l’instar du Présage, ce restaurant marseillais qui « carbure » à la cuisine solaire, on retrouve au cœur de cette démarche écologique, un four chauffé par le soleil. Ici, le choix des boulangers s’est porté sur le Lytefire Deluxe. Un petit modèle installé sur remorque, capable de cuire entre 50 et 110 kg de pain chaque jour, ou de torréfier 20 kg de cacahuètes en trois heures, selon son fabricant. Pour cela, il développe un maximum de 3,5 kilowatts (kW) de puissance thermique par le biais de plusieurs dizaines de miroirs incurvés, représentant une surface de réfléchissement totale de 5 m². L’installation est autrement plus puissante que les fours solaires portatifs destinés aux particuliers. Il est possible d’obtenir jusqu’à 300 °C au point focal, et ainsi de faire monter le four en température en 45 minutes. Le four est également équipé d’un tambour spécifique, permettant de torréfier certains aliments comme des céréales, grains de café, de cacao, etc.

Réorganiser sa manière de travailler

La boulangerie solaire n’est pas l’apanage du sud de la France. On compte déjà quelques courageux qui se sont lancés dans l’aventure, comme Au gré du soleil et Brin de levain, tous deux dans la Drôme, mais aussi Barasol en Bretagne et Néoloco, en Normandie.

Choisir la cuisson solaire nécessite de réorganiser ses méthodes de travail pour s’adapter au caractère intermittent de cette énergie. Que l’on soit situé près de Marseille, ou près de Lille, impossible, avec un four solaire, de faire cuire ses baguettes à 7 heures du matin comme tout boulanger traditionnel. Face à ces contraintes, Arnaud Cretot, créateur de l’atelier Neoloco, a développé une méthode d’organisation d’entreprise appelée TELED, destinée à intégrer l’intermittence de l’énergie dans les processus de fabrication à l’échelle artisanale, mais aussi à l’échelle industrielle.

Concernant la boulangerie, le caractère périssable du pain nécessite de revisiter en profondeur le processus de fabrication, pour identifier les étapes pendant lesquelles il est possible d’obtenir une certaine marge de manœuvre. Cela permet de gagner en flexibilité, et ainsi de pouvoir optimiser l’utilisation de l’énergie solaire lorsqu’elle est disponible. À l’inverse, l’activité de torréfaction, parfois réalisée avec le même four, permet d’obtenir des denrées non périssables. Dans ce contexte, l’objectif est de maximiser la production dès lors que l’énergie solaire est disponible, et ensuite d’effectuer de la gestion de stock.

Et quand il n’y a pas de soleil durant plusieurs jours ? La boulangerie solaire du Brusquet fonctionnera probablement au moyen d’un four à bois, comme le fait l’atelier Neoloco les jours de mauvais temps. Le pain sera donc garanti à 100 % cuit à partir d’énergies renouvelables.

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La mise en œuvre de la future plus grande batterie d’Europe, surnommée Giga Green Turtle, se concrétise un peu plus avec la validation récente du permis de construire du projet. Si tout va bien, elle pourrait être mise en service en 2028. 

Les autorités belges viennent de donner leur accord définitif pour la construction de la future plus grande batterie d’Europe dans la ville de Dilsen-Stokkem, au nord-ouest du pays. Située à proximité directe d’une nouvelle sous-station à haute tension de 380 kV, cette batterie fera partie des plus grandes du monde grâce à une puissance de 600 MW pour 2 400 MWh de capacité de stockage. Pour se donner une idée, cela correspond à 46 154 batteries de Renault Zoé dernière génération.

Si elle n’est pas au niveau de celle de Moss Landing, en Californie, elle devrait tout de même permettre de stocker l’équivalent de la consommation moyenne de 330 000 foyers par an. Pour y parvenir, le site sera équipé de 20 batteries avec onduleurs, 185 transformateurs de moyenne tension et 5 transformateurs haute tension. Si tout se passe comme prévu, les travaux pourraient démarrer l’année prochaine pour une mise en service en 2028.

Les batteries géantes se multiplient

Depuis 2022, on observe une accélération fulgurante des systèmes de stockage d’énergie par batterie. Cette accélération s’explique par une prise de conscience de l’importance de ces systèmes dans un mix énergétique en grande partie issu du renouvelable, mais ce n’est pas tout. La baisse progressive du prix des cellules de stockage rend cette technologie de plus en plus abordable. Et ce n’est pas près de s’arrêter, puisque selon certains observateurs, cette baisse devrait au moins se maintenir tout au long de l’année 2024. Grâce à cette dynamique, la capacité de stockage par batterie dans le monde devrait allégrement dépasser les 1 TWh d’ici 2030, et peut-être même atteindre les 22 TWh d’ici 2050.

