Rassurons-nous, les ressources de l’Antarctique ne sont pas en danger dans l’immédiat, protégées par des traités internationaux, et trop difficiles à exploiter. Néanmoins, l’avenir du continent glacé pourrait bien s’assombrir avec les découvertes récentes d’immenses réserves naturelles et en particulier de pétrole. 

En février 2020, le navire de recherche polaire russe Alexander Karpinsky revenait d’une campagne d’exploration avec des informations capables de bouleverser l’avenir du monde. Il venait, en effet, de découvrir des réserves d’hydrocarbures équivalentes à 500 milliards de barils de pétrole. C’est près de deux fois les ressources connues de l’Arabie Saoudite, et de quoi répondre aux besoins du monde entier pendant plus d’une décennie. Cependant, à l’époque, le monde faisait face à une crise d’une nouvelle ampleur avec l’arrivée du Covid-19, laissant ces 500 milliards de barils aux oubliettes.

En Grande-Bretagne, cette nouvelle est cependant revenue sur le devant de la scène, car les réserves identifiées se trouvent en grande partie dans une zone de l’Antarctique administrée par le Royaume-Uni, et revendiquée par le Chili ainsi que l’Argentine. Actuellement, le continent glacé est protégé par le traité sur l’Antarctique, mis en application en 1961, et surtout le protocole de Madrid entré en vigueur en 1998. Celui-ci interdit toute exploration et exploitation de minerai et d’hydrocarbures à des fins autres que la recherche scientifique. Cependant, à partir de 2048, les contours de ce protocole pourraient être modifiés si l’un des membres signataires en fait la demande. Une telle initiative pourrait compromettre la coopération internationale qui maintient le continent en paix depuis plus d’un demi-siècle.

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L’Antarctique, au cœur des convoitises depuis des décennies

Malgré ces traités qui garantissent la paix sur son sol, l’Antarctique est sujet de nombreuses convoitises depuis des décennies. Le continent blanc aurait été rattaché, il y a des millions d’années, à l’Amérique du Sud, l’Afrique, l’Australie et l’Inde, formant ainsi une masse terrestre appelée Gondwana. De ce fait, des scientifiques pensent que le continent pourrait avoir des ressources minérales similaires à ces régions du monde. De nombreuses campagnes de recherche, sous couvert d’exploration scientifiques, ont visé à cartographier et identifier les différentes ressources qui pourraient être présentes sous la glace. Les États-Unis, la Russie, mais également la Chine ont réalisé des campagnes de ce type. En 2005, un rapport de l’institut polaire chinois évoquait déjà des réserves colossales d’hydrocarbures dans la région, avançant le chiffre de 500 milliards de tonnes de pétrole, et 300 à 500 milliards de tonnes de gaz.

Un risque majeur de freiner la décarbonation

Face aux quantités de matières premières avancées, l’exploitation de ces ressources pourrait avoir de graves conséquences sur les objectifs internationaux de réduction des émissions de CO2. Elle pourrait aussi avoir un impact désastreux sur l’environnement et la biodiversité locale. Heureusement, les obstacles techniques à surmonter pour pouvoir exploiter ces ressources sont immenses. Malgré une présence humaine de plus en plus importante du fait de la multiplication des bases scientifiques, les conditions climatiques de l’Antarctique restent extrêmes. De ce fait, installer, exploiter et entretenir les infrastructures nécessaires à l’exploitation des ressources serait un défi dont la rentabilité est loin d’être assurée. Enfin se pose la question de l’acheminement, l’Antarctique étant loin de tous les grands pôles de consommation actuels.

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La Norvège va-t-elle céder au chant des sirènes du nucléaire ? C’est de plus en plus probable. Outre un soutien public grandissant, le pays vient de lancer une enquête pour étudier un possible recours à l’atome afin d’accélérer la décarbonation du pays. 

Le ministère norvégien de l’Énergie vient de lancer une enquête publique portant sur une potentielle intégration de l’énergie nucléaire dans le mix énergétique de la Norvège. L’enquête vise à montrer en quoi l’énergie nucléaire pourrait répondre aux besoins énergétiques de la Norvège d’ici une vingtaine d’années, et devra décrire les contours d’un programme nucléaire norvégien en abordant les thématiques de la sécurité énergétique, ou encore de la gestion des déchets nucléaires. Cette enquête surprend de prime abord, elle témoigne d’une ouverture de plus en plus marquée du pays pour l’énergie atomique.

