La stratégie nationale de la Tunisie sur l’hydrogène vert prévoit une production de plus de 8 millions de tonnes par an d’ici 2050. Avec l’ambition d’en exporter une bonne partie vers l’Europe, via un méga pipeline.

Dans le monde décarboné de demain, les experts projettent que notre consommation d’hydrogène (H₂) sera largement supérieure à celle d’aujourd’hui. Ils tablent sur une multiplication des besoins par dix d’ici 2050. Un hydrogène qui sera nécessairement bas-carbone. Produit surtout par électrolyse de l’eau, à partir d’une électricité d’origine nucléaire, estiment certains, mais aussi renouvelable, assurent d’autres.

Les tenants de la production d’hydrogène grâce à l’électricité nucléaire avancent un argument de taille : la possibilité d’alimenter les électrolyseurs en continu. De quoi optimiser leur fonctionnement et éviter une dégradation prématurée de leurs performances. Mais les partisans de la production d’hydrogène à partir de sources renouvelables telles que le solaire ou l’éolien ont un plan pour contourner le problème de l’intermittence. Ils comptent installer des électrolyseurs en masse dans les pays qui jouissent notamment d’un fort ensoleillement. L’ambition affichée par le Chili, par exemple, est de produire, d’ici 2030, l’hydrogène vert le moins cher au monde. Grâce à des panneaux solaires photovoltaïques installés à l’entrée du désert d’Atacama et en y ajoutant des champs éoliens dans le sud du pays.

Transporter l’hydrogène vert sur des milliers de kilomètres

Se pose toutefois la question du transport de cet hydrogène. Selon les experts, en effet, le coût de ce transport figure en première ligne de beaucoup de modèles. Sur de très grandes distances, mieux vaudra transporter l’hydrogène par voie maritime. Sous forme liquéfiée ou incorporé à une autre molécule telle que l’ammoniac ou les « Liquid organic hydrogen carrier » (LOHC) dont il est de plus en plus question. Car ceux-ci permettent de se reposer sur les infrastructures pétrolières existantes.

Pour les distances un peu plus courtes, le transport par pipeline pourrait s’avérer payant. Mais la faisabilité doit encore être démontrée. Les exploitants gaziers n’estiment pas pouvoir supporter plus de 20 % d’hydrogène dans leurs gazoducs. Et convertir les infrastructures existantes à du 100 % H₂ n’est pas trivial. Des problèmes de pressions variables liées à un flux variable — résultant d’une production au gré des intermittences solaires et éoliennes — ou encore de résistance des aciers du réseau actuel ont déjà été identifiés.

Un mégapipeline dédié au transport de l’hydrogène

C’est dans ce contexte que l’Afrique du Nord se prépare à construire, à l’image des gigantesques pipelines destinés à convoyer le gaz fossile, un hydrogénoduc — déjà baptisé « SoutH2-Corridor » — long de 3 300 km reliant notamment la Tunisie à l’Italie, l’Autriche et l’Allemagne. Un accord vient tout juste d’être signé avec l’entreprise TE H2 — une joint-venture de TotalEnergies (80 %) et du groupe italien Eren (20 %) — associée à l’énergéticien autrichien Verbund pour l’étude de la phase 1 du projet.

L’idée : produire de l’hydrogène vert à partir d’eau de mer dessalée et de panneaux solaires photovoltaïques et d’éoliennes installés dans le sud de la Tunisie. Avec une puissance dédiée de 5 gigawatts (GW), les promoteurs visent un volume de production 200 000 tonnes d’hydrogène par an au démarrage. Puis jusqu’à 1 million de tonnes par an. Le tout pour un investissement qui devrait s’élever à quelque 6 milliards d’euros. Sachant que le projet, dans sa globalité, devrait s’étendre jusqu’en 2050 et est d’ores et déjà chiffré à pas moins de 40 milliards d’euros. La stratégie nationale sur l’hydrogène vert tunisienne, quant à elle, vise, à partir d’une capacité de 100 GW d’électricité renouvelable, une production d’environ 8,3 millions de tonnes H₂ vert d’ici 2050. Dont seulement 2,3 millions de tonnes seraient destinées au marché national.

L’article Hydrogène : la Tunisie veut alimenter l’Europe avec un méga pipeline est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En 2023, une collecte record de panneaux solaires usagés a été réalisée en France, marquant un tournant pour les énergies renouvelables.

La montée en puissance du recyclage des panneaux solaires usagés

L’année 2023 a marqué une avancée notable dans le secteur des énergies renouvelables en France, avec une collecte record de panneaux solaires usagés. L’éco-organisme Soren a récupéré 5 207 tonnes de modules solaires, soit une augmentation de 35% par rapport à 2022. Cette collecte massive témoigne d’un bel effort pour recycler ces matériaux, essentiels pour une transition énergétique durable. La majorité des panneaux collectés proviennent de la métropole, notamment de la région Occitanie, avec des volumes croissants en Outre-Mer.

Malgré ces progrès, Soren alerte sur les dangers des filières de réemploi non contrôlées. Environ 40% des panneaux désinstallés échappent à la filière officielle, souvent exportés vers des pays en développement comme en Afrique ou en Asie. Cela pose des problèmes de sécurité et des risques d’incendie, comme l’explique Nicolas Defrenne, directeur général de Soren. Il est crucial de mettre en place des contrôles techniques rigoureux pour garantir la sécurité et l’efficacité des panneaux réutilisés.

Vers une certification pour les panneaux solaires usagés ?

Pour répondre à cela, Soren propose d’instaurer une certification des panneaux solaires usagés, incluant des tests d’isolation électrique et d’électroluminescence. Cette démarche vise à encadrer le réemploi des modules et à assurer leur qualité. En parallèle, un fonds de réemploi de 3 millions d’euros sera créé pour soutenir les projets innovants dans ce domaine, avec un appel à projets prévu pour le second semestre 2024.

Le rapport d’activité de Soren pour 2023 révèle que 320 000 tonnes de panneaux solaires ont été mises sur le marché, générant un chiffre d’affaires de 9,5 millions d’euros. L’objectif à long terme est de faire en sorte que les revenus issus des matières premières recyclées représentent un tiers du chiffre d’affaires de l’éco-organisme. Les volumes de panneaux à recycler devraient croître considérablement, atteignant 500 000 tonnes d’ici à 2050. 

L’article Panneaux solaires : un recyclage record en 2023 est apparu en premier sur L'EnerGeek.

À l’occasion d’une réunion qui s’est tenue à Riyad le dimanche 2 juin 2024, les pays membres de l’OPEP+ ont décidé de prolonger leurs coupes de production afin d’éviter des pertes financières.