De son côté, l’entreprise GIGA Store, responsable de la Giga Green Turtle, a de la suite dans les idées puisqu’elle prévoit de réaliser une deuxième batterie géante à proximité directe de la Green Turtle, d’une puissance de 300 MW. Au total, l’entreprise espère installer 5 GW batteries de stockage en Europe d’ici 2030. Des chiffres à mettre en relief avec les capacités de stockage des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP). Si la future plus grande batterie électrochimique d’Europe pourra stocker 2,4 GWh pour 600 MW de puissance, sa fiche technique demeurera bien inférieure à n’importe quelle STEP, comme celle de Montézic en France. Cette installation, qui n’est pourtant pas la plus grande d’Europe, peut stocker 38,8 GWh et délivrer une puissance de 920 MW.

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On ne fait pas durer le suspense plus longtemps : la réponse est non. En revanche, CATL vient de présenter une nouvelle batterie qui ne subirait aucune dégradation de ses performances pendant ses cinq premières années d’exploitation. Si cela se confirme, il pourrait s’agir d’une évolution importante pour le secteur du stockage d’énergie.

La société chinoise CATL (Contemporary Amperex Technology Co), star du stockage d’énergie par batterie avec 69 GWh vendus en 2023, vient d’annoncer avoir réussi à créer une batterie qui ne se dégrade pas dans le temps. Appelée TENER, cette batterie, pas plus grande qu’un conteneur de 20 pieds, serait capable de stocker 6,25 MWh d’électricité grâce à ses cellules LFP. La densité énergétique de cette batterie est ainsi 30 % plus importante que la précédente génération, capable de stocker 5 MWh.

Mais si ce système de stockage suscite la curiosité des professionnels du secteur et autres curieux de la transition énergétique, c’est parce que son fabricant a annoncé que cette batterie ne perdait ni en capacité de stockage, ni en puissance, pendant les cinq premières années de son exploitation. Pour parvenir à une telle performance, CATL indique avoir utilisé des technologies biomimétiques comme l’interphase d’électrolytes solides (SEI) ainsi que des électrolytes auto-assemblés. Ces technologies permettraient aux ions de lithium de se déplacer sans entrave, ne générant ainsi aucune dégradation. Certains y voient plutôt un argument commercial, sous-entendant que la batterie serait en réalité plus puissante que les 6,25 MWh annoncés, permettant ainsi une dégradation « invisible » des performances. Quoi qu’il en soit, les chiffres restent impressionnants.

Tesla a du souci à se faire pour son Megapack

Outre l’annonce de CATL, un autre fabricant vient de présenter sa nouvelle batterie : BYD. Ici, pas de technologie de rupture, mais une capacité de stockage encore plus impressionnante de 6,432 MWh pour le MC Cube-T. Avec ces nouveaux produits d’une capacité dépassant les 6 MWh, les deux entreprises proposent une densité énergétique remarquable qui permettrait notamment de réduire l’emprise des sites de stockage d’électricité.

Face à ces nouveautés, Tesla a donc du souci à se faire. Aux dernières nouvelles, son Megapack ne peut stocker « que » 3,9 MWh par unité. En revanche, son convertisseur intégré reste un argument de taille. Les batteries TENER et MC Cube-T n’en sont pas équipées, engendrant une installation plus complexe.

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Quatorze ans après sa mise hors service suite à la catastrophe de Fukushima, le sort de la plus grande centrale nucléaire au monde n’est toujours pas fixé. Si les travaux de chargement de combustible ont pu commencer, les autorités locales n’ont, elles, pas donné leur accord pour une éventuelle remise en service. 

TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pensait peut-être voir la lumière au bout du tunnel. En début de semaine, l’énergéticien japonais annonçait – enfin – le chargement en combustible du réacteur n° 7 de sa centrale de Kashiwazaki-Kariwa, après 14 années d’arrêt. L’espoir n’aura pourtant été que de courte durée puisque quelques jours plus tard, l’entreprise informait dans un communiqué l’arrêt des opérations à cause d’une défaillance technique sur un équipement de chargement.

Si cet incident ne poserait aucun problème de sécurité, il vient s’ajouter à la longue liste des déconvenues qu’a subies TEPCO depuis l’arrêt de la centrale en 2012, suite de la catastrophe de Fukushima. À l’époque, l’entreprise avait procédé à des travaux de mise à niveau comprenant notamment la surélévation d’une digue de 800 mètres de long, et la reconstruction d’un réservoir de stockage de débordement radioactif. En 2021, à l’issue de ces travaux, l’Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) avait publié un rapport mettant en évidence de graves infractions à la sécurité, reportant ainsi de manière indéfinie le redémarrage de la centrale. Ce problème de sécurité aurait été causé par un employé ayant oublié, sur le toit de sa voiture, des documents confidentiels relatifs à la sécurité de la centrale !