Selon un sondage Ipsos, ce soutien au nucléaire est ainsi passé de 2 % en 2017 à 29 % à l’heure actuelle.  Cette tendance marque un changement de mentalité dans un pays qui n’a jamais eu de centrale nucléaire commerciale. Seuls quelques réacteurs de recherche ont été mis en service depuis les années 1960. Si les résultats de cette enquête ne sont attendus que dans deux ans, certains acteurs industriels norvégiens sont déjà dans les starting-blocks. C’est notamment le cas du développeur Norsk Kjernekraft, qui projette de construire deux réacteurs SMR dans les villes d’Heim, et d’Aure, pour une puissance totale de 1,5 GW.

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La Norvège émet plus de CO2 qu’on ne le pense

La Norvège brille par un mix électrique exceptionnellement bas-carbone, grâce à la prédominance de l’énergie hydraulique qui produit 88,1 % (chiffre de 2022) de l’électricité du pays. Elle est suivie par l’éolien avec 10,1 %, tandis que les centrales thermiques jouent un rôle anecdotique, en fournissant 1 % de l’électricité du pays. Malgré ce mix électrique, le pays n’est pas exempt d’émissions de CO2. Son mix énergétique est, lui, dominé à 54 % par les énergies fossiles. La part d’énergie fossile y est plus importante qu’en France. De plus, la consommation d’énergie primaire par habitant y est 63 % plus élevée qu’en France.

Associé à sa production hydroélectrique, le recours au nucléaire permettrait à la Norvège d’accélérer l’électrification des usages, et en particulier du transport. Sur ce secteur, le pays est déjà un exemple du genre avec plus de 100 000 immatriculations de voitures électriques en 2022, soit 82 % des voitures neuves vendues cette année-là.

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Souvent évoqué pour décarboner le transport, l’hydrogène souffre d’un réseau de recharge presque inexistant. Pour résoudre cette situation et faciliter le déploiement de ce type de stations, des scientifiques ont réalisé une étude portant sur des stations autonomes capable de produire de l’hydrogène vert à partir des énergies solaires et éoliennes. Les résultats obtenus sont surprenants. 

Le marché des véhicules à hydrogène peine à se développer, la faute à des contraintes techniques, mais aussi à un réseau de recharge quasiment inexistant, en France comme en Europe. Face à ce constat, des scientifiques de République tchèque ont imaginé une station de recharge d’hydrogène vert qui produirait de l’hydrogène de manière entièrement autonome. Cette étude technico-économique vise à montrer qu’il serait possible de produire de l’hydrogène peu cher et à proximité directe des sites d’utilisation.

Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont imaginé une implantation à Ostrava, une ville industrielle du nord-est de la République tchèque. Ils se sont fondés sur un besoin en hydrogène de 240 kg par jour, ainsi que des données locales pour la vitesse du vent et du rayonnement solaire. Grâce à ces paramètres, ils ont pu définir les contours de l’installation qui, pour être autonome, serait équipée de 298 kW de panneaux photovoltaïques, 22 petites éoliennes de 100 kW, 30 batteries acide-plomb de 1 kWh, ainsi qu’un électrolyseur d’une puissance de 1 000 kW. En complément, des réservoirs stockeraient environ 800 kg d’hydrogène.

Une solution qui se rapproche du coût du vaporeformage du méthane

Outre son caractère autonome, l’installation se distingue par un coût de production relativement faible, puisque l’étude annonce 2,89 €/kg d’hydrogène. Aujourd’hui, les solutions de production d’hydrogène vert sont onéreuses et ne parviennent pas à concurrencer la production d’hydrogène gris, obtenu par vaporeformage du méthane. Le prix de celui-ci oscille entre 1,5 et 2,5 €/kg, tandis que l’hydrogène obtenu par électrolyse de l’eau à partir d’électricité éolienne ou photovoltaïque dépasse généralement les 5 €/kg. À la pompe, le tarif se situe entre 12 et 18 €/kg TTC en France.

