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Nouveau nucléaire : l’Union européenne ne veut toujours pas soutenir massivement les projets

L’émergence de nouveaux projets dans l’énergie nucléaire en Europe est freinée par le refus de la Banque européenne d’investissement (BEI) de soutenir financièrement la filière. Une posture qui pourrait toutefois évoluer à l’avenir, à la faveur du changement de sa présidence.

L’Union européenne (UE) se divise en deux camps, s’agissant de la transition énergétique : les pro-nucléaires, dont la France fait partie, qui placent l’atome au cœur de leur stratégie de décarbonation. Et les anti-nucléaires, au premier rang desquels se trouve l’Allemagne, qui considèrent que le nucléaire est dangereux et ne doit pas être développé, à l’inverse des énergies renouvelables. La scène européenne oppose souvent les deux camps, chacun étant déterminé à défendre ses principes.

L’Alliance du nucléaire gagne du terrain sur la scène européenne

Ces derniers temps, les pronucléaires gagnent du terrain. Réunis à l’initiative de la France, 16 États se sont regroupés en « Alliance du nucléaire » pour faire entendre leur voix. En juillet 2023, ils ont appelé la Commission européenne à soutenir davantage l’atome, en le plaçant sur un pied d’égalité avec les énergies renouvelables. Le 4 mars 2024, à l’occasion d’une nouvelle réunion, l’alliance a demandé que le nucléaire puisse bénéficier de l’ensemble des financements européens, sans discrimination, à savoir le soutien de la BEI, le fonds innovation, etc.

Le financement des projets nucléaires par la BEI est possible, sur le papier en tout cas. Mais en pratique, la banque européenne traîne des pieds. Selon le ministre de l’Économie Bruno Le Maire, les investissements de la BEI sont en chute libre depuis le début des années 2000 : « la Banque européenne d’investissement a financé jusqu’à 7 milliards d’euros d’investissements sur le nucléaire. Après 2000, ça a été à peine un milliard ». Pour comparer, la BEI a accordé plus de 10 milliards d’euros dans les énergies renouvelables, rien que pour l’année 2021.

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Une lueur d’espoir pour les investissements de la BEI en faveur du nucléaire

Mais les choses pourraient se débloquer à l’avenir. En effet, début 2024, la présidence de la BEI a changé, passant de l’Allemand Werner Hoyer, opposé à l’atome, à l’Espagnole Nadia Calvino. Cette dernière semble plus encline à soutenir le nucléaire. En outre, lors du dernier sommet sur l’énergie nucléaire qui s’est tenu le 21 mars, la présidente de la Commission européenne Ursula von der Leyen a apporté son soutien au nucléaire en affirmant qu’il fallait « garantir de nouveaux investissements » dans le secteur. Le vent pourrait donc être en train de tourner sur la scène européenne en faveur de l’atome. Et les projets de petits réacteurs modulaires (SMR) pourraient en être les premiers bénéficiaires.

Pour les porteurs de projets, obtenir un prêt de la part de la BEI permet d’obtenir des conditions de financement avantageuses à hauteur de 50 % maximum du coût du projet. Mais ce soutien est également un signal favorable adressé à d’autres investisseurs.

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Nucléaire : utiliser l’épargne des Français pour financer les EPR ?

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La facture d’EDF pour la construction des six nouveaux réacteurs EPR prévus d’ici à 2035 est déjà de 30 % supérieure à son budget initial. Pour financer la relance nucléaire, le gouvernement envisage d’utiliser une partie de l’épargne des Français déposée sur le Livret A et le Livret de Développement Durable et Solidaire (LDDS).

 

Explosion du budget prévisionnel des nouveaux EPR

Le revirement d’Emmanuel Macron en faveur de la filière nucléaire en 2022 a marqué un tournant dans la politique énergétique de la France. Après une période de cinq ans caractérisée par un ralentissement de cette filière, le président a annoncé en grande pompe la construction de six nouveaux réacteurs nucléaires EPR2. Une bonne nouvelle pour EDF, mais celle-ci se heurte à une problématique de taille : le financement de la relance nucléaire. À 100% propriété de l’État, cette dernière, en charge de la construction de ces nouvelles petites centrales, a indiqué que son budget prévisionnel de 2021 était passé de 51,7 milliards à 67,4 milliards d’euros en mars 2024.

Des dépassements budgétaires qui s’expliquent principalement par la hausse des coûts de construction, des études d’ingénierie, ou encore les frais de maîtrise d’ouvrage. Le cas de la petite centrale de Flamanville, projet pilote de la relance nucléaire française, qui doit être raccordé au réseau national dès cet été 2024, est symptomatique des défis de la filière nucléaire : initialement prévu pour 3,3 milliards d’euros, son coût a quadruplé, atteignant désormais 13,2 milliards d’euros, pour un retard de 12 ans dans son développement.

L’épargne des Français pourrait financer un tiers du programme

L’État français ne se trouve actuellement pas en capacité de financer les nouveaux EPR. Celui-ci ayant enregistré un déficit budgétaire record en 2023 (5,5 % de son PIB), le gouvernement songe à utiliser l’épargne des Français pour aider à financer les nouveaux EPR. Il faut dire qu’avec un encours cumulé de 571,5 milliards d’euros fin février 2024 pour le Livret A et le Livret de Développement Durable et Solidaire (LDDS) représentent une manne financière conséquente. Éric Lombard, à la tête de la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC), considère cette option comme « logique », étant donné l’importance de ces investissements pour la souveraineté énergétique et la décarbonation de la France. La seule réserve émise par le directeur de la CDC est, selon ce dernier, de s’assurer que les investissements dans le nucléaire n’entravent pas d’autres priorités nationales, 59,5 % des montants gérés par la CDC étant alloués au financement des logements sociaux (le reste est géré par les banques et est essentiellement destiné aux PME).

Si d’un côté, cette stratégie pourrait accélérer la transition énergétique française, de l’autre, elle demande une transparence absolue et une gestion rigoureuse des fonds investis. « Si on finance par exemple un tiers du programme nucléaire, cela représentera quelques milliards d’euros par an… c’est quelque chose qui est tout à fait absorbable par l’épargne des Français », affirme Éric Lombard, mettant en avant la capacité d’absorption de l’épargne nationale.

 

 

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Installation terminée pour les 71 éoliennes en mer au large de Fécamp

Le 26 mars 2024 est un grand jour pour le parc éolien en mer de Fécamp : toutes ses éoliennes sont désormais installées. Il rejoint ainsi les parcs de Saint-Nazaire, Saint-Brieuc et Provence Grand Large au rang des fermes éoliennes en mer françaises entièrement achevées. Une bonne nouvelle pour la filière qui voit son développement s’accélérer

Le parc éolien en mer de Saint-Nazaire n’est plus la seule ferme éolienne en mer en France. Depuis sa mise en service complète fin 2022, il a été rejoint par celui de Saint-Brieuc en décembre 2023, puis par la petite ferme pilote Provence Grand Large. C’est désormais au tour du parc de Fécamp de suivre le mouvement. Ce dernier est situé entre 13 et 24 km des côtes normandes.

Fort de ses 71 éoliennes totalisant 500 mégawatts (MW) de puissance installée, il doit produire à terme l’équivalent de la consommation électrique de 770 000 habitants. L’installation de la première éolienne a eu lieu en juillet 2023. Au 15 janvier 2024, la moitié des éoliennes était posée. La 71ᵉ et dernière turbine vient d’être installée, comme l’a annoncé fièrement le site officiel du parc sur X (ex-Twitter) le 26 mars 2024. La mise en service officielle du site va donc pouvoir avoir lieu selon le calendrier prévu.

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Des éoliennes en mer installées sur des fondations gravitaires

Débutée en 2020, la construction s’étale sur un secteur maritime de 60 km2. La particularité du parc réside dans le type de fondation de ses éoliennes. En effet, il s’agit ici de fondations gravitaires, qui sont peu répandues, car plus onéreuses que les autres. Grâce à leur poids élevé, ces mastodontes de béton n’ont pas besoin d’être fixés dans le fond marin. Elles pèsent en effet près de 5 000 tonnes chacune, pour 31 mètres de diamètre à leur base et une hauteur comprise entre 48 et 54 mètres.

À l’inverse, le parc Saint-Brieuc utilise des fondations de type jacket qui sont équipées d’une tourelle métallique alors que celui de Saint-Nazaire emploie des socles « monopieu » qui consistent en des pylônes enfoncés dans le plancher marin.