En décembre 2023, la NRA a finalement levé l’interdiction opérationnelle de l’usine, permettant théoriquement son redémarrage. Néanmoins, le sort de la centrale est encore loin d’être fixé puisque le gouvernement local n’a pas donné son feu vert.

L’histoire mouvementée de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa

En 2007 déjà, la centrale avait essuyé un tremblement de terre de magnitude 6,6, dont l’épicentre se trouvait à seulement 19 km du site. À l’époque, les réacteurs s’étaient automatiquement coupés par mesure de sécurité. Il aura fallu près de 16 mois d’évaluation complète de la centrale, et un travail poussé sur la compréhension de l’activité sismique du site pour en permettre le redémarrage. Finalement, seuls 4 des 7 réacteurs seront redémarrés entre 2009 et 2010 avant d’être de nouveau arrêtés à partir de 2011, suite à la catastrophe de Fukushima.

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Mais qu’est devenue cette drôle d’éolienne qui trônait jusqu’à récemment sur le port de Fos-sur-Mer, et dont il ne reste presque plus rien ? Conçue par une startup française et promise à un avenir radieux, elle n’ira finalement jamais jusqu’à l’exploitation commerciale. Explications.

Il y a bientôt 10 ans, la startup Nenuphar faisait sensation avec son Twinfloat, un concept d’éolienne verticale à deux turbines censée conquérir le marché naissant de l’éolien offshore. Malgré ses nombreuses promesses, le concept finit par tomber dans l’oubli et la startup est placée en liquidation judiciaire en 2018.

Pourtant, tout avait bien commencé. Créée en 2006, la startup française met d’abord en service son premier prototype à Ferques, dans le Pas-de-Calais. Celui-ci, de taille et de puissance modeste (35 kW pour 6 mètres de haut) permettra de préparer le terrain pour la mise en œuvre d’un second prototype, cette fois-ci à Fos-sur-Mer (voir l’endroit). Beaucoup plus imposante, cette nouvelle éolienne, installée à terre en 2014, mesure 40 mètres de haut pour 50 mètres de diamètre et affiche une puissance de 600 kW. D’abord équipée de trois pales vrillées et inclinées, elle verra son design modifié et sera équipée de deux pales droites, avec un pitch réglable (orientation des pales). Cette nouvelle configuration est censée limiter les coûts de fabrication, et permettre la mise en « drapeau » de l’éolienne en cas de vents forts.

Le site d’essais à terre de l’éolienne Nenuphar à Fos-sur-Mer, en 2016, 2019 et 2023 / Images satellite Google Earth.

Le prototype séduit à tel point qu’EDF Énergies Nouvelles (l’ancêtre d’EDF Renouvelables) envisage de l’utiliser pour son projet Provence Grand Large (PGL). À l’époque, on parle de 13 éoliennes verticales d’une puissance de 2,6 MW chacune. Malheureusement pour Nenuphar, la phase de R&D se prolonge, à tel point que le prototype devient incompatible avec le planning de mise en service du projet PGL, à l’époque estimée à 2019.

Le prototype d’éolienne à axe vertical Vertiwind, aujourd’hui démonté / Image : Nenuphar.

Trop en avance sur son temps ?

Malgré une importante levée de fonds de 15 millions d’euros en 2014, Nenuphar subira à la fois le retard de la France dans le domaine de l’éolien offshore, ainsi que des désaccords avec des investisseurs qui entraîneront le gel des projets à partir de 2015. La situation de Nenuphar n’est pas sans rappeler celle de Sabella spécialiste français de l’hydrolien, qui a également été placée en liquidation judiciaire, en partie par faute de projets concrets.

Pourtant, si aucune éolienne verticale offshore n’est actuellement en service commercial, de nombreuses entreprises croient en leurs avantages potentiels comme un déploiement plus rapide, un rendement plus important et une maintenance plus aisée. Plusieurs projets semblent d’ailleurs se concrétiser. C’est le cas de la startup SeaTwirl, dont le concept ressemble fortement à l’éolienne de Nenuphar. Celle-ci vient de signer un partenariat avec la société Kontiki Winds pour la fourniture d’éoliennes de petite taille destinées à alimenter les sites hors réseau tels que les plateformes pétrolières offshore, les fermes piscicoles ou encore les usines de désalinisation. Grâce à ce design vertical, les éoliennes de SeaTwirl pourraient se montrer moins chères et plus résistantes aux conditions climatiques parfois extrêmes de la haute-mer. Dans la famille des éoliennes à axe vertical, on peut également citer la startup norvégienne World Wide Wind qui devrait prochainement mettre à l’eau un prototype de 19 mètres de haut.

