Décarboner le transport maritime. Transporter l’hydrogène vert. Les promesses de l’ammoniac sont nombreuses. Mais attention aux effets collatéraux de la généralisation de son usage.

Quand il brûle, l’ammoniac n’émet pas de dioxyde de carbone (CO₂). Et pour cause, il ne contient pas de carbone. Seulement de l’hydrogène et de l’azote (NH₃). Sa production est maîtrisée. Il est plus facile à stocker et à transporter que l’hydrogène. Quant à sa densité énergétique, elle est de l’ordre de dix fois supérieure à celle d’une batterie lithium-ion. Autant de caractéristiques qui l’ont propulsé au rang des favoris d’une industrie du transport maritime en quête de solutions propres pour alimenter ses navires sur de longues distances tout à y préservant suffisamment de place pour le fret.

Ces derniers mois, plusieurs initiatives visant à développer des pétroliers ou des porte-conteneurs alimentés à l’ammoniac ont été lancées. Les moteurs doivent être adaptés. Les réservoirs résistants à la corrosion doivent aussi être environ trois fois plus grands que ceux d’un bateau utilisant du fioul. Malgré ces contraintes, la Norvège vient par exemple de valider un soutien financier de l’ordre 100 millions d’euros à six projets de navires à ammoniac.

L’ammoniac pour le transport maritime… au sens large

Mais l’ammoniac n’est pas seulement envisagé comme le carburant du futur transport maritime. Certains le voient aussi comme un moyen efficace de transporter de l’hydrogène sur de longues distances. L’idée serait de produire un hydrogène vert par électrolyse de l’eau dans un pays riche en soleil, par exemple. Comme la Namibie. Et, pour l’importer jusqu’en Europe par bateau — l’Allemagne compte beaucoup là-dessus —, il pourrait être converti en ammoniac. Ce dernier, en effet, se liquéfie à seulement -33 °C alors qu’il faut porter l’hydrogène à -253 °C pour qu’il devienne liquide. Sa densité énergétique est aussi meilleure. Un camion-citerne d’ammoniac liquide peut transporter 2,5 fois plus d’énergie que le même camion d’hydrogène.

De l’hydrogène et plus encore

À l’arrivée, l’ammoniac est reconverti en hydrogène (H₂). Et en azote (N₂). Mais seul l’hydrogène est alors valorisable de manière rentable. Des chercheurs de la University Alliance Ruhr (Allemagne) ont voulu optimiser les choses. Ils viennent de mettre au point un procédé qui combine la réaction inverse de Haber-Bosch — celle classiquement utilisée pour l’opération — avec une seconde électrolyse de l’eau. Ils obtiennent ainsi à partir de l’ammoniac, non seulement de l’hydrogène — deux fois plus —, mais aussi du nitrite (NO₂^—) qui peut être employé pour la production d’engrais. Le secret, des électrodes à diffusion gazeuse et des catalyseurs multimétalliques. La démonstration est faite au laboratoire. Les chercheurs reconnaissent toutefois être encore loin d’une mise en œuvre à l’échelle industrielle.

L’ammoniac, une menace pour notre santé

L’avenir de l’ammoniac semble donc brillant. Mais des chercheurs du Massachusetts Institute of Technology (MIT, États-Unis), eux, avertissent. L’utilisation de l’ammoniac comme carburant maritime pourrait détériorer la qualité de l’air et entraîner des « conséquences dévastatrices sur la santé publique, à moins qu’il ne soit adopté parallèlement à de nouvelles réglementations renforcées sur les émissions ». Parce que si brûler de l’ammoniac n’émet pas de CO₂, sa combustion, faute d’être précisément contrôlée, peut produire du protoxyde d’azote (N₂O). La mauvaise nouvelle, c’est que c’est également un gaz à effet de serre. Et la très mauvaise nouvelle, c’est que c’est un gaz à effet de serre persistant et 300 fois plus puissant que le CO₂ ! Alors même si pour l’heure, des études montrent que l’effet global de l’azote émis par les activités humaines est plutôt rafraichissant — de -0,34 watts par mètre carré alors que le réchauffement climatique sur la dernière décennie était de 2,7 watts par mètre carré —, la prudence devrait être de mise pour l’avenir.

Les chercheurs du MIT rappellent surtout que de l’ammoniac non brûlé peut s’échapper des moteurs. Et que la combustion de l’ammoniac émet également des oxydes d’azote, les fameux NOx, qui finissent en fines particules dans notre atmosphère. Lorsqu’elles sont inhalées, elles peuvent provoquer de graves problèmes de santé. L’impact est estimé à plus 680 000 décès prématurés chaque année si la flotte mondiale devait passer à l’ammoniac. Des réglementations plus strictes et des moteurs plus efficaces pourraient cependant rétablir le bénéfice. « Toutes les solutions climatiques ne sont pas égales. Il y a presque toujours un prix à payer. Nous devons adopter une approche plus holistique et considérer tous les coûts et les avantages des différentes options plutôt que simplement leur potentiel de décarbonation », soulignent les chercheurs.

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Le silicium règne toujours en maître sur le monde de l’énergie solaire. Mais les cellules photovoltaïques organiques pourraient enfin réussir une percée. Des chercheurs, en effet, viennent de comprendre comment doper leur rendement.

La technologie photovoltaïque organique a fait son apparition il y a plusieurs décennies maintenant. Elle compte sur des matériaux à base de carbone pour absorber la lumière du soleil et la transformer en électricité. Elle permet de fabriquer plus facilement et à moindres frais, des cellules solaires plus fines, plus légères, plus flexibles, plus résistantes et même translucides. Elle peine pourtant à s’imposer sur le marché. Notamment parce que son efficacité reste faible. Alors que les cellules photovoltaïques à base de silicium affichent un taux de conversion d’environ 25 %, celui des cellules solaires organiques — aussi appelées polymères — a longtemps été inférieur à 10 %.

Le fonctionnement complexe des cellules photovoltaïques organiques

Puis sont arrivés des semi-conducteurs organiques que les scientifiques qualifient d’accepteurs non fullerènes (NFA). Ils ont permis de faire grimper l’efficacité des cellules photovoltaïques organiques pour se rapprocher peu à peu de la barre des 20 %. Comment ? Les scientifiques l’ignoraient.

Aujourd’hui, dans la revue Advance Materials, une équipe de l’université du Kansas (États-Unis) présente enfin une explication. Les physiciens ont en effet découvert un mécanisme microscopique qui permet de comprendre pourquoi les NFA surpassent ainsi les performances des autres semi-conducteurs organiques.

Pour comprendre, rappelons le principe de fonctionnement d’une cellule photovoltaïque. Lorsque le rayonnement solaire frappe une telle cellule, les électrons des semi-conducteurs qui la constituent vont se trouver excités et se mettre en mouvement vers les électrodes. C’est ce qui génère l’électricité. Mais dans un semi-conducteur organique, les choses ne sont pas aussi simples. Parce que l’électron excité reste généralement lié à son homologue positif que les scientifiques appellent « trou ». Ainsi, trop souvent, pour qui veut générer de l’électricité, l’ensemble produit une quasi-particule neutre, un « exciton ». Pour séparer l’électron de son trou, un autre matériau intervient. Un matériau dit « accepteur d’électrons ». Un matériau qui attire tellement l’électron que ce dernier finit par abandonner son trou. Le tout de joue à l’échelle du nanomètre, soit du milliardième de mètre.

La physique quantique à la rescousse

Maintenant que les choses sont posées, revenons à nos physiciens de l’université du Kansas. Ils sont parvenus à suivre l’énergie des électrons excités dans leur cellule photovoltaïque organique avec une résolution temporelle inférieure à la picoseconde, soit à un millionième d’un millionième de seconde. Et ce faisant, ils ont observé qu’au lieu de très classiquement — comme une tasse de café refroidie lorsqu’elle reste sur la table — perdre de l’énergie dans leur environnement, certains électrons excités dans l’accepteur non fullerène peuvent en gagner.

Pour expliquer le phénomène, les chercheurs invoquent un comportement quantique des électrons. Ils semblent alors exister sur plusieurs molécules simultanément. Et lorsque ces molécules sont organiques et disposées dans une structure nanométrique spécifique, l’entropie totale du système augmente — c’est ce qu’exige la deuxième loi de la thermodynamique — non pas, comme dans le cas classique, quand un objet chaud transfère de la chaleur à son environnement froid, mais quand les excitons neutres récupèrent de la chaleur de leur environnement. Ils se dissocient alors en charges positives et négatives qui peuvent produire un courant électrique.