La filière française de l’éolien en mer poursuit ainsi son développement. Rappelons que les pouvoirs publics ont fixé un objectif de 50 parcs en service pour 2050, représentant 40 GW installés avec l’attribution de 2 GW par an à partir de 2025. D’autres pacs éoliens en mer sont actuellement en construction à Courseulles-sur-Mer, Dieppe, sur les îles d’Yeu et de Noirmoutier, ainsi que sur la façade méditerranéenne. D’autres sont en projet sur l’ensemble des côtes françaises, à l’exception de la pointe Bretonne, de l’extrême sud-ouest et de la Côte d’Azur.

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Électricité : pourquoi des prix négatifs devraient être observés ces prochains jours

La période actuelle est propice à la chute des prix de l’électricité sur les marchés, jusqu’à atteindre des valeurs négatives. En effet, le solaire et l’éolien fonctionnent à haut régime et la demande est en berne lors des multiples jours fériés. La tendance devrait se poursuivre jusqu’en mai.

Le week-end du 23 et 24 mars, les prix de l’électricité ont oscillé autour de… zéro euro le mégawattheure (€/MWh). Ils sont même descendus à –7 €/MWh durant une heure. La chute des prix a été limitée et moindre qu’observée chez nos voisins allemands, par exemple, car le solaire et l’éolien français sous contrat pour différence (CfD) a réduit sa production. Ils ne sont pas subventionnés en cas de prix négatifs, au contraire des allemands, qui le sont pendant 6 heures consécutives avant que les subventions ne disparaissent. Bien que 15 gigawatts (GW) de nucléaire se soit effacé et 5,5 GW de solaire et éolien aient été bridés, les prix sont quand même descendus sous le seuil de 0 €/MWh.

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Prix négatifs : un phénomène récurrent à cette période

Jeudi 28 mars, du vent entre 50 et 95 km/h est prévu sur tout le territoire. La production éolienne devrait avoisiner 14 GW. Sa grande contribution devrait encore faire baisser les prix. Globalement, la fin de l’hiver est encore propice à de forts vents. À cela s’ajoute la production solaire qui va augmenter à mesure que l’été se rapproche. La combinaison d’un vent persistant et des beaux jours qui arrivent induira une plus grande part des renouvelables dans la production, dominant même certains mix européens.

Côté consommation, la demande en électricité observée en 2023 est passée, en moyenne, de 65 GW en février à 47 GW en mai. Les températures plus clémentes expliquent en partie cette baisse. Les jours fériés à venir, comme ce week-end de Pâques, soutiendront la baisse des prix à travers la baisse de la demande lors de ces jours à faible activité industrielle. Alors que nous exportons l’électricité française majoritairement lors de pics de consommation, ce surplus de production ne peut pas être exporté lors des creux de consommation. Les prix encore plus bas observés chez nos voisins européens rendent la situation toujours plus baissière.

Cette situation est observée chaque année et, à mesure que les énergies renouvelables progressent, le défi est de gérer cette surproduction à travers des moyens de stockage notamment. D’autres outils peuvent également aider, comme les panneaux solaires bifaciaux, qui produisent en début et fin de journée lors des pics de consommation. Le « gaspillage » via l’écrêtement de la production devra être limité afin de ne pas décourager les investissements dans le secteur des renouvelables.

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Nucléaire : nouveaux réacteurs EPR, EDF explose son budget prévisionnel

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La facture d’EDF pour la construction des six nouveaux réacteurs EPR a largement dépassé le budget prévisionnel. Le producteur d’électricité français pointe du doigt la hausse des coûts de développement et de construction du projet.

 

Le budget prévisionnel des nouveaux EPR français en hausse de 30 %

Le projet de construction des six nouveaux réacteurs EPR2, piloté par EDF, affiche désormais un budget prévisionnel qui donne le vertige : 67,4 milliards d’euros, un chiffre qui dépasse largement le budget de 51,7 milliards initialement annoncés en 2021. Cette escalade des coûts, selon les informations de nos confrères des Echos, serait essentiellement due aux études d’ingénierie – qui se sont avérées plus complexes que prévu – ainsi qu’à la hausse des coûts de construction (équipements et mise en service) des nouveaux réacteurs EPR.

Comme le rappelle en effet EDF, le budget de 2021 ne prenait pas en compte les frais liés à la maîtrise de l’ouvrage. Le gouvernement doit encore finaliser le plan de financement des nouveaux EPR, plan qui permettra de déterminer le prix du mégawattheure qui sera produit par les nouveaux réacteurs EPR. Leur mise en service est prévue d’ici à 2025.

 

Les projets internationaux d’EDF ne sont pas épargnés

Les dépassements budgétaires d’EDF ne s’arrêtent pas aux frontières françaises. Les projets d’EPR d’EDF à l’étranger, comme ceux en cours au Royaume-Uni, ont également subi des hausses considérables de leurs coûts initiaux. Par exemple, la construction de l’EPR de Hinkley Point C outre-Manche a vu son estimation grimper, passant de 25-26 milliards à 31-35 milliards de livres.  La filière nucléaire française, après 5 ans de mise à l’arrêt, peine à répondre aux nouveaux objectifs fixés par le gouvernement depuis sa relance, initiée en 2022 par Emmanuel Macron. Manque de personnel qualifié, échéances restreintes… les dépassements budgétaires mettent en lumière les défis auxquels est confronté le secteur nucléaire français.

Pour redresser la barre, EDF mise sur l’optimisation de ses processus et sur la renégociation de certains contrats clés, dans le but de limiter l’impact financier de ces dépassements. L’issue de ces négociations sera déterminante, non seulement pour la trajectoire énergétique du pays, mais aussi pour le porte-monnaie des Français.

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Pourquoi Leclerc ne vendra plus de carburant à prix coûtant ?

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Les fluctuations du prix des carburants alimentent les tensions entre géants. Michel-Édouard Leclerc pointe du doigt TotalEnergies pour expliquer l’arrêt de la vente à prix coûtant dans ses stations, une décision qui secoue le portefeuille des automobilistes français.

 

Leclerc accuse TotalEnergies

Depuis pas mal de temps désormais, les prix des carburants jouent les montagnes russes. Forcément, cela pèse lourd sur le budget des Français. Dernier rebondissement en date, Leclerc, le géant de la distribution, met fin à sa politique de carburant à prix coûtant. Un choix que Michel-Édouard Leclerc a défendu bec et ongles sur BFMTV le 24 mars 2024. Il a rappelé l’engagement de son groupe pendant toute la fin de l’année 2023, suite à un appel d’Elisabeth Borne, encore Première ministre. Mais pourquoi ce revirement ? La réponse semblerait tenir en un nom : TotalEnergies.

Au cœur de la controverse, TotalEnergies. Leclerc accuse directement le fournisseur d’être à l’origine de cette décision. « Des résultats extraordinaires » chez TotalEnergies, mais pas de baisse de tarif pour Leclerc qui, faute de conditions d’approvisionnement avantageuses promises, se voit contraint d’ajouter une marge sur chaque litre vendu. Une pilule amère pour les consommateurs habitués à faire des économies à la pompe chez Leclerc.

L’essence augmente de nouveau

Quelles sont les répercussions pour les automobilistes ? Une hausse, même légère, se fait sentir. Michel-Édouard Leclerc assure pourtant que ses stations restent compétitives avec un gazole à 1,79 € en moyenne. Un argument qui peine à consoler ceux ayant vu le prix de l’essence frôler les 1,90 €/L récemment. La fin de l’année 2023 avait été marquée par cette initiative de carburant à prix coûtant, vue comme un geste de solidarité envers les consommateurs. Sa disparition inquiète de nombreux automobilistes.

Le prix du baril augmente, il a pris 1,7 dollar lors de la semaine du 18 mars 2024, atteignant ainsi 86 dollars. Évidemment, les prix à la pompe augmentent. Le SP95-E10 a vu son prix monter de 2,1 centimes, pour une moyenne de 1,8619 €/L. Pour le gazole, le prix moyen était de 1,7871 €/L, en hausse de 0,8 centime par rapport à la semaine d’avant.

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Voici le premier réacteur d’avion 100% électrique (vidéo)

Propulser un avion grâce à un jet de plasma créé par de l’électricité ? Ceci n’est pas de la science-fiction, mais le projet bel et bien réel de Sylphaero, une start-up bordelaise. Cette technologie vise les avions à réaction, qui représentent près de 95 % du marché.