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Le projet de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde commence mal. Alors que sa première portion de 88 MWc devait bientôt être mise en service, une tempête est venue balayer les panneaux, engendrant des dégâts considérables.

Sale temps pour le photovoltaïque ! Il y a quelques jours, on vous parlait de ce parc de 400 hectares qui avait été lourdement endommagé par la grêle, dans le Texas. Cette fois, en Inde, c’est une portion du futur plus grand parc solaire flottant qui a été détruite par un orage estival quelques jours avant sa mise en service. Les impressionnantes vidéos de l’évènement témoignent des dégâts considérables qu’ont subi les panneaux.

Construit sur le réservoir du barrage Omkareshwar, dans la province indienne de Madhya Pradesh, ce parc de 88 MWc n’est, en réalité, qu’une partie de la première phase de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde. Une fois terminée, celle-ci devrait atteindre une puissance de 600 MWc sur une surface de 2 000 hectares. Pour l’heure, les travaux en cours portent sur trois sections de la première phase du projet, pour une puissance de 278 MWc. L’orage a touché la première portion achevée, tandis qu’une seconde portion de 100 MWc est en cours de raccordement.

#Nature & #Narmad #River 's fury disrupts one of the largest floating solar panel plant on Omkareshwar #Dam reservoir which was being opposed by Fisher people for causing disruption to their fishing rights. Clip shared by @NarmadaBachao activist @iAlokAgarwal pic.twitter.com/Cvx5nSJ0Ku

— Nandini K Oza (@OzaNandini) April 10, 2024

Une structure sous-dimensionnée par rapport aux conditions climatiques ?

À l’issue d’une évaluation des dégâts, le promoteur du parc a tenu des propos rassurants, indiquant qu’ils pourraient rapidement être réparés. Le promoteur espère pouvoir mettre en service plus de 100 MWc de panneaux d’ici la fin du mois. Pour l’heure, aucun détail n’a été communiqué sur la nature ni l’origine exacte des dégâts. Il pourrait s’agir d’une défaillance technique comme d’un mauvais dimensionnement du système d’ancrage des structures de panneaux (voir notre reportage sur le chantier d’une centrale solaire flottante dans le sud de la France). Espérons tout de même que les promoteurs du parc revoient leur copie pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

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

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

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

Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Permettre le stockage pendant plusieurs jours

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

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

Un coût de revient intéressant ?

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

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

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

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

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

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

LM Wind Power, symbole d’une filière qui souffre

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

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

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

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

Une centrale solaire qui prend soin de la biodiversité locale

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Redynamiser les lignes ferroviaires transversales

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

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

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

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

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

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

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

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

La nécessité d’une volonté politique forte

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

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Après une longue période d’oubli, le pisé revient progressivement à la mode grâce à son impact environnemental particulièrement faible. Cependant, malgré ses avantages indéniables, ce matériau ne pourra réellement s’imposer dans le milieu de la construction sans lever les obstacles liés à la standardisation.

Certains l’appellent pisé, d’autre torchis, bauge ou encore andole. Les constructions en terre ont, pendant des siècles, été la norme dans une bonne partie de l’Europe et du monde. Peu à peu tombé en désuétude, ce type de matériau pourrait revenir sur le devant de la scène, grâce à son très faible impact carbone. Du côté de Lyon, la startup Terrio fait partie de ces acteurs qui croient en l’avenir de la construction en terre. La jeune entreprise a ouvert une usine de préfabrication de blocs de pisé afin d’en réduire le coût. Jusqu’à récemment très peu utilisé, le pisé était réservé à une poignée d’artisans initiés à ses techniques spécifiques de mise en œuvre, entraînant un coût de fabrication élevé.

Le pisé, c’est quoi au juste ?

Le pisé est un matériau de construction réalisé à partir d’une terre argileuse que l’on vient damer (tasser) dans des coffrages appelés « banches », un terme encore couramment utilisé dans la construction en béton armé. Une fois le coffrage mis en place, on le remplit par épaisseur de 10 à 15 centimètres d’épaisseur avant de le compacter, puis de recommencer. Entre deux coffrages, une couche de mortier peut être mise en œuvre pour gagner en résistance et limiter les effets de l’érosion.

Un immeuble utilisant une façade en pisé à Boulogne-Billancourt / Images : Terrio.