Si vous vous demandez pourquoi tant d’effort pour comprendre le phénomène alors qu’il suffisait de l’exploiter, les chercheurs vous expliqueront que maintenant qu’ils savent ce qui se passe au cœur des NFA, ils vont pouvoir concevoir de nouvelles nanostructures qui permettront de tirer le meilleur parti du flux d’énergie et améliorer ainsi un peu plus les performances des cellules photovoltaïques organiques. Accessoirement — ou pas —, la découverte pourrait aussi être exploitée pour la production de carburants organiques grâce à des photocatalyseurs plus efficaces à convertir le dioxyde de carbone (CO₂) grâce à la lumière du soleil.

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Le solaire a un rôle majeur à jouer dans la transition énergétique. Pour cela, il faudra tout de même que le secteur réussisse à mettre en œuvre le recyclage des panneaux photovoltaïques. C’est en bonne voie, estiment aujourd’hui des experts de l’Agence internationale de l’énergie (AIE).

Plus de 1 térawatt (TW). C’est la capacité solaire qui a été installée dans le monde en 2022. Et le déploiement du photovoltaïque ne cesse de s’accélérer. Alors même si les technologies se perfectionnent et que la durée de vie des panneaux solaires est estimée à 25 à 30 ans, une question se pose de plus en plus. Que deviendront tous les panneaux solaires photovoltaïques défectueux, endommagés, usés ? Bref, tous ceux qui arriveront en fin de vie dans les mois ou les années à venir.

L’option décharge n’est bien sûr pas satisfaisante. Elle supposerait que nous acceptions de polluer un peu plus notre environnement. Et de gaspiller des ressources toujours plus précieuses. Ce n’est pas l’esprit de la transition énergétique en marche. Non. L’idée est belle et bien de réussir à produire de l’électricité décarbonée de la manière la plus propre possible. Alors mettre en place des solutions de recyclage semble incontournable.

Plus d’entreprises de recyclage pour le photovoltaïque

En la matière, ces dernières années, beaucoup d’initiatives se sont déclarées. Et un rapport que les experts du programme de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) sur les systèmes photovoltaïques viennent de publier le confirme. Depuis leur dernière étude du marché en 2017, des progrès notables ont été réalisés dans le nombre d’entreprises développant des solutions de recyclage de modules photovoltaïques. Le nombre de brevets et d’études publiées a également fortement augmenté. Notamment dans la région de l’Asie, particulièrement active en la matière.

L’IAE présente les méthodes de recyclage mécanique comme les plus répandues et les mieux maîtrisées. Parce que les installations de broyage, de concassage, de séparation et de tri existantes peuvent facilement être adaptées aux recyclages des panneaux solaires. Même si le résultat demeure peu satisfaisant. Les matériaux récupérés sont rarement suffisamment purs pour pouvoir resservir l’industrie photovoltaïque.

Quels débouchés pour les panneaux solaires recyclés ?

Les experts évoquent aussi des techniques de recyclage plus avancées — souvent en phase de développement ou de projets pilotes — dans lesquelles les étapes de désassemblage mécanique sont associées à des traitements thermiques ou chimiques. De quoi extraire les semi-conducteurs et les métaux. Pour exemple, la fragmentation électrodynamique qui compte sur des décharges pulsées à haute tension pour séparer plus efficacement les éléments à recycler. Car il va sans dire qu’améliorer la qualité des matériaux récupérés ouvre des possibilités pour leur recyclage qui pourraient aider à en compenser le coût et faire progresser la circularité du secteur solaire photovoltaïque.

En Chine, aux États-Unis, en Europe ou au Japon notamment, de premiers recycleurs de modules photovoltaïques ont lancé leur activité. Ils semblent encore vouloir rester discrets sur leurs chiffres. Six d’entre eux — en Allemagne (Reiling Glas Recycling, LuxChemtech et Flaxres), en France (ROSI et Envie 2E Aquitaine), en Italie (Tialpi), au Japon (NPC) et aux États-Unis (First Solar) — seulement ont accepté de fournir des données aux experts de l’AIE dans le cadre de leur enquête. Tous développent des technologies innovantes pour améliorer la valeur économique du recyclage. Ils évoquent des capacités comprises entre 1 000 et 50 000 tonnes par an et des quantités réellement recyclées allant de moins de 10 à plus de 40 000 tonnes.

Du recyclage à la matière première

Parmi eux, la start-up française ROSI — pour « Retour du Silicium » — qui a démarré ses activités en 2023. Elle a mis au point un procédé destiné à récupérer et à réutiliser le silicium – ainsi que l’argent, l’aluminium, le cuivre et le verre – extrêmement pur nécessaire à la fabrication de modules solaires. Non seulement le silicium présent dans les modules en fin de vie. Mais aussi celui qui est perdu sous forme de microparticules au stade de la production. Les experts estiment que, sur 2019 seulement, la ressource s’élevait de ce côté à pas moins de 200 000 tonnes de silicium !

ROSI procède par traitements thermiques et chimiques. Sur n’importe quel type de panneau à base de silicium. Une excellente nouvelle lorsque l’on se rappelle que purifier du silicium est un processus gourmand en énergie. Pour chaque kilogramme de qualité photovoltaïque produit, ce ne sont pas moins de 50 kilogrammes de CO₂ qui sont émis. D’ici 2050, la start-up espère valoriser 300 000 tonnes de silicium. Et elle ne se positionne déjà plus comme un recycleur de panneaux solaires photovoltaïques, mais bel et bien comme un fournisseur de matière première.

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Depuis le XIX^e siècle, depuis nos réseaux électriques jusqu’à nos maisons, le courant alternatif a imposé sa domination. Mais avec la transition énergétique, les règles changent. Et le courant continu pourrait y voir l’opportunité de tirer enfin son épingle du jeu.

À l’école, nous avons tous appris que le courant électrique est le résultat de la circulation d’électrons dans un corps conducteur. Nous avons aussi appris que selon la façon dont ces électrons circulent dans un circuit — en continu dans une même direction ou alternativement dans l’une ou l’autre à intervalles réguliers (50 fois par seconde en Europe) —, le courant électrique peut-être continu — DC pour « direct current » —, ou alternatif — AC pour « alternating current ». Voilà pour les bases de la physique.

En y ajoutant un peu d’histoire, on comprend comment l’un des deux, le courant alternatif s’est assez naturellement imposé dans les usages dès le XIX^e siècle. Parce qu’il correspondait bien aux technologies et aux moteurs disponibles à ce moment-là. Avec l’idée de produire à partir de gros équipements pour alimenter de grosses machines et irriguer les territoires. À l’aide d’un simple transformateur, il était possible de faire varier la tension de ce courant alternatif et de le transporter ainsi sur de longues distances avec des pertes faibles et en s’appuyant sur des câbles très classiques. Toute une industrie s’est construite autour de ça. Résultat, plus de 100 ans plus tard, les technologies de distribution du courant alternatif sont efficaces, maîtrisées et peu coûteuses. Et c’est le courant alternatif qui alimente nos maisons. Alors, pourquoi envisager aujourd’hui de l’abandonner ?

Courant alternatif versus courant continu

En réalité, le courant continu a recommencé à faire parler de lui dès l’arrivée de l’électronique. Les transistors inventés dans les années 1960 fonctionnaient en courant continu. « Mais l’idée de développer le courant continu s’est vraiment installée avec la transition énergétique », nous explique Yannick Neyret, le président de la Fondation Current/OS, un groupement d’entreprises qui cherche à construire un écosystème de fabricants DC. « Parce qu’elle implique des sources d’électricité de plus en plus nombreuses et de plus en plus proches des lieux de consommation. Et parce que les panneaux photovoltaïques produisent naturellement un courant continu. À la sortie des batteries de nos voitures électriques, c’est aussi du DC. »

« Dans nos maisons et plus généralement, dans les bâtiments, de plus en plus de produits — plus encore ceux qui se veulent énergétiquement efficaces, les produits labélisés A+ — consomment du courant continu. Nos ordinateurs et nos smartphones, nos ampoules et nos écrans LED, nos appareils ménagers. Le courant alternatif qui arrive à la prise murale doit donc être transformé en un courant continu grâce à un bloc d’alimentation qui transforme l’AC en DC. Si un courant continu arrivait directement à la prise, cette étape pourrait être simplifiée. De quoi gagner un peu en efficacité », poursuit Yannick Neyret. Mais est-ce suffisant à convaincre l’industrie de se réinventer ? « Pas sûr. »

La transition énergétique fait reculer le courant alternatif

Pour le président de la Fondation Current/OS, le véritable atout du DC est ailleurs. « La transition nous amène à électrifier nos usages. Alors, dans un monde où la croissance de la consommation devient plus rapide que la vitesse à laquelle les pouvoirs publics sont capables d’investir dans les réseaux, le courant continu peut tirer son épingle du jeu. Il peut offrir de l’autonomie à un bâtiment au moment où le réseau ne sera pas nécessairement en mesure de lui fournir toute la puissance dont il a besoin. »

Si la question ne se pose pas encore en France, elle émerge au Royaume-Uni et agite déjà les Pays-Bas, par exemple. « Là-bas, des projets immobiliers ou industriels sont désormais régulièrement repoussés, parfois de plusieurs années, faute d’une alimentation électrique suffisante par les réseaux. » Mais comment le passage au courant continu peut-être améliorer la situation ?