Les pays de l’OPEP+ maintiennent leurs coupes de production

Lors de leur réunion du 2 juin 2024, les membres de l’OPEP+ ont décidé de prolonger les réductions de production de pétrole jusqu’à la fin de l’année 2025. Parmi les pays participant à cette initiative, on trouve l’Arabie saoudite, les Émirats arabes unis, l’Irak, le Koweït, le Kazakhstan, l’Algérie, Oman et la Russie.

Les réductions de production s’organisent en trois niveaux : une réduction de 2 millions de barils par jour pour l’ensemble du groupe, des réductions volontaires de 1,65 million de barils par jour, et des réductions supplémentaires de 2,2 millions de barils par jour instaurées en novembre 2023. Si les deux premiers niveaux sont prolongés jusqu’en décembre 2025, les réductions supplémentaires seront supprimées progressivement à partir de septembre 2024 jusqu’à leur cessation complète en septembre 2025.

Une décision stratégique

La décision des pays de l’OPEP+ vise à stabiliser les cours du Brent, qui ont récemment chuté. Le lundi 3 juin 2024, suivant la réunion, le Brent de la mer du Nord a enregistré une baisse de 3,99 %, tandis que le WTI coté à New York a perdu 3,3 %. Le jour suivant, le Brent a de nouveau diminué de 1,5 % (à 76,96 dollars), et le WTI a baissé de 1,7 % (à 72,7 dollars). Autrement dit, l’OPEP+ cherche à maintenir des prix du pétrole suffisamment élevés pour soutenir leurs économies, notamment l’Arabie saoudite, pour qui son modèle repose essentiellement sur ses revenus pétroliers. Cette dernière ne peut atteindre son équilibre budgétaire qu’à partir du moment où le baril de Brent est vendu à 95 dollars.

Les prix à la pompe resteront donc volatils. Ayant néanmoins acté une ouverture progressive des vannes, l’OPEP+ espère ainsi que cette décision aidera à relancer la demande qui reste, du fait du contexte international, trop faible par rapport à l’offre. Le prix à la pompe pourrait de fait baisser. Mais cela reste à condition que le marché ne se retrouve pas en surabondance, ce qui ferait à nouveau chuter les cours du pétrole, et inciterait les pays de l’OPEP+ à refermer les vannes.

L’article Pétrole : l’OPEP+ s’accorde pour prolonger ses coupes de production est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Avec le réchauffement climatique, les énergies renouvelables commencent à se développer. Mais c’est encore insuffisant. Pourtant, l’Agence Internationale de l’Énergie estime que tripler les capacités de production d’ici 2030 est envisageable.

Accélérer le déploiement des énergies renouvelables

Les pays du monde entier se sont engagés à tripler les capacités des énergies renouvelables d’ici 2030 lors de la COP28 à Dubaï. L’Agence Internationale de l’Énergie (AIE) confirme que cet objectif est réalisable. Actuellement, les énergies fossiles comme le charbon, le pétrole et le gaz dominent encore. Cependant, leur remplacement est crucial pour respecter l’accord de Paris.

L’objectif est d’atteindre 11 000 gigawatts (GW) de capacité renouvelable d’ici six ans. Bien que seulement 14 des 194 pays signataires se fixent des objectifs clairs dans leurs plans climatiques nationaux, l’AIE observe une ambition croissante dans les politiques annoncées. En effet, près de 8 000 GW de capacité renouvelable pourraient être installés en 2030, ce qui représente environ 70 % de l’objectif global.

Encore beaucoup de défis

En 2023, les capacités en énergies renouvelables ont augmenté de 64 % par rapport à 2022. Pour la première fois, la production électrique d’origine renouvelable a atteint 30 % du total mondial. La Chine joue un rôle majeur. En effet, elle installe plus de 300 GW de nouvelles capacités d’énergies renouvelables par an, soit plus de la moitié du total mondial. Si ce rythme se maintient, la Chine dépassera son objectif de 1 200 GW d’ici 2030. Les énergies solaire et éolienne, devenues plus compétitives grâce à la baisse des coûts.

De fait, elles sont les principales sources de cette croissance. Le coût de ces technologies diminue de plus de 40 % en une décennie, surtout grâce à l’expansion de la production en Chine. En revanche, l’énergie hydraulique et la géothermie rencontrent des contraintes géographiques et environnementales qui freinent toujours leur développement.

L’article Énergies renouvelables : tripler les capacités en 2030 est possible est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Le réacteur n° 1 de la tristement célèbre centrale de Three Miles Island aux États-Unis va-t-il redémarrer ? De l’autre côté de l’Atlantique, l’idée fait son chemin à mesure que le pays cherche des solutions pour augmenter sa production d’énergie décarbonée.

La centrale de Three Miles Island est connue pour l’accident nucléaire éponyme qui avait entraîné la fonte du cœur du réacteur n° 2 en 1979. Mais le réacteur n° 1, mis en service en 1974, a pourtant connu une longue carrière en fournissant de l’électricité sur le réseau américain pendant près de 45 ans. En 2009, ce réacteur à eau pressurisée de 802 mégawatts électriques (MWe) avait même vu son autorisation d’exploitation prolongée de 20 ans, soit jusqu’en 2034. Il a finalement été arrêté en 2019, en raison de coûts de fonctionnement trop élevés.

Mais depuis 2019, la situation a changé, et le réacteur TMI-1 pourrait finalement reprendre du service. C’est, en tout cas, ce qu’a sous-entendu le CEO de Constellation Energy Corp, entreprise propriétaire de la centrale, Joe Dominguez. « Le redémarrage des centrales nucléaires fermées offre une autre opportunité à l’industrie d’ajouter une énergie propre et fiable au réseau, comme c’est actuellement le cas à Palisades dans le Michigan » a-t-il déclaré.

Aux États-Unis, le redémarrage de certaines centrales nucléaires de plus en plus probable

Sur les dernières années, aux États-Unis, près d’une douzaine de réacteurs nucléaires ont été mis à l’arrêt, car trop coûteux à exploiter. L’énergie nucléaire peinait alors à faire face, sur le plan économique, aux énergies renouvelables et à un gaz bon marché. Mais la situation est en train de changer, et Joe Dominguez ne mentionne pas la centrale de Palisades par hasard. Celle-ci a reçu, il y a quelques semaines, un prêt de 1,5 milliard de dollars de la part du gouvernement américain pour permettre sa remise en service. Censée avoir été arrêtée définitivement en 2022, elle devrait finalement être remise en service et fournir de nouveau de l’électricité sur le réseau américain à la fin de l’année 2025.

