La Chine enchaîne record sur record, et c’est particulièrement vrai en ce qui concerne la transition énergétique. Ainsi, dans le domaine du stockage par volant d’inertie, une installation chinoise vient de dépasser la précédente tenante du record, américaine. Un aperçu d’une autre course à la puissance.

La technologie du volant d’inertie est connue depuis bien longtemps, et notamment utilisée très largement dans l’automobile. Appelé volant moteur, il a pour fonction de lisser le mouvement de la transmission, et de limiter les risques de vibration. Son application au stockage de masse de l’énergie électrique est plus récente. Et l’on voit ainsi, régulièrement, de nouveaux projets de grande envergure.

Comment fonctionne-t-il ? Un moteur électrique utilise de l’énergie électrique pour mettre en rotation, à une très grande vitesse, une masse circulaire (un volant). L’énergie est alors stockée sous forme cinétique. Cette énergie cinétique peut ensuite être restituée sous forme d’électricité par un alternateur, conduisant à freiner le volant d’inertie, et donc à déstocker l’énergie. Ce type de stockage permet de stocker et de restituer l’énergie avec une grande vitesse, c’est-à-dire une grande puissance. Ils sont donc particulièrement utiles pour aider à stabiliser le réseau.

Sa densité énergétique est également intéressante, puisqu’elle est plus grande que dans les barrages, ou encore dans les systèmes pneumatiques. Leur durée de vie est généralement assez longue (de 20 à 30 ans), et elles n’utilisent pas, ou peu, de minéraux rares, comme les systèmes de batteries.

Le site de stockage par volant d’inertie de Dinglun

Shenzen Energy Group vient de déclarer avoir connecté au réseau un nouveau système de stockage géant par volants d’inertie. Il s’agit de l’installation appelée Dinglun Flywheel Energy Storage Power Station, située à proximité de la ville de Changzhi, au centre de la Mongolie-Intérieure. La construction du site a commencé en juillet 2023, et le coût total du projet est de 48 millions de dollars. Elle suit la mise en service d’un pilote, construit par le Shanxi Power Energy Institute.

Le système est composé d’un ensemble 12 stations, chacune composée de 10 volants et formant une « frequency regulation unit » (ce qui donnerait en français : « unités de régulation de puissance »). Les volants sont placés dans le vide, et en lévitation magnétique. Cette technologie permet de limiter les frottements, et donc les pertes d’énergie par le système de stockage. Il s’agit d’une installation semi-enterrée, dans l’objectif de fournir toutes les garanties de sécurité aux travailleurs du site.

Une forte puissance pour stabiliser le réseau

Connecté au réseau de 110 kilovolt (kV), ce système de stockage a pour vocation de déployer des puissances importantes, lui permettant d’absorber ou restituer de l’énergie dans un délai très rapide. Cela destine le système à participer à la stabilisation du réseau électrique, et donc à permettre l’intégration croissante de sources d’énergie intermittentes, ainsi que l’indique la China Energy Storage Alliance (CNESA).

La capacité en termes d’énergie stockée est décrite par certaines sources comme étant la consommation annuelle de 2 000 foyers, mais sans plus de précision ; s’il s’agissait de foyers français ce pourrait être de l’ordre de 8 GWh, mais cette valeur nous paraît très élevée et sera sans doute à confirmer. La puissance totale du système est quant à elle de 30 MW. Lui permettant ainsi de dépasser l’ancienne installation la plus puissante du monde, Beacon Power, située aux États-Unis près de New York, dont la puissance était de 20 MW. La course à la puissance se poursuit donc, tous azimuts.

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Les kits de panneaux solaires se démocratisent et ils sont de plus en plus simples à installer. Voici le test du modèle de Supersola, un exemple de facilité d’installation…

On les trouve partout ! Les kits de panneaux solaires prêts à brancher (plug and play) sont aujourd’hui vendus dans la plupart des grandes surfaces de bricolage, et même dans certains magasins Lidl, comme vous avez pu le découvrir dans notre test du panneau solaire à 199 € ; un test qui avait mis en évidence quelques lacunes – forcément excusables à ce petit prix — que les panneaux plus chers essaient de gommer. Parmi eux, on trouve le modèle de Supersola, d’une puissance de 370 Wc, vendu 699 € (livraison offerte), que nous avons eu l’occasion de tester pendant quelques semaines.

Présentation du kit Supersola

Le kit Supersola est livré dans un grand carton dont la taille est équivalente à celle d’un très grand téléviseur (autour de 77 pouces) ou d’un vélo. Il faut impérativement être deux pour manipuler les 55 kg de l’ensemble. Il s’agira du seul impératif de l’installation, car les opérations sont extrêmement simples, pour ne pas dire inexistantes tant ce système est plug-n-play. On ne trouve d’ailleurs rien d’autre à l’intérieur de l’emballage que le panneau lui-même et la notice d’installation.

Hormis les traditionnelles informations techniques et mises en garde légales, le contenu de cette notice pourrait se résumer en deux phrases tellement l’installation est facile et rapide. Il suffit de sortir le panneau de son emballage, de déplier son pied pour le poser sur un support plat, de connecter le câble au panneau et à une prise électrique pour que la production démarre. C’est tout ! Non, nous n’avons oublié aucune étape, tout est dit ! Ah si, il faudra tout de même remplir les ballasts d’eau pour alourdir les 55 kg de la bête et la parer pour affronter les pires tempêtes. Chacun des ballasts peut contenir presque 14 litres d’eau, pour un total de 55 kg supplémentaires et un poids final de 110 kg donc. Vous perdrez votre toiture avant de perdre votre panneau solaire.

Le panneau solaire et son emballage / Images : Révolution Énergétique – VL.

C’est avant l’installation qu’il faudra consacrer le plus de temps au projet, de façon à choisir l’emplacement le plus adapté au Supersola. Sachez par exemple qu’il faut prévoir une surface au sol d’environ 2 m² pour installer le panneau, qui mesure environ 182 × 110 cm. Et cette surface doit être capable de soutenir le poids de l’engin. Autre petite contrainte commune à l’installation de tous les panneaux solaires, ils doivent se situer à proximité d’une prise électrique, et donc à portée du câble. Supersola prévoit un câble de 5 mètres. Le panneau est livré avec un second câble de 5 mètres destiné à y raccorder un second panneau — il est ainsi possible de connecter 3 panneaux en série — et qui peut aussi servir de rallonge au premier câble. La longueur maximale totale jusqu’à la prise électrique atteint ainsi 10 mètres. Notez également que la prise électrique de raccordement doit être elle-même en état de délivrer du courant électrique, puisque c’est ce courant qui permettra au mini-onduleur intégré au Supersola de fonctionner.

Ce panneau n’est donc pas fait pour alimenter en électricité un logement ou tout autre abri non relié au réseau électrique national. Enfin, dernier point à étudier avec l’emplacement – même s’il est toujours possible de déplacer le panneau ultérieurement -, celui de l’exposition au soleil. Il faut en effet placer le panneau à un endroit où il sera exposé le plus longtemps à un soleil plein sud, en prenant soin de limiter les ombres projetées par les arbres, murs et autres obstacles situés aux alentours. Il n’est pas indispensable que le panneau soit exposé au soleil toute la journée ; il faut surtout maximiser la période où le soleil se trouve au zénith. Une terrasse, un emplacement au milieu d’un jardin, un toit plat sont par exemple des emplacements à privilégier.
Hormis ces points qui demandent une petite réflexion avant l’installation, le panneau Supersola ne demande donc aucune connaissance technique. Une fois branché, il délivre directement ses premiers watts après quelques secondes, le temps que le mini-onduleur intégré se mette en route et convertisse le courant électrique continu des panneaux en courant alternatif compatible avec le réseau électrique.

Câbles et branchement du kit solaire Supersola / Images : Révolution Énergétique – VL.

Pourquoi un kit photovoltaïque ?