Le courant continu pour des bâtiments plus autonomes

« Dans les laboratoires, nous avons déjà montré qu’en reliant des sources DC — des panneaux photovoltaïques, des batteries — à des charges DC — des voitures, des pompes à chaleur, des LED, etc. —, on gagne en efficacité. Les premiers pilotes, quant à eux, laissent penser que le courant continu permet de mieux maîtriser les appels d’énergie sur le réseau public et/ou de mieux s’adapter à la disponibilité d’énergie sur le réseau. En d’autres mots, avec le courant continu, il est possible de rendre un bâtiment plus frugal et plus opportuniste d’une façon assez naturelle », nous explique Yannick Neyret.

Il poursuit en nous racontant l’histoire du Circl Pavilion, à Amsterdam. Il a été construit il y a quelques années déjà. À la demande d’ABN Amro Bank. « Dans une démarche purement marketing. Avec l’idée de pouvoir accueillir les clients de la banque dans un bâtiment qui repousse les limites de la durabilité et de la circularité. » Schneider Electric en a profité pour y développer un réseau 350 volts DC. Et avec des pompes à chaleur couplées à un stockage thermique, la société a permis au bâtiment de diviser ses appels de puissance « presque par 3 ». « C’est l’idée des chauffe-eaux que nous avons tous chez nous. Ils fonctionnent la nuit pour éviter d’appeler de la puissance le jour. Mais le système reste assez rustique. Le courant continu permet d’aller plus loin. Les pompes à chaleur du Circl Pavilion peuvent accélérer quand il y a beaucoup de soleil et donc, de production photovoltaïque, et ralentir quand il y en a moins. Grâce au système de stockage thermique, nous pouvons ensuite moduler l’appel de puissance du bâtiment de façon à la fois naturelle et fine. Et sans impact sur le confort des occupants. »

Courant alternatif et courant continu, main dans la main

Ainsi, abandonner le courant alternatif pourrait aider à tirer le meilleur parti des investissements de milliards d’euros sur les réseaux. En se servant des bâtiments pour gagner en flexibilité. Ou en comptant sur des bâtiments alimentés en DC par une électricité photovoltaïque en courant continu qu’ils produiraient eux-mêmes.

Abandonner le courant alternatif ? « Pas du tout. » L’histoire que raconte Monica Meda, responsable produit monde chez ABB, explique pourquoi. Elle rappelle en effet que AC et DC sont comme les deux frères ennemis de la famille Volt. Ils n’avaient de cesse de se disputer. Mais un jour, c’est le blackout sur Electropolis. Il apparait alors qu’en travaillant ensemble, AC et DC peuvent apporter à la fois de l’efficacité, de la fiabilité et de la résilience au réseau et aux consommateurs. L’un n’est finalement pas en tous points meilleur que l’autre. Le défi, c’est de réussir à tirer le meilleur de chacune de ces technologies. Avec la contrainte que si AC a eu une centaine d’années pour s’installer, les développements nécessaires à DC devront, dans le cadre de la transition énergétique, être faits en seulement une fraction de ce temps.

Reste en effet, comme cela a déjà été fait pour le courant alternatif, à définir des normes — y compris de sécurité — et des règles d’usages, à mettre des appareils DC sur le marché, à former des installateurs. Bref, à « faire évoluer la filière ». « Comme toute rupture, celle-ci sera progressive », annonce Yannick Neyret. « Au début, il pourra se trouver des bornes de charge DC alimentée directement par des panneaux photovoltaïques sur le parking d’un immeuble qui, lui, restera alimenté en AC par le réseau. Aux États-Unis, certaines maisons jouissent déjà d’installations qui permettent aux panneaux solaires de renvoyer en priorité le courant continu produit vers des batteries ou un chargeur de véhicule électrique — cela permettrait de gagner 10 % d’efficacité — avant de le convertir pour alimenter le logement en courant alternatif. Dans une pièce, il pourra, dans un premier temps, exister des prises USB murales alimentées elles aussi en DC pendant que la maison resterait fournie en AC. On devrait même pouvoir imaginer de l’électroménager qui accepte aussi bien le DC que l’AC. Les pilotes que nous mettons en place permettent de montrer l’étendue des bénéfices du courant continu. Mais il est clair que son adoption se fera en commençant par les applications pour lesquelles il se révèle le plus avantageux. »

Fin 2023, plus de 40 partenaires convaincus avaient rejoint la Fondation Current/OS pour ouvrir la voie au développement du courant continu.

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Depuis une quinzaine d’années, la France s’intéresse à l’hydrogène naturel comme source d’énergie — ou de matière première. Mais aujourd’hui, elle risque de perdre son leadership au profit de pays plus à l’aise avec l’exploitation des richesses de leur sous-sol. Pour l’éviter, l’Académie des technologies a quelques recommandations.

Il y a quelques mois, la Française de l’Énergie (FDE) annonçait la découverte d’un potentiel gisement d’hydrogène naturel dans le bassin minier de la Lorraine. Une demande de permis exclusif de recherche a été déposée pour en savoir plus. Six autres permis ont été demandés ailleurs dans le pays. Et l’un d’entre eux a même déjà été attribué. « À ce stade, il reste difficile de savoir quel est le réel potentiel pour l’exploitation de l’hydrogène naturel en France. Pour répondre à cette question, nous allons devoir forer », annonce Isabelle Moretti, chercheur en sciences de la terre et membre de l’Académie des technologies, à l’occasion d’un point presse visant à émettre quelques recommandations pour permettre à la France de maintenir son leadership en matière d’hydrogène naturel.

La ruée vers l’hydrogène naturel

« Les estimations pour l’ensemble du monde, elles, évoluent presque au quotidien. Certains ont commencé à quantifier les roches capables de générer de l’hydrogène ainsi que le flux que nous pourrions en attendre. Une étude de l’US Geological Survey estime ainsi les réserves souterraines à 5 milliards de tonnes. Et la part accessible à elle seule suffirait à répondre à la demande en hydrogène pour des centaines d’années », précise Isabelle Moretti. « Du point de vue économique, cet hydrogène s’annonce aussi moins cher que tous les autres. Les experts évoquent des chiffres qui tournent autour d’un dollar le kilo. C’est moins cher que l’hydrogène produit à partir de gaz fossile. Et largement moins cher que n’importe quel autre hydrogène vert. » Dans un monde qui cherche désespérément des solutions de décarbonation, on comprend pourquoi on assiste depuis quelques mois à une véritable ruée vers l’hydrogène naturel.

Accélérer la caractérisation de la ressource et l’exploration de l’hydrogène naturel

« La France a été pionnière en la matière, mais elle est en train de perdre son leadership au profit de pays plus enclins à exploiter les richesses de leur sous-sol », prévient l’experte de l’Académie des technologies. Elle pense notamment aux États-Unis. Et à l’Australie qui a actualisé sa loi en 2021 et commencé à forer des puits dès 2023. « En France, dès que l’hydrogène est apparu dans le Code minier, en 2022, des demandes de permis exclusif de recherche ont été déposées. Mais alors que d’autres pays, aussi démocratiques et soucieux de préserver leur environnement que nous, savent avancer très rapidement, il faut au moins 18 mois pour qu’une demande aboutisse en France. Ensuite, chaque opération menée sur le périmètre est soumise à autorisation préfectorale. Tout ça prend encore énormément de temps. Et ceux qui trouveront effectivement de l’hydrogène à exploiter devront demander une concession pour pouvoir produire la ressource. Ça peut prendre jusqu’à trois ans. Dans le contexte actuel, c’est beaucoup trop long. Il y a assurément des choses à améliorer en France de ce point de vue. »

Si notre pays veut rester dans la course à l’hydrogène naturel, il devra aussi, selon l’Académie des technologies, trouver des soutiens financiers plus efficaces. « La plupart des compagnies qui explorent sont de petites compagnies. Elles ont besoin de financements et ne peuvent pas se permettre de passer des mois sur chaque levée de fonds », estime Isabelle Moretti. « Aux États-Unis, par exemple, l’argent, tout aussi bien public que privé, est plus accessible qu’en France. Les start-up se lancent avec des dizaines de millions de dollars en poche. Chez nous, les jeunes pousses font parfois leurs premiers pas avec seulement 100 000 euros. »