La terre, un matériau de construction sous-estimé

Le pisé, et plus généralement les matériaux de construction à base de terre, multiplient les avantages. D’abord, ils ont un impact carbone très faible puisque le matériau en question n’a pas besoin d’être chauffé. Mieux encore, quand cela est possible, le matériau utilisé pour la construction est directement prélevé sur site. N’étant quasiment pas transformé, le matériau est entièrement recyclable. Chez Terrio, on estime le bilan des blocs de pisé préfabriqués à 80 % moins important que celui du béton traditionnel.

Outre le faible impact environnemental, la construction en terre offre un confort intérieur très intéressant. D’abord, il permet de stabiliser l’hygrométrie à l’intérieur d’un bâti, en jouant le rôle de tampon. D’autre part, ce type de construction entraîne une excellente inertie thermique, et donc un très bon déphasage. En d’autres termes, les murs en terre ont la capacité de stocker une grande quantité de chaleur. Cela permet de mieux réguler la température au fil de la journée en hiver, et d’éviter les phénomènes de surchauffe en été. Cette capacité de stockage d’énergie permet d’éviter l’effet « paroi froide », synonyme d’inconfort.

Un matériau difficile à standardiser

Néanmoins, ces avantages nécessitent une approche différente de l’isolation d’un bâtiment et la prise en compte du confort thermique, une notion difficilement mesurable. Le pisé en tant que tel n’est pas un excellent isolant thermique. La conductivité thermique de celui-ci est de 0,8 w/m.k, contre 0,04 w/m.k pour un bon isolant thermique. Ainsi, un mur de 60 centimètres d’épaisseur de pisé permet d’obtenir une résistance thermique (R) de 0,75 m².k/w, bien loin des 5 m².k/w obtenus avec seulement 20 centimètres de laine de verre.

En outre, une mauvaise gestion de l’isolation et du doublage peut avoir pour effet d’amoindrir ce confort thermique, et donc de limiter l’intérêt du recours à la construction en terre. L’isolation thermique par l’extérieur permet tout de même de conserver un confort thermique élevé à l’intérieur du bâti. À l’inverse, l’isolation thermique par l’intérieur laisse le mur en terre « du côté froid » de l’isolant, ce qui entraîne une baisse du confort thermique. Peu importe le choix des matériaux pour le doublage d’un mur en terre, il est indispensable de sélectionner des matériaux perspirants pour éviter que l’humidité ne reste piégée dans le mur en terre, ce qui aurait pour effet de le dégrader sur le long terme. Enfin, les murs en pisé nécessitent la mise en œuvre de dispositions particulières comme de larges débords de toiture afin de protéger le mur des intempéries, et des rupteurs de remontées capillaires.

Enfin, un dernier problème se pose : l’intérêt du pisé, et plus généralement de la construction en terre, réside dans l’utilisation de matériaux à proximité directe du chantier. Or, rien qu’en France, la composition d’un sol est très variable en fonction de l’endroit où on se situe. En conséquence, il y a autant de formulation de pisé qu’il n’y a de chantiers. De par ce constat, il apparaît difficile de standardiser l’utilisation de matériaux à base de terre crue tout en conservant l’intérêt de leur proximité directe du chantier.

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L’Allemagne a fêté Pâques à sa manière en mettant près de 15 centrales à charbon à l’arrêt en Rhénanie et dans le Brandebourg. Avec cette opération, le pays confirme sa volonté de se passer de cette ressource, qui est la plus émettrice de gaz à effet de serre.

Si pour beaucoup, ce long week-end de Pâques rimait avec chasse aux œufs et repas en famille, les électriciens allemands, eux, avaient du pain sur la planche. Dimanche, ils ont, en effet, déconnecté 7 centrales à charbon pour une puissance totale de 3,1 GW. Puis, ils ont remis le couvert lundi avec 8 centrales supplémentaires de petite et moyenne capacité totalisant une puissance de 1,3 GW.

La déconnexion de ces 15 centrales était prévue de longue date, mais la guerre en Ukraine et la flambée des prix de l’électricité avaient poussé les autorités allemandes à repousser cette opération pour sécuriser sa production électrique. Désormais, notamment grâce à l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable, elles n’ont plus d’utilité pour le réseau électrique allemand. Le ministre allemand de l’Économie Robert Habeck a ainsi déclaré qu’elles n’étaient « ni nécessaires, ni rentables ». La préservation de l’environnement et du climat ne semble donc pas avoir été la première des motivations à ces fermetures.

L’Allemagne pourra-t-elle vraiment sortir du charbon en 2030 ?