Cette situation pourrait donc donner des idées. Selon le directeur du bureau des programmes de prêts du département américain de l’énergie, « plusieurs centrales nucléaires pourraient et devraient être remises en ligne ». Dans la même dynamique, la Californie, pourtant résolument tournée vers les énergies renouvelables, vient de prolonger de cinq années la durée de vie de sa dernière centrale nucléaire. Selon le propriétaire de la centrale, celle-ci pourrait même être prolongée au-delà.

Pourquoi on ne pourra pas en faire autant en France ?

En relançant certaines centrales nucléaires arrêtées, les États-Unis ne pourraient-ils pas donner des idées à EDF, notre énergéticien national ? Rien n’est moins sûr. Dans l’hexagone, seule la centrale de Fessenheim, définitivement arrêtée en 2020, pourrait être candidate à une telle opération. La centrale, mise en service en 1977, bénéficiait d’un avis favorable de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) suite à sa visite décennale de 2013. À la suite de cette visite, EDF y avait investi plus d’une centaine de millions d’euros pour qu’elle réponde à toutes les exigences de sécurité.

Mais si les opérations de démantèlement à proprement parler ne sont censées débuter qu’en 2025, la remise en service des deux premiers réacteurs à eau pressurisée paraît très improbable. D’un point de vue technique, les opérations de préparation au démantèlement ont conduit au démontage de nombreux équipements. Certains de ces équipements, comme les rotors des turbines, sont réutilisées dans d’autres centrales nucléaires. Or, si seule la cuve d’un réacteur nucléaire est irremplaçable, le remplacement d’un grand nombre d’éléments devrait faire exploser le coût d’une hypothétique remise en service. Enfin, d’un point de vue administratif, la situation semble également insoluble. Il faudrait à EDF plusieurs années avant d’obtenir une nouvelle autorisation d’exploitation.

L’article Pourquoi la centrale nucléaire accidentée de Three Mile Island pourrait redémarrer ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La filière de l’hydrolien n’est pas la plus connue des énergies renouvelables ni la plus développée. Mais cela pourrait changer à l’avenir, au vu des nombreux prototypes qui voient le jour à travers le monde. Et en France, où en est le projet Flowatt qui est prévu au large du Cotentin ?

L’implantation de nouveaux sites de production d’énergie renouvelable rencontre fréquemment son lot d’opposants, pour diverses raisons : artificialisation des sols pour certaines centrales photovoltaïques, nuisances sonores et visuelles pour les éoliennes, et plus généralement l’atteinte portée aux paysages. Les hydroliennes permettent, à priori, d’éviter la plupart de ces désagréments. Installées au fond de la mer, elles sont équipées d’une turbine qui produit de l’électricité grâce aux courants marins. Invisibles depuis les côtes, les hydroliennes ne causent aucune gêne visuelle et esthétique pour le littoral marin tout en permettant de produire de l’électricité décarbonée. En France, le potentiel est intéressant puisqu’il est estimé entre 3 et 5 GW d’après le ministère de la Transition énergétique. Pourtant, le secteur n’est pas très développé.

Le projet Flowatt produira l’équivalent de la consommation de 20 000 habitants

Mais la situation évolue avec de nombreux projets en cours dans le monde. Citons par exemple le projet Seastar en Ecosse, qui porte sur un parc de 16 hydroliennes et a reçu le soutien financier de l’Union européenne à hauteur de 20 millions d’euros. En France, la zone située à l’extrémité sud-ouest du Cotentin, appelée le raz Blanchard, dispose d’un des courants les plus puissants d’Europe. C’est à cet endroit que le projet Flowatt est prévu. Porté par HydroQuest en association avec Quair, le futur parc sera composé de 7 hydroliennes de type HQ 2.5 fabriquées à Cherbourg. Ces hydroliennes seront immergées à environ 35 mètres de profondeur, à 3 km du littoral. La puissance totale des installations atteindra 17,5 mégawatts (MW) et la production d’électricité devrait être équivalente à la consommation de 20 000 habitants.

Un projet soutenu par l’État français et l’UE

La turbine utilisée a déjà été éprouvée pendant deux ans lors d’une phase de test qui s’est déroulée entre 2019 et 2021 sur le site de Paimpol-Bréhat (Bretagne). Le projet Flowatt bénéficie du soutien de l’État français dans le cadre du plan France 2030 avec un investissement de 65 millions d’euros et un tarif d’achat préférentiel de l’électricité produite sur le site. Le projet a également été retenu parmi 20 lauréats dans le cadre du programme européen « EU Blue Champions » qui récompense des entreprises européennes innovantes dans le secteur de l’économie bleue. Cette récompense va permettre au projet de bénéficier d’un accompagnement et de bénéficier d’outils de financement de la banque européenne d’investissement. Le début des travaux aura lieu en 2025.

À noter que HydroQuest porte deux autres projets hydroliens. Tiger, un projet franco-britannique et Ocean Quest qui concerne une hydrolienne de 1 MW sur le site d’essais d’EDF que nous avons évoqué précédemment, situés à Paimpol-Bréhat. Pour l’heure, aucun objectif concernant le secteur hydrolien n’est inscrit dans la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE 2019-2028). Mais les avancées de la filière lui permettront peut-être à l’avenir de bénéficier d’une place centrale dans la transition énergétique.

L’article Où en est le projet de ferme hydrolienne Flowatt prévu en Normandie ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les prix du gaz européens explosent. Réaction immédiate suite à la décision de la Norvège de fermer un gazoduc reliant le pays au Royaume-Uni.

Une explosion du gaz sur le marché européen

La fermeture d’un gazoduc clé reliant la Norvège au Royaume-Uni entraîne une flambée spectaculaire des prix du gaz en Europe. En effet, le contrat à terme du TTF néerlandais, considéré comme la référence européenne pour le gaz naturel, atteint 37,69 euros par mégawattheure (MWh). En seulement quelques heures, les prix bondissent de plus de 13 %. De fait, ils atteignent un sommet annuel de 38,70 euros par MWh.

La cause principale de cette augmentation est la fermeture du gazoduc Langeled. Sauf que ce dernier est essentiel pour l’approvisionnement en gaz. Les problèmes techniques sur la plateforme Sleipner Riser, un point de connexion crucial, nécessitent des réparations immédiates. En conséquence, les livraisons de gaz sont interrompues. Ainsi, une réduction drastique des volumes acheminés est en cours. Par exemple, en une seule journée, la baisse avoisine les 56,7 millions de m³.