Le kit photovoltaïque Supersola est destiné à subvenir à la consommation de fond d’un logement, c’est-à-dire tous ces appareils qui consomment de l’électricité quasiment en permanence (réfrigérateur, box internet, VMC, quelques appareils en veille, etc.). Pour réaliser ce test, nous avons installé un panneau Supersola plein sud au sol, au bout d’une terrasse qui n’est ombragée qu’en tout début de matinée et en fin de journée. Avec le boitier de prise électrique connecté (optionnel) fourni par Supersola, nous avons ainsi pu mesurer une consommation journalière maximale de 2 kWh/jour (sur notre site de test sur la côte vendéenne) pendant les journées les plus ensoleillées de ce mois de septembre 2024, ce qui correspond aux estimations du site AutoCalSol et, surtout, ce qui permet d’effacer la consommation de fond d’un logement. À titre d’information, le panneau délivre ainsi 320 W réels (pour 370 Wc nominaux) en pointe au meilleur moment d’une journée de septembre.

Le kit solaire Supersola posé sur la terrasse / Image : Révolution Énergétique – VL.

Et la consommation tombe à zéro !

Nous avons d’ailleurs pu vérifier sur le graphique de consommation journalière d’Enedis que cette consommation est parfois tombée à zéro, ce qui n’arrivait jamais avant l’installation du panneau, et qu’elle diminuait sur les autres plages horaires (ensoleillées).

Pour aller un peu plus loin dans cette analyse, nous avons comparé la production photovoltaïque du panneau Supersola à celle simulée par l’outil du site AutoCalSol. Alors que l’outil évalue la production mensuelle moyenne d’une journée de septembre à 1,72 kWh (toujours sur notre site de test), nous avons de notre côté mesuré une production de… 1,69 kWh/jour pendant nos 11 jours de mesure. Un résultat à la fois excellent et très proche des mesures simulées. Le panneau Supersola remplit donc parfaitement son contrat et délivre la puissance promise.

Nous avons même pris une claque en le comparant à une installation vieillissante en toiture (13 ans). En ramenant la production de la toiture à une échelle comparable à celle du kit Supersola (ratio de 8,1 : 3 000 Wc contre 370 Wc), ce dernier produisait presque deux fois plus de courant que la toiture ; il faut dire que la technologie de cette dernière est ancienne et que l’onduleur — qui n’a pas encore été remplacé — donne de sérieux signes de fatigue. La comparaison avec le panneau Supersola aura donc permis de mettre ce point en évidence. Autre avantage du panneau Supersola par rapport à l’ancienne installation sur toiture, sa compacité lui permet de revendiquer la même puissance sur une surface 60 % plus petite que celle du panneau de toiture. Ce test a donc été l’occasion de mesurer les progrès réalisés en termes de rendement lors de cette décennie.

Capture de l’application montrant la production / Image : Révolution Énergétique – VL.

4 à 6 ans pour amortir l’achat

Si l’on utilise les chiffres annuels d’AutoCalSol (puisqu’ils sont comparables à ceux mesurés lors de notre test), on peut estimer que le Supersola produira à l’année environ 500 kWh (toujours sur la côte vendéenne), soit une économie de l’ordre de 135 €/an (avec un prix actuel de 0,27 € en heures pleines). En tenant compte du prix d’achat du panneau (699 € pour rappel), il faudra environ 5 années avant d’amortir le prix d’achat ; et il faut bien entendu s’assurer que la consommation de fond du logement sera la plus possible supérieure à la production du kit, sans quoi le surplus serait perdu. Le kit s’amortit donc en 4 à 6 ans, en fonction de sa situation géographique.

Et pour ceux qui ont une grosse consommation de fond, il est possible de brancher jusqu’à 3 panneaux en série pour augmenter proportionnellement la puissance produite et atteindre environ 1 500 kWh/an.

Notre avis

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L’énergéticien national démolit progressivement ses dernières centrales au fioul et charbon. Des usines équipées de très hautes cheminées, dont l’abattage est toujours spectaculaire. Pour le dynamitage de l’ancienne centrale de La Maxe (Moselle), EDF a sorti les grands moyens afin d’immortaliser l’évènement. Tournées au drone, les images sont dignes d’une superproduction hollywoodienne.

Durant 44 ans, la centrale thermique de La Maxe en Moselle a produit de l’électricité en brûlant du charbon. Ses deux unités de 250 MW ont généré un total de 80 TWh, pour un facteur de charge d’environ 42 % sur l’ensemble de sa vie. EDF a définitivement éteint la flamme en 2015, la mise en conformité avec une nouvelle directive antipollution imposée par l’Union européenne étant jugée trop coûteuse. Depuis, l’électricien s’attèle à la déconstruire. Une opération estimée à 40 millions d’euros, dont 25 % devraient être couverts par la revente des matériaux recyclables.

Le processus, qui doit s’étendre jusqu’en 2031, a franchi un cap symbolique avec l’abattage de la cheminée monumentale haute de 162 m. L’opération menée le 15 septembre a été immortalisée d’une manière assez spectaculaire, grâce à un drone offrant une vue panoramique sur la chute et traversant le panache de poussière (voir la vidéo ci-dessous). Un moyen original de vanter le savoir-faire d’EDF en matière de démantèlement d’infrastructures.

En 2023, l’énergéticien avait dû faire face au dynamitage raté de la gigantesque cheminée de l’ancienne centrale au fioul d’Aramon dans le Gard (250 m). Pour d’autres édifices, comme les quatre cheminées de l’ex-centrale au fioul de Martigues dans les Bouches-du-Rhône (140 m), EDF procède par grignotage. Une technique moins spectaculaire, mais indispensable lorsqu’il est impossible d’utiliser des explosifs.

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Les énergies renouvelables sont gourmandes en matériaux. L’argument est régulièrement brandi par les sceptiques de la transition énergétique. Chiffres à l’appui. Mais un rapport suggère aujourd’hui que les énergies bas-carbone sont, au contraire, plutôt sobres en la matière. Explications.

La consommation de matériaux par le secteur de l’énergie et l’exploitation minière associée sont des sujets qui ont tendance à fâcher. Dans un rapport de 2021, l’Agence internationale de l’énergie elle-même le reconnait, « les énergies renouvelables requièrent généralement plus de minéraux pour leur construction que leurs homologues à combustibles fossiles. Une centrale éolienne terrestre nécessite par exemple neuf fois plus de ressources minérales qu’une centrale à gaz. Ainsi, depuis 2010, la quantité moyenne de minéraux nécessaire à une nouvelle unité de production d’électricité a augmenté de 50 % à mesure que la part des énergies renouvelables dans les nouveaux investissements a augmenté. »

Une empreinte matière mise à jour

L’argument est de taille pour ceux qui veulent s’opposer au déploiement des énergies solaire et éolienne. Mais qu’en est-il réellement de l’impact de la production renouvelable sur l’extraction minière ? Un rapport du Breakthrough Institute a fait le point il y a quelques semaines. Il en ressort que l’empreinte matière des centrales thermiques au charbon est catastrophique. 20 fois plus importante que celle de l’éolien terrestre, par exemple. Les experts du Breakthrough Institute estiment en effet qu’il faut excaver pas moins de 1 200 tonnes de roche pour produire un seul gigawattheure (t/GWh) au charbon. C’est même 80 fois plus que ce qu’il faut pour produire de l’électricité nucléaire.

Comment expliquer de telles différences dans les chiffres ? De plusieurs manières, selon les auteurs du rapport. D’abord, parce que leurs conclusions se basent sur les chiffres les plus récents. En effet, les énergies solaire et éolienne sont aujourd’hui moins gourmandes en matériaux qu’il y a seulement 10 ans. On peut désormais comparer leurs besoins à ceux des centrales nucléaires qui demandent le plus de matériaux. Ainsi le photovoltaïque présente une intensité matière de 1,8 t/GWh, l’éolien en mer, de 2 t/GWh, l’éolien à terre, de 7,1 t/GWh et le nucléaire, de 0,6 à 1,4 t/GWh. Soit des valeurs 10 à 15 fois plus basses pour le solaire et environ 30 % moindre pour l’éolien que celles qui circulent encore largement sur les réseaux sociaux. Des valeurs pourtant justes au moment de la publication d’une étude du Département de l’énergie américain (DOE) dont elles sont tirées. L’étude est désormais un peu datée.

Intensité minière par source de production d’électricité / Graphique : Breaktrough institute, traduit par RE.