Si, fin 2022, RWE avait confirmé l’objectif de sortie du charbon d’ici 2030, le ministre fédéral des Finances, Christian Lindner, a, depuis, tenu un discours beaucoup moins catégorique. Néanmoins, avec la déconnexion de ces 4,4 GW de centrales à charbon, l’Allemagne envoie un nouveau signal fort concernant sa volonté de décarboner son mix électrique au plus vite. Difficile de savoir si ce sera suffisant pour sortir entièrement du charbon d’ici à 2030, mais les chiffres restent impressionnants : en 2023, la production d’électricité issue du charbon (et du lignite) est descendue à 131,6 TWh, après avoir été de 179,9 TWh en 2022. Si le charbon reste la seconde source de production d’électricité du pays avec 26,1 % du mix en 2023, il en représentait le tiers en 2022.

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Une jeune entreprise française vient de mettre au point une pompe à chaleur capable de générer des températures dépassant les 500 °C. Outre la décarbonation de nombreuses industries, cette PAC nouvelle génération pourrait également servir à stocker de l’énergie. 

Face à l’immense défi de la transition énergétique, la jeune startup Airthium a choisi de s’attaquer à la décarbonation des procédés industriels nécessitant de grandes quantités de chaleur, et en particulier sous forme de vapeur d’eau. Actuellement, ces entreprises utilisent principalement des chaudières à gaz pour des raisons économiques. Il n’existe, en effet, pas d’équivalent électrique bon marché. Pour relever ce challenge, les équipes d’Airthium sont parvenues à créer une pompe à chaleur capable d’atteindre les 550 °C, offrant un bien meilleur coefficient de performance que des solutions plus classiques basées sur des résistances thermiques.

Après 5 ans de développement, la jeune entreprise vient de lever 3 millions d’euros pour mettre en œuvre un démonstrateur, avant de passer à la phase de commercialisation. Cette solution intéresse notamment des acteurs de l’agroalimentaire dont les besoins en vapeur d’eau sont très importants dans les processus de fabrication des aliments. Le géant McCain Food a d’ailleurs signé un protocole d’accord pour l’installation d’un démonstrateur de 100 kW dans son usine de Béthune.

Une pompe à chaleur très haute température

Les pompes à chaleur sont aujourd’hui largement répandues. On les retrouve dans nos réfrigérateurs, dans les systèmes de chauffage et de climatisation, et même dans les installations géothermiques (voir notre reportage). Toutefois, les principes de la thermodynamique rendent plus compliqué son utilisation pour générer des températures très élevées.

Pour y parvenir, les équipes de Airthium ont créé un prototype dont le principe est proche des moteurs Stirling, et repose sur le cycle thermodynamique d’Ericsson. Il se compose de deux cylindres, l’un chaud, l’autre froid, entre lesquels une certaine quantité d’hélium circule. Pour générer de la chaleur, le gaz subit plusieurs opérations successives comme des modifications de pression à température constante, et des modifications de température à pression constante. Ces modifications engendrées à tour de rôle permettent d’obtenir un cycle lors duquel il est possible de récupérer de la chaleur.

Particulièrement complexe à maîtriser, ce cycle thermodynamique a nécessité, de la part d’Airthium, la mise au point d’une technologie spécifique permettant de maintenir une température quasi constante durant les phases de compression. Celle-ci a fait l’objet d’un dépôt de brevet.

Une solution pour stocker de l’énergie ?

La solution développée par Airthium pourrait aller plus loin que la décarbonation des sites industriels. En effet, comme toute pompe à chaleur, la technologie développée par Airthium est réversible. En d’autres termes, elle permet de produire de l’électricité à partir de chaleur. Grâce à cela, la startup ambitionne d’associer sa pompe à chaleur à une solution de stockage thermique. Cette combinaison permettrait de générer une nouvelle forme de stockage d’énergie journalier pour pallier les intermittences des énergies renouvelables.

Pour permettre du stockage sur le plus long terme, l’entreprise envisage également d’utiliser sa pompe à chaleur pour produire de l’ammoniac liquide. Celui-ci pourrait ensuite être brûlé pour obtenir de l’énergie. Pour rendre cette solution possible, Airthium travaille sur la mise au point d’un brûleur sans flamme pour empêcher les émissions de particules fines généralement associées à la combustion d’ammoniac.

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Une équipe de chercheurs du Centre de recherche insulaire et observatoire de l’environnement (CRIOBE) vient de déployer un prototype de ferme solaire qui devrait permettre la production d’électricité renouvelable tout en protégeant le corail, en Polynésie française.

Bienvenue sur l’île de Raiatea, quatrième île de la Polynésie française en termes de superficie. C’est ici qu’une équipe du CRIOBE, une unité d’appui de l’université de Perpignan et du CNRS, vient de déployer un prototype de ferme photovoltaïque flottante à proximité de la ville de Tumaraa, à l’ouest de l’île.