Pour atteindre un prix de revient aussi bas, les scientifiques misent sur la valorisation de l’excès d’énergie produite par les éoliennes et les panneaux photovoltaïques. Ils proposent ainsi l’intégration, dans l’installation, d’équipements de traitement des eaux usées grâce à une technique d’électrocoagulation. Celle-ci utilise un courant électrique pour éliminer des particules polluantes en suspension, émulsifiées ou dissoutes dans l’eau. Cette technique a l’avantage de ne nécessiter aucun additif chimique. Efficace, elle dispose d’une empreinte environnementale contenue. Il reste désormais à savoir dans quelle mesure ce type d’installation pourrait être déployé. Une telle infrastructure nécessiterait, en effet, beaucoup de surface au sol compte tenu du nombre d’éoliennes et de panneaux solaires, et un investissement financier beaucoup plus important qu’une simple station de recharge pour voitures électriques.

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Alors que le réacteur nucléaire EPR de Flamanville s’apprête à réaliser sa première divergence, une étonnante installation solaire vient, elle, de réaliser sa première convergence. Les deux paraboles géantes du « Présage », l’unique restaurant solaire d’Europe situé à Marseille, ont produit de la chaleur en concentrant les rayons de notre étoile pour la première fois.

Ces miroirs paraboliques de 10 m² chacun développent une puissance minimale de 4,4 kilowatts (kW) au solstice d’hiver, et de 6,5 kW au solstice d’été. Rien de bien comparable, donc, avec les 1 650 000 kW que revendiquera l’EPR de Flamanville à plein régime. Si ce dernier doit diverger les neutrons dans les prochaines semaines, les miroirs ont déjà convergé les rayons solaires il y a quelques jours. Ces deux paraboles constituent le cœur d’un restaurant unique en Europe : Le Présage, situé dans le quartier de Château Gombert à Marseille.

Fonctionnant sur le même principe que la première guinguette solaire du même nom, ce restaurant solaire en dur imaginé par Pierre-André Aubert, va encore plus loin. À son ouverture prévue en juin 2024, il proposera une carte préparée à 80 % grâce à l’énergie solaire. Pour y parvenir, les deux miroirs concentrent les rayons du soleil en halos de quelques dizaines de centimètres de diamètre, qui chauffent deux plaques de cuisson. Au centre de ces plaques, la température peut monter jusqu’à 450 °C. Plus on s’éloigne du centre, plus la température descend, permettant ainsi aux cuisiniers de réaliser de nombreuses cuissons différentes.

Pour le service du soir, les plats sont préparés en journée, puis finalisés avec un appoint de gaz. Cet appoint de gaz permet également d’assurer le service, même lorsque la météo est mauvaise et ne permet pas la cuisson solaire. À terme, ce gaz devrait être fourni par la méthanisation des déchets organiques produits notamment par le restaurant. Le toit du restaurant est aussi équipé de panneaux photovoltaïques, produisant une partie des besoins en électricité du bâtiment.

 

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De la cuisson solaire, mais pas que

Outre la cuisson solaire, qui a fait la réputation de la cuisine de Pierre-André, c’est toute une démarche qui est mise en place pour limiter les émissions de CO2 de ce restaurant. Le bâtiment, bioclimatique, fait la part belle à des matériaux peu carbonés comme le bois ou le béton de chanvre. Autour, un jardin constitué de 60 arbres et près de 200 plantes vivaces a vocation à fournir la cuisine du restaurant pour un circuit plus court que jamais. Pour l’avenir, les idées ne manquent pas. Outre la méthanisation, Pierre-André envisage de réutiliser les eaux usées grâce à un système de phytoépuration, pour pouvoir arroser le jardin.

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L’Écosse va-t-elle devenir le nouvel empire des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) ? C’est bien possible. La nation pourrait bien mettre à profit la géologie avantageuse de ses Highlands pour mieux exploiter la production de ses parcs éoliens en mer. Dernier projet en date : une STEP de 30 GWh de capacité de stockage, soit autant que la centrale française de Montézic. 