Quantité de matière excavée versus quantité de métaux utilisés

Mais la différence se fait surtout sur la grandeur considérée. Le rapport du Breakthrough Institute s’intéresse en effet à la quantité de roche excavée et non pas seulement à la quantité de matière utilisée. Car les deux ne sont pas égaux. Loin de là, parfois. Ainsi, les centrales nucléaires ne nécessitent l’excavation que de 30 et 23 % de la masse de roche nécessaire pour produire, respectivement, un gigawattheure d’électricité solaire à grande échelle ou un gigawattheure d’électricité éolienne terrestre. Parce que plus il faut aller chercher profondément un minerai et moins sa teneur en métal est grande, plus les quantités à excaver sont importantes. Pour produire une tonne de fer, par exemple, vous aurez à déplacer moins de roche que pour produire la même tonne de cuivre ou d’argent.

Autre point à souligner : le nucléaire consomme seulement 10 à 34 % de la masse de matériaux critiques par gigawattheure que ce que consomment les technologies solaire ou éolienne. Un bon point face à la potentielle volatilité des chaînes d’approvisionnement en ce type de matières premières.

Enfin, ces chiffres doivent également être analysés au regard des innovations mises en œuvre par toutes et chacune des filières de production d’une électricité bas-carbone. En effet, derrière l’usage de cuivre, d’acier, de nickel, de lithium, d’argent ou encore d’uranium se cachent encore des opportunités de réduction d’impacts. Grâce à un recyclage plus poussé, à des approches minières innovantes ou à des améliorations dans l’efficacité de l’utilisation de ces matériaux. Un ensemble de mesures qui pourrait du même coup aider à limiter les consommations d’énergies — encore souvent fossiles — liées à l’extraction des matériaux.

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Pourrons-nous bientôt traverser l’Europe à bord de tubes sous-vide à des vitesses cosmiques ? Rien n’est moins sûr, mais des entreprises y travaillent et avancent dans cette direction. C’est le cas de Hardt Hyperloop qui vient de franchir une nouvelle étape en Europe. 

Le futur est là ! Hardt Hyperloop vient de le prouver en faisant flotter son prototype de train à sustentation magnétique à la vitesse vertigineuse de… 30 km/h. Trêve de plaisanterie, ce premier essai réussi devrait aboutir sur d’autres essais avec pour objectif d’atteindre la vitesse de 100 km/h avant la fin de l’année. La startup néerlandaise à l’origine du prototype se veut d’ailleurs plutôt optimiste, et espère pouvoir transporter ses premiers passagers d’ici 2030.

Pour mettre au point son prototype, Hardt Hyperloop dispose d’un avantage de taille : le tunnel de 420 mètres de long du Centre européen Hyperloop. Fondé en 2020, cet organisme est destiné à faciliter le développement de la technologie. Le tunnel principal bénéficie même d’un système de changement de voie, un élément structurel indispensable au développement d’un futur réseau complexe.

Objet de nombreux fantasmes, l’Hyperloop est un train à sustentation magnétique circulant dans un tunnel sous-vide, permettant de réduire les forces de frottement, et donc d’en améliorer l’efficience. En 2013, Elon Musk avait popularisé le concept en évoquant la possibilité de relier Los Angeles à San Francisco en seulement 30 minutes. Certains projets d’hyperloop pourraient même s’approcher de la vitesse de Mach 1, soit plus de 1 000 km/h. Du côté de Hardt Hyperloop, on vise déjà l’impressionnante vitesse de 700 km/h, qui permettrait de relier Amsterdam à Berlin en seulement 90 minutes.

Du potentiel, mais beaucoup d’interrogations

Depuis 2013, les projets se sont multipliés à travers le monde, sans jamais parvenir à de véritables avancées. En 2020, Hyperloop One parviendra tout de même à transporter deux passagers à plus de 170 km/h dans le Nevada. Mais la startup californienne finit par fermer ses portes le 31 décembre 2023. Les nombreux échecs s’expliquent notamment par les immenses difficultés à franchir pour atteindre un réseau hyperloop commercialement viable. Outre l’aspect technologique, qui n’est pas encore abouti, la mise en place de telles infrastructures demande nécessairement des investissements financiers colossaux.

À titre de comparaison, en France, le coût de construction d’une ligne LGV est déjà extrêmement élevé, et varie entre 5,5 et 19,7 millions d’euros par kilomètre. En 2019, le coût de différents projets Hyperloop oscillait de 20 millions de dollars par kilomètre à 80 millions de dollars par kilomètre ! Dans ces conditions, sans savoir si les lignes en questions pourraient permettre le transport journalier d’une même quantité de personnes, difficile d’imaginer une rentabilité sans un prix du billet très élevé.

Pour finir, l’impact environnemental est encore méconnu. Hardt Hyperloop a indiqué que la consommation énergétique de l’hyperloop serait 10 fois inférieure à celle d’un avion de ligne, et 3 fois inférieure à celle d’un train. Mais la mise sous vide des tubes de transport pourrait se montrer particulièrement énergivore. De plus, du fait de son fonctionnement, l’Hyperloop nécessite une infrastructure propre qui viendra se rajouter aux réseaux ferrés routiers existants, laissant une empreinte humaine supplémentaire dans le paysage.

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Le rythme de croissance des émissions de méthane a atteint un rythme record, bien que les solutions techniques pour les réduire soient déjà matures.

Le méthane (CH4), puissant gaz à effet de serre, continue d’augmenter dans l’atmosphère malgré les engagements internationaux pour en réduire les émissions. Selon un nouveau rapport du Global Carbon Project, publié dans la revue Environmental Research Letters, les concentrations de méthane ont atteint des niveaux records en 2023. En janvier, elles étaient de 1 931 parties par milliard (ppb), un taux inégalé depuis au moins huit cent mille ans. « Le méthane augmente plus rapidement en termes relatifs que tout autre gaz à effet de serre majeur et est aujourd’hui 2,6 fois plus élevé qu’à l’époque préindustrielle », détaillent les auteurs de l’étude.

Le méthane est responsable d’environ un tiers du réchauffement climatique. S’il persiste moins longtemps dans l’atmosphère que le dioxyde de carbone (9 ans contre plusieurs centaines d’années pour le CO2), son pouvoir de réchauffement est bien plus élevé : 80 fois supérieur sur vingt ans et 30 fois à un horizon de cent ans. Le rythme de croissance des concentrations de méthane s’est accéléré au cours des cinq dernières années, un phénomène alarmant alors que les effets du dérèglement climatique se multiplient.

Des émissions anthropiques

Les émissions anthropiques de méthane proviennent majoritairement des activités humaines, notamment l’élevage et la riziculture (40 %), les fuites lors de l’exploitation des énergies fossiles (36 %) et la gestion des déchets (17 %). En 2020, les émissions mondiales ont atteint près de 400 millions de tonnes, une hausse de 20 % en vingt ans. Les principaux émetteurs sont la Chine, l’Inde, les États-Unis, le Brésil et la Russie. Seule l’Europe a réussi à réduire ses rejets au cours des deux dernières décennies.

La trajectoire actuelle est catastrophique : elle mène à un réchauffement global de plus de 3 °C d’ici la fin du siècle, bien au-delà des objectifs de l’accord de Paris. Les chercheurs appellent à une réduction drastique des émissions de méthane et rapidement. Des solutions existent déjà, notamment dans le secteur pétrolier et gazier qui pourrait réduire ses émissions de 40 % sans coûts supplémentaires.

En 2023, « environ 40 % [des émissions de méthane du secteur gazier et pétrolier] auraient pu être évitées sans coût net, la valeur du méthane capté » et commercialisé étant supérieure aux dépenses pour colmater les fuites, explique l’Agence internationale de l’énergie. Capter le méthane des décharges pour le convertir en énergie est également une solution viable. Fin 2021, plus de 150 pays se sont engagés à réduire leurs émissions de méthane de 30 % d’ici 2030. Cependant, de grands émetteurs comme la Chine, l’Inde et la Russie n’ont pas rejoint cet accord.