L’électrification dans l’aéronautique est un objectif notoirement difficile, plus complexe encore que dans l’automobile. Les avions, en effet, ne peuvent pas tolérer une augmentation significative de leur masse et de leur volume, et les batteries électriques sont plus lourdes et plus volumineuses que les hydrocarbures. L’équation est donc très compliquée. Si les développements récents des batteries ouvrent aujourd’hui la porte à l’avion électrique, une autre difficulté réside dans le choix de la technologie du moteur, et donc dans la performance de l’avion.

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Une différence majeure entre avion à hélice et avion à réaction

Expliquons-nous. La propulsion aérienne repose sur deux technologies principales. En premier lieu, le turbopropulseur, qui équipe ce que l’on peut appeler « l’avion à hélices ». Ici, l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures entraîne un axe de rotation qui transmet ses efforts à une hélice. Cette hélice a pour fonction d’accélérer l’air environnant pour générer la poussée qui permet la mise en mouvement de l’avion.

En second lieu, les avions à réaction. Ces derniers sont équipés de moteurs, appelé turboréacteurs, dans lesquels l’énergie libérée par la combustion des hydrocarbures est directement injectée dans l’air, préalablement comprimé par une turbine. Et c’est l’échappement de cet air chaud vers l’arrière de l’avion qui génère la poussée, sans qu’il y ait besoin d’hélice.

Différence entre un turbopropulseur et un turboréacteur / Schéma : Médiawiki, modifié par RE.

Pour les moteurs à hélice, il est relativement aisé de remplacer un moteur thermique par un moteur électrique, puisque ce dernier peut directement actionner l’hélice. Ainsi, il existe de nombreuses sociétés qui visent ce marché, comme Aura Aero, qui a décroché une importante commande en fin d’année dernière. Cependant, pour ce type d’avion, la vitesse de vol est limitée à 800 km/h environ, du fait qu’une hélice perd son efficacité à l’approche de la vitesse du son. Et c’est la raison pour laquelle près de 95 % des avions sont aujourd’hui équipés de moteur à réaction.

L’électrification du transport aérien devra donc passer par l’électrification des avions à réaction. Toutefois, il n’est pas simple de réaliser la même substitution pour les moteurs à réaction que pour les moteurs à hélice. En effet, dans ce cas, les moteurs électriques ne sont d’aucune aide, puisqu’il faut directement injecter l’énergie électrique dans l’air. Mais Sylphaero a pour ambition d’y parvenir.

Le plasma, avenir de la propulsion aérienne ?

La startup française Sylphaero mise sur une technologie électrothermique permettant de réchauffer l’air à partir d’électricité. Pour ce faire, elle utilise un arc électrique, c’est-à-dire précisément le phénomène qui a lieu dans les éclairs, et qui est capable de porter l’air à une température extrêmement élevée, jusqu’à 20 000°C. À cette température, l’air est transformé en plasma. Ce plasma est ensuite accéléré comme dans un réacteur classique et éjecté à l’arrière de l’appareil.

Le prototype de réacteur aux côtés de ses concepteurs / Image : Sylphaero.

La société Sylphaero a été fondée par deux ingénieurs : Tom Bernat et Damien Engemann. Elle est basée à Mérignac (Gironde) depuis 2021. Elle a pu bénéficier d’un soutien financier de la Région Nouvelle-Aquitaine, de Bpifrance, ainsi que de prêts d’Airbus, du Réseau Entreprendre et du CNES (Centre national d’études spatiales). L’équipe travaille à la conception d’un moteur de démonstration, de 90 kW, permettant de démontrer la faisabilité technique ainsi que les performances. Un enjeu de taille est de démontrer la tenue à longue durée des matériaux aux températures du plasma, en moyenne de 3 000 °C, mais pouvant localement dépasser 10 000 °C.

Ce prototype permettra de convaincre des investisseurs. Sylphaero aura en effet besoin de 3 à 5 millions d’euros pour espérer pouvoir commercialiser son premier réacteur civil. Avec les batteries actuelles, la société envisage que les avions puissent bénéficier d’une autonomie allant jusqu’à 1 500 km, soit 80 % des vols d’affaires en Europe. Les applications à long terme de la technologie vont en outre bien au-delà de l’aviation. De tels propulseurs électrothermiques à arc pourraient également servir au secteur spatial, notamment pour de premiers étages de fusées réutilisables. De larges perspectives, donc. Souhaitons bonne chance à l’équipe au cœur de cet enthousiasmant projet.

Sylphaero propose une courte vidéo du test de son système de chauffage de l’air par arc électrique :

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Le surprenant marché parallèle des boîtiers EDF Tempo artisanaux sur Leboncoin

Depuis quelques mois, un large choix de boîtiers électroniques destinés aux abonnés de l’offre d’électricité Tempo d’EDF apparaît sur le site de petites annonces Leboncoin. Fabriqués artisanalement par des passionnés, ces appareils permettent de consulter rapidement la « couleur » du jour, afin de mieux maîtriser ce contrat complexe. Certains proposent même des délesteurs, pour couper automatiquement les appareils énergivores durant les « jours rouges ». Un marché de niche laissé libre par EDF, depuis qu’il a cessé de distribuer ses propres boîtiers.

L’option « Tempo » du tarif bleu d’EDF est actuellement l’un des contrats d’électricité les plus économiques. Cette offre complexe se décline en six tarifs, qui diffèrent selon les heures pleines en journée, les heures creuses nocturnes et la « couleur » du jour. Le prix de l’électricité est très bas durant les jours « bleus », un peu plus coûteux lors des jours « blancs », mais extrêmement cher durant les heures pleines des jours « rouges » (lire notre article pour tout savoir sur l’option Tempo). Ce contrat permet de récompenser les abonnés pour leur effort de sobriété lors des jours « rouges » qui sont généralement activés l’hiver lorsque le réseau électrique est tendu.

Chaque saison, un maximum de 22 jours « rouges » peuvent être placés en semaine, entre le 1ᵉʳ novembre et le 31 mars. L’abonné Tempo a tout intérêt d’être alerté de la survenue d’un jour « rouge », le tarif passant de moins de 0,20 €/kWh à près de 0,80 €/kWh lors des heures pleines. Au lancement de l’option Tempo en 1998, EDF distribuait à ses clients des boîtiers indiquant la couleur du jour au moyen de LED et d’un signal sonore pour les jours « rouges » (lire notre article). Aujourd’hui, la mission a été transférée aux applications smartphones et alertes mails et SMS.

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Toutefois, un certain nombre d’abonnés à l’option Tempo souhaitent toujours disposer d’un moyen physique leur permettant de connaître la couleur du jour et celle du lendemain, sans passer par son téléphone ou ordinateur. EDF ne répondant plus à cette demande depuis l’arrêt de la distribution des petits boîtiers à LED, une poignée de passionnés à pris le relais. À la rédaction de cet article, nous comptions pas moins de 7 boîtiers Tempo différents fabriqués « artisanalement », vendus entre 32 et 110 € sur le site de petites annonces Leboncoin. Parmi ceux-ci, 5 appareils sont de simples écrans indiquant les couleurs Tempo et 2 des délesteurs, qui permettent de couper automatiquement l’alimentation d’appareils très consommateurs durant les heures pleines des jours rouges.

« Disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort »

Nous avons contacté ces bricoleurs à priori expérimentés, afin de connaître leurs motivations à concevoir et commercialiser ces boîtiers. « L’idée de ce projet m’est venue d’un constat simple au sein de mon foyer : malgré notre volonté de réduire notre consommation énergétique, nous n’avions pas toujours le réflexe de vérifier la couleur du jour. Ce boîtier est donc né de la nécessité de rendre cette information accessible et visible de tous, au quotidien, afin d’éviter les pics de consommation lors des jours rouges, où l’énergie est la plus chère », nous explique Mehdi, qui a conçu un boîtier en résine imprimé en 3D, aux allures de smartphone. « Je suis convaincu que cette solution peut aider de nombreux foyers à mieux gérer leur consommation d’énergie, en offrant une visualisation claire et instantanée des moments les plus opportuns pour utiliser leurs appareils énergivores » affirme-t-il.

Diverses annonces vendant des afficheurs Tempo sur Leboncoin.

Philippe, qui a conçu le boîtier « Montempo » dit adresser son produit « à des personnes qui sont elles-mêmes peu connectées et/ou souhaitent disposer de l’information en un coup d’œil, sans effort ». « Certaines personnes en demandent plusieurs pour les installer dans 2 pièces de la maison ! L’outil a vocation à passer le message sur la couleur du jour Tempo à venir à toute la famille » détaille cet ingénieur à la retraite.