L’entreprise écossaise Glen Earrach Energy Limited espère bientôt pouvoir implanter, aux abords du Loch Ness, une station de pompage turbinage d’une puissance de 2 GW qui permettrait de stocker l’équivalent de 30 GWh d’électricité. Des mensurations comparables à la STEP de Montézic en France, en service depuis 1982. Le vaste projet sera situé aux environs de Balmacaan Estate, à 25 km au sud-ouest d’Inverness. Nécessitant un investissement colossal de 2 à 3 milliards de livres sterling (2,4 à 3,5 milliards d’euros), il devrait permettre, selon les porteurs de projets, de réduire de 10 % les émissions de CO2 du réseau électrique écossais. Il pourrait également faire économiser près de 2 milliards de livres sterling en coûts de fonctionnement pour le réseau.

L’Écosse brille par sa production remarquable d’électricité renouvelable, et dispose d’un mix électrique presque entièrement décarboné. Mais parfois, des difficultés d’exportation de la production électrique obligent les opérateurs de parcs éoliens à brider les éoliennes, représentant un véritable manque à gagner.

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Les projets se multiplient dans les Highlands

Pour résoudre ce problème, l’entreprise Glen Earrach Energy Limited n’est pas la seule à vouloir stocker de l’électricité en exploitant le relief des Highlands. En plus de la centrale hydroélectrique Foyers, mise en service en 1974, on dénombre pas moins de 4 projets de STEP dans la région des Lochs, dont deux se servent du Loch Ness comme réservoir haut ou bas.

La multiplication de ces projets suscite d’ailleurs des inquiétudes concernant l’éventuelle fluctuation de niveau du Loch Ness, et ses répercussions sur la faune locale. Une étude d’impact environnementale, réalisée dans le cadre du projet Loch Kemp, a indiqué que l’effet combiné des centrales de Foyer (300 MW), Loch Na Cathrach (450 MW) et Loch Kemp (600 MW)  pourrait entraîner une baisse de 73 centimètres du Loch Ness tout entier. Le projet de Glen Earrach Energy Limited viendrait potentiellement augmenter ce chiffre. Néanmoins, les différents exploitants de STEP se sont montrés rassurants, avançant qu’un fonctionnement simultané des stations, bien que possible, serait très rare. Au contraire, ces stations de pompage turbinage permettraient de réguler l’eau du Loch Ness en fonction des conditions climatiques.

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L’inauguration du parc éolien flottant Provence Grand Large approche, 13 ans après le lancement du projet. Alors que la dernière étape majeure du chantier, à savoir le raccordement des éoliennes, est en passe d’être terminée, les premiers tours de pales semblent plus proches que jamais.

Les équipes d’EDF Renouvelables vont bientôt pouvoir souffler : la mise en service des trois éoliennes flottantes totalisant 25,2 MW du projet Provence Grand Large (PGL) se précise semaine après semaine. Déjà, en octobre dernier, leur ancrage définitif au large de l’embouchure du Rhône avait marqué une étape décisive du projet (voir notre reportage vidéo). Depuis, les différentes entreprises se concentrent sur le raccordement du parc, afin de permettre l’injection de l’électricité produite sur le réseau national. Ce chantier consiste à relier les trois éoliennes entre elles par le biais de câbles dynamiques. Un autre câble, appelé câble d’export, long 17 km et dimensionné pour une tension de 66 kilovolts (kV), vient d’être déployé entre l’éolienne la plus proche de la terre ferme et le poste de transformation de RTE à Port-Saint-Louis du Rhône.

Initialement prévue au début de l’année 2024, la mise en service aura finalement lieu au deuxième semestre. Selon EDF Renouvelables, l’inauguration du parc devrait avoir lieu en septembre, afin que l’évènement ne soit pas noyé en pleine organisation des Jeux olympiques.

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Les éoliennes flottantes bientôt à l’épreuve de la réalité

Si tout se passe bien d’ici la mise en service, le projet aura duré 13 ans et coûté au moins 300 millions d’euros. Des chiffres élevés qui s’expliquent par le caractère novateur de ces éoliennes et en particulier de leurs flotteurs. La technologie utilisée pour ces derniers, dite à ligne d’ancrage tendue, est une première mondiale appliquée à l’éolien. Inspirée des systèmes utilisés pour les plateformes pétrolières, cette technologie repose sur des structures flottantes semi-submersibles arrimées au fond de l’eau par des ancres à succion.