Si, pour l’heure, un seul module a été mis à l’eau, celui-ci devrait bientôt être rejoint par 3 autres unités similaires d’une surface approximative de 100 mètres carrés et équipées d’une cinquantaine de panneaux photovoltaïques de 450 Wc chacune. Pour l’heure, l’objectif de cette ferme est d’injecter du courant en 230 V dans sur le réseau local, et d’alimenter la cuisine centrale de la ville pour une durée de 3 ans.

La forte dépendance de la Polynésie aux énergies fossiles

Ce projet a une importance capitale pour la transition énergétique de la Polynésie. Car si le développement des énergies renouvelables continue de s’accélérer un peu partout dans le monde, il peine encore à parvenir jusqu’à ces petites îles perdues dans le Pacifique, à quelque 16 000 km de la métropole. Ici, l’énergie fossile représente encore 93,4 % de l’énergie finale consommée, la faute à une géographie particulière qui rend impossible le déploiement d’infrastructures de production d’énergie d’envergure. Les 275 000 habitants de la Polynésie française se répartissent en effet sur 76 îles et atolls, eux-mêmes dispersés sur 2,5 millions de km², soit 5 fois la superficie de la France !

Ainsi, chaque année, ce sont près de 336 millions de litres d’hydrocarbures qui sont utilisés pour le transport, la production d’électricité, ainsi que le chauffage et la pêche. Côté production d’électricité, on compte bien quelques installations hydroélectriques, en particulier à Tahiti (exemple : le barrage de Titaaviri), qui fournissent chaque année 159 GWh d’électricité renouvelable. Le photovoltaïque produit, lui, 41,6 GWh par an. Mais ces chiffres sont bien faibles en comparaison des 665 GWh d’électricité nécessaire par an sur toute la Polynésie.

Depuis 2010, seul le photovoltaïque s’est un peu développé avec 41,3 MWc en 2020 contre 9,5 MWc en 2011. Pour accélérer la décarbonation, il est donc plus que nécessaire de trouver des moyens de productions renouvelables d’envergure moyenne et rapides à mettre en œuvre pour correspondre aux spécificités géographiques de l’île.

Trouver un équilibre pour décarboner tout en protégeant le corail

Si l’intérieur des îles comporte souvent de nombreux reliefs et une végétation très dense, le recours au photovoltaïque flottant permettrait de contourner ces contraintes et de profiter des vastes étendues des lagons pour orienter les panneaux de la meilleure des manières. Mais ce n’est pas tout : ces installations pourraient contribuer à protéger le corail des lagons des rayons du soleil qui peuvent engendrer un phénomène de blanchiment parfois fatal. Or la sauvegarde du corail est un enjeu majeur dans la préservation de la biodiversité marine. Celui-ci, particulièrement sensible aux modifications de son environnement, connaît une grave crise écologique autour de la planète sous l’effet combiné de son exploitation, de la pêche intensive, de la pollution et de la transformation des océans (acidification et réchauffement des eaux). On estime notamment que la Grande barrière de corail, située au large de l’Australie, a été réduite de 70 %.

Pour en revenir à Tumara, la centrale solaire flottante du CRIOBE va permettre de comprendre quel positionnement des panneaux solaire est la plus adaptée à la protection des coraux en faisant varier l’ombrage et la transparence obtenue. Ces résultats devraient permettre le déploiement de centrales solaires flottantes parfaitement adaptées à leur environnement et ainsi participer à la sauvegarde des récifs coralliens.

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Le Texas, souvent associé aux énergies fossiles, est pourtant devenu un monstre des énergies renouvelables. Mais si son climat ensoleillé est propice à la production solaire, ses fréquents orages engendrent des dégâts considérables sur les fermes photovoltaïques. Dernier exemple en date : la vaste centrale Fighting Jays Solar Farm, qui vient de perdre plus d’un millier de panneaux en seulement quelques minutes. 

Les images sont impressionnantes : à Fort Bend County, non loin de Houston (Texas), les quelque 1 300 hectares de la centrale photovoltaïque « Fighting Jays Solar Farm » font peine à voir. Et pour cause, le 15 mars dernier, un intense orage de grêle a causé de très importants dégâts à la ferme solaire d’une puissance de 350 MWc.

Suite à la destruction d’un très grand nombre de panneaux, une équipe HazMat (Hazard Materious Response Team) s’est rendue sur place pour s’assurer qu’aucun produit potentiellement toxique n’avait contaminé la zone. Les premiers résultats ne montrent aucun signe de contamination, mais la Texas Commission of Environmental Quality continue de mener l’enquête pour s’assurer de la sécurité de la zone.