L’hydrogène naturel, un hydrogène décarboné

Un coup de pouce appréciable pourrait venir d’un appel à manifestation d’intérêt dans le cadre de France 2030. Mais aussi, d’une labellisation de l’hydrogène naturel comme hydrogène décarboné par la Commission européenne. « C’est essentiel à la fois pour ouvrir l’accès à des subventions potentielles et pour faciliter la commercialisation en cas de découverte. Car cela validerait le fait que l’impact environnemental de cet hydrogène est limité. Malheureusement pour l’heure, il n’y a pas d’unanimité à ce sujet au sein de la Commission. Nous travaillons pour que cela change. »

En attendant, la Direction générale de l’énergie et du climat (DGEC) vient de demander à l’Ifpen de coordonner un état des lieux qui permettrait d’établir une feuille de route. Elle devrait être finalisée en fin d’année 2024. « Nous avançons dans la bonne direction. Mais beaucoup trop lentement quand on voit ce qui se passe ailleurs. Trop lentement aussi au goût des acteurs de la filière qui travaillent sur la question depuis 5 ou 6 ans déjà. Trop lentement, même, aux yeux de certains acteurs locaux, semble-t-il. Avec la crise du Covid d’abord et la guerre en Ukraine ensuite, les points de vue ont évolué. Nous avons compris que nous ne pouvions pas toujours dépendre des autres. Compris que nous avions besoin de réindustrialiser. Dans le sud-ouest, où nous travaillons beaucoup, des maires nous demandent de venir faire des mesures pour attirer des industriels. Les citoyens se montrent curieux et positifs. La volonté est là. Nous disposons des techniques et du savoir-faire. Ne reste plus qu’à mettre en place les moyens d’accélérer d’abord la caractérisation de la ressource puis l’exploration de l’hydrogène naturel en France. »

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Les éoliennes offshore pourraient permettre de produire de l’hydrogène vert à un coût raisonnable. Mais plusieurs conditions sont à réunir au préalable.

Produire de l’hydrogène vert à moindre coût. C’est le rêve de tout le monde. Et l’initiative Hydrogen Shot, lancée par le Département américain de l’énergie (DOE), a justement cet objectif. Trouver des moyens de ramener la production d’hydrogène propre par électrolyse à environ un dollar par kilogramme. Soit peu ou prou le coût de production de l’hydrogène par vaporeformage de méthane, la technique la plus utilisée aujourd’hui pour produire de l’hydrogène, et cette dernière a pour inconvénient d’être fortement émettrice de dioxyde de carbone (CO₂).

C’est dans le cadre de l’Hydrogen Shot que des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) ont étudié les opportunités que pourrait offrir l’éolien offshore en matière de production d’hydrogène vert.

L’éolien offshore, la moins variable des sources renouvelables intermittentes

Pour comprendre la difficulté à produire de l’hydrogène vert à un prix acceptable, rappelons que les électrolyseurs sont des technologies réputées sensibles à leurs conditions de fonctionnement. Des variations dans l’intensité électrique de leur alimentation — comme celles que génère une connexion à une source de type solaire ou éolienne — peuvent ainsi nuire à leur efficacité et à leur durabilité. Une revue de 130 publications scientifiques vient encore de le montrer. Et en attendant que des progrès soient faits dans la compréhension globale des impacts de l’intermittence sur le fonctionnement et les performances des électrolyseurs, les regards semblent vouloir se tourner vers celle qui s’avère la moins variable de sa catégorie, l’énergie éolienne offshore.

La start-up nantaise Lhyfe s’est ainsi lancée dans la conception d’une plateforme pilote de production d’hydrogène offshore. Après plusieurs mois d’expérimentation, Sealhyfe et son électrolyseur de 1 mégawatt ont démontré la faisabilité d’une telle production. Y compris en conditions environnementales sévères. Prochaine étape, commercialiser dès 2026 jusqu’à 4 tonnes par jour d’un hydrogène vert produit en mer et exporté par pipeline.

De l’hydrogène produit à terre à partir d’une électricité produite en mer

D’accord. Mais à quel prix ? C’est la question à laquelle les chercheurs du NREL ont tenté de répondre. Selon eux, utiliser de l’électricité produite en mer par des éoliennes pourrait être un moyen économique d’obtenir de l’hydrogène vert. À certaines conditions, toutefois. Et celles envisagées par Lhyfe n’en font pour l’heure pas partie. En cause, une faisabilité technique qu’ils jugent encore peu établie. « Pour exploiter pleinement l’électricité produite par les parcs éoliens offshore pour la production d’hydrogène vert en mer, d’importants électrolyseurs sont nécessaires, ainsi que des équipements auxiliaires pour le traitement de l’eau — sa désalinisation, notamment —, le stockage de l’hydrogène et son transport. Le défi est de taille », précisent les chercheurs du NREL dans un communiqué.

Leurs travaux mettent tout de même en évidence un scénario qui pourrait mener, d’ici 2030, à la production d’un hydrogène vert à moins de 2 dollars le kilo – de quoi le rendre compétitif au moins pour certaines applications. Pour y arriver, il faudrait envisager de produire cet hydrogène à terre, à partir d’une eau douce. Avec un électrolyseur alimenté par des câbles haute tension reliés à des éoliennes offshore.

Plusieurs conditions pour produire de l’hydrogène avec des éoliennes offshores

Parmi les sites modélisés, celui de la baie de New York apparait comme le plus prometteur. Les chercheurs imaginent un parc éolien non flottant — grâce aux faibles profondeurs des eaux — de 1 gigawatt (GW) qui pourrait alimenter efficacement un électrolyseur grâce à des vents plutôt forts et constants. Le fait que la baie se trouve proche de potentiels consommateurs aiderait aussi à la faire profiter de coûts actualisés de l’hydrogène (LCOH) — qui comprennent l’intégralité du système éolien, du transport électrique et du système à hydrogène — les plus bas. Mais pour relever le défi, il faudra tout de même aussi compter de préférence sur des moyens de stockage géologique de l’hydrogène — des cavernes souterraines, par exemple, qui aident à faire baisser le LCOH de 20 à 30 % — et sur des incitations politiques aussi bien sur le déploiement de l’éolien offshore que sur la production d’hydrogène vert.

Les chercheurs notent enfin que dans les cas où les profondeurs nécessitent le recours à de l’éolien offshore flottant — comme au large de la Californie, par exemple —, il faudra encore attendre quelques années supplémentaires avant d’espérer produire de l’hydrogène vert à un coût compétitif. En raison des coûts plus élevés de ces éoliennes encore innovantes.

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En Australie, le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud vient de labelliser six « infrastructures cruciales » à leur développement économique. Parmi lesquelles, trois projets de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Un système de stockage d’électricité de très grande ampleur.

Avec la transition énergétique et l’électrification des usages, la question du stockage de l’électricité se pose partout dans le monde. Parmi les solutions à grande échelle envisagées, les stations de transfert d’énergie par pompage. Il s’agit de deux retenues d’eau, avec la possibilité de pomper de bas en haut lorsque les énergies renouvelables produisent abondamment, ou de turbiner de haut en bas pour produire de l’électricité à la demande du réseau.

En France, ces STEP offrent déjà une puissance de près de 5 gigawatts (GW) sur une durée de stockage de quelques heures. Soit une capacité de l’ordre d’une centaine de gigawattheures (GWh). Mais l’Europe pourrait gagner à développer de nouvelles de ces stations de transfert d’énergie par pompage pour éviter le recours aux énergies fossiles par vent calme et faible ensoleillement, par exemple.

Trois nouveaux projets de STEP en Australie

L’Australie, de son côté, avait déjà lancé un grand projet de STEP de 900 MW pour 12 heures de stockage du côté de Oven Mountain en 2020. Soit environ 10 GWh de capacité. Et elle vient de labelliser pas moins de trois nouveaux projets de STEP comme « infrastructure d’État cruciale » (critical state signifiant infrastructure, CSSI), pour des raisons sociales et environnementales. Mais peut-être avant tout pour leur importance pour l’économie, explique le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud. Seulement trois autres projets ont été labellisés : des projets de transport de l’électricité. Et même s’ils devront passer par une consultation publique, aucun d’entre eux ne pourra désormais être retoqué par la justice sans le consentement du ministre de la Planification.

Il y a, d’abord, le projet Stratford Renewable Energy Hub porté par Yancoal Australia. Il consiste en un parc solaire de 330 mégawatts (MW) adossé à une STEP d’une capacité de 330 MW sur un cycle de 12 heures. Soit un stockage de 3 600 mégawattheures (MWh). L’originalité du projet : profiter des vides laissés par les mines de charbon et des infrastructures associées au complexe de Stratford qui doit fermer ses portes cette année.