Si EDF Renouvelables espère atteindre un facteur de charge de 50 % grâce à des vitesses moyennes de vent proches des 10 m/s, seuls les premiers mois d’exploitation pourront confirmer ces attentes. À l’autre bout de la France, le facteur de charge du premier parc éolien offshore français était estimé à 40 %, mais il n’a, pour le moment, pas atteint ce chiffre malgré une année 2024 en hausse (37 % contre 35 % en 2023).

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Les fermes solaires ont-elles un effet positif ou négatif sur la température de surface au sol ? Si les études se multiplient, les résultats, eux, restent encore difficiles à interpréter.

Une équipe de chercheurs japonais vient de publier une étude sur l’effet des installations photovoltaïques sur la température de surface au sol, afin de mieux comprendre l’impact environnemental de ces moyens de production d’énergie. Pour réaliser cette étude, les scientifiques ont analysé la température de surface d’une zone de plus de 700 km² autour de la rivière Kushida, sur une période de 10 ans. Ils ont découvert que la mise en place d’une installation photovoltaïque avait pour effet d’augmenter, en moyenne, la température au sol de 2,85 °C. Cet effet serait encore plus flagrant pendant les mois chauds avec une hausse de 3,35 °C contre 2,5 °C pour les mois les plus frais.

Le Land Surface Temperature, un indicateur global pour mesurer l’impact des centrales solaires

La température de surface au sol, dont il est question dans cette étude, est aussi appelée Land Surface Température (LST). Cet indicateur caractérise la température de ce qui se trouve à la surface du sol terrestre, qu’il s’agisse de roches, d’herbe, d’arbres, de glace ou même de bâtiments. Déterminé à l’aide de satellites en orbite autour de la Terre, il permet de mieux comprendre les échanges d’énergie, mais aussi d’eau, entre la surface terrestre et l’atmosphère. Cette température de surface est un marqueur du changement climatique, et peut servir à caractériser l’état des glaciers, des calottes glaciaires, mais aussi de la végétation dans les écosystèmes de la Terre.

Dans le cadre d’installations solaires, le calcul du LST a un rôle important pour tenter de mieux comprendre l’impact des centrales sur leur environnement direct, et en particulier sur les écosystèmes naturels qui les entourent.

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Les études sur le sujet se multiplient, mais ne font pas consensus

L’énergie solaire a le vent en poupe depuis plusieurs années, et est un outil indispensable de la transition énergétique. Mais son impact environnemental doit être encore largement étudié, car ses implications sont multiples, en particulier sur le développement de la biodiversité environnante. De nombreuses études ont notamment montré l’impact de ces installations sur la porosité des sols, sur l’écoulement de l’eau en surface, pouvant ainsi engendrer une réduction de l’activité biologique d’un sol. De plus, la végétation qui se développe sous les panneaux est bien souvent différente de celle qui était présente avant l’installation, du fait, notamment, d’un apport plus faible en lumière. Mais ce n’est pas tout. Les panneaux jouent un rôle très important sur la température, en réduisant, généralement, la température à proximité du sol, et en prouvant un effet « îlot de chaleur » au-dessus des panneaux. Ces variations thermiques sont encore mal comprises, de nombreuses études ont donc lieu à ce sujet.

Les résultats de ces premières études ne font pas encore consensus. Si la récente étude japonaise évoquée plus haut indique une hausse du LST, une autre étude, portant sur l’effet des installations solaires sur l’albédo, la végétation et le LST, indique plutôt une baisse de cette température de l’ordre de 0,49 °C en journée. Une telle différence de résultats peut s’explique par des divergences de méthodes de calcul, mais aussi la difficulté d’appréhender globale, d’appréhender et de valider l’indicateur LST, de par sa complexité et par l’hétérogénéité des éléments présents à la surface de la Terre. En tout état de cause, l’enjeu reste de pouvoir fiabiliser ces résultats pour mieux les comprendre. Cela permettra, à l’avenir, de prendre les mesures nécessaires afin de limiter l’impact des installations sur la biodiversité locale.

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L’hydrogène serait-il la clé pour décarboner les villes de demain ? Si un scénario 100 % hydrogène pourrait sembler séduisant sur de nombreux aspects, il présente tout de même des limites qui semblent difficiles à accepter.