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Une équipe de recherche s’est intéressée au stockage souterrain d’énergie thermique produite à partir des excédents d’électricité des panneaux solaires. Les économies d’énergie observées atteignent jusqu’à 39 %.

Une équipe de recherche internationale a mis au point un nouveau système de pompe à chaleur alimenté par des panneaux photovoltaïques, combiné à un stockage d’énergie thermique souterrain (UTES). Ce système permet d’utiliser l’excès d’électricité produit pour optimiser les performances de la pompe à chaleur. L’étude, publiée dans Energy Conversion and Management, rassemble des chercheurs de l’Université de Nairobi et de l’Institut coréen de recherche sur l’énergie.

Leur simulation, établie sur trois études de cas, montre que ce système peut économiser jusqu’à 14 % d’énergie pour le chauffage et 39 % pour le refroidissement. L’idée centrale de ce projet de recherche repose sur une utilisation saisonnière de l’énergie excédentaire produite par les panneaux photovoltaïques. En automne, la pompe à chaleur stocke de la chaleur dans le sol, pour être ensuite réutilisée en hiver. Inversement, au printemps, l’UTES est refroidi pour permettre de climatiser le bâtiment en été.

L’équipe a simulé ce système dans un bâtiment scolaire à Séoul, doté de panneaux photovoltaïques couvrant une surface de 2 500 m² avec une efficacité de 21 %. Ces panneaux alimentent une pompe à chaleur air-eau d’une capacité de 160 kW. Deux scénarios de stockage thermique ont été étudiés : un UTES peu profond avec des forages de 1,5 m de profondeur et un UTES profond avec des forages de 150 m.

Jusqu’à 39 % d’économie d’énergie

Les résultats ont montré des améliorations notables du coefficient de performance saisonnier, atteignant jusqu’à 27 % en été et 9 % en hiver pour l’UTES peu profond. Les économies d’énergie observées étaient de 14 % pour le chauffage et 39 % pour le refroidissement dans le cas peu profond, et légèrement inférieures dans le cas profond. En termes d’autoconsommation et d’utilisation de l’énergie excédentaire, les deux systèmes ont présenté des performances similaires, avec des ratios de 81 % et 26 %, respectivement.

Ce système innovant offre ainsi une solution pour exploiter efficacement l’électricité photovoltaïque excédentaire tout en améliorant les performances énergétiques des bâtiments, particulièrement dans les climats nécessitants à la fois du chauffage et du refroidissement.

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Le bassin industriel de Loire-Atlantique va être touché par une vague de licenciement prévue par GE Vernova, la société qui regroupe les activités énergétiques de General Electric. Ce sont 360 postes qui sont menacés sur les sites de Montoir-de-Bretagne et Nantes.

La filière de l’éolien en mer était pourtant dans une bonne phase avec plusieurs inaugurations de centrales. Après l’inauguration du parc de Fécamp, celle de Saint-Brieuc vient en effet d’avoir lieu avant celle du projet Provence Grand Large, d’ici quelques semaines à priori.

Pourtant, le secteur souffre de l’augmentation des coûts des matières premières et de difficultés d’approvisionnement. Dans ce contexte, GE Vernova a annoncé la suppression de 360 postes sur les sites de Nantes et Montoir-de-Bretagne. Cela représente 58 % des effectifs à Nantes (220 emplois) et un tiers pour Montoir-de-Bretagne (140 emplois). Le site de Montoir-de-Bretagne est à l’origine de la production des nacelles qui équipent les parcs éoliens de Saint-Nazaire et a travaillé également pour le parc de Dogger Bank (Royaume-Uni).

L’objectif de ce plan social est de rationaliser les opérations de l’entreprise au niveau mondial. Et la France n’est pas le seul pays touché par la mesure. En tout, l’entreprise a annoncé la suppression de 900 postes dans le monde, sur les 1 700 que compte la filière offshore.

L’industrie européenne de l’éolien en mer en difficulté

Le secteur subit plusieurs difficultés. En France, le manque de cadre réglementaire de la part de l’État empêche d’avoir une bonne visibilité sur le développement du secteur. À l’international, le prix des matériaux a augmenté. En outre, la chaîne d’approvisionnement est perturbée depuis la période post-Covid ainsi que du fait du conflit en Ukraine. L’arrivée, en Europe, des géants chinois de l’éolien en mer pourrait aussi perturber les acteurs locaux.

Les syndicats s’inquiètent de cette décision et font valoir qu’avec les suppressions de postes d’intérimaires qui ont eu lieu plus tôt dans l’année, ce sont près de 1 000 emplois qui auront été supprimés en un an dans la région. Sur le plan politique, le député Loire-Atlantique Matthias Tavel a demandé au nouveau premier ministre Michel Barnier de garantir l’avenir du site de Montoir-de-Bretagne. Mais vu la situation politique houleuse des derniers mois en France, il n’est pas certain que la filière de l’éolien en mer soit au cœur des préoccupations au plus haut niveau de l’État.

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En mer, si l’énergie du vent est la plus exploitée, il est également possible d’y capter l’énergie solaire, à condition de disposer de l’équipement approprié. La société Moss Maritime, une filiale norvégienne du groupe italien SAIPEM, a mis au point une technologie adaptée à cet usage. Elle a créé une installation solaire flottante qui peut être déployée à partir de 15 m de profondeur.

Le système modulaire de panneaux photovoltaïques flottants baptisé XolarSurf se compose de plusieurs flotteurs individuels. Il couvre une superficie de 9 hectares (300 × 300 m), avec une puissance installée de 13,5 MW. La version standard de la plateforme peut résister aux vagues allant jusqu’à 4 mètres et à des vents de 35 m/s. Des caractéristiques qui peuvent être adaptées en fonction des conditions environnementales spécifiques du site et des besoins des clients, selon la société. Cette installation serait particulièrement adaptée aux zones avec des ressources terrestres limitées. XolarSurf est également conçu pour s’intégrer dans des systèmes hybrides associant solaire et éolien en mer. De plus, grâce à sa capacité à fonctionner en haute mer, ce système pourrait fournir l’électricité nécessaire aux installations aquacoles.

Un prototype lancé en mer de Norvège

Moss Maritime travaille sur sa technologie depuis 2016, et en mars dernier, celle-ci a obtenu l’approbation du DNV, un organisme international spécialisé dans la gestion de la qualité et des risques. Cependant, l’entreprise n’est pas encore prête à la commercialisation, car des tests supplémentaires en conditions réelles s’avèrent nécessaires.

À cet effet, un prototype grandeur nature nommé SOLAN a été développé par la société et d’autres collaborateurs. Le système a été lancé début septembre à Dyrvik, sur l’île de Frøya en Norvège, et fera l’objet d’une surveillance continue pendant un an. Ce prototype semble être plus robuste que le système XolarSurf principal, puisqu’il serait capable de résister à des vagues jusqu’à 8 mètres. Les dimensions exactes de l’installation n’ont pas été communiquées, mais sa puissance maximale varierait entre 35 à 45 kWc.

Le prototype Solan mis à l’eau / Image : Moss Maritime.

Pour aller dans les détails, la plateforme comprend huit pontons pour assurer sa flottabilité et un cadre en acier flexible qui aide à absorber les mouvements de l’eau. Une structure rigide supplémentaire supporte les modules solaires. Celle-ci a été conçue pour maintenir les panneaux et les autres composants électriques hors de l’eau, tout en résistant aux conditions environnementales. Des passerelles ont également été intégrées pour faciliter l’inspection et la maintenance des modules solaires.

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L’inauguration tant attendue du parc de Saint-Brieuc marque officiellement la fin d’un projet complexe, qui aura fait couler beaucoup d’encre. Mais elle met également en lumière un semblant de désintérêt de la part de l’État. De quoi inquiéter une filière en plein questionnement. 

Si depuis mai, les 62 turbines du parc éolien de Saint-Brieuc tournent avec vigueur pour alimenter une bonne partie de la Bretagne, leur inauguration n’avait toujours pas eu lieu. C’est désormais chose faite ! Pendant deux jours, les festivités ont donc marqué la fin d’un projet à la fois long et périlleux. L’appel d’offres, remporté en 2011 par Iberdrola, aura fait l’objet de nombreuses critiques de la part des riverains, des pêcheurs et même des associations écologistes. Au total, il aura donc fallu 12 ans pour que ce parc voie le jour et commence à produire ses premiers kilowattheures.