Des STEP pour soutenir l’éolien et le solaire

Les deux autres projets labellisés sont ceux de Muswellbrook et de Lake Lyell. Le premier, développé par AGL et Idemitsu Australia, développera 400 MW avec 8 heures de capacité pour 3,2 GWh d’énergie stockée. De quoi alimenter les lignes haute tension existantes à proximité pendant au moins une centaine d’années. Soit cinq fois plus longtemps que ce qui pourrait être attendu de la plupart des systèmes de stockage par batterie actuels.

La dernière STEP labellisée a une capacité de 335 MW et une durée de stockage de 8 heures également. Elle offrira donc quelque 2,6 GWh de stockage. Elle sera exploitée par EnergyAustralia et nécessitera la construction d’un réservoir en altitude, mais utilisera aussi l’eau d’un barrage déjà existant. L’ensemble de ces STEP devrait aider à soutenir le déploiement de quelque 12 GW de capacité de production renouvelable en cours d’évaluation en Nouvelle-Galles du Sud. Et les nombreux autres attendus dans les mois qui viennent.

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Elle était attendue pour 2025. La première production de plasma dans le réacteur de fusion nucléaire ITER situé à Cadarache dans le sud-est de la France, n’aura finalement pas lieu avant 2033. Des malfaçons sont à l’origine de ce nouveau retard.

Le projet ITER, pour International Thermonuclear Experimental Reactor (réacteur thermonucléaire expérimental en français), c’est sans doute l’un des projets scientifiques les plus ambitieux du XXI^e siècle. Son objectif : démontrer que l’humanité est capable de reproduire ce que font naturellement les étoiles, utiliser la fusion nucléaire pour produire de l’énergie. C’est, en quelque sorte, la promesse d’une énergie à la fois propre, sans déchets radioactifs gênants, ni émissions de CO_2, et infinie. Le projet a été lancé en 2001 avec un budget initial de 10 milliards d’euros et autour de pas moins de 35 pays. Les opérations devaient commencer en 2016. Mais dès 2008, le calendrier a été repoussé et le budget revu à la hausse.

Depuis le lancement du chantier, les retards sur ITER s’accumulent

Le chantier a bien démarré en 2010. La première production de plasma — ce gaz chauffé à 150 millions de degrés nécessaire au démarrage de la fusion nucléaire — était prévue pour 2025. Mais les difficultés se sont multipliées du côté de Saint-Paul-Lez-Durance (Bouches-du-Rhône). La crise sanitaire d’abord. La guerre en Ukraine ensuite. Et puis, des défauts de soudure sur des composants clés de l’installation. Un peu comme cela a été le cas pour l’EPR de Flamanville. Enfin, bon nombre de malfaçons. Résultat, de nouveaux retards et autant de débordements de budgets. L’organisation ITER a donc annoncé le 3 juillet une augmentation des coûts de 5 milliards d’euros.

Le coût total du projet est désormais estimé autour de 25 milliards d’euros, un montant variable à la hausse selon que l’on considère ou non les contributions en nature des différentes parties prenantes. Et pour le premier plasma, il n’est plus attendu avant 2033, soit 8 ans de retard. Le fonctionnement de manière stable et à pleine puissance du réacteur est, quant à lui, planifié pour 2036. Soit finalement avec un retard de seulement 3 ans sur la date précédemment avancée, notent les responsables.

Un objectif de fusion nucléaire pas si repoussé que ça

Malgré les retards à répétition, tous les pays membres partenaires — la Chine, la Corée du Sud, les États-Unis, l’Inde, le Japon, l’Union européenne et la Russie — se sont engagés dans la poursuite du projet. En fin d’année, un conseil devrait toutefois se réunir à nouveau pour décider d’une éventuelle rallonge budgétaire demandée par l’équipe d’ITER.

Dans ces conditions, pourrons-nous compter sur la fusion nucléaire pour réussir notre transition énergétique ? Pietro Barabaschi, le directeur général d’ITER lui-même, prévient aujourd’hui. « Nous faisons ce qu’il faut pour atteindre notre objectif avec plus d’attention aux risques et en minimisant les délais. À un moment, la fusion pourra jouer un rôle important, mais en attendant, il est crucial de trouver des sources d’énergie alternatives. Car ce nouveau retard ne va pas dans le bon sens. »

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Le combustible est chargé. La cuve est fermée. Les essais à froid quasiment terminés. La première divergence de l’EPR de Flamanville devrait se produire très bientôt.

Le 7 mai dernier, l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN) donnait son autorisation pour la mise en service du premier EPR de France, à Flamanville. Pas moins de 17 ans après le démarrage du chantier, les opérations de chargement du combustible nucléaire étaient donc lancées du côté de la Normandie. Et le 28 mai 2024, le couvercle de la cuve contenant 241 assemblages d’uranium était finalement fermé.

Le démarrage de l’EPR de Flamanville s’est poursuivi par une batterie d’essais. Les fameux essais dits à froid notamment. À cette occasion, la résistance et l’étanchéité du circuit primaire principal du réacteur EPR ont été testées grâce à un fluide à température et pression ambiantes que les ingénieurs ont fait circuler dans le système. Les équipes préparent désormais la montée en température pour permettre aux essais dits à chaud de tester le circuit primaire principal et les circuits associés en conditions nominales de fonctionnement. D’autres essais se dérouleront encore avec le combustible et pendant toute la montée en puissance du réacteur. Et les quelque 150 chargés d’essais présents sur le site au plus fort de l’activité continueront aussi d’intégrer le retour d’expérience et les bonnes pratiques renvoyées par les trois autres EPR en service dans le monde.

Une première divergence dans les premiers jours de juillet 2024 pour l’EPR de Flamanville

Tenant compte de ce programme de démarrage, EDF prévoit une première divergence (le premier démarrage de la réaction nucléaire, qui devra être autorisée par l’ASN) pour la première quinzaine de ce mois de juillet 2024. Comprenez qu’une toute première réaction de fission nucléaire se produira alors au cœur du réacteur EPR de Flamanville. Il faudra ensuite attendre que le réacteur atteigne une puissance de 25 % pour le connecter au réseau. Cela devrait encore se produire cet été. Les 100 %, quant à eux, sont attendus pour la fin 2024. Le tout après plusieurs points d’arrêt qui devront, une fois de plus, être levés par l’ASN. Le cycle des essais de démarrage de l’EPR de Flamanville sera alors achevé.

Notez que le remplacement du couvercle de la cuve du réacteur demandé par l’ASN sera réalisé au premier arrêt de tranche, vers la fin de l’année 2025. En attendant, le nouveau couvercle est en cours d’achèvement dans les usines de Framatome.

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D’ici 2030, seul le déclassement de 10 % de la capacité mondiale actuelle de production d’électricité au charbon est planifié. Pourtant, bien plus de centrales pourraient être mises à l’arrêt et remplacées par des énergies renouvelables.

Les centrales à charbon sont indéniablement celles qui émettent le plus de gaz à effet de serre. À elles seules, encore quelque 15 milliards de tonnes de dioxyde de carbone (CO₂) chaque année. C’est autant que les émissions de plus de 3 milliards de voitures. Pourtant, seulement 10 % de celles qui restent en fonctionnement dans le monde sont destinées à être mises à l’arrêt d’ici 2030. Parce que sur le papier, le démantèlement des centrales à charbon coûte cher. Y compris en matière de reconversion des économies locales.

Commencer à arrêter les plus anciennes centrales à charbon

Un rapport de l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) identifie toutefois plus de 800 centrales à charbon en fonctionnement dans des pays émergents qui pourraient littéralement être mises hors d’état de nuire de manière tout à fait rentable. Loin des 10 % planifiés, il est question ici du tiers des sites de production dans le monde.

Pour nous aider à comprendre, les experts rappellent que le démantèlement de ces centrales à charbon est surtout coûteux dans les premières années, lorsque celles-ci, par exemple, sont encore liées par des contrats d’achat (PPA) qui les engagent à fournir de l’électricité, parfois sur des décennies. Ainsi l’IEEFA vise-t-elle tout naturellement, en premier lieu, quelque 600 centrales à charbon construites il y a plus de 30 ans déjà. Qui ne sont donc plus soumises à un quelconque PPA.