Conséquences de la réduction des livraisons

La Norvège, principal fournisseur de gaz naturel de l’Europe depuis la guerre en Ukraine, joue un rôle crucial dans l’approvisionnement énergétique du continent. La fermeture du gazoduc Langeled met en lumière la vulnérabilité de l’Europe face aux interruptions d’approvisionnement. Avec la réduction des volumes disponibles, les prix sur le marché européen sont extrêmement volatils. Cette situation met en exergue la dépendance de l’Europe aux importations de gaz.

Mais aussi, l’impact immédiat des interruptions sur les prix. Bien que les cours actuels soient inférieurs aux pics observés après l’invasion russe de l’Ukraine, la volatilité reste présente. Malgré tous les efforts pour diversifier les sources d’approvisionnement et réduire la dépendance aux hydrocarbures russes se heurtent à des obstacles logistiques et techniques importants.

L’article Gaz : la fermeture d’un gazoduc norvégien fait exploser le prix est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Face à la crise climatique et à la hausse des prix de l’énergie, la France intensifie ses efforts pour réduire son empreinte carbone et améliorer l’efficacité énergétique de son parc immobilier. L’individualisation des frais de chauffage (IFC) figure parmi les mesures phares, adoptées dans ce cadre.

Instaurée par la loi ELAN depuis 2020, l’IFC implique d’individualiser les charges de chauffage dans les immeubles dotés d’un chauffage central collectif. Cette initiative exige l’installation de compteurs individuels pour les logements dont la consommation dépasse 80 kWh/m²/an. L’individualisation des frais de chauffage et ses services associés (suivi des consommations sur un portail web, télérelève quotidienne avec alertes en cas de surconsommation, accompagnement sur les ecogestes…) encouragent les consommateurs à adopter des comportements éco-responsables, qui peuvent conduire à une baisse significative de leur consommation de chauffage – de l’ordre de 15 à 25% en moyenne selon une étude de l’ADEME.

Permettant aux résidents de regagner du pouvoir d’achat, l’IFC constitue également une mesure efficace en faveur de la préservation de l’environnement. En effet, en sensibilisant les occupants à l’impact de leurs habitudes de consommation de chauffage et en les incitant à adopter des comportements plus responsables, l’IFC favorise in fine une diminution notable de l’empreinte carbone des immeubles. Les chiffres parlent d’eux-mêmes : l’IFC pourrait réduire les émissions de CO2 de 2 millions de tonnes par an, l’équivalent des rejets annuels d’un million de voitures. De plus, elle permettrait d’économiser 6 milliards de kWh, soit la consommation de chauffage de l’agglomération lyonnaise.

L’étude ADEME souligne aussi une autre contribution de l’IFC : elle favorise la réalisation de travaux de rénovation énergétique dans les copropriétés. En effet, lorsque l’on entreprend des travaux, la répartition au réel des charges permet d’en être directement récompensé sur sa facture et en parallèle les économies générées grâce à l’IFC contribuent au financement de ces travaux et. Ce cercle vertueux améliore l’efficacité énergétique globale des bâtiments, participe à la réduction des émissions de CO2 ainsi qu’à l’amélioration du confort des habitants et de la valeur de leurs logements.

Cependant, il est important de rappeler que 42% des logements en copropriété en France sont actuellement équipés de compteurs individuels de chauffage à ce jour – répartiteurs de frais de chauffage ou compteurs d’énergie thermique selon la configuration du bâtiment – sur les 2,9 millions concernés par l’obligation. Ce rythme de déploiement, plus lent que dans d’autres pays européens comme l’Allemagne, s’explique par une méconnaissance du dispositif par les copropriétaires. Pour remédier à cette problématique, il est crucial d’intensifier les campagnes de sensibilisation et de communication pour informer un large public des avantages de l’IFC. Cette législation doit être perçue comme un levier stratégique dans la transition énergétique, favorisant à la fois des économies financières pour les ménages et une réduction significative des émissions de gaz à effet de serre.

L’article Comprendre l’individualisation des frais de chauffage (IFC) dans le contexte de la transition énergétique en France est apparu en premier sur L'EnerGeek.

En passant devant un parc éolien, on peut parfois remarquer que certaines éoliennes tournent alors que d’autres sont à l’arrêt ou fonctionnent au ralenti. Comment cela se fait-il ? Pourquoi une telle inégalité dans l’activité des éoliennes au sein d’un même parc ? Voici quelques explications.

Le territoire français compte environ 9 500 éoliennes installées au sein de 2 262 parcs, à fin 2022. Selon l’Ademe, en France, une éolienne tourne entre 75 % et 95 % du temps. Elle ne produit toutefois pas 100 % de sa capacité de production pendant cette période puisque son facteur de charge moyen, c’est-à-dire le rapport entre la puissance moyenne délivrée et la puissance moyenne installée, est de 23,5 %. On pourrait penser que s’il existe des différences de régime entre différents parcs, toutes les éoliennes d’un même site tourneraient simultanément, à la même vitesse. Pourtant, ce n’est pas le cas. Il n’est pas rare d’observer des éoliennes à l’arrêt complet, ou fonctionnant à faible vitesse, à proximité immédiate d’autres turbines tournant rapidement. Diverses raisons peuvent expliquer ce phénomène.

Des vents inégaux au sein d’un même parc éolien

Même si les éoliennes se trouvent dans un même parc, leur fonctionnement est individuel et indépendant de leurs voisines. Comme l’eau, l’air est un fluide. S’il nous est impossible de le visualiser à l’œil nu, l’air se déplace de façon hétérogène et créé des turbulences, d’autant plus exacerbées en présence de reliefs. Chaque éolienne se déclenche automatiquement et individuellement à partir de la masse d’air locale, reçue sur ses pales, généralement à partir de 15 km/h. Ainsi, la force du vent peut différer au sein d’un parc éolien. Il est donc possible qu’une éolienne tourne alors qu’une autre, placée à proximité, soit à l’arrêt ou plus lente.

Dans le même ordre d’idée, les éoliennes sont arrêtées automatiquement lorsque la force du vent est trop importante, au-delà de 90 km/h ou davantage selon les modèles. Lorsqu’une turbine est plus exposée à des rafales de vent supérieures à limite qui lui a été fixée, elle s’arrête, alors que sa voisine, moins exposée, peut continuer de fonctionner.