Bernard, qui a imaginé le petit cube « Tempobox » a d’abord fabriqué un exemplaire pour ses propres besoins. « Étant abonné à l’option Tempo de chez EDF, je voulais avoir en permanence, de manière visible, les informations liées à ce contrat » argue cet informaticien, qui a également créé une application smartphone dédiée à l’option Tempo. Florian, quant à lui, dit avoir conçu son boîtier pour un proche. « À la base, je l’ai fait pour le Noël de mon père. C’est un moyen simple et visuel d’afficher l’information. Puis je me suis dit que ça pouvait intéresser d’autres personnes. »

Détail de certains des boîtiers Tempo vendus sur Leboncoin.

Plus de 200 boîtiers Tempo artisanaux vendus

La plupart de ces boîtiers utilisent une carte ESP-32. Du matériel reconnu « pour sa stabilité, sa capacité de connectivité Wi-Fi et sa facilité de programmation » nous explique Mehdi. « Elle constitue une base solide pour développer un appareil connecté, fiable et efficace. ». Ce passionné affirme utiliser « une API (une interface de programmation d’application, NDLR) dérivée de celle de RTE ». « L’API officielle de RTE nécessitant une authentification complexe, j’ai préféré opter pour une solution plus accessible, tout en garantissant la fiabilité et l’actualité des informations transmises » détaille-t-il.

Car ces appareils, qui communiquent tous via Wifi, récupèrent les informations publiées d’abord par RTE, aux alentours de 7h, puis par EDF entre 11h et 12 h. Le défi est donc d’obtenir les données de RTE, qui permettent aux utilisateurs d’être informé plus tôt de la couleur du lendemain. Tous les boîtiers artisanaux vendus sur Leboncoin n’ont ainsi pas le même horaire de mise à jour de la couleur.

Si les caractéristiques sont très différentes d’un boîtier à l’autre, certains affichant aussi le « saint » du jour, d’autres le nombre de jours restants pour chaque couleur, parviennent-ils à trouver preneur ? Parmi les créateurs qui ont accepté de nous communiquer leurs ventes, nous comptabilisons plus de 200 unités écoulées. Le plus grand succès reviendrait à l’« afficheur Tempo », l’un des premiers boîtiers Tempo artisanaux mis sur le marché. 150 exemplaires ont été vendus depuis le lancement fin 2023, selon son concepteur, un professeur de mathématiques, qui se dit avoir « été contraint de [se] déclarer en micro entrepreneur face au grand nombre de demandes ». Les boîtiers concurrents revendiqueraient chacun entre 2 et 20 ventes, d’après leurs créateurs.

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Électricité : un risque de pénurie mondiale dès 2025 selon Elon Musk

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Elon Musk, la figure emblématique derrière Tesla et SpaceX, a récemment secoué la sphère publique par une prédiction : une pénurie mondiale d’électricité dès 2025. Lors de la prestigieuse conférence Bosch Connected World, le PDG de Tesla a partagé ses craintes sur la transition énergétique, notamment concernant les effets du boom de l’intelligence artificielle (IA) et de la croissance de la demande en voiture électrique.

 

L’offre en électricité ne pourra bientôt pas suivre la demande

Elon Musk, le magnat de l’automobile électrique et de la technologie, a lancé un pavé dans la mare lors de la conférence Bosch Connected World. « Nous sommes à l’aube de la plus grande révolution technologique qui ait jamais existé », a-t-il ainsi déclaré, faisant écho à l’essor fulgurant de l’intelligence artificielle et à la montée en puissance du marché des véhicules électriques.

Le PDG de Tesla, faisant partie des leaders du secteur de l’électromobilité, met en avant une contradiction frappante : les technologies qu’il promeut sont également celles qui alimentent la crainte d’un futur blackout.« La demande d’électricité augmente et, comme pour la voiture électrique, de nombreux systèmes ne pourront pas être correctement alimentés » en raison de la demande exponentielle en puces, explique-t-il.

 

Un appel pour sécuriser la transition énergétique

 

Elon Musk ne se contente pas de tirer la sonnette d’alarme ; il propose également des pistes de solutions. Ce dernier a lancé un appel aux entreprises ainsi qu’aux États à l’échelle mondiale afin que ces derniers mettent les bouchées doubles en investissant massivement dans les technologies de stockage d’énergie pour pallier la hausse de la demande. Le PDG de Tesla préconise par ailleurs d’accélérer la production d’électricité décarbonée à partir d’énergies renouvelables. « Des temps intéressants nous attendent », s’est-il enthousiasmé, préférant ainsi voir ces défis comme des opportunités plutôt que des obstacles.

Les déclarations d’Elon Musk ne sont pas à prendre pour argent comptant, celui-ci prédisant que la pénurie d’électricité « se produira l’année prochaine (2025) ». Néanmoins, ces déclarations soulignent des inquiétudes et des défis techniques de la transition énergétique qui sont bien réels. Ces derniers, comme le souligne le PDG de Tesla, nécessitent une action collective, seul moyen d’assurer une transition énergétique réelle et efficace à l’échelle mondiale.

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Stockage d’énergie : voici la première STEP marine en projet en France

« Tanika », c’est en quelque sorte le nom de code donné à la première station de transfert d’énergie par pompage (STEP) marine de France. L’installation prévue sur l’île de La Réunion doit aider à mieux exploiter la production locale d’électricité d’origine renouvelable et réduire l’utilisation des énergies fossiles. Mais EDF reste très discret sur les contours du projet.

En créole réunionnais, un « tanika » désigne un récipient destiné à transporter de l’eau. Un nom parfaitement trouvé pour le premier projet de stockage d’énergie par STEP marine en France. Car le concept repose sur la création d’un réservoir artificiel rempli d’eau de mer, perché à plusieurs centaines de mètres au-dessus de l’océan. L’idée est de pomper l’eau de l’océan Indien durant les pics de production solaires et éoliens afin de remplir le réservoir, à l’image d’une batterie qui se recharge. Puis, selon les besoins du réseau, l’eau est relâchée dans l’océan et entraîne, dans sa chute, des turbines qui produisent de l’électricité : la « batterie » se décharge.

Si la France possède déjà six STEP en métropole, aucune n’est « marine ». Les installations actuelles sont toutes situées en montagne et exploitent systématiquement deux bassins artificiels d’altitudes différentes, remplis d’eau douce (voir notre reportage vidéo). Or, une STEP marine utilise, par définition, la mer ou l’océan comme bassin inférieur et un bassin supérieur artificiel rempli d’eau salée. Ce type de STEP est très peu répandu dans le monde. Les quelques sites actuellement en service sont de faible capacité, il s’agit souvent de petits réservoirs perchés au sommet de falaises surplombant l’océan, sur de petites îles comme El Hierro (Canaries) ou Ikaria (Grèce).

Pourtant, aménager une STEP marine n’est à priori pas plus complexe que de construire une STEP classique en montagne. S’il faut recouvrir le bassin supérieur d’une membrane parfaitement étanche pour éviter toute infiltration d’eau salée dans la nature et prévoir des turbines et conduites suffisamment résistantes à la corrosion et aux organismes marins, il n’est pas nécessaire de creuser de bassin inférieur. La seule difficulté semble donc de trouver des sites techniquement, économiquement et environnementalement adaptés, mais aussi acceptés sur le plan social.

Schéma d’une STEP marine / Révolution Énergétique – Wikimedia.

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Une STEP perchée au-dessus d’une falaise

Sur l’île de La Réunion, EDF aurait identifié un site idéal où implanter sa première STEP marine. Selon un document révélé par le compte X « Infos-Réseaux », elle serait aménagée dans le quartier de La Montagne à Saint-Denis, au-dessus de falaises surplombant l’océan (voir l’emplacement sur Maps). Sur ce plateau perché à environ 300 m d’altitude, l’énergéticien envisage de creuser un bassin dont nous ignorons la capacité, EDF n’ayant pas souhaité nous communiquer davantage d’informations à ce stade. « EDF étudie actuellement plusieurs sites potentiels pour l’implantation du projet de la STEP de Tanika, en prenant en compte les enjeux socio-environnementaux. Les échanges avec les parties prenantes sont en cours pour permettre d’aboutir au choix définitif du site prochainement », a tenu à nous préciser l’entreprise, suite à la publication de cet article.

Le document indique que l’ouvrage disposera d’une puissance de 50 MW grâce à deux turbines de 25 MW placées dans une usine souterraine. Le site présente quelques difficultés, plusieurs maisons se trouvant à l’emplacement du futur bassin et la prise d’eau côtière devant être aménagée dans une zone étroite et périlleuse, coincée entre l’océan et la falaise. Une offre d’emploi publiée récemment indique qu’EDF souhaite réaliser une étude paysagère de la future STEP, qui permettra probablement de mieux saisir son impact visuel. Mais à quoi cette installation va-t-elle servir ?