Remplacer les centrales à charbon pour du renouvelable

Mais les experts affirment qu’il est possible désormais d’aller plus loin. De s’intéresser au cas de 200 centrales à charbon construites il y a entre 10 et 30 ans. Des centrales d’une puissance d’au moins 800 mégawatts, surtout. Car les marges bénéficiaires des énergies renouvelables sont aujourd’hui suffisantes pour couvrir les coûts de fermeture d’une centrale à charbon. En d’autres mots, l’IEEFA soutient qu’investir dans une transition du charbon vers le renouvelable plutôt que dans un démantèlement pur et simple serait, dans ces cas-là, économiquement rentable. Cela permettrait même d’accélérer la sortie du charbon de 10 ans ou plus. À condition que des subventions aux combustibles fossiles ne continuent pas à venir gonfler artificiellement les valeurs des actifs…

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La Nouvelle-Zélande visait un mix électrique 100 % renouvelable pour la fin de la décennie. Mais le gouvernement vient d’annoncer son souhait de mettre fin à une interdiction d’exploration des ressources fossiles offshore. Jugeant le gaz, notamment, « essentiel » au pays.

En matière de production d’électricité renouvelable, la Nouvelle-Zélande a, depuis longtemps, semblé vouloir montrer la voie. En 2022, le pays a produit et consommé quelque 86 % d’une électricité bas-carbone, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Grâce à ses centrales hydroélectriques — pour quasiment 60 % de l’électricité produite —, à ses parcs éoliens et fermes solaires, mais aussi à ses systèmes géothermiques — dans près de 20 % des cas. Et l’ambition affichée était bel et bien de proposer, d’ici la fin de la décennie, un mix électrique 100 % renouvelable.

Pour la Nouvelle-Zélande, « le gaz est essentiel »

Mais, coup de tonnerre il y a quelques jours. Le gouvernement néo-zélandais a annoncé sa volonté de lever une interdiction sur les explorations pétrolière et gazière en vigueur depuis 2018. Parce que, selon lui, cette interdiction, au-delà de seulement mettre un terme aux possibilités d’identification de nouvelles ressources, a eu pour effet de réduire les investissements dans le développement des gisements connus. Des investissements pourtant jugés nécessaires au maintien des niveaux actuels de consommation d’énergies fossiles en Nouvelle-Zélande. Et sans lesquels le gouvernement s’attend à ce que le pays soit confronté bientôt à un problème de sécurité d’approvisionnement. « Le gaz est essentiel pour maintenir nos lumières allumées et notre économie en marche, en particulier pendant les pics de demande d’électricité et lorsque la production diminue en raison de sources plus intermittentes comme l’énergie éolienne, solaire et hydroélectrique », explique Shane Jones, le ministre des Ressources.

La proposition sera présentée au Parlement dans le courant du second semestre 2024. S’y ajoutera, pour compléter les dispositions prises par le Crown Minerals Act pour restaurer la confiance des industriels des énergies fossiles, une simplification des formalités administratives pour ouvrir droit à des projets dans toute la Nouvelle-Zélande. Et l’idée a été accueillie à bras ouverts par les industriels. « Nous nous félicitons d’un retour à des cadres politiques sensés et pragmatiques qui gèrent équitablement le secteur pétrolier et gazier en amont au bénéfice de tous les Néo-Zélandais. » L’opposition, en revanche, estime qu’elle fera reculer le pays qui pourrait « disposer d’une économie plus durable et plus efficace en donnant la priorité aux énergies propres ».

Les projets d’énergies renouvelables à l’arrêt

Rappelons qu’alors qu’elle était encore au pouvoir, ladite opposition avait appelé, en août dernier, à un investissement de 1,2 milliard de dollars pour accélérer les productions éoliennes et solaires et les adosser à du stockage par batteries et à de la production d’hydrogène vert, justement pour réussir le pari du 100 % renouvelable.

Un immense projet de stockage d’électricité par pompage-turbinage (STEP) avait aussi été lancé sur le lac Onslow pour sécuriser l’approvisionnement en électricité de la Nouvelle-Zélande et éviter de faire appel à la centrale à charbon d’Huntly lorsque le soleil ou le vent viendraient à manquer. Une STEP d’une capacité de 1 200 mégawatts (MW). Pas moins de 12 % de la capacité crête du pays. Les chercheurs y voyaient en plus un moyen de stabiliser les prix de l’électricité en Nouvelle-Zélande pour la centaine d’années à venir. Des doutes avaient tout de même été formulés quant à l’impact environnemental de la structure. En fin d’année dernière, le nouveau gouvernement a abandonné le projet avant même que les études n’aient pu être menées à terme.

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Le problème, avec les panneaux solaires, c’est qu’il faut trouver un endroit où les poser. Et depuis quelques années maintenant, les ingénieurs ont eu une nouvelle idée : les installer sur des plans d’eau. Des chercheurs révèlent aujourd’hui que l’opération pourrait être 100 % gagnante pour certains pays.

Sur le lac de carrière de Villieu, à Saint-Savin, dans le nord de l’Isère, le projet de centrale solaire flottante 11 mégawatts (MW) mené par Ciel & Terre prend forme. La pose de quelque 20 000 panneaux photovoltaïques en un seul îlot au milieu du lac a commencé en janvier. Et la production devrait démarrer dès cet été. En Haute-Marne, G Energy a lancé l’installation de la plus grande centrale solaire flottante sur bassin d’Europe. Pas moins de 74 MW annoncés pour une mise en service prévue début 2025.

Des scénarios réalistes pour le solaire flottant

Restés rares jusqu’ici dans notre pays, les projets de photovoltaïque flottant semblent désormais vouloir se multiplier en France. Et une équipe internationale de chercheurs confirme aujourd’hui le potentiel de la technologie. Leurs résultats publiés dans la revue Nature Water suggèrent même que certains pays pourraient répondre à tous leurs besoins en électricité rien qu’avec des panneaux solaires photovoltaïques flottants.

Les chercheurs ont simulé la production électrique de systèmes photovoltaïques flottants sur près de 68 000 lacs et réservoirs à travers le monde en utilisant les données climatiques disponibles pour chaque emplacement. Des étendues d’eau qui ne se trouvent pas à plus de 10 km d’un centre de population et pas dans une zone protégée. Des lacs et des réservoirs qui ne sont ni asséchés ni gelés plus de six mois par an. Et dont seulement 10 % de la superficie serait recouverte de solaire flottant, jusqu’à un maximum de 30 km².

Le solaire flottant : un fort potentiel, mais des précautions à prendre

Dans ces conditions, les installations photovoltaïques flottantes pourraient produire, dans le monde, quelque 1 302 térawattheures (TWh) par an. Un chiffre à comparer avec la consommation d’électricité en France métropolitaine qui était d’environ 445 TWh en 2023.

Rappelons l’un des avantages soupçonnés des panneaux solaires flottants sur le photovoltaïque à terre : pouvoir maintenir des cellules plus au frais et les rendre ainsi plus efficaces. Mais les chercheurs mettent aussi en avant d’autres avantages. Pour l’environnement, cette fois. Comme la réduction de l’évaporation — avec une surface protégée du soleil et du vent — ou la réduction de la prolifération des algues — qui accèdent moins à la lumière et aux nutriments.

Reste toutefois à s’assurer des impacts sur l’environnement et sur les écosystèmes. En particulier concernant des installations qui seraient posées sur des lacs naturels. En attendant que des études viennent le confirmer, la part de 10 % de la superficie couverte est estimée « probablement sûre ». Et pour un déploiement durable du photovoltaïque flottant, les chercheurs suggèrent de viser en priorité les plans d’eau artificiels. Une façon à la fois de limiter l’impact sur la nature et de profiter d’infrastructures existantes. Sachant que les installations sur des réservoirs hydroélectriques pourraient, en plus, permettre d’optimiser l’efficacité des panneaux et la fiabilité du système.

Des pays à faibles revenus pourraient profiter du solaire flottant

Les chercheurs précisent que cinq pays pourraient répondre à l’intégralité de leurs besoins en électricité à partir du solaire flottant. Surtout des pays à fort niveau d’ensoleillement et à faibles revenus. Parmi eux, la Papouasie-Nouvelle-Guinée — grâce à son positionnement près de l’équateur et à ses vastes étendues d’eau —, l’Éthiopie et le Rwanda. D’autres, comme la Bolivie et les Tonga, s’en rapprocheraient de très près, répondant respectivement à 87 % et 92 % de leur demande en électricité. Et de nombreux pays, principalement d’Afrique, des Caraïbes, d’Amérique du Sud et d’Asie centrale, pourraient satisfaire entre 40 % et 70 % de leur demande annuelle d’électricité grâce au photovoltaïque flottant.

En Europe, la technologie est moins prometteuse. En France, nous ne devons pas nous attendre à produire plus de 5 % de nos besoins grâce au solaire flottant. Mais pour la Finlande ou même le Danemark, l’idée pourrait rester intéressante avec un potentiel de production respectif de 17 % et de 7 % de la demande en électricité.

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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.