Lutter contre les nuisances sonores et protéger l’environnement

Par ailleurs, une autre raison peut expliquer des différences de fonctionnement entre plusieurs éoliennes d’un même parc. Les parcs éoliens sont soumis à une réglementation en matière de nuisances sonores. En effet, leur fonctionnement provoque un bruit de fond du fait des vibrations de ses composants et du contact du vent avec les pales. Ce bruit est généralement inférieur à 35 décibels à 500 mètres de distance, ce qui correspond au bruit d’une conversation à voix basse. Il est de 55 décibels au pied de l’éolienne. Pour protéger la tranquillité des riverains, la réglementation prévoit l’obligation de bridage des éoliennes en cas de dépassement du seuil réglementaire du niveau sonore. Ce seuil est mesuré selon un niveau d’émergence que l’éolienne ne doit pas dépasser. L’émergence est la différence entre le bruit ambiant hors éoliennes et le bruit ambiant avec l’éolienne en marche. L’émergence ne doit pas être supérieure à +5 décibels entre 7 h et 22 h et +3 décibels la nuit, entre 22 h et 7 h. Si les seuils sont dépassés, les pales peuvent être ralenties pour diminuer les nuisances sonores.

L’activité des éoliennes peut également être modifiée pour préserver la biodiversité, par exemple, en cas de passage de certaines espèces comme des oiseaux migrateurs. D’ailleurs, une fois un parc éolien mis en service, il est obligatoire de mettre en place un suivi environnemental, afin de vérifier l’efficacité des mesures prises pour protéger la faune locale. Il en va de même pour les parcs éoliens en mer pour lesquels le suivi concerne à la fois la faune, mais également la flore locale.

En mai 2023 par exemple, plusieurs éoliennes en mer situées au large des Pays-Bas ont été arrêtées pendant 4 heures en pleine nuit, afin de permettre le passage des oiseaux migrateurs. Une première qui pourrait faire des émules.

Les opérations de maintenance des éoliennes

Une des causes les plus courantes de l’arrêt d’une éolienne est la maintenance. En effet, elles font l’objet d’opérations régulières de maintenance et d’entretien, qui imposent un arrêt afin que les techniciens puissent intervenir en toute sécurité. Cela peut expliquer qu’une ou plusieurs éoliennes d’un même parc soient à l’arrêt alors que leurs voisines tournent.

Les opérations de maintenance sont de deux ordres. Elles peuvent être préventives pour surveiller le bon fonctionnement du parc et garantir les performances des éoliennes. L’arrêté du 26 août 2011 prévoit ainsi que « trois mois, puis un an après la mise en service industrielle, puis suivant une périodicité qui ne peut excéder trois ans, l’exploitant procède à un contrôle de l’aérogénérateur […] ». Il est aussi prévu que « selon une périodicité définie en fonction des conditions météorologiques et qui ne peut excéder six mois, l’exploitant procède à un contrôle visuel des pales et des éléments susceptibles d’être endommagés ». Les dispositifs de sécurité doivent également être contrôlés tous les ans minimum. Les opérations de maintenance peuvent aussi être curatives en cas de défaillance avérée du matériel qui nécessite l’intervention de techniciens pour procéder aux réparations.

Équilibre du réseau et influence des prix

Enfin, des éoliennes peuvent être arrêtées pour des raisons financières et/ou pour préserver l’équilibre du réseau. Lorsque la production d’électricité est supérieure à la demande, les prix chutent sur les marchés, jusqu’à atteindre parfois des niveaux nuls voire négatifs. Ainsi, pour ne pas perdre d’argent (si le parc n’est pas subventionné dans cette situation), l’opérateur peut réduire la puissance de son parc. Autrement, c’est le gestionnaire du réseau qui peut demander à l’opérateur de cesser la production, pour préserver l’équilibre du réseau. Cela peut s’effectuer par l’arrêt d’une partie des éoliennes d’un même parc ou par l’orientation de leurs pales, afin de diminuer leur vitesse de rotation.

L’article Pourquoi certaines éoliennes sont arrêtées ou tournent plus lentement que les autres ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

« C’est dans les vieilles casseroles que l’on fait les meilleures soupes » : le dicton s’appliquerait-il aussi au nucléaire ? Lors de son audition dans le cadre d’une commission d’enquête sur la production et le prix de l’électricité à l’horizon 2035-2050, Jean-Marc Jancovici a suggéré de ne plus construire d’EPR. Selon le très médiatique polytechnicien, nous devrions construire d’anciennes générations de réacteurs dont la conception et la réalisation sont parfaitement maîtrisés. Du moins, le temps d’industrialiser les réacteurs nucléaires de quatrième génération.

Jean-Marc Jancovici devient un habitué des commissions d’enquête ! Après avoir été interrogé, l’année dernière, lors de la commission d’enquête sur la souveraineté énergétique, il a cette fois été auditionné dans le cadre d’une commission portant sur la production, la consommation et le prix de l’électricité à l’horizon 2035-2050. En apportant sa vision de l’avenir de la production d’électricité en France et dans le monde, il a soulevé la question de l’intérêt de construire des réacteurs EPR plutôt que des réacteurs d’ancienne ou de future génération. « Peut-être qu’une des options, c’est de laisser l’EPR au placard pour le moment et de construire des réacteurs comme ceux qui sont actuellement en service ». Selon le scientifique, les réacteurs actuels sont plus simples à construire, tout en respectant l’état de l’art en matière de sécurité grâce à des mises à niveau régulières.

À l’inverse, si les EPR ont été conçus dans une optique de sécurité maximale, leur design complexe rend leur construction fastidieuse, et ralentit leur déploiement. Tous les projets EPR actuels en sont la preuve, multipliant les retards à Flamanville comme à Hinkley Point. Or, toujours selon Jean-Marc Jancovici, l’électrification de nos usages et les objectifs de décarbonation imposent d’accélérer la cadence en matière de puissance nucléaire ajoutée au réseau.

Sauter la troisième génération de réacteurs pour passer directement à la quatrième

En réalité, selon l’ingénieur, l’enjeu de la filière nucléaire française et internationale réside dans le développement le plus rapide possible de réacteurs de quatrième génération. Selon lui, il serait pertinent de mettre en place un programme Fast Track avec quelques pays concernés pour valider plusieurs designs et démarrer la construction de prototypes dans les plus brefs délais. Cette solution permettrait, toujours selon le scientifique, de pouvoir commencer à déployer des réacteurs de ce type d’ici 10 à 20 ans selon les technologies.

Si les réacteurs de quatrième génération suscitent autant d’intérêt, c’est parce qu’ils pourraient fonctionner avec de l’uranium naturel ou de l’uranium appauvri. Cela permettrait de produire 50 à 100 fois plus d’énergie avec une même quantité de minerai par rapport aux technologies actuelles. Avec cette solution, la France pourrait valoriser jusqu’à 99 % des 250 000 tonnes d’uranium appauvri qu’elle stocke sur son sol, et pourrait ainsi se passer de l’extraction d’uranium pendant plusieurs siècles tout en minimisant la quantité de déchets à stocker.