Le document publié par le compte X « Infos Réseaux ».

Pourquoi construire une STEP marine à La Réunion ?

Dépourvu d’interconnexions, le réseau électrique réunionnais ne peut compter que sur lui-même pour alimenter les 860 000 habitants de l’île. En 2023, sa production reposait sur 57 % de ressources renouvelables et toujours sur 27 % de diesel, 4 % de fioul et 13 % de charbon. Toutefois, la programmation pluriannuelle de l’énergie de La Réunion s’est fixée l’objectif de porter la part des renouvelables à 100 % en 2030. Si la conversion des centrales thermiques fossiles à la biomasse importée est la stratégie principale pour y parvenir, l’aménagement de la STEP de Tanika peut également y contribuer.

En toute logique, la STEP marine réduirait l’utilisation des turbines à combustion au fioul et moteurs diesel durant les pics de consommation. Typiquement, la STEP devrait pomper de l’eau en journée, profitant de l’importante production photovoltaïque, puis turbinera lors du pic de consommation du soir (18 h – 21 h à La Réunion). Un système aussi pertinent sur le plan environnemental qu’économique, puisque les carburants fossiles sont entièrement importés par bateau. Reste à connaître les détails du projet, tels que son coût et le calendrier estimé des travaux, qu’EDF communiquera probablement dans les prochains mois.

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Ce chauffage solaire fabriqué en France est livré à ses premiers clients

Avec la promesse de faire baisser « gratuitement » les thermostats de 3 à 5 °C, les panneaux solaires thermiques SunAéro de Solar Brother sont livrés tout juste à la clôture de la saison hivernale. Heureusement, ces dispositifs peuvent fonctionner comme déshydrateurs et déshumidificateurs d’air en attendant de reprendre leur rôle d’économiseur de chauffage l’hiver prochain.

Les avancées technologiques, la baisse des coûts de fabrication et les incitations gouvernementales ont énormément stimulé le développement du marché solaire. Néanmoins, le secteur connaît un déséquilibre marqué par une prédominance des technologies photovoltaïques, laissant le solaire thermique dans une position moins avantageuse. Pourtant, c’est dans ce contexte que l’entreprise française Solar Brother a annoncé la sortie de son nouveau module solaire thermique baptisé SunAéro, il y a plusieurs mois.

Il s’agit d’un équipement autonome conçu pour générer un flux d’air chaud dans les espaces intérieurs. Le dispositif accroîtrait la température d’une pièce de 3 à 5 degrés selon Solar Brother. Le fonctionnement de SunAéro s’appuie sur la combinaison d’un capteur solaire thermique et d’un panneau photovoltaïque de 32 Wc qui alimente un ventilateur. L’air extérieur est d’abord filtré à son entrée dans le module, puis réchauffé via le capteur thermique avant d’être distribué dans la pièce grâce au ventilateur.

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250 premiers exemplaires fabriqués

Pour financer son projet SunAéro, Solar Brother a organisé une levée de fonds qui a démarré en novembre 2023 sur la plateforme Ulule. Très vite, l’initiative a porté ses fruits, et à la fin de la campagne ce mois de mars, l’entreprise a récolté plus de 200 000 € grâce au soutien de 240 contributeurs. Dès décembre 2023, Solar Brother a pu ouvrir sa première ligne de production à Carnoules, dans le Var. À ce jour, 250 unités ont été produites, et les premières livraisons ont déjà commencé il y a quelques semaines. Actuellement, l’entreprise affirme être déjà en cours de mettre en place une seconde ligne de production afin de répondre plus rapidement aux demandes.

À en juger par toutes ces informations, on peut dire que, d’un point de vue commercial, SunAéro est jusqu’ici, un produit à succès, à l’instar des autres technologies de la marque. En effet, Solar Brother n’en est pas à sa première réussite en termes de lancement de produits. L’entreprise s’est fait déjà connaître par ses fameux cuiseurs solaires.

Un module multifonctionnel

Pour rappel, le module solaire thermique SunAéro est proposé à partir de 1 450 euros, sans aucune aide ni subvention possible. L’entreprise affirme que son produit serait capable d’économiser jusqu’à 700 kWh par an et pourrait ainsi être rentabilisé au bout de 5 ans d’utilisation. Au-delà de sa fonction de chauffage d’appoint, le SunAéro peut également servir de déshydrateur et trouve ainsi usage dans diverses applications comme la déshydratation de plantes, la déshumidification du bois de chauffage, ou encore le séchage de linge et d’aliments. Il peut aussi servir de déshumidificateur d’air intérieur. Cela signifie que le module peut être utilisé tout au long de l’année, et pas uniquement durant l’hiver.

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« Wake effect » : quel est ce phénomène redoutable pour les parcs éoliens en mer ?

Bien connu des spécialistes de l’éolien, mais encore mal compris, le wake effect (ou effet de sillage en français) pose de plus en plus de problèmes, à mesure que les parcs se multiplient. C’est pourquoi, de nombreuses équipes de recherche travaillent actuellement sur le sujet pour tenter de mieux le prédire et limiter les pertes de rendement des parcs qui y sont associées. 

À l’image d’un avion qui transperce l’air, une éolienne perturbe le flux d’air qui la traverse et crée une zone de turbulence dans laquelle le vent ralentit. À l’échelle d’un parc éolien, ce phénomène, appelé wake effect ou effet de sillage en français, peut engendrer une baisse d’efficacité énergétique des éoliennes situées en aval, et même générer des contraintes sur la structure des éoliennes. Mais au-delà de cette baisse de production locale, l’effet de sillage peut avoir des répercussions sur de grandes distances. Selon des études préliminaires menées par l’énergéticien allemand RWE, cet effet pourrait même se ressentir sur près de 200 km.

Ainsi, il pourrait poser de plus en plus de problèmes à mesure que la densité de parcs éoliens offshore augmente dans certaines zones du globe, à l’image de la mer du Nord. Là-bas, le gouvernement norvégien planifie l’installation du parc Sørlige Nordsjø II… à seulement 22 km du parc danois Nordsren III. Dans cette configuration, les deux parcs pourraient se faire de l’ombre en fonction de la direction du vent, entraînant alors une baisse de productivité. Pour l’heure, l’absence de connaissances précises et de réglementation sur le sujet laisse les différents acteurs des projets dans le flou.

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L’effet de sillage, un phénomène de plus en plus étudié

Pour éviter ce type de situation tout en améliorant les performances des parcs, de nombreux projets de recherche tentent de mieux comprendre ce phénomène grâce à des relevés in situ ainsi que le développement de modèles de calcul. Ces projets de recherches universitaires sont extrêmement nombreux du côté des pays entourant la mer du Nord, comme l’University of Bergen (UiB) mais aussi l’institut allemand Fraunhofer, aidés par des subventions gouvernementales et l’appui de grands acteurs du secteur de l’éolien. C’est notamment le cas de RWE qui a pris part à plusieurs projets comme X-Wakes, C2-Wakes ou encore OWA GloBE.

De l’autre côté du globe, ce phénomène est également étudié par l’université Takanori Uchida de Kyushu, qui s’est associée pour l’occasion à Toshiba Energy Systems Corporation et Hitachi Zosen Corporation. Ce projet a pour objectif de mieux comprendre les effets de sillage, et de trouver les designs et les méthodes d’implantation les plus adaptées au contexte géographique du Japon.

Des solutions émergent pour réduire l’effet de sillage

Pour lutter contre ce phénomène, plusieurs solutions émergent. D’un point de vue général, l’implantation des différents parcs éoliens nécessite une étroite collaboration internationale pour éviter qu’un parc éolien ne provoque une perte de rendement sur un autre parc. Ensuite, les scientifiques cherchent à déterminer quelle est la meilleure implantation des éoliennes pour limiter au maximum ce phénomène. Le modèle d’implantation a notamment fait l’objet de recherches dans le parc éolien de Horns Rev.

Mais les solutions peuvent aussi être matérielles. Siemens Gamesa a, par exemple, mis au point une solution appelée Wake Adapt. Celle-ci consiste à modifier légèrement l’orientation des turbines lorsque le vent souffle dans l’alignement des éoliennes. Grâce à cette subtile modification d’orientation, l’effet de sillage est déporté sans pour autant entraîner d’effort trop important sur la structure de l’éolienne. Ce système a également l’avantage de pouvoir être adaptable dans certains parcs existants et permet, selon le fabricant, de réduire les pertes liées au phénomène.