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Sept ans après son inauguration, la première route solaire de France disparaît progressivement du paysage. Sa démolition a commencé, clôturant définitivement une coûteuse expérimentation dont les résultats sont pour le moins mitigés.

En décembre 2016, Ségolène Royal, alors ministre de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer, inaugurait à Tourouvre (Orne) la première route solaire de France. Pour l’État, un investissement de pas moins de 5 millions d’euros. Et l’ambition de doter le pays de pas moins de 1 000 km de cette technologie d’ici 2020.

Nous voici en 2024 et cela n’aura échappé à personne : l’ambition n’a pas été assouvie. En revanche, un peu plus de sept ans sont passés depuis cette belle inauguration et l’on reparle aujourd’hui de cette route décidément pas comme les autres, mais pas sous les meilleurs augures. En février dernier, le conseil municipal de Tourouvre a en effet pris la décision de mettre fin à l’expérimentation menée sur la départementale à la sortie du village. Et la destruction de la route solaire a commencé ce lundi 27 mai 2024.

Une route solaire loin de répondre aux attentes

Rappelons que Colas et sa filiale Wattway avaient là pour première ambition de tester une nouvelle technologie de panneaux solaires photovoltaïques sur lesquels il devait être possible de rouler sans affecter négativement la production d’électricité. Un kilomètre de route avait ainsi été aménagé. Mais très rapidement, des problèmes avaient surgi. Des nuisances sonores, des affaissements de terrain ou encore un encrassement des cellules. Des problèmes techniques qui avaient régulièrement obligé les responsables du projet à fermer la route.

L’installation n’a, par ailleurs, jamais permis d’alimenter plus de trois foyers en électricité. Et encore moins le réseau d’éclairage de la ville. Entre-temps, une partie des panneaux photovoltaïques a été démontée. Pas moins de deux lots de 576 dalles solaires de nouvelle génération ont été installés entre 2020 et 2021. Sur une longueur de 400 mètres, cette fois, sans que la production augmente significativement. Ces dalles auront à leur tour complètement disparu d’ici au 7 juin prochain.

Quels enseignements tirés de la route solaire ?

Les responsables de Wattway se montrent malgré tout satisfaits. Ils reconnaissent que leurs panneaux photovoltaïques « ne sont pas adaptés à une route standard ». Selon eux, toutefois, la route solaire expérimentée à Tourouvre a permis d’accélérer la maturation de la technologie. Et de développer des dalles solaires qui sont désormais, par exemple, utilisées pour construire des pistes cyclables. L’analyse complète des panneaux solaires récupérés devrait, quant à elle, livrer encore des informations utiles sur l’évolution des matériaux, le vieillissement des dispositifs de fixation ou encore la sensibilité aux UV des différents vernis protecteurs et l’impact des méthodes de pose.

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De violentes tornades ont traversé l’Iowa (États-Unis) en ce début de semaine. Elles ont détruit une dizaine d’éoliennes sur plusieurs parcs de l’État.

Ce mardi 21 mai 2024, de violentes tornades ont traversé l’État de l’Iowa, aux États-Unis. Le National Weather Service a reçu plus de 20 signalements différents pour cet État du centre du pays. La ville de Greenfield, à quelque 100 km au sud-ouest de Des Moines, a été particulièrement touchée, avec une tornade classée EF3 sur une échelle allant jusqu’à 5. Un type de tornade qualifiée de « sévère », avec des vents compris entre 220 et 270 km/h. Mais selon l’évaluation des dégâts encore en cours, le classement de cette tornade pourrait être revu à la hausse. Elle a emporté toitures, arbres et voitures. Des maisons ont été détruites et des débris ont été retrouvés à plus de 150 km de là. Les autorités font état d’au moins 5 morts et plusieurs dizaines de blessés.

Les éoliennes n’ont pas résisté à la violence des vents

Dans la région, la tornade a aussi détruit une dizaine d’éoliennes dans plusieurs parcs différents. Plus exactement, cinq turbines des plus de 200 que compte le parc éolien Orient de MidAmerican – un parc d’une puissance totale d’environ 500 MW – et une des 125 de son parc éolien Arbour Hill – un parc d’une puissance totale de 250 MW – ainsi que quatre autres, situées sur le parc éolien de Prescott – qui compte 13 turbines d’un peu plus de 4 MW de puissance chacune -, propriété de RPM Access. Des éoliennes toutes fabriquées par le danois Vestas.

Jamais un évènement d’une telle ampleur était arrivé. Même si des tornades ou des ouragans avaient déjà pu endommager des éoliennes par le passé. Et aujourd’hui, l’American Clean Power Association se veut rassurante. Son porte-parole affirme que de tels événements restent extrêmement rares.

Multiple wind turbines at an Iowa wind farm were destroyed by a tornado on Tuesday afternoon, leaving behind burning wreckage. #IAwx pic.twitter.com/yx7G35eFgq

— AccuWeather (@accuweather) May 21, 2024

Des éoliennes incapables de résister aux tornades ou aux ouragans ?

Rappelons que les éoliennes sont aujourd’hui de plus en plus conçues pour résister à des vitesses de vent élevées et à des conditions météorologiques extrêmes. D’autant qu’elles se trouvent souvent implantées dans des régions dites à risque. Comme les plaines du centre des États-Unis. En mer, les éoliennes de classe T, pour « typhoon proof », sont imaginées pour résister à des cyclones de catégorie 5. À grand renfort de structures flottantes en béton armé, de charnières pivotantes ou encore d’un contrôle actif de la position de la nacelle. Les chercheurs pensent même qu’elles peuvent aider à ralentir les vents et à les dissiper plus rapidement, diminuant les dommages à terre.

Toutefois, aucune éolienne terrestre ne peut actuellement résister à l’impact direct d’une tornade de l’ampleur de celles qui ont traversé l’Iowa en ce début de semaine. Ce qui apparaît logique au regard de la puissance et de la nature tourbillonnaire des vents au cœur de ces phénomènes. Rares sont les constructions humaines capables de supporter le passage d’une tornade de forte intensité, à l’exception des bâtiments intégralement réalisés en béton armé.

L’article Plusieurs éoliennes réduites en miettes par une puissante tornade aux États-Unis (vidéo) est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Le tarif heures pleines/heures creuses existe en France depuis 1960. Il est bien ancré dans nos habitudes de consommations. Mais il pourrait bientôt évoluer. Avec l’apparition de nouveaux créneaux d’heures creuses « solaires » qui nous encourageraient à consommer lorsque les centrales photovoltaïques produisent le plus.

En 1960, une nouvelle option tarifaire a fait son apparition dans le paysage français. Aujourd’hui encore, quelque 15 millions d’abonnés — aussi bien à EDF qu’à d’autres fournisseurs d’électricité — disposent de l’option dite heures pleines/heures creuses. Ils bénéficient alors de huit heures creuses par jour d’une électricité 15 % moins chère que le tarif de base. L’idée avait été lancée pour aider à lisser la demande d’électricité en incitant le décalage de certaines consommations — eau chaude sanitaire, lave-linge ou lave-vaisselle, par exemple — au-dehors des périodes de pics. Pour en limiter l’impact. Le gestionnaire du réseau de distribution français, Enedis, avait alors opté pour des heures creuses positionnées essentiellement la nuit, même si quelques clients bénéficiaient d’un petit créneau méridien.

À l’origine, des heures creuses nocturnes pour valoriser le nucléaire et l’hydroélectricité

Mais les choses pourraient bien être en passe d’évoluer. Du moins pour ce qui concerne les plages horaires retenues. La commission de régulation de l’énergie (CRE) en aurait formulé la demande expresse à Enedis. Car le mix électrique français a bien changé depuis les années 1960. À cette époque, le paysage français était dominé par l’hydroélectricité et les centrales au fioul et charbon. Il était pertinent de lisser la courbe de consommation nationale pour favoriser l’hydroélectricité, moins chère. Puis, quelques décennies plus tard, lors de l’expansion massive du nucléaire en France, les heures creuses devaient valoriser la production nocturne excédentaire à très faible coût. Une époque à laquelle il était donc surtout important, pour réussir à maintenir l’équilibre du réseau, de limiter les consommations en plein jour et, à l’inverse, d’augmenter les consommations de nuit.

C’est toujours le cas aujourd’hui. Mais plus seulement. Avec le déploiement massif des centrales solaires photovoltaïques, l’électricité devient également abondante — et donc peu chère – en milieu de journée. Cette électricité, la France peut l’exporter, sauf quand tous nos voisins produisent aussi de grandes quantités d’électricité solaire. C’est souvent le cas dès l’arrivée des beaux jours jusqu’au milieu de l’automne. Ainsi, les prix deviennent nuls ou négatifs et la France, comme certains de ses voisins, est contrainte de brider la production des panneaux photovoltaïques, faute de débouchés.