Désormais, la ferme éolienne devrait produire l’équivalent de 9 % de la consommation électrique de la Bretagne, soit 1 820 gigawattheures (GWh) par an. Cette production sera rendue possible par ses 496 mégawatts (MW) de puissance installée, répartie sur 62 éoliennes occupant un périmètre de 75 km².

Une filière qui s’inquiète pour l’avenir

Les bonnes nouvelles s’enchaînent dans le secteur de l’éolien offshore. Cette inauguration fait, en effet, suite à celle du parc de Fécamp il y a quelques mois, et précède de quelques semaines, à priori, l’inauguration du projet Provence Grand Large, premier parc éolien flottant de France. Pourtant, malgré ces nouvelles, la filière de l’éolien en mer s’inquiète d’un manque flagrant de visibilité. Malgré des objectifs globaux de 18 GW d’éolien offshore d’ici 2035 et 45 GW d’ici 2050, l’État n’a toujours pas proposé de ligne de conduite pour y parvenir.

En outre, cette nouvelle inauguration a été marquée par l’absence du président de la République et du Premier Ministre. Celui-ci s’était d’ailleurs montré particulièrement critique vis-à-vis du projet dans une interview en 2021. Il avait alors qualifié le projet d’échec. Ce n’est pas la première fois que le président de la République fait faux-bond pour un tel évènement, puisqu’il avait également manqué l’inauguration du parc de Fécamp.

Simple coïncidence ou véritable stratégie politique ? Difficile à dire. Néanmoins, l’État semble se concentrer sur le développement du nucléaire, au possible détriment des énergies renouvelables. Malgré cette période troublée, la situation devrait s’améliorer avec la nomination prochaine d’un nouveau gouvernement, et la publication, le 26 septembre, d’une carte « des zones propices à l’éolien en mer » à l’horizon 2035 et 2050.

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Une étape importante vient d’être franchie pour le stockage géologique des déchets nucléaires en Finlande. Un conteneur de combustibles usés d’essai a été transféré sur le site d’Onkalo avec succès.

En Finlande, l’île d’Olkiluoto est connue pour deux choses. D’abord parce qu’elle abrite le plus puissant réacteur nucléaire d’Europe. L’EPR Olkiluoto 3 mis en service en mai 2023. D’une puissance de 1 600 mégawatts électrique (MWe). Ensuite parce qu’à plus de 400 mètres de profondeur, l’île cache un site d’enfouissement des déchets nucléaires de haute activité. De son petit nom, Onkalo – pour « caverne », en finlandais.

Un premier conteneur de combustible nucléaire usé transféré avec succès

Sur place, cela fait maintenant plusieurs années que les travaux ont débuté. Et la société finlandaise de gestion des déchets nucléaires Posiva vient tout juste d’annoncer que la première phase des essais, celle de la mise en place de conteneurs de stockage dans le dépôt de combustible nucléaire usé d’Onkalo, a été achevée avec succès. L’opération visait à transporter un conteneur d’essai – vides de tout combustible nucléaire – de leur site de stockage provisoire du côté de la centrale nucléaire voisine jusqu’à l’usine d’encapsulage de Posiva. Le tout, encadré de personnels de sécurité et à pas plus de 5 km/h. Une fois le site de stockage en fonctionnement, ce type de transfert aura lieu toutes les quelques semaines. Avec pour ambition d’enfouir là tout le combustible usé par les cinq réacteurs nucléaires finlandais. L’équivalent de 6 500 tonnes d’uranium.

Le succès de ce premier essai intervient alors que l’instruction de la demande d’exploitation jusqu’en 2070 est toujours en cours. L’Autorité finlandaise de radioprotection et de sûreté nucléaire (STUK) devrait se prononcer fin 2024. En attendant, les essais vont se poursuivre pendant plusieurs mois sur le site d’Onkalo avec, prochainement, la mise à l’épreuve de l’étape de remplissage et de fermeture des capsules.

Des précautions à prendre pour le stockage des déchets nucléaires à vie longue

Au cours des opérations d’essai planifiées par Posiva, 4 conteneurs – des capsules en fonte enfermées dans des capsules en cuivre -, hermétiquement clos seront placés dans des trous de dépôt de 8 mètres de profondeur creusés le long d’un tunnel de stockage de 70 mètres de long. Chaque tunnel de stockage compte entre 30 et 40 trous de dépôt. Pour un total de quelque 3 250 trous. L’idée, c’est qu’une fois tous les trous d’un tunnel remplis d’un conteneur de déchets radioactifs et fermés avec de l’argile bentonite, ledit tunnel soit remblayé, lui aussi avec de l’argile. Puis scellé d’un bouchon en béton.

Même s’il restera toujours des questions en suspens, stocker les déchets nucléaires à vie longue dans une formation géologique profonde, c’est aujourd’hui la solution privilégiée par les spécialistes de la question. La France travaille d’ailleurs à la construction de son propre site de stockage Cigéo. La Suède a également fait ce choix. Et selon Posiva, le dispositif d’Onkalo est conçu pour résister à tous les changements qui pourraient intervenir autour de l’île d’Olkiluoto sur les 250 000 années à venir. Car c’est le temps qu’il faudra pour que la radioactivité des déchets nucléaires qui seront enfouis là retombe à un niveau naturel. Pour se faire une idée, il y a 250 000 ans, Homo sapiens venait juste de faire son apparition en Afrique…

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Une piscine consomme de l’énergie, c’est un fait. Équipements indispensables, comme la filtration, bien sûr. Mais également son chauffage si l’on recherche du confort ou si l’on veut étendre la période des baignades aux saisons fraîche. De quelle manière le Soleil peut-il nous aider à assurer ces besoins ?

Les besoins en énergie étant de manière générale dépendants de la taille de la piscine, nous allons avons besoin d’une référence. Nous allons considérer dans la suite une piscine de l’ordre de 30 m³, proche de la moyenne française. Voyons donc ce que peut nous apporter le soleil, tout d’abord en ce qui concerne les équipements, puis, enfin, pour le chauffage.

Les besoins liés aux équipements

Les équipements consommateurs d’électricité sont assez nombreux : pompe de filtration, robot nettoyeur, systèmes de régulation du pH, électrolyseur, volet roulant, éclairage, etc. Dans cet ensemble, c’est le pompage qui représente la plus grande part de la consommation. C’est ce poste que nous allons considérer dans notre estimation des besoins énergétiques.

Si l’on considère que la totalité du volume de la piscine est recyclé en 4 h, cela implique un besoin de pompage de l’ordre de 7,5 m³/h. Pour ce faire, la pompe devra avoir une puissance de l’ordre de 0,4 CV, soit environ 300 W. Si l’on considère une durée de pompage de 8 h par jour, cela représente un besoin de 2,4 kWh quotidiens. D’après l’outil PVGIS de l’Union européenne, une centrale photovoltaïque de 1 kWc dont les panneaux sont orientés au sud avec une inclinaison de 35° pourrait produire de l’ordre de 3,6 à 4,1 kWh par jour pendant les mois d’avril à septembre. Ainsi une centrale de 1 kWc devrait être suffisante pour assurer les besoins électriques des équipements sous la forme d’énergie solaire.

Les besoins liés au chauffage

Concernant le chauffage, les besoins en énergie vont dépendre de plusieurs paramètres, dont notamment la taille de la piscine, la température souhaitée pour l’eau, ainsi que de la localisation et des conditions climatiques. Plus la saison sera avancée, plus les besoins de chauffage seront grands. Envisageons dans un premier temps un chauffage électrique de la piscine, en installant des panneaux photovoltaïques couplés à une pompe à chaleur (PAC). Il faudra alors une PAC dont la puissance thermique est de l’ordre de 8 kW ; en considérant un COP de 5, cela représente une puissance électrique de 1,6 kW. Sa durée de fonctionnement quotidienne dépendra des conditions météorologiques et de la température souhaitée, de sorte qu’il est difficile d’estimer l’énergie qu’il sera nécessaire de lui fournir.