L’article Et si la France construisait de vieux réacteurs nucléaires plutôt que des EPR ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une mission d’information dédiée aux modes de gestion et d’exploitation des installations hydroélectriques a été mise sur pied pour trouver un avenir juridique aux barrages. Aujourd’hui, 10 % de la puissance installée du plus grand parc hydroélectrique européen est dans un flou juridique, car ses concessions sont arrivées à échéance et pas encore renouvelées. Certains barrages sont donc dans l’impossibilité de réaliser des investissements pourtant majeurs et essentiels.

120 barrages ont été construits à la fin de la Seconde Guerre mondiale lors de la nationalisation du secteur électrique français. Ils sont exploités sous un régime dit de concession pour  90 % de la puissance installée en France : une forme de « bail » qui lie l’État et les entreprises concessionnaires pour une durée de 80 ans. Ce régime d’exploitation transfère la responsabilité des investissements, de la construction et de l’exploitation d’une installation hydroélectrique à des entreprises qui se rémunèrent en tirant bénéfice de l’exploitation des installations pendant toute la durée de la concession. En contrepartie, le concessionnaire verse une redevance, accorde des réserves en eau et en énergie. 

Le parc hydroélectrique en France est donc le fruit d’un héritage historique caractérisé par un grand nombre de concessions, produisant 12 % de l’électricité française, attribuées à trois principaux concessionnaires :

• Électricité de France (EDF) pour 70 % de la production nationale
  
• Compagnie nationale du Rhône (CNR) pour 25 %
  
• Société hydroélectrique du midi (SHEM) pour moins de 3 %
  

Un flou juridique qui compromet les objectifs énergétiques

Or, certains droits d’exploitation de barrages sont déjà arrivés à leur terme et n’ont pas été renouvelés ou remis en concurrence comme le veut la Commission européenne. Elle a mis deux fois l’État en demeure (2015 et 2019). Les conséquences de ce flottement sont regrettables, met en garde la Cour de Comptes : « il est nécessaire de sortir rapidement de cette situation afin d’éviter que la gestion d’ensemble du parc hydroélectrique ne se dégrade et qu’il ne puisse jouer pleinement son rôle dans la transition énergétique » avertit-elle. « Le cadre juridique actuel ne permet de réaliser que des modifications de faibles montants sans remise en concurrence », regrette de son côté EDF. « Il n’est donc possible de réaliser que de très légères augmentations de puissance sur ces ouvrages. » Les stations de stockage d’énergie par pompage (STEP) sont dans la même situation : leur développement est à l’arrêt, « notamment à cause des difficultés rencontrées pour prolonger la durée des concessions concernées par ces investissements considérables. »

L’État est donc dans une impasse. Il refuse d’un côté les mises en demeure de la Commission, qui presse la mise en concurrence, et donc la possible entrée de nouveaux acteurs. D’un autre, le projet Hercule, imaginé sous le premier quinquennat d’Emmanuel Macron et visant à démanteler EDF en trois blocs, a été abandonné. Sinon, fut envisagé en décembre 2023 dans l’avant-projet de loi souveraineté énergétique de passer les barrages sous le régime de l’autorisation, consistant en un transfert de propriété de l’État sans mise en concurrence. Or, il est difficile de fixer un prix puisque EDF est déjà bien endetté. Le projet est donc mort-né.

Ni démantèlement d’EDF, ni mise en concurrence

Il est inenvisageable pour les députés de laisser les barrages aux mains d’autres acteurs privés. Ils souhaitent les conserver dans le giron public. Ces derniers travaillent sur une autre solution : celle de la « quasi-régie », qui consiste à attribuer la concession publique discrétionnairement à un opérateur public sur lequel l’État exerce un contrôle analogue à ses propres services.

Cela permettra d’éviter une désoptimisation de la production hydroélectrique et le maintien d’un opérateur unique permettant de gérer au mieux les chaînes hydrauliques. Au niveau national, les compensations entre toutes les concessions permettraient « d’éviter la mise en difficulté des installations moins rentables en situation de prix bas. » À l’inverse, lors d’épisodes de prix hauts, l’État et les collectivités locales pourraient plus facilement capter la rente « inframarginale » des barrages, dont les coûts sont fixes.

L’article Projets impossibles, zéro investissement : les centrales hydroélectriques françaises vont-elles enfin sortir de l’impasse ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Tripler la puissance installée des énergies renouvelables d’ici 2030 semble irréaliste, mais c’est pourtant ce que propose un scénario récent de transition climatique. Celui-ci préconise une part dominante de ces sources renouvelables (du solaire et de l’éolien en particulier) face au nucléaire dans le mix énergétique de 2050, afin d’atteindre rapidement la neutralité carbone.

Limiter le réchauffement climatique à 1,5 °C est l’un des objectifs climatiques fondamentaux adoptés par 195 pays dans le cadre de l’Accord de Paris. Le scénario « Net Zéro » de BloombergNEF (BNEF) reconnaît que relever ce défi sera difficile, mais pas impossible si des actions significatives sont prises immédiatement. Selon les experts de BNEF, les gouvernements doivent se concentrer principalement sur la décarbonation du secteur électrique dans les six prochaines années.

Bien que des progrès considérables aient été réalisés dans la transition énergétique, il est essentiel d’intensifier ces efforts pour assurer une décarbonation efficace. Le rapport préconise une augmentation massive des nouvelles installations solaires et éoliennes, visant à tripler la puissance installée d’ici 2030. Un triplement supplémentaire sera nécessaire d’ici 2050 pour atteindre la neutralité carbone. Ce scénario implique des investissements colossaux estimés à 215 000 milliards de dollars, ainsi que l’utilisation de près de trois millions de kilomètres carrés de terres pour les infrastructures énergétiques, soit 15 fois plus que la superficie exploitée en 2023.

Une transformation urgente du secteur électrique

Selon le scénario Nez Zéro, les actions menées entre 2024 et 2030 seront cruciales pour établir une trajectoire permettant d’atteindre les objectifs climatiques mondiaux à long terme. La décarbonation d’autres secteurs difficiles à verdir, comme l’aviation et la sidérurgie, devrait ainsi attendre après 2030. Pour ces industries, les technologies à faibles émissions ne sont pas encore développées à une échelle suffisante.

Durant cette période 2024 – 2030, les efforts devraient se concentrer sur la transformation rapide du secteur de l’électricité, avec une priorité donnée aux énergies renouvelables comme le solaire et l’éolien. D’ici 2030, l’ensemble des installations devrait atteindre une puissance de 11 térawatts (TW), soit le triple de la puissance actuellement installée. Les efforts pourraient réduire de 93 % les émissions de carbone du secteur électrique d’ici 2035. Pour compenser les variations de production inhérentes au solaire et à l’éolien, une augmentation des capacités de stockage est également prévue dans le scénario, avec une projection de 4 TW de puissance de batterie d’ici 2050, soit 50 fois plus que la puissance actuelle.

Concernant l’évolution actuelle des énergies solaire et éolienne, les deux technologies semblent suivre une trajectoire en phase avec le modèle de BNEF. Ces énergies ont, en effet, connu une croissance exponentielle au cours de ces dernières années. La capacité solaire a été multipliée par neuf et celle de l’éolienne par trois durant la dernière décennie. L’ONG International Solar Energy Society (ISES) estime même que le solaire pourrait, à lui seul, décarboner l’économie mondiale d’ici 2042 si la tendance actuelle se maintient.

Un scénario délaissant le nucléaire ?

Le scénario Net Zéro met en évidence un fort accent sur les énergies renouvelables et attribue une part modeste au nucléaire. Pour 2050, l’objectif de puissance installée pour le nucléaire est de seulement 1 TW, contre 31 TW pour le solaire et l’éolien. Cela représente moins de trois fois la puissance nucléaire installée en 2021, qui s’élevait à 395 GW à l’échelle mondiale.

Il faut savoir qu’actuellement, les nouvelles installations photovoltaïques et éoliennes fleurissent à un rythme effréné, contrairement aux nouvelles centrales nucléaires, dont la puissance installée stagne. La faute à un manque d’ambition et des délais de construction bien plus longs que les énergies renouvelables.

L’article Éoliennes et panneaux solaires : seuls espoirs pour réduire immédiatement nos émissions de CO2 ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Treize éoliennes géantes et une électricité vendue 86,45 euros le mégawattheure : c’est le très faible tarif de rachat qu’a promis le vainqueur du premier appel d’offre éolien flottant commercial au large des côtes bretonnes. Pennavel, société du consortium composé d’Elicio et BayWa r.e. développera un parc d’une puissance minimale de 250 mégawatts (MW).

Les éoliennes du futur parc de Bretagne sud, premier parc éolien flottant commercial de France, s’élèveront à 29 km de l’île de Groix et 19 km de Belle-île. Le chantier démarrera en 2029 pour une mise en service prévue en 2032. Il y a quelques semaines, l’État a annoncé le nom de l’entreprise lauréate de l’appel d’offres, qui aura donc la charge de concevoir et d’exploiter le parc : il s’agit d’un consortium composé d’Elicio et de BayWa r.e.

Un appel d’offres particulièrement surprenant. Outre l’étonnant désistement du véritable lauréat, le tarif d’achat promis par Elicio et BayWa r.e. est nettement plus bas que ses concurrents : 86,45 euros le mégawattheure (€/MWh). Lors du débat public organisé par la Commission nationale du débat public (CNDP) en 2020, la maîtrise d’ouvrage avançait plutôt le chiffre cible de 120 €/MWh. Elle justifiait ce tarif compte tenu du « caractère innovant du projet, basé sur des technologies encore en phase de démonstration et qui ne bénéficie que de peu de retours d’expérience dans le monde et en Europe. » La valeur moyenne des offres se situait autour de 101,74 €/MWh, légèrement en deçà des coûts moyens de production estimés par le ministère de la Transition écologique, entre 120 et 150 €/MWh. À titre de comparaison, les trois fermes pilotes flottantes (entre 25 et 30 MW chacune) en Méditerranée ont obtenu un tarif de rachat de 240 €/MWh.

Une course effrénée à la baisse de prix de l’éolien

Il existe donc une course à la baisse des tarifs de rachat, afin de justifier une certaine maturité de la technologie éolienne flottant. Les tarifs de rachat sont composés du prix auquel le producteur vend son électricité sur le marché et du complément de rémunération (argent versé par l’État pour combler la différence). En l’occurrence, si le consortium avait remporté l’appel d’offre à 120 €/MWh, il explique qu’il aurait touché 80 millions d’euros par an, soit 1,6 milliard sur 20 ans. Avoir des vainqueurs d’appel d’offres au plus bas prix de rachat est une bonne nouvelle pour l’État. Car le soutien financier aux renouvelables diminuera, mais lorsqu’il est trop bas, cela peut compromettre la viabilité du projet.

Si l’appel d’offre a pris des mois de retard, c’est bien parce que le premier lauréat s’est désisté après avoir proposé un prix trop risqué. Le second, actuel lauréat de l’appel d’offre, n’est pas en reste : la CRE a lancé une procédure relative aux offres comportant un tarif sous-évalué. L’objectif de cette procédure est de déterminer si le constructeur exploitant propose un prix en accord avec ses vrais coûts de construction et d’exploitation. À son terme, la Commission de régulation de l’énergie a justifié « ne pas avoir éliminé l’offre » en considérant que les risques pesant sur le projet, à savoir une dégradation du taux de retour sur investissement pour les actionnaires, ne seraient pas de « nature à remettre en cause la décision d’investissement. »

Les éoliennes flottantes, plus chères que les autres

Les parcs éoliens en mer flottants sont plus éloignés des côtes, donc généralement moins visibles, que leurs homologues ancrés au fond de la mer. Les régimes de vent y sont plus favorables alors leur construction est intéressante pour produire plus d’électricité avec des éoliennes plus grandes. Mais faire flotter une éolienne reste un défi, car les facteurs de déstabilisation sont nombreux. Il s’agit de gérer le mouvement de la mer et des pales, la hauteur (chacune mesurera entre 250 et 300 mètres) et le poids de la turbine. Le raccordement est aussi un enjeu central. Il est la source d’une élévation des coûts, à la charge des contribuables puisque Réseau de transport d’électricité (RTE) les supporte (et ne sont pas compris dans le tarif d’achat). Un représentant de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) avançait un coût de raccordement de 15 €/MWh pour ce parc.

L’article 0,09 €/kWh : voici le prix incroyablement bas du futur parc éolien flottant de Bretagne est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

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

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

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

L’article Vente d’Atos : la France va-t-elle perdre le contrôle de ses centrales nucléaires ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

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

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

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

More wins!

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

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

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

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

La Californie ne compte pas s’arrêter là

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

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

Des incertitudes sur l’hydroélectricité

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

L’article 100 % renouvelables : la Californie l’a t-elle vraiment atteint sur plusieurs semaines ? est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En France, seulement 3% des immeubles sont équipés de bornes de recharge collectives pour voitures électriques. Cette faible proportion est un obstacle majeur à l’adoption des véhicules électriques par les résidents d’immeubles. La loi de 2015 a introduit des dispositions pour faciliter l’installation de ces infrastructures, mais les obstacles financiers et administratifs demeurent significatifs pour les copropriétés et les syndics de copropriété.

Le développement des bornes de recharge

Malgré ces défis, le développement des bornes de recharge progresse. Enedis estime qu’il y a 1 263 800 points de charge en France, dont 82 107 accessibles au public. Cette infrastructure a connu une augmentation de 53% en un an. Les bornes de recharge se déploient progressivement sur les aires de service des autoroutes et dans les parkings des commerces, facilitant ainsi l’accès à la recharge pour un nombre croissant de conducteurs.

Un enjeu crucial pour la transition énergétique

L’infrastructure de recharge est cruciale pour atteindre les objectifs de neutralité carbone d’ici 2050. La part de marché des véhicules électriques continue de croître, atteignant 15,4% en 2023. Le gouvernement français a fixé des obligations pour les flottes publiques et privées d’intégrer une proportion croissante de véhicules à faibles émissions. Ces mesures sont essentielles pour encourager l’adoption des véhicules électriques et réduire les émissions de CO2 du secteur des transports.

En conclusion, bien que des progrès significatifs aient été réalisés dans le développement des infrastructures de recharge, il reste encore beaucoup à faire pour rendre les bornes de recharge accessibles à tous, en particulier pour les résidents d’immeubles. La poursuite de ces efforts est essentielle pour soutenir la transition vers une mobilité plus durable et respectueuse de l’environnement.

L’article Voiture électrique : Pourquoi 97% des immeubles français n’ont toujours pas de bornes de recharge est apparu en premier sur L'EnerGeek.

Le projet de parc éolien offshore de Dunkerque, prévu pour entrer en service en 2027, suscite de vives controverses. Avec ses 46 éoliennes de 300 mètres de haut, le parc couvrira une zone de 50 km² à 10 km des côtes. Ce projet, dirigé par Eoliennes en Mer de Dunkerque (EMD) en partenariat avec EDF Renouvelables et Enbridge, vise une capacité de production de 600 MW, suffisante pour alimenter un million de personnes.

Controverses et impacts environnementaux

Ce projet ambitieux fait face à une forte opposition, notamment de la part de la Belgique. Les autorités belges ont exprimé leurs préoccupations concernant l’impact du parc sur l’espace aérien contrôlé par la Belgique et la sécurité du trafic maritime. Des inquiétudes significatives ont été soulevées quant à l’impact potentiel sur la biodiversité et les écosystèmes marins locaux.

Des études d’impact environnemental sont en cours, menées en collaboration avec des associations naturalistes et scientifiques pour évaluer les effets potentiels sur l’environnement. Les critiques se concentrent également sur les risques de modification des écosystèmes et des ressources marines dans cette zone.

Engagements pour la biodiversité et la concertation

Pour répondre à ces préoccupations, les promoteurs du projet ont pris plusieurs engagements. Une démarche continue d’information et de participation avec la population locale et les parties prenantes sera menée tout au long de la durée du projet. De plus, des mesures seront mises en place pour renforcer la protection de la biodiversité, y compris l’éloignement des éoliennes de 9 à 11,4 km des côtes afin de minimiser les impacts visuels et environnementaux.

Le projet de parc éolien de Dunkerque représente une étape importante vers la transition énergétique de la France, contribuant à l’objectif de produire 40 % de l’électricité à partir de sources renouvelables d’ici 2030. Malgré les défis, ce projet pourrait jouer un rôle crucial dans la réduction des émissions de carbone et la promotion des énergies renouvelables.

L’article Projet éolien à Dunkerque : un désastre écologique en devenir ? est apparu en premier sur L'EnerGeek.

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

ⓘ Ceci est une communication commerciale pour Ecovegetal.

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

Héliovert, un système qui permet de concilier végétalisation et photovoltaïque

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

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

Faire des toitures un allié de la transition énergétique

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

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

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

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

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

L’article Héliovert, ou comment allier photovoltaïque et végétation est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

En octobre 2016, Ségolène Royal, alors ministre de l’Environnement, inaugurait la route solaire de Tourouvre-au-Perche dans l’Orne. Développé par Colas et sa filiale Wattway, ce projet ambitieux avait pour but de fournir l’énergie nécessaire à l’éclairage public d’une ville de 5 000 habitants. Le coût du projet s’élevait à 5 millions d’euros pour l’État.

Premières défaillances et réduction de la section

Dès 2019, des problèmes techniques sont apparus, obligeant à réduire la section de la route solaire. Initialement d’un kilomètre, la route a été ramenée à 400 mètres en raison de performances insuffisantes. La production énergétique, bien en deçà des attentes, n’a atteint que 366,2 MWh, soit environ 61 KWh par jour, très loin des objectifs initiaux.

Technologique coûteuse et inefficace

La route solaire était constituée de dalles photovoltaïques collées directement sur la chaussée. Si cette technologie permet de générer de l’énergie, elle s’est avérée trois fois plus coûteuse que les panneaux solaires classiques et deux fois moins efficace en raison de l’absence d’inclinaison et des ombrages causés par le trafic. De plus, le revêtement a bloqué plus de rayons solaires que prévu, réduisant encore davantage la production d’énergie.

Critiques et démantèlement

Malgré les optimisations apportées en 2019 pour rendre les routes plus plates et silencieuses, la technologie n’a pas réussi à convaincre en termes de rentabilité et d’efficacité. Face à ces résultats décevants, il a été décidé de démanteler la route solaire après seulement 7 ans d’expérimentation. Ce démantèlement marque la fin d’un projet qui, bien que prometteur sur le papier, n’a pas su répondre aux attentes en pratique.

En conclusion, la route solaire de Tourouvre-au-Perche est un exemple des défis et des difficultés rencontrés dans le développement de nouvelles technologies énergétiques. Bien que l’innovation soit essentielle pour progresser vers des solutions durables, cette expérience souligne l’importance d’évaluer rigoureusement la rentabilité et l’efficacité des nouvelles initiatives avant de les déployer à grande échelle.

L’article Le fiasco de la route solaire française : 7 ans de défaillances et 5 millions d’euros perdus est apparu en premier sur L'EnerGeek.