Et si Al Khobar, cette ville saoudienne de 500 000 habitants bordée par le golfe Persique, devenait la première ville 100 % hydrogène au monde ? C’est ce qu’a proposé le scientifique indépendant Alberto Boretti dans l’International Journal of Hydrogen Energy, une revue scientifique spécialisée dans l’hydrogène. Dans son article, Alberto Boretti indique que l’Arabie Saoudite, grâce à ses ressources en gaz fossile, pourrait produire dès maintenant de grandes quantités d’hydrogène « noir » permettant d’alimenter des villes entières.

Si cet hydrogène serait fortement carboné puisque produit à partir de ressources fossiles, le pays pourrait ensuite construire progressivement des infrastructures nécessaires à la production d’hydrogène vert. Pour cela, la ville d’Al Khobar présenterait un profil idéal, notamment grâce à son emplacement, ses capacités de production de gaz fossile, ainsi que son potentiel solaire et éolien. D’ailleurs, la société Saudi Aramco crée actuellement un hub dédié à l’hydrogène dans la ville industrielle de Jybail, à seulement 100 km de là.

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Pour un besoin en puissance de l’ordre de 200 MW pour la ville d’Al Khobar (500 000 habitants), il faudrait, selon Alberto Boretti, environ 1 GW d’installation de production solaires et éoliennes, voire 1,3 GW pour pouvoir produire également du combustible renouvelable. À ces moyens de production devrait être associé l’équivalent de 997 MW d’électrolyseurs (509 MW dans le cas d’une utilisation combinée à des batteries). Grâce à ces installations, et moyennant l’ajout d’une capacité de stockage d’hydrogène de l’ordre de 145 000 MWh, Al Khobar pourrait devenir la première ville au monde alimentée par un mix d’hydrogène bleu, blanc et vert ainsi que par l’électricité solaire. En dimensionnant ces installations, Alberto Boretti a même pris en compte la possible évolution interannuelle des capacités de production, principalement liées au changement climatique actuel.

L’hydrogène, un problème de rendement

La solution proposée par Alberto Boretti a du sens sur de nombreux aspects. Le recours massif à l’hydrogène permettrait, en effet, de décorréler en grande partie la production d’énergie, et son utilisation. À l’instar des énergies fossiles traditionnelles, avec des moyens de stockage adaptés, il serait possible de se soustraire presque complètement aux contraintes liées à l’intermittence des énergies renouvelables que sont le solaire et l’éolien.

Pourtant, cette solution a un inconvénient colossal : son rendement. Alberto Boretti annonce un rendement de 75 % pour la production d’hydrogène, et un rendement de 55 % pour la production d’électricité à partir d’hydrogène, l’électrolyse. En d’autres termes, pour 100 MWh d’électricité, on obtiendrait l’équivalent de 75 MWh d’énergie sous forme d’hydrogène. Ensuite, pour que cette énergie soit de nouveau utilisée, l’hydrogène devrait de nouveau être transformé en électricité, avec un rendement de 55 %, donnant ainsi 41,15 MWh d’électricité.

Par conséquent, dans la proposition d’Alberto Boretti, la chaîne hydrogène aurait un rendement global de 41 %. Bien plus faible que de nombreux autres systèmes de stockage d’énergie comme les STEP, qui affichent un rendement compris entre 75 et 80 %, ou encore les batteries, qui affichent un rendement supérieur à 90 %. Pourtant, les chiffres proposés par le scientifique indépendant sont très optimistes. Une note de l’ADEME sur le sujet annonce un rendement global plus proche des 25 % que des 41 %, en fonction des technologies retenues.

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Privilégier l’utilisation directe et le stockage journalier

Pour cette raison, privilégier un fonctionnement entièrement électrique, en limitant au maximum les étapes de transformation intermédiaires, paraît être une solution plus avantageuse d’un point de vue environnemental. Il conviendrait de favoriser, en journée, l’utilisation directe de l’énergie produite, ainsi qu’un système de stockage journalier. La STEP de Hatta, en Arabie Saoudite, les systèmes de stockage d’électricité par batterie, ou encore les installations de stockage gravitaire, sont quelques exemples.