Enfin, des réflexions sont en cours sur le type d’éolienne à utiliser. Aujourd’hui, les turbines à trois pales montées sur des mâts sont les modèles les plus courants. Mais certains cherchent à envisager la possibilité d’utiliser des rotors inclinés qui pourraient permettre de réduire l’effet de sillage. C’est pour cela qu’a été mis en place le projet POWER, qui vise à mettre en place 10 éoliennes Touchwind afin de voir s’il est possible, grâce à ce design, d’améliorer la production d’électricité par kilomètre carré tout en limitant l’effet de sillage.

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Stockage d’électricité par STEP : les projets en Corse et dans les DOM-TOM bientôt recensés

Les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de stocker de l’électricité en remontant l’eau dans les barrages. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souhaite cartographier les projets en cours, dans les zones non interconnectées telles que la Corse et certains territoires et départements d’outre-mer, pour coordonner au mieux les filières de stockage.

D’ici le 26 mars, la CRE souhaite connaître les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en cours de développement dans les différents territoires, appelés zones non interconnectées (ZNI). Elles regroupent la Corse, les îles du Ponant, certains départements, collectivités et région d’Outre-mer.

La CRE souhaite avoir à sa connaissance des informations sur :

  • le projet (site, caractéristiques, enjeux locaux, difficultés)
  • le porteur de projet et son savoir-faire
  • le stade de développement (de l’attestation de maîtrise foncière et cela peut aller jusqu’au dépôt de la demande de raccordement)
  • le calendrier de développement (dimensionnement technique, autorisations, constructeurs …)

Parmi les territoires considérés comme ZNI, certains ont un véritable potentiel d’accueil des STEP. Les plus grands pourcentages d’énergie électrique injectée sur le réseau se trouvent en Guyane (62,5 %), à la Réunion (20,7 %), en Corse (14,3 %). Sur l’île de beauté, par exemple, la construction de la STEP de Sampolo avance afin de fournir flexibilité et résilience au réseau corse, dépendant à 47,5 % des fossiles pour produire son électricité et à 25,9 % des interconnexions.

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Éliminer les fossiles et faire baisser les prix grâce aux STEP

Les informations que la CRE recueillera serviront à « coordonner les filières de stockage entre elles et programmer les prochains guichets de saisine. » La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) attribuera des objectifs à ces zones à court, moyen et long terme.

Les ZNI connaissent des prix d’électricité sensiblement plus élevés que dans la métropole. Leur caractère insulaire (moins vrai pour la Corse, en partie interconnectée avec l’Italie continentale et la Sardaigne) et leurs contraintes géographiques imposent certaines solutions de production induisant des coûts élevés. L’objectif est de la CRE est d’accompagner le déploiement des énergies renouvelables intermittentes pour réduire ces prix et, par conséquent, les charges de Service public d’Etat (SPE). Il finance la péréquation tarifaire.

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Hydrogène, gaz, nucléaire : comment l’Allemagne est en train de rater sa transition énergétique

La politique de transition énergétique allemande, appelée « Energiewende » vise à sortir du nucléaire et à parvenir à un taux de 100 % d’électricité renouvelable d’ici 2050. Pour cela, l’Allemagne a fait des choix qui ne se sont pas tous avérés gagnants. Et si nos voisins d’outre-Rhin étaient tout simplement en train de rater leur transition énergétique ?

Porté par le charbon et le nucléaire jusqu’au début des années 2000, le mix électrique allemand a ensuite progressivement changé de visage. L’Energiewende, qui se traduit littéralement par « transition énergétique », donne un nouvel aspect à son mix électrique pour parvenir à une électricité entièrement renouvelable d’ici 2050. Pour cela, plusieurs choix ont été adoptés.

L’abandon du nucléaire, un choix porté par la population en Allemagne

D’abord, la décision a été prise d’abandonner le nucléaire. En effet, la population allemande étant culturellement anti-nucléaire depuis le début des années 1970, avant un renforcement du mouvement suite aux accidents de Tchernobyl puis de Fukushima, cela a incité les pouvoirs publics à acter la fin l’atome. La catastrophe de Fukushima a par ailleurs condamné définitivement l’énergie nucléaire outre-Rhin.

Ainsi, les trois dernières centrales encore en activité sur le territoire ont été déconnectées du réseau en avril 2023. On peut se demander si le calendrier était bon, étant donné le contexte difficile sur le plan énergétique avec la flambée des prix de l’énergie et les tensions d’approvisionnement en gaz liées à la guerre en Ukraine. En outre, rappelons que le nucléaire est une source de production d’électricité décarbonée qui aurait pu peser dans l’atteinte des objectifs du pays.

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Le gaz, un allié privilégié pour la transition énergétique allemande

Afin d’atteindre son ambition d’électricité 100 % renouvelable, nos voisins d’outre-Rhin doivent s’appuyer sur une source de production flexible, indispensable pour accompagner les énergies renouvelables dont la production est extrêmement fluctuante. Ces sources de production flexibles sont le fioul, le gaz, le charbon, l’hydroélectricité dans certains cas, et le nucléaire. L’énergie nucléaire ayant été expulsée de l’équation par choix politique et le potentiel hydroélectrique étant faible, il ne reste donc plus qu’à l’Allemagne le charbon et le gaz, qui sont des énergies fossiles.

Dans les faits, le pays exploite actuellement le charbon, le gaz et les interconnexions (imports/exports de ses pays voisins) pour compenser la variation de l’éolien et du solaire. L’Allemagne est productrice de charbon et particulièrement de lignite, une sorte de charbon à faible pouvoir calorifique. Du côté du gaz, le pays était fortement dépendant des importations en provenance de la Russie. La situation géopolitique a donc perturbé les approvisionnements en gaz, incitant les Allemands à trouver des solutions : importations de gaz naturel liquéfié (GNL) auprès d’autres pays et importations de gaz naturel depuis la Norvège. Miser sur le gaz naturel pour sa transition énergétique tout en étant extrêmement dépendant de la Russie pour ses approvisionnements était un pari risqué pour l’Allemagne qui s’est trouvée en difficulté et a dû trouver des solutions en urgence avec la guerre en Ukraine.

Sur le plan climatique, le gaz et le charbon émettent du CO2. Ceci explique que, malgré le développement des énergies renouvelables (ENR) dans le pays qui ont permis de faire baisser les émissions de CO2 de 10 % en 2023, le niveau de ces émissions reste malgré tout très élevé en Allemagne (673 millions de tonnes en 2023).

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L’hydrogène pour décarboner la production d’énergie

L’Allemagne a également fait un parti technologique incertain, en choisissant de développer de l’hydrogène dans le cadre de son Energiewende. On parle ici d’hydrogène vert, donc produit à partir de l’électrolyse de l’eau et d’électricité 100 % renouvelable. L’Allemagne mise sur cette source de production pour décarboner son industrie ainsi que le secteur de la mobilité lourde. Le pays s’est fixé comme objectif d’atteindre une capacité de production d’au moins 10 gigawatts (GW) d’ici à 2030. Pour cela, des pipelines d’hydrogène doivent être installés sur 1 800 km d’ici 2030, ce projet bénéficiant d’un soutien financier de l’État dans le cadre du programme européen des projets importants d’intérêt européen commun (PIIEC).

Mais, outre les pertes d’énergie considérables engendrées par la production, le transport et la consommation de l’hydrogène, l’Allemagne ne pourra pas en produire suffisamment pour couvrir sa consommation. Il est donc prévu d’en importer à hauteur de 70 % de ses besoins. Plusieurs accords ont été signés avec des pays comme le Canada, les Émirats arabes unis, l’Australie ou encore la Norvège. En pratique, l’hydrogène vert n’est pas forcément à la hauteur des attentes de l’Allemagne. Par exemple, après avoir lancé en grande pompe le train à hydrogène, nos voisins ont finalement revu leur stratégie pour décarboner le secteur ferroviaire. En effet, le train à hydrogène s’est avéré peu rentable économiquement, incitant le pays à l’abandonner au profit des trains à batterie.

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L’Allemagne, un peu seule dans la défense des carburants de synthèse

Par ailleurs, l’Allemagne défend les carburants synthétiques au point de peser fortement dans la balance des négociations européennes pour faire accepter la poursuite des ventes de voitures thermiques neuves après 2035, à condition qu’elles roulent avec ce type de carburant. Fervents défenseurs de l’e-fuel et opposés au tout électrique pour les véhicules, les Allemands pensaient rassembler de nombreux États autour des carburants de synthèse afin de les inciter à construire des usines de production.