Nous admettrons qu’elle aura pour rôle de relever la température entre 1 et 2 °C chaque jour, ce qui correspond approximativement aux pertes d’une piscine raisonnablement isolée. En ce cas, une formule courante permet de calculer une durée de fonctionnement entre 4 et 8 h pour compenser cette baisse de température : temps de montée en température (heures) = [Volume (m3) x Différence de température (température souhaitée – température initiale) x 1.163] / Puissance restituée de la pompe (kW). Notez que son origine exacte n’a pas été retrouvée.

Cette durée de fonctionnement est compatible avec les horaires de la production solaire, il n’y aura donc pas nécessairement besoin de système de stockage pour l’alimenter sur une plus longue durée. En revanche, le besoin énergétique sera compris entre 6,4 et 13 kWh par jour. Pour totalement alimenter la pompe à chaleur en électricité solaire, il sera nécessaire de disposer d’une centrale photovoltaïque de l’ordre de l’ordre de 3 kWc.

Il pour être utile de prévoir un chauffage solaire thermique de la piscine. Il existe de nombreux équipements pour ce faire : bâches solaires, tapis solaires, ou alors des capteurs solaires thermiques. On estime qu’il faut en moyenne 0,3 m² de capteur par mètre-cube, soit, dans notre cas, environ 10 m² de panneaux. Cette installation ne consommera pas d’électricité, à l’exception d’éventuelles pompes de circulation, mais elle sera moins appropriée pour régler précisément la température de la piscine qu’une installation électrique.

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Le futur plus grand parc éolien flottant de Méditerranée n’aura pas de sous-station en surface. Renexia, son développeur, a trouvé un accord avec Anker Solution pour la conception de sous-stations novatrices reposant au fond de la mer. 

Les nouvelles s’enchaînent au large de la Sicile. Après avoir annoncé le choix de son turbinier, Renexia vient d’annoncer un accord avec le norvégien Aker Solutions pour la conception des sous-stations du parc. Celles-ci auront la particularité d’être sous-marines, et donc d’être installées à une profondeur comprise entre 520 mètres et 660 mètres sous le niveau de la mer.

Si l’on en croit les informations qu’avait dévoilées Aker Solutions pour un précédent projet, cette solution technique permettrait de réaliser des économies importantes par rapport à une sous-station traditionnelle, de l’ordre de 10 %. Cela s’explique notamment par l’absence d’opération de maintenance majeure durant les 25 années de service de la sous-station. De plus, ce type de sous-station autorise un branchement en pieuvre, ce qui permet de limiter la quantité de câbles nécessaires. Enfin, l’impact environnemental et visuel serait jugé plus faible.

Aker Solutions peut d’ores et déjà attaquer les études de conception grâce aux récents relevés océanographiques qui ont été réalisés pour l’occasion. Selon les premières informations communiquées, aucune trace de site historique ou archéologique n’a été relevé sur le futur emplacement des sous-stations.

Le projet Med Wind Floating Farm s’accélère

Officiellement lancé en 2020, le développement du projet Med Wind Floating accélère fortement. Déjà, il y a quelques semaines, on apprenait que Renexia, porteur du projet, avait choisi le chinois MingYang pour la fourniture des turbines. Pour justifier ce choix, Renexia a mis en avant la puissance proposée par MingYang de 18,8 MW. Cette puissance élevée devrait permettre de limiter le nombre de turbines utilisées sur le parc. Si au départ, le parc devait en compter 190, ce chiffre est désormais passé à 148.

À sa mise en service, le parc devrait produire environ 9 TWh d’électricité par an, grâce à ces 2,8 GW de puissance installée.

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Lors de la 68ᵉ Assemblée générale de l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), qui s’est tenue en septembre 2024 à Vienne, l’organisation a réaffirmé le rôle clé du nucléaire dans la transition énergétique mondiale. Celle-ci prévoit que la capacité de production mondiale explosera d'ici à 2050. Des affirmations qui viennent quelque peu contredire le rappel à l'ordre de l'exécutif européen donné à la France au sujet de son plan énergie-climat.

L'AIEA défend le rôle du nucléaire pour l'avenir du monde

Lors de sa 68ᵉ Assemblée générale, l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA) a réaffirmé le rôle clé du nucléaire dans la transition énergétique mondiale. Selon les données publiées, la capacité mondiale de production nucléaire pourrait atteindre 950 gigawatts d’ici 2050, contre 371 gigawatts en 2023. Autrement dit, elle pourrait multipliée par 2,5 fois d'ici les 25 prochaines années. Le directeur général de l’AIEA, Rafael Grossi, a souligné l’importance de cette énergie pour réduire les émissions de CO₂ tout en assurant une production continue d’électricité. Cette position vient confirmer l'engouement et la place que tient le nucléaire dans les stratégies énergétiques de nombreux pays du globe, notamment la France, pour qui l’atome représente plus de 70 % de sa production électrique et 40% de son mix énergétique. L’AIEA met également en avant les avantages des réacteurs modulaires de petite taille (SMR), qui offrent une flexibilité accrue et des temps de construction réduits. Ces technologies sont perçues comme essentielles pour garantir un approvisionnement énergétique stable et décarboné, alors que la demande mondiale d’énergie continue d’augmenter.

Les projections de la capacité de production nucléaire mondiale, l’AIEA a tenu à souligner les domaines dans lesquels peut s’appliquer l'atome. Celle-ci soutient notamment le programme Atoms4Food, lancé en partenariat avec la FAO (Organisation des Nations Unies pour l’alimentation et l’agriculture). Ce programme vise à utiliser l’énergie nucléaire pour améliorer la sécurité alimentaire mondiale, notamment à travers l’irradiation des aliments et l’amélioration de la gestion des sols (conservation des aliments et élimination des parasites). Une autre initiative essentielle est le programme Rayons d’espoir, lancé en 2022 pour renforcer l’accès aux traitements contre le cancer dans les pays en développement. Ce programme, en collaboration avec l’Organisation mondiale de la santé (OMS), permet d’installer des infrastructures de radiothérapie pour diagnostiquer et traiter les cancers dans des régions moins équipées. Ces deux projets illustrent la polyvalence de l’énergie nucléaire, qui ne se limite pas à la production d’électricité mais offre également des solutions aux défis sanitaires et alimentaires mondiaux.

Un soutien de taille pour la France

Alors que l’AIEA met en avant les avantages du nucléaire, l’Union européenne avait, le 11 septembre 2024, intimé les pays européens à « combler leur retard » dans le développement des énergies renouvelables. Avec 14 % de renouvelables dans son mix énergétique, la France est en effet loin des objectifs fixés par l’UE. Le rappel à l’ordre, formulé dans un rapport de la Commission européenne, pointait spécifiquement la France du fait que celle-ci est le deuxième pays leader de l'Union, derrière l'Allemagne, sous-entendu, selon Bruxelles, qu'elle se doit de montrer l'exemple. Malgré le refus de l’Union européenne de reconnaître l’atome comme faisant partie des sources de production décarbonées, la France maintient son cap. Celle-ci a en effet présenté son plan énergie-climat au mois d’août 2024 à l'exécutif européen avec un objectif de 33 % de renouvelables d’ici 2030, inférieur aux 44 % prévus initialement par la directive européenne de 2018.

La 68ᵉ assemblée générale de l’AIEA, en confirmant l'engouement de ses pays membres (61 sur 178) pour le nucléaire, en insistant sur les différents domaines dans lesquels il pourrait être appliqué, et en affirmant son rôle pour la transition énergétique du monde, vient ainsi apporter un soutien de taille à la France dans son bras de fer avec l’UE.

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Après plus de 140 ans d'histoire énergétique dominée par le charbon, le Royaume-Uni s'apprête à fermer sa dernière centrale à charbon à Ratcliffe-on-Soar, annonçant une ère nouvelle pour les énergies propres. Cette transition vers un pôle technologique sans carbone marque une étape importante pour le pays et un signal fort pour le monde entier.