L’hydrogène, lui, paraît surtout adapté à la décarbonation d’installations très gourmandes en électricité, ainsi qu’à certains moyens de transport pour lesquels le poids des batteries représenterait un obstacle insurmontable. On pense notamment à l’aviation.

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Jamais un réacteur nucléaire avait produit autant d’électricité en une seule année. Le réacteur n°2 de la centrale de Taishan (Chine), de type EPR, a battu un record absolu de production. En 2023, celui-ci a été capable de produire 12,8 TWh d’électricité grâce à un excellent facteur de charge. Ce record pourra-t-il être battu, dans les années à venir, par Flamanville, l’unique EPR français ?

Décidément, le réacteur n°2 de la centrale de Taishan multiplie les records. L’EPR a battu, en 2023, le record de production d’électricité par un réacteur nucléaire avec 12 884,1 TWh. Un record qui lui appartenait déjà, puisqu’il était parvenu à produire 12 454,8 GWh d’électricité en 2020, dès sa deuxième année d’exploitation. Ce record de production a été rendu possible grâce à un facteur de charge remarquable de 88,6 %.

Avec ses performances, Taishan 2 apporte une lueur d’espoir la filière des EPR dont les difficultés se sont enchaînées avant même le début du chantier du premier EPR, en août 2005. Les différents chantiers internationaux ont cumulé les incidents, engendrant un retard de 9 ans pour le réacteur finlandais de Olkiluoto 3, et 12 ans pour Flamanville. Au Royaume-Uni, les deux réacteurs en construction de la centrale Hinkley Point affichent déjà un retard de 4 ans sur le planning initial.

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Flamanville pourra-t-il faire mieux ?

Pour l’heure, difficile de savoir si ce record pourra être battu. Les différents EPR construits à travers le monde affichent tous une puissance quasiment équivalente. Ainsi, dans les années à venir, les records de production annuels devraient principalement se jouer sur les conditions opérationnelles de chaque réacteur, et sur leur gestion. À titre d’exemple, Taishan 1, mis en service seulement quelques mois avec Taishan 2, n’a jamais dépassé les 12 TWh de production à cause de nombreuses défaillances, l’empêchant de fonctionner à pleine puissance sur de longues périodes. Depuis sa mise en service, il affiche un facteur de charge de seulement 48,6 % contre 77,7 % pour Taishan 2. Du côté de Flamanville, espérons que la mise en service signe la fin des difficultés, et puisse fonctionner avec un facteur de charge élevé. Toutefois, un premier arrêt pour maintenance prévu fin 2025 l’empêchera de revendiquer un facteur de charge élevé lors des premières années de fonctionnement.

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Vous partez au camping cet été, vous voulez faire des travaux sans connexion électrique, ou tout simplement vous prémunir d’une éventuelle coupure de courant ? Dans ce cas, une batterie nomade pourrait bien vous faciliter la vie. Mais pour cela, encore faut-il bien la choisir.

Longtemps, le marché des batteries a été dominé de la tête et des épaules par les batteries au plomb. Ces batteries au tarif intéressant multiplient pourtant les inconvénients : elles sont très lourdes (35 Wh/kg environ), volumineuses, et n’acceptent que très peu de cycles de charge – décharge. C’est pour ces raisons qu’elles ont été cantonnées à l’alimentation des accessoires et du démarreur dans l’automobile, ainsi que l’alimentation des véhicules de loisirs comme les camping-cars, les caravanes et autres camions aménagés.

Mais depuis quelques années, de nouvelles technologies de stockage d’électricité se développent à mesure que nos usages s’électrifient. On retrouve désormais, à un prix de plus en plus abordable, des technologies comme le lithium-ion, dont la densité énergétique est bien plus élevée (plusieurs centaines de Wh/kg), et qui accepte beaucoup mieux les décharges profondes. Ce développement technologique a donné naissance à une nouvelle catégorie de produits : les batteries nomades. Disponibles avec des capacités pouvant aller d’une centaine à plusieurs milliers de wattheures, elles ont généralement la capacité d’accepter plusieurs types de recharges, et de délivrer du courant sous différentes formes pour s’adapter à différents usages. On retrouve principalement du 12 V en courant continu et du 230 V en courant alternatif.