Mais nos voisins peinent à convaincre et seuls trois pays ont signé la déclaration commune préparée par l’Allemagne : la Tchéquie, le Japon et le Maroc. Il semble donc qu’à ce jour, l’Allemagne soit assez isolée sur la défense des carburants de synthèse. Pour conclure, l’Allemagne a fait des choix radicaux pour sa transition énergétique qui s’avèrent peut-être un peu risqués compte tenu de la conjoncture, notamment du fait de l’abandon de l’atome et de l’importance laissée au gaz naturel. L’avenir nous dira si ces choix étaient les bons pour parvenir à ses objectifs.

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Voici le potentiel délirant des haies solaires le long des autoroutes et voies ferrées en Europe

Fini les platanes au bord des routes, bonjour les panneaux solaires ? Une nouvelle étude de la Commission Européenne vient de dévoiler la production électrique que l’on pourrait atteindre en implantant des panneaux solaires verticaux le long des routes et des voies ferrées d’Europe.

Le Joint Reseach Center (JRC) de la Commission Européenne vient de publier une vaste étude portant sur le potentiel du photovoltaïque vertical aux abords des routes et des voies ferrées européennes. Le moins que l’on puisse dire, c’est que ce potentiel est important. Avec un total de 403 GW de panneaux photovoltaïques, il serait possible de produire, de cette manière, environ 391 TWh/an. C’est plus que la production totale d’électricité de l’Espagne et de la Belgique réunies !

Pour obtenir ces résultats, les scientifiques du JRC ont dû réaliser un véritable travail de fourmi, en identifiant, à partir des données publiques spatiales et d’un réseau routier dérivé d’OpenStreetMap, toutes les sections de routes et de voies ferrées susceptibles de recevoir des panneaux photovoltaïques. Les équipes ont sélectionné les autoroutes, les routes principales et les routes primaires, tout en excluant chaque tronçon de pont, tunnel ou d’intersection.

Pour obtenir un degré de précision suffisant, les chercheurs ont divisé le réseau routier en tronçon de 500 mètres de long pour considérer leur trajectoire moyenne, et donc l’orientation des panneaux photovoltaïques correspondante. Le même travail a été réalisé pour la partie ferroviaire, en partie grâce à la base de données de référence géographique de la Commission européenne (GISCO). Au total, ce sont près de 450 000 km de route qui ont été sélectionnés, et 152 000 km de voies ferrées.

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La France a le plus grand potentiel européen

L’étude porte sur l’utilisation comparative de panneaux monofaciaux et de panneaux bifaciaux. Sans surprise, ce sont ces derniers qui permettent le niveau de production le plus important. D’ailleurs, l’implantation verticale des panneaux solaires est de plus en plus plébiscitée, notamment grâce à l’arrivée des panneaux bifaciaux. Selon une étude, ce type d’implantation permettrait d’obtenir un rendement au moins équivalent à une inclinaison traditionnelle comprise entre 30° et 60° en limitant la surchauffe des cellules. De plus, en étant verticaux, les panneaux nécessitent moins d’emprise au sol tout en étant moins vulnérables aux intempéries.

Si l’Allemagne a le plus grand potentiel de production d’énergie aux abords de ses routes (17,1 GWc), la France a le plus grand potentiel total avec plus de 65 GW de puissance installable pour une production estimée à 66 TWh/an. Elle devance ainsi largement l’Allemagne (49 TWh/an), l’Italie (45 TWh/an) et l’Espagne (57 TWh/an). Si le réseau routier français est particulièrement développé, c’est principalement grâce à son réseau ferroviaire que le pays affiche un tel potentiel. En effet, sur les 152 000 km identifiés par le JRC, plus de la moitié de ce réseau est situé en France, à savoir 78 711 km ! Reste à savoir comment notre réseau électrique pourrait gérer de tels pics de puissance en milieu de journée.

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Réoxygéner l’eau des océans grâce à la production d’hydrogène ?

Une entreprise s’est donnée pour mission d’injecter de l’oxygène dans la mer tout en produisant de l’hydrogène vert. Il s’agitait d’une bonne façon de lutter contre le développement des zones mortes, notamment dans la mer Baltique, particulièrement touchée par ce phénomène.

Le réchauffement climatique associé aux activités industrielles agit sur le milieu marin en le privant peu à peu d’oxygène. En effet, l’augmentation de la température de l’eau ralentit le brassage des océans et ralentit la solubilité de l’oxygène dans l’eau. Et les rejets des activités des industries ou de l’agriculture provoquent une hausse des nutriments, entrainant le développement des algues, lesquelles consomment de l’oxygène. Ce manque d’oxygène dans les océans, appelé « anoxie », crée des zones mortes. La mer Baltique est particulièrement touchée par ce phénomène en raison de son caractère intracontinental.

Redonner vie au milieu marin en lui réinjectant de l’oxygène

Pour remédier à la situation, une entreprise a décidé de redonner vie à la mer en lui redistribuant de l’oxygène. Fondée en 2017, Lhyfe est un groupe européen spécialisé dans la production et la fourniture d’hydrogène vert. La société est d’ailleurs connue pour avoir testé la première plateforme pilote de production d’hydrogène vert en mer au monde.

À terme, elle souhaite à la fois produire de l’hydrogène vert en mer et distribuer de l’oxygène dans le milieu marin. En effet, l’électrolyse de l’eau qui permet la production d’hydrogène vert produit aussi de l’oxygène qui trouvera ainsi une utilité en étant réinjecté dans le milieu marin. Pour se donner une idée des quantités, la production d’un kilo d’hydrogène vert renouvelable par électrolyse de l’eau conduit à la coproduction de 8 kilos d’oxygène, selon Lhyfe.

L’entreprise a débuté des travaux de recherche dès 2020, pour permettre de redonner vie aux zones marines privées d’oxygène en mer Baltique. En 2023, le projet prend une nouvelle dimension avec le financement du fonds du plan d’action pour la mer Baltique (BSAP). Baptisé « BOxHy », il réunit, outre Lhyfe, une entreprise qui développe des projets d’hydrogène, Flexens ainsi que l’université de Stockholm (Suède).

Un site pilote dans la mer Baltique pour tester la réinjection de l’oxygène dans l’eau

Ces trois entités ont dévoilé l’avancée de leurs recherches qui se termineront en octobre 2024. La préparation d’un site pilote devrait voir le jour pour tester la redistribution d’oxygène en profondeur dans la mer Baltique. Cela permettra de mesurer l’impact de cet apport d’oxygène sur le milieu marin avant d’envisager un déploiement à plus grande échelle.

En pratique, il s’agira d’injecter de l’oxygène gazeux pur dans les profondeurs marines, « en dessous d’une zone où se produisent de fortes variations de la densité de l’eau (pycnocline), à l’aide d’un système qui répartit l’oxygène en micro bulles de manière homogène », selon le communiqué de presse. Ce système aurait déjà fait ses preuves aux États-Unis, au sein de plusieurs lacs d’eau douce. Pour le PDG de Lhyfe, Matthieu Guesné, « à travers ce type d’initiatives, en plus de réduire notre empreinte carbone, nous pouvons imaginer apporter un service à l’environnement et avoir un impact positif sur l’écosystème naturel ».

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Des panneaux solaires flottants sur un lac de saumure : pourquoi c’est un sacré défi

Poser des panneaux solaires photovoltaïques sur des étendues d’eau pourrait aider à trouver de nouveaux espaces pour la production d’électricité renouvelable. Mais choisir pour cela des lacs de saumure constitue un véritable défi technologique. À Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), un projet ambitionne de recouvrir deux grands lacs fortement salés, afin de produire de l’hydrogène vert.

Le solaire photovoltaïque est toujours en quête d’espaces. Des toitures industrielles ou des parcelles agricoles. Ou pourquoi pas, des plans d’eau. C’est l’idée développée par le solaire flottant. Poser des panneaux photovoltaïques sur des flotteurs pour produire de l’électricité depuis un bassin de traitement des eaux usées ou un réservoir.

Un projet solaire et hydrogène sur des lacs de saumure

Avec le projet HyVence — pour « Hydrogène de Provence » —, la société Géosel ambitionne d’exploiter ainsi la surface de deux étangs près de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône). Les étendues de Lavalduc et d’Engrenier, d’une superficie respective de 3,5 et 1,2 km², pourraient être recouvertes à 80 % de 500 hectares de panneaux solaires photovoltaïques. Objectif : produire une électricité renouvelable qui servirait notamment à alimenter une usine de production d’hydrogène vert implantée juste à côté.