Pour y remédier, notre pays pourrait alors stocker cette électricité solaire à grande échelle. Grâce à des batteries et des STEP, notamment. Le parc de batteries est déjà passé de 100 MW en 2020 à 700 MW en 2023. Enfin, la France pourrait envisager d’en profiter pour produire de l’hydrogène par électrolyse. Ces deux dernières options pourraient toutefois coûter cher, mais ce ne sont pas les seules solutions.

Faire profiter les consommateurs de la production solaire à bas coût

Une option bien plus économique serait de demander aux clients de consommer plus au moment où les panneaux solaires produisent à plein régime. Et pour cela, l’idée est de réussir, dans les années à venir, à mieux « mettre en cohérence les tarifs et les capacités de production ». Avec des heures creuses qui ne seraient plus applicables la nuit, mais plutôt entre 11 heures et 17 heures. Ou en tout cas, pour ce qui est de l’été.

Encore faudrait-il que cette option redevienne réellement intéressante pour les consommateurs. Aujourd’hui, il existe une dizaine de contrats heures creuses différents et certains doivent décaler jusqu’à 60 % de leurs consommations pour réduire leur facture. Enedis et la CRE se fixent pour l’avenir, un objectif de 30 % des consommations en heures creuses solaires pour réaliser des économies. Grâce à un écart de prix entre heures creuses et heures pleines qui redeviendrait très incitatif.

Concernant le calendrier de mise en place de ces nouvelles heures creuses solaires, les avis divergent légèrement. La CRE préconise une entrée en vigueur dès 2025. Le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité (RTE) en France attend, quant à lui, une mise en place progressive d’ici deux ou trois ans.

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Pour augmenter la production d’électricité solaire, il faut multiplier le nombre de panneaux photovoltaïques installés. Ou améliorer l’efficacité de chacun d’entre eux. Difficile ? Peut-être pas tant que ça. Puisque cela semble possible en posant tout simplement une bâche blanche sous les panneaux solaires, mais pas n’importe lesquels.

En 2023, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), le solaire photovoltaïque a représenté à lui seul quelque trois quarts de l’augmentation des capacités de production d’énergie renouvelable dans le monde. C’est encourageant. Mais pour faire encore mieux et surtout, faire face à l’urgence climatique, toutes les idées paraissent désormais bonnes à prendre. Les pouvoirs publics s’intéressent principalement au nombre de panneaux photovoltaïques installés. Plus il y en aura, plus nous produirons d’électricité solaire.

Des panneaux solaires plus efficaces

Les scientifiques et les ingénieurs, eux, voient aussi le salut dans l’augmentation des rendements des cellules photovoltaïques. En faisant augmenter l’efficacité des panneaux solaires au mètre carré, ils comptent produire autant — ou, dans l’idéal, même plus — d’énergie renouvelable avec le même nombre de panneaux et à ensoleillement égal. Il y a quelques mois, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (NREL) américain ont ainsi annoncé avoir développé un panneau solaire bifacial à base de pérovskite dont l’efficacité atteindrait les 46 %. Ce n’est ni plus ni moins que le double de celle des panneaux photovoltaïques classiques à base de silicium.

Plus récemment, des chercheurs de l’université de Lehigh (États-Unis) ont présenté un matériau quantique qui, intégré à un panneau solaire, permettrait d’atteindre une efficacité un peu folle de plus de 60 %, les rendements actuels plafonnant autour de 20 %.

Une bâche blanche pour réfléchir la lumière du soleil

Toujours dans l’idée d’optimiser l’efficacité des panneaux solaires, d’autres explorent des voies plus directes. Des solutions plus simples. Comme l’installation de réflecteurs au sol. L’idée n’est pas nouvelle. Mais des études commencent maintenant à confirmer qu’elle en vaut la peine. Il y a quelques semaines, des chercheurs malaisiens montraient ainsi que l’installation de miroirs pour réfléchir la lumière du soleil vers les panneaux permettait de faire grimper le rendement de 2,8 % — celui de l’installation test ayant atteint la valeur de 25,5 % alors que l’installation témoin plafonnait à 22,7 %.

Aujourd’hui, ce sont des chercheurs de l’université d’Ottawa (Canada) qui apportent une nouvelle confirmation. Ils observent en effet que placer des réflecteurs blancs directement sous des panneaux solaires photovoltaïques — et non pas entre les rangées — permet d’augmenter la production d’énergie de 4,5 %. Partant toutefois de systèmes bifaciaux qui peuvent profiter de la réflexion de la lumière solaire au sol.

Des panneaux solaires plus efficaces sur la neige ou le sable

Dans la tête des chercheurs canadiens, réflecteur blanc rime surtout avec couverture neigeuse. Mais il est possible aussi d’imaginer couvrir les surfaces de peinture ou de bâches blanches. En supposant tout de même que lesdites surfaces soient déjà artificialisées et pour limiter ainsi les impacts sur la biodiversité. Le bénéfice, soulignent les chercheurs, pourrait aussi s’appliquer aux déserts de sable qui présentent également des sols clairs à l’albédo — comprenez, la part des rayonnements solaires renvoyée vers l’atmosphère — élevé.

Les chercheurs ajoutent que grâce à l’installation de réflecteurs blancs, les modèles donnent des gains allant jusqu’à 6 % du côté de Seattle (États-Unis) et de sa météo nuageuse et des gains jusqu’à 2,6 % dans l’aridité de Tucson (États-Unis). Le tout pour un coût qui reste intéressant. Les chercheurs malaisiens, eux aussi, notent que les rendements des systèmes panneaux solaires/réflecteurs peuvent varier d’une région à l’autre, en fonction des conditions climatiques et des saisons. Mais que les promesses en termes de coût/efficacité méritent que des travaux plus approfondis soient menés sur la question.

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Depuis de nombreux mois maintenant, la Chine inonde le marché mondial de ses panneaux solaires à bas prix. Pour se défaire de ce monopole, certains pays mettent en place des stratégies de protection. Et notamment une liste de modèles et de fabricants approuvés, pour l’Inde.

Aux États-Unis, seuls les composants de panneaux solaires produits sur le territoire national « selon des critères bien définis » — sans recours au travail forcé, par exemple — peuvent désormais prétendre à des subventions. Une manière à peine déguisée de faire barrage au photovoltaïque chinois.

L’Europe, elle, n’a pas encore trouvé sa parade. Et les panneaux solaires chinois envahissent notre marché à des prix défiant toute concurrence. Probablement grâce à des subventions massives accordées par Pékin. Ce que les économistes qualifient de dumping. Résultat, plusieurs fabricants européens se trouvent en difficulté. Norwegian Crystals a déposé le bilan il y a plusieurs mois déjà. L’usine française Systovi a aussi cessé ses activités. En Allemagne, le fabricant suisse de modules solaires Meyer Burger a annoncé quelque 500 licenciements. Et Solarwatt prévoit d’arrêter sa production sur son site de Dresde au mois d’août prochain.

Une liste de modèles et de fabricants de panneaux solaires pour l’Inde

L’Inde connait les mêmes difficultés. Mais le pays vient de mettre en place une stratégie qui pourrait lui permettre de se défaire du monopole chinois. Le ministère indien des énergies nouvelles et renouvelables (MNRE) a en effet établi une « liste de modèles et de fabricants approuvés » (ALMM). Et les porteurs de projets qui souhaitent obtenir le soutien du gouvernement doivent, depuis le 1^er avril dernier, impérativement en passer par des modèles et fabricants de cette liste qui s’avèrent tous être Indiens. De quoi, selon les professionnels, tout à la fois « élargir le marché pour les fabricants indiens — qui jusqu’ici privilégiait l’export — et les protéger de la concurrence avec leurs homologues chinois ».

Une production indienne de panneaux solaires suffisante pour le marché national

Précisons que l’idée ne date pas d’aujourd’hui. Mais l’ALMM était suspendue depuis mars 2023. Les autorités craignaient que l’offre de modules fabriqués en Inde soit insuffisante pour répondre à la demande nationale. L’année dernière, finalement, l’Inde a atteint une capacité de fabrication annuelle de plus de 40 gigawatts (GW) — pour les fabricants de l’ALMM. Et 30 GW supplémentaires sont déjà dans les tuyaux. Bien plus que la demande annuelle de panneaux solaires dans le pays. De quoi même laisser encore aux fabricants indiens, des opportunités d’exportations.

En favorisant la production locale de systèmes photovoltaïques, l’Inde espère aussi réussir peu à peu à s’émanciper de sa dépendance à la Chine pour la fourniture de composants tels que le verre ou les cadres de panneaux solaires. Et éviter ainsi que les prix des modules augmentent.

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