Pour vous aider à y voir plus clair sur ce marché en plein développement, nous vous proposons un tour d’horizon des principaux modèles disponibles pour une puissance comprise entre 1 et 2 kWh. Vous retrouverez également quelques conseils pour faire le choix le plus adapté à vos besoins.

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Le marché des batteries portables et de plus en plus dense

Électrification oblige, le marché des grosses batteries nomades se densifie chaque année un peu plus, voici une liste non exhaustive des principaux modèles que l’on peut retrouver sur le marché.

Marque	Modèle	Prix €	Puissance W	Capacité Wh	Poids kg	Solaire	Extensible
Bluetti	AC180	799	800	1 152	17	Oui	Non
Bluetti	AC200L	1 699	2 400	2 048	28	Oui	Oui
Jackery	Explorer 1000 Pro	899	1 000	1 002	11,5	Oui	Non
Jackery	Explorer 1500 Pro	1 099	1 800	1 512	17	Oui	Non
Jackery	Explorer 2000 Pro	1 499	2 200	2 160	19,5	Oui	Non
Ecoflow	Delta Max	1 299	2 400	2 016	22	Oui	Oui
Ecoflow	Delta 2	999	1 800	1 024	12	Oui	Oui
Ecoflow	Delta 2 Max	2 099	2 400	2 048	23	Oui	Oui
Anker	Solix C1000	1 199	1 800	1 056	13	Oui	Oui
Anker	Solix F1200	799	1 500	1 229	20	Oui	Non
Anker	Solix F2000	1 699	2 300	2 048	30	Oui	Non

Comment fonctionnent ces batteries nomades ?

Ces batteries nomades reposent toutes sur un fonctionnement similaire. Il s’agit d’une batterie généralement au lithium pouvant être rechargée par une prise domestique standard, une prise 12 V (de type allume-cigare), ou par le branchement de panneaux solaires. Les batteries sont équipées d’une multitude de ports qui permettent de brancher et recharger de nombreux types d’appareils différents. On retrouve des prises USB-A et USB-C, des prises de type allume-cigare, des prises 230 V et même, parfois, des emplacements pour la recharge par induction. Généralement, un écran LCD permet de consulter d’un coup d’œil le pourcentage de batterie restante ainsi que des indications sur la vitesse de la recharge ou encore la quantité d’énergie qui est prélevée à un instant T.

Outre ce fonctionnement commun à presque tous les modèles, on peut retrouver des fonctionnalités supplémentaires permettant de rendre la batterie plus polyvalente. Certaines disposent d’un système de détection de coupure de courant, permettant leur utilisation en tant que batterie de secours. D’autres disposent d’une application mobile permettant le contrôle à distance. Enfin, certains modèles sont également modulables : il est ainsi possible d’ajouter un module additionnel pour augmenter la capacité de stockage de la batterie.

Une batterie nomade oui, mais pour quoi faire ?

Si ces batteries peuvent être utiles dans un très grand nombre de situations, on distingue tout de même trois usages principaux, à savoir :

➡️ L’alimentation de secours

Du fait d’une capacité relativement contenue, ces batteries ne sont pas nécessairement pertinentes pour optimiser la production d’une installation solaire. En revanche, elles peuvent parfaitement remplir le rôle d’alimentation de secours en cas de coupure de courant. Pour cela, il est possible de les utiliser de deux manières différentes. La première consiste à brancher les équipements dont on a besoin sur la batterie le temps de la coupure. Cela peut être un ordinateur, la box internet, le frigo ou encore un micro-ondes.

La seconde solution consiste à la brancher directement au réseau électrique de la maison. Dans ce cas, il convient cependant d’ouvrir le disjoncteur général de la maison pour éviter aux techniciens d’ENEDIS d’avoir des surprises. Certains modèles disposent d’un détecteur de coupure permettant de réalimenter le tableau électrique en quelques millisecondes, permettant ainsi d’éviter l’extinction des appareils.

➡️ Le camping

Dans le secteur des véhicules aménagés, habituellement alimentés par de lourdes et exigeantes batteries au plomb, les batteries nomades constituent une alternative de choix permettant d’obtenir une installation plus polyvalente et plus performante. En revanche, pour