La particularité de ces étangs, c’est qu’il s’agit de lacs de saumure. Ils sont exploités par Géosel depuis 1969. Car la spécialité de ladite société est le stockage souterrain d’hydrocarbures. Cela fait à 55 ans que Géosel injecte du pétrole brut, du diesel, de l’essence, du fuel domestique ou encore du naphta dans des cavités salines situées à 80 km de là, dans les Alpes-de-Haute-Provence. Des hydrocarbures qui prennent la place d’eaux saumurées alors renvoyées via des canalisations vers les lacs de Lavalduc et d’Engrenier.

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Le défi de la corrosion pour les panneaux solaires flottants

Ce dont il est donc question ici, ce n’est pas seulement d’installer des panneaux solaires photovoltaïques sur un plan d’eau. Les ingénieurs savent désormais le faire. La vraie difficulté sera d’assurer la durabilité du système dans un environnement extrêmement salé. Quelque 340 g de sel par litre d’eau, selon Géosel. Soit environ huit fois plus que la mer Méditerranée. Or les panneaux photovoltaïques et les flotteurs sur lesquels ils doivent être posés sont classiquement très sensibles à la corrosion due au sel. Les spécialistes le savent. Poser du solaire flottant en mer est déjà difficile. Une centrale photovoltaïque déployée au large de Brouwersdam (Pays-Bas) par Oceans of Energy en 2019 en a fait l’amère expérience. Alors, comment imaginer un projet photovoltaïque sur un lac de saumure ?

Parce que des progrès ont été réalisés en la matière. Géosel teste déjà des panneaux solaires et des flotteurs qui pourraient mieux résister à cette corrosion. Pour leur éviter de faire baisser trop leur durée de vie et de multiplier de manière exponentielle les besoins en maintenance. Ces panneaux et leurs flotteurs devront aussi être adaptés aux conditions de courant et de vent qui règnent sur les sites, de même qu’au risque de cristallisation et accumulation du sel sur les surfaces.

De l’électricité solaire dès 2029 pour produire de l’hydrogène vert

L’objectif est de mobiliser près de 400 emplois pour commencer à installer dès 2026 quelque 1,5 million de panneaux photovoltaïques sur les lacs de Lavalduc et d’Engrenier. Le tout pour produire 800 GWh d’électricité par an à partir de 2029. Soit l’équivalent de la consommation d’une ville de 400 000 habitants. Et suffisamment pour produire, par électrolyse, 15 000 tonnes d’hydrogène vert. Finalement, seulement 15 % de la consommation actuelle d’hydrogène issu d’hydrocarbures sur le bassin de Fos-sur-Mer. L’investissement total s’élèverait à 700 millions d’euros et une trentaine d’emplois serait toujours nécessaire pour la phase d’exploitation.

Une concertation publique préalable au lancement du projet doit débuter ce mercredi 27 mars et se poursuivre jusqu’au lundi 20 mai. Et un collectif se mobilise pour s’y opposer. Arguant qu’une faune et une flore spécifiques qui se sont développées autour des étangs pourraient être menacées et que l’usine de production d’hydrogène rattachée serait située dans un espace Natura 2000 entre des lacs où les populations se promènent. Le tout alors que des friches industrielles seraient disponibles non loin de là pour mener à bien le projet. Les premières analyses semblent quant à elles montrer que la biodiversité ne goutte déjà que très peu du long passé industriel du site combiné à la salinité importante des lacs. Les impacts, après application de mesures d’évitement et de réduction, seraient extrêmement faibles.

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Réacteurs nucléaires : la cadence infernale que promet EDF

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EDF, par la voix de son PDG, annonce la construction de deux réacteurs par an dès 2030.

L’Europe se rallie au nucléaire : une aubaine pour EDF

L’Europe renoue de plus en plus avec l’énergie nucléaire. Luc Rémont, PDG d’EDF, voit dans cet élan un signal fort pour accélérer la production d’électricité nucléaire. Avec l’objectif de déployer deux réacteurs annuellement après 2030, EDF souhaite tirer parti de son expertise pour répondre efficacement à cette demande grandissante. Mais au-delà de l’ambition, le groupe français se heurte à un défi de taille : maîtriser les coûts tout en garantissant la fiabilité de ses installations.

Le nucléaire reste un terrain miné par les incertitudes financières. Luc Rémont admet qu’aucun chiffrage précis n’est encore arrêté pour les futurs réacteurs. Toutefois, il maintient que le développement du nucléaire reste économiquement viable, malgré une dette conséquente et des dépassements budgétaires sur les projets en cours.

Le chantier de Flamanville a pris du retard 

Le programme nucléaire d’EDF repose en grande partie sur la technologie EPR, conçue pour marquer le renouveau du secteur en Europe. Malgré les retards et les surcoûts, notamment illustrés par le chantier de Flamanville, Luc Rémont reste confiant. Il évoque les succès passés et la capacité d’EDF à relever de tels défis. Cependant, l’heure est à la rationalisation : pour tenir ses promesses, EDF mise sur l’optimisation et la standardisation de ses fameux réacteurs EPR2.

En visant une production accélérée, EDF ne se positionne pas seulement comme un acteur majeur en France, mais ambitionne aussi de renforcer la présence du nucléaire en Europe. La collaboration avec d’autres pays et la concurrence sur des appels d’offres internationaux témoignent de l’ambition globale du groupe.

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Panneaux solaires : pourquoi ce fabricant français est en grande difficulté

L’industriel français Systovi, spécialisé dans la fabrication de panneaux photovoltaïques, est actuellement en difficulté face à la concurrence chinoise. L’entreprise, basée à Carquefou près de Nantes, se laisse 1 mois pour trouver un repreneur.

À Carquefou (Loire-Atlantique), Systovi produit depuis 15 ans des modules photovoltaïques. Filiale du groupe de Machecoul Cetih, l’entreprise composée de 87 collaborateurs est confrontée à une triste réalité : la concurrence chinoise fait baisser son carnet de commandes. Le prix final de ses panneaux solaires, qu’elle conçoit, produit et commercialise, est quatre fois supérieur à ceux importés d’Asie.

Elle qui a investi 1,5 million d’euros dans un nouveau laminateur, en mars 2023, souhaitait porter sa capacité de production journalière à 260 panneaux photovoltaïques contre 200 aujourd’hui. Son carnet de commande était rempli et tout lui présageait un bon avenir. C’était sans compter sur une deuxième vague agressive de dumping chinois, vendant à perte des panneaux subventionnés. L’augmentation de leur production est soudaine et inonde l’Europe de panneaux très peu chers. Dans le même temps, l’entreprise tricolore perd le marché américain, fermé par mesure protectionniste dans le cadre de l’inflation reduction act (IRA). Pour rebondir, l’UE et la France cherchent une solution, entre interdiction partielle d’importation et seuils de production locale.

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Des discussions législatives qui traînent

Certaines mesures sont actuellement discutées à l’échelle française et européenne. Il y a notamment le bonus résilience. Il vise à favoriser la production européenne. Il y a aussi l’interdiction des produits issus du travail forcé : selon le Global Slavery Index de 2023, la fabrication de panneaux solaires est la quatrième catégorie de produits exposés au travail forcé la plus importée par les pays du G20, derrière l’électronique, les vêtements et l’huile de palme. Enfin, le Net Zero Industry Act (NZIA) compte imposer aux États membre de l’UE un minimum de 30 % d’appels d’offres sur des critères de « résilience », c’est-à-dire de panneaux solaires fabriqués sur le sol européen. Et ce dernier texte témoigne de la lente réaction législative face à un bouleversement économique en provenance de Chine. Le dernier texte mentionné n’est pas encore publié et ne sera pas appliqué avant près de deux ans. Or, Systovi voit son carnet de commandes fondre et ne peut se permettre ce long délai d’attente.

Le cas de Systovi n’est pas isolé. Photowatt, un autre fabricant français installé à Bourgoin-Jallieu, est aussi en quête de repreneur. Son actionnaire majoritaire, EDF Renouvelables, refuserait d’investir. Pire, il n’a pas fait appel à Photowatt pour fournir sa centrale solaire à Creys-Malville, localisée à 30 km de l’usine. Après 44 ans d’existence, l’entreprise est en difficulté. Elle ne maîtrise plus que la fabrication de lingots et le découpage des Wafers, alors qu’elle était intégrée sur toute la chaîne de valeur : lingots, plaquettes de silicium, cellules et modules photovoltaïques.

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