BREAKING: Hail storm in Damon texas on 3/24/24 destroys 1,000’s of acres of solar farms.

Who pays to fix this green energy? @StateFarm? @FarmBureau? @Allstate?

Or you the taxpayer? pic.twitter.com/GpNSaopObZ

— Corey Thompson (@Roughneck2real) March 25, 2024

Les orages de grêle, talon d’Achille des fermes photovoltaïques

Si les habitants de la région ont expliqué qu’ils n’avaient jamais vu ça, avec des grêlons pouvant mesurer la taille d’une balle de golf, les orages de grêle ne sont pas rares au Texas, et plus généralement au centre des États-Unis. Presque chaque année, la taille des grêlons mesurés impressionne avec 11 centimètres de diamètre relevés en 2016, 14 centimètres en 2022, ou encore un grêlon de 16 cm en 2021 à San Antonio. C’est quasiment la taille d’un melon !

En première ligne de ces aléas climatiques, les centrales solaires ne semblent pas prévues pour résister à ce type d’événement. Ainsi, selon des rapports du secteur des assurances aux États-Unis, les averses de grêle seraient responsables de 2 % des sinistres déclarés, mais de 50 % des pertes financières associées. Selon ces compagnies d’assurance, ces pertes financières s’expliquent par la hausse du nombre d’installations solaires dans les régions concernées, mais également par le recours de plus en plus fréquent à des panneaux plus grands, dont la vitre de protection est moins épaisse, et donc plus fragile.

Des solutions pour éviter les sinistres dus à la grêle

Face à cette situation, l’entreprise kWh Analytics, spécialiste de la gestion des risques dans la production d’énergies renouvelables, encourage, dans un récent rapport, le déploiement de panneaux solaires dont l’inclinaison peut être automatiquement réglée. Sur ce type d’installation, un mode particulier permet de positionner le panneau à la quasi verticale, le protégeant ainsi de la grêle. D’autre part, le rapport montre la différence de résistance des panneaux à des averses de grêle en fonction du type de verre utilisé. Le verre trempé se montre alors beaucoup plus résistant que le verre renforcé à la chaleur.

Outre le coût financier important, le mauvais dimensionnement de ces centrales vis-à-vis de leur environnement apparaît comme un gâchis de ressources et d’énergie, une notion opposée aux objectifs de la transition énergétique actuelle.

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L’Espagne semble véritablement déterminée à exploiter pleinement son potentiel d’énergie solaire ! Le pays vient de réaliser une nouvelle année record en installant plus de 7 GW de capacité photovoltaïque. Pour la première fois, la majorité du mix électrique du pays est considérée comme bas-carbone.  

L’année 2023 aura été une année record pour le développement des énergies renouvelables. Cette fois, on s’intéresse à l’Espagne qui a battu son record de déploiement de l’énergie photovoltaïque avec pas moins de 5 595 MWc de panneaux nouvellement raccordés au réseau ! C’est un record pour le pays avec une hausse de 28 % par rapport à l’année 2022. En comparaison, la France fait relativement pâle figure avec seulement 3 135 MWc de photovoltaïque raccordés sur la même période (source : Enerplan). Ce déploiement impressionnant de centrales photovoltaïques porte la puissance totale de l’Espagne à 25 549 MW. Et ce n’est pas tout, puisque selon des données recueillies par l’UNEF (Unión Española Fotovoltaica) et APPA Renovables, on compterait entre 1 706 MWc et 1 943 MWc d’installations en autoconsommation, particuliers et professionnels confondus. Le déploiement total de solaire en 2023 est donc compris entre 7 301 MWc et 7 538 MWc.

Il faut dire qu’en termes de rayonnement solaire, l’Espagne fait partie des pays les mieux dotés d’Europe. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si les trois régions ayant accueilli le plus de nouvelles installations sont situées dans la moitié sud du pays avec Castilla la Mancha (2 024 MW), l’Andalousie (1 170 MW) et l’Estrémadure (1 064 MW).

L’électricité bas-carbone représente désormais la moitié du mix électrique espagnol

Ces nouvelles installations ont permis de porter la part du photovoltaïque dans le mix électrique espagnol à 20,3 %. L’éolien continue d’y jouer un rôle prépondérant avec une hausse de sa capacité de production de 661 MW. En 2023 et pour la première fois, le mix électrique de l’Espagne a été dominé par les énergies bas-carbone avec 50,3 % du mix. Cette part, estimée à 134 321 GWh, n’est néanmoins pas considérée comme renouvelable puisqu’elle comprend la production des cinq centrales nucléaires du pays.

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