Un adieu historique au charbon

La dernière centrale à charbon de Ratcliffe-on-Soar, située entre Derby et Nottingham, fermera définitivement ses portes le 30 septembre. Ce geste symbolise la fin d'une époque pour le Royaume-Uni, qui a joué un rôle clé dans l'essor industriel grâce à ce combustible. La clôture des activités à Ratcliffe-on-Soar marque un moment symbolique dans les efforts de Londres pour éliminer complètement le carbone de sa production électrique d'ici 2030 avec des objectifs pour cette année là « très ambitieux » comme le note Jess Ralston de l'Energy and Climate Intelligence Unit dans des propos recueillis par La Tribune.

La centrale de Ratcliffe-on-Soar ne sera pas simplement démantelée, elle se transformera en un hub dédié aux technologies vertes, notamment l'hydrogène vert. Ce projet reflète la volonté du Royaume-Uni de mener par l'exemple dans la lutte contre le changement climatique, visant la neutralité carbone d'ici 2050.

Vers un mix énergétique diversifié

Le Royaume-Uni a réduit sa dépendance au charbon, qui ne représentait plus que 1% de son mix énergétique l'an passé, grâce à une augmentation importante de l'énergie éolienne et nucléaire. Cette transition a été soutenue par des réglementations strictes et un déclin de l'économie manufacturière, rendant le charbon moins attractif économiquement.

Malgré la réduction de l'utilisation du charbon, le gaz naturel joue toujours un rôle important, constituant un tiers de la production d'électricité du pays en 2023. Parallèlement, environ un quart de l'électricité provient désormais de l'énergie éolienne, une preuve de l'engagement britannique envers les énergies renouvelables. Le gouvernement travailliste a même annoncé récemment un plan pour booster l'investissement dans les technologies vertes, telles que les éoliennes flottantes et l'énergie marémotrice.

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Les batteries perdent progressivement leur capacité de charge, limitant ainsi leur durée de vie. Autrement dit : les batteries s’usent. Et si ces dernières décennies ont amené des progrès spectaculaires, il n’en reste pas moins que la durée de vie d’une batterie est l’un des paramètres les plus importants pour leur évaluation économique.

Trouver des moyens d’augmenter à moindre coût la durée de vie d’une batterie est un des premiers objectifs de la recherche actuelle sur ces systèmes. En effet, un plus grand nombre de cycles permet de répartir le coût d’investissement dans la batterie sur une plus grande quantité cumulée d’électricité stockée, et donc de réduire le coût du stockage unitaire, c’est-à-dire par kilowattheure. On en conçoit tout l’intérêt lorsqu’il s’agit de stocker de grandes quantités d’électricité renouvelable.

Dans ce contexte, Rimac Energy, un fabricant basé à côté de Zagreb, en Croatie, vient d’annoncer avoir une solution pour garantir sa batterie lithium-ion au-delà de douze mille cycles. Mieux : elle promet une baisse de capacité nulle les deux premières années de fonctionnement de la batterie.

L’inévitable usure des batteries lithium-ion

Avant d’aller plus loin, faisons un court détour en rappelant le principe de fonctionnement d’une batterie Li-ion. Au cœur de la batterie, se trouve l’accumulateur, qui fonctionne sur la base du transfert, au travers d’un électrolyte liquide, de l’ion lithium Li⁺ depuis une électrode positive (par exemple, un phosphate de fer et de lithium) vers une électrode négative (par exemple, du graphite) ; c’est le fonctionnement lors de la décharge. Ce transfert d’ion lithium est inversé au cours de la charge : le lithium est alors transféré de l’électrode négative vers l’électrode positive. Pour donner une image, les chercheurs parlent d’un principe de « rocking-chair », pour illustrer ce mouvement pendulaire du lithium entre les deux électrodes de polarité opposée.

La capacité de charge d’une batterie Li-ion est donc directement liée à la quantité d’ions lithium qui peut circuler entre les électrodes. Si du lithium est fixé, la quantité de lithium transférable diminue, et la capacité de la batterie diminuera inévitablement. Or, il existe de nombreuses causes qui sont à l’origine d’une immobilisation du lithium, et donc d’une usure des batteries : la formation de lithium métallique au niveau de l’électrode négative, la présence d’éléments inertes dans l’électrode positive ou encore une dégradation de l’électrolyte.

La solution de Rimac Energy : la prélithiation

Pour parer à cette usure progressive, Rimac Energy a parié sur une technique : la prélithiation. Cette technique consiste à intégrer dans l’accumulateur une plus grande quantité de lithium que nécessaire, de sorte qu’au fur et à mesure de l’immobilisation du lithium, il est immédiatement remplacé par le lithium surnuméraire.

Le fabricant a intégré cette innovation dans le SineStack, son système de batterie lithium-fer-phosphate (LFP) de très grande capacité, à savoir 790 kWh. La prélithiation est assurée par un matériau basé sur un oxyde de fer, et qui contient l’excès de lithium qui permettra de compenser la perte progressive d’ions lithium disponibles. Cette technique est par ailleurs combinée avec un système de distribution électrique dit distribué, qui permettra de contrôler et d’équilibrer en direct la baisse de performance des accumulateurs Li-ion qui composent le système de batteries.

Cette combinaison de techniques permet à Rimac Energy d’avancer que son système de batteries est « le plus avancé du monde ». Si l’on ne doute pas du grand intérêt de ces innovations, cette revendication sera peut-être de courte durée. En effet, CATL a annoncé en avril un nouveau système de batterie, lui aussi basé sur la prélithiation, et qui, selon le fabricant chinois, pourrait permettre une baisse de capacité égale à zéro non pas les deux, mais les cinq premières années.

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Il n’y a toujours pas de terrain d’entente entre l’Union européenne (UE) et la France, concernant la stratégie de décarbonation du mix énergétique. Tandis que la France veut faire valoir sa stratégie de décarbonation incluant le nucléaire, l’UE, elle, ne jure que pas les énergies renouvelables, créant des tensions entre les deux. 

À l’occasion de la présentation d’un rapport annuel sur le déploiement des énergies renouvelables en Europe, la commissaire européenne à l’énergie, Kadri Simson, a une nouvelle fois rappelé que la France n’avait pas encore rempli ses objectifs pour espérer atteindre les 42,5 % d’énergies renouvelables dans son mix énergétique d’ici 2030. Et pour cause, la France, qui s’était fixée, en 2009, un objectif de 23 % d’énergies renouvelables d’ici à 2020 ne l’a toujours pas etteint 4 ans après.

À l’inverse, Kadri Simson a mis en avant plusieurs pays faisant figure de bons élèves dans la transition énergétique, comme la Suède (66 % d’énergies renouvelables dans le mix énergétique), la Finlande (47,9 %) ou encore la Lettonie (43,3 %). « Certains membres dont la France n’ont pas encore rempli les objectifs. La Commission continue de dialoguer avec les autorités françaises afin de combler ce retard et que la France respecte ses engagements » a déclaré la commissaire.

Au coeur du débat, la différence entre énergie renouvelable et énergie décarbonée

Cette querelle entre l’Union européenne et la France n’est pas nouvelle, l’UE a rappelé plusieurs fois à la France qu’elle était tenue de respecter ses engagements en matière d’énergies renouvelables. Mais voilà : la France a changé son fusil d’épaule depuis 2009, et vise la décarbonation grâce au nucléaire, plutôt que le recours exclusif aux énergies renouvelables. D’ailleurs, c’est ce moyen de production d’énergie qui permet à l’hexagone d’avoir l’un des plus faibles impacts carbone de l’Europe.

Pour témoigner de ses ambitions, la France a remis à Bruxelles, en juillet derrière, son plan national intégré énergie-climat (PNIEC), dans lequel elle dévoile sa stratégie pour atteindre ses objectifs à l’horizon 2030. Dans ces 300 pages, la France explique viser une réduction de 30 % de sa consommation énergétique finale, et précise vouloir atteindre 58 % d’énergie décarbonée en 2030, et 71 % en 2035. Malgré ces arguments, l’Europe reste insensible, et continue de prôner le déploiement des énergies renouvelables sans tenir compte des autres moyens de décarbonation. Un surprenant aveuglement, d’autant que le taux de déploiement d’énergies renouvelables n’est pas nécessairement corrélé à un faible niveau d’émission de CO2. L’Allemagne en est un exemple : avec 59 % de production électrique renouvelable en 2023, son intensité carbone s’est élevée à 400 g eq.CO2/kWh. À l’inverse, la France, avec un taux de production d’origine renouvelables de 28 %, revendiquait 58 g eq.CO2/kWh.

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The Guardian, dans une étude publiée le 15 septembre 2024 et menée sur la période 2020-2022, dévoile l'écart exorbitant entre les émissions de carbone annoncées par les GAFAM et la pollution réelle de leurs centres de données.

7,62 fois plus d'émissions de CO2 qu'annoncé par les GAFAM

L'étude publiée dans The Guardian, dévoile que les centres de données des GAFAM (Google, Amazon, Meta, Apple, Microsoft) émettent 7,62 fois plus de CO2 que les chiffres officiels avancés par ces entreprises. En effet, une analyse menée entre 2020 et 2022 montre que ces géants de la tech sous-estiment de 662 % leurs émissions réelles. Pour donner une échelle, The Guardian souligne que si les GAFAM étaient un pays, ils se classeraient au 33e rang mondial des plus gros pollueurs, juste après les Philippines.

Selon les chiffres de l'Agence Internationale de l'Énergie (AIE), les centres de données consommeront à eux seuls 2,5 milliards de tonnes de CO2 d’ici 2030, soit 4 fois plus que ce qu'a émis la France en 2022 (623 millions de tonnes de CO2). Cette hausse est principalement due à l'explosion de la demande en calcul informatique, notamment avec le développement des IA.

Le rôle des entreprises pour la neutralité carbone

Les GAFAM se targuent d’une transition énergétique en faveur du renouvelable, mais les faits montrent une réalité bien différente. Comme le démontre l'étude de The Guardian, ces entreprises n'hésitent pas à faire usage des certificats d'énergie renouvelable (CER). Ceux-ci permettent de compenser leurs émissions sans changer fondamentalement leur approvisionnement en énergie. Autrement dit,  de déclarer des énergies vertes, sans les utiliser pour autant. Par conséquent, même si elles affichent des objectifs ambitieux, la réalité est que la majorité de leurs centres de données continue de fonctionner avec des énergies fossiles.

On entend d'ailleurs déjà parler de datacenters, notamment en Irlande, qui consomment plus d'énergie que les habitants autour d'eux. Au vu de l'essor de l'intelligence artificielle, qui, rappelons-le, a des besoins énergétiques dix fois supérieurs à ceux des applications plus traditionnelles, cette problématique n'en est encore qu'à son état embryonnaire. La neutralité carbone se fera ou ne se fera pas ; ce qui est sûr, c'est qu'elle ne pourra en aucune façon être atteinte sans le concours des entreprises.

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La présidente de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), Emmanuelle Wargon a annoncé que les tarifs réglementés de vente (TRV) de l’électricité baisseraient à partir du 1ᵉʳ février 2025. Une diminution qui devrait être de l’ordre de 10 % au moins.

La crise énergétique serait-elle bel et bien derrière nous ? Entre 2022 et 2024, les prix des tarifs réglementés de vente en électricité (TRVE) ont augmenté de près de 40 %, malgré la mise en place du bouclier tarifaire. Cette situation avait mis en difficulté le budget des ménages et la trésorerie des petites entreprises.

Au moins 10 % de baisse pour le prix de l’électricité en février 2025

L’avenir semble s’éclaircir enfin pour les prix de l’électricité. La CRE a annoncé qu’une baisse d’au moins 10 % était prévue pour février 2025. Pourquoi à cette date ? Le prix des TRV peut faire l’objet d’une modification deux fois par an, après avis de la CRE, en février et août.

En février prochain, les TRVE devraient donc baisser. Invitée de BMF Business le 12 septembre, Emmanuelle Wargon a expliqué que cette baisse d’au moins 10 % était à confirmer en fonction de deux éléments : les décisions budgétaires de la nouvelle Assemblée nationale et l’éventualité d’une crise qui peut toujours arriver sans prévenir et ferait augmenter les prix. La présidente de la CRE reste donc prudente et a insisté sur le fait qu’il s’agissait d’une prévision. Si cette baisse de 10 % se concrétisait, elle se traduirait toutefois par des prix du kilowattheure suivant :

Également interrogée sur l’impact de la prochaine taxe qui devrait toucher EDF, Emmanuelle Wargon a temporisé en précisant qu’elle n’était pas encore adoptée par le Parlement à ce jour.

Une baisse de 10 % qui touchera 60 % des clients

En août dernier, la CRE avait suggéré une hausse de 1 % des prix des TRVE, justifiée par l’augmentation du tarif d’utilisation du réseau public d’électricité (TURPE) qui permet d’entretenir et de moderniser le réseau public d’électricité. Les pouvoirs publics avaient renoncé à l’appliquer et demandé à la CRE de la reporter.

C’est chose faite puisque cette augmentation du TURPE de 1 % n’entrera en vigueur qu’à partir du 1ᵉʳ novembre 2024. Attention, elle ne touchera que les clients ayant souscrit une offre de marché, et donc pas ceux qui ont un contrat soumis au tarif réglementé. Pour ces derniers, aucune augmentation n’aura lieu au 1ᵉʳ novembre et la hausse de 1 % sera directement intégrée au calcul effectué au 1ᵉʳ février 2025, comme l’a expliqué Emmanuelle Wargon.

« Les consommateurs aux TRVE (électricité) ne connaîtront ainsi aucun changement avant le 1ᵉʳ février 2025 », affirme le communiqué de la CRE du 11 septembre 2024. Pour autant, les clients ayant souscrit une offre de marché sont en réalité les gagnants du moment puisque de nombreux fournisseurs proposent des offres à un prix nettement inférieur aux TRVE, jusqu’à -28,5 % pour certains. De plus, ces clients bénéficient déjà de la baisse des prix de l’électricité, puisqu’ils sont plus exposés aux mouvements des prix du marché, favorables en ce moment.

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Après des semaines de silence, les deux réacteurs nucléaires de Flamanville, Fla 1 et Fla 2, ont marqué leur retour en se reconnectant au réseau électrique national. La nouvelle survient peu après que La Presse de la Manche ait annoncé l'arrêt complet de la production d'électricité de la centrale le mercredi 11 septembre 2024. L'unité de production n° 1 est de nouveau opérationnelle depuis le vendredi 13 septembre, tandis que l'unité n° 2 a suivi le samedi 14 septembre.

Une inspection des réacteurs

Le redémarrage de Fla 1 s'est effectué suite à une inspection réglementaire des réchauffeurs haute pression du circuit secondaire principal. Cette inspection, prévue tous les six ans, a été achevée plus rapidement que prévu, permettant une remise en service anticipée avant la date initialement prévue du 17 septembre. L’unité de production n°1 était déconnectée depuis le 3 septembre.

De son côté, Fla 2 a connu un arrêt prolongé de près de 179 jours, commencé le 23 février 2024 pour une visite partielle. Cette période a permis de réaliser des maintenances importantes et le rechargement d'un tiers du combustible nucléaire. Alors que le redémarrage était initialement attendu pour le 18 juin, il n’a eu lieu que deux mois plus tard.

Un nouvel examen prévu en décembre

La reprise de fonctionnement n’est toutefois que temporaire pour Fla 1, qui prévoit un nouvel arrêt le 7 décembre pour une durée de 115 jours. Ce prochain arrêt permettra un réexamen périodique et un rechargement partiel du combustible, assurant la sécurité et l'efficacité à long terme de l'installation. La planification de ces interruptions est essentielle pour maintenir les normes de sûreté nucléaire exigées au niveau national et international.

La centrale nucléaire de Flamanville dotée d'une capacité de plus de 1 600 mégawatts électriques (MWe), surpasse les capacités des réacteurs N4 récemment construits en France, qui atteignent 1 450 MWe. La centrale, qui devrait fonctionner pendant 60 ans, a retrouvé une activité normale après plusieurs mois d'interruptions et de maintenances essentielles. Ces démarches garantissent non seulement la sûreté des installations mais aussi la continuité de l'approvisionnement énergétique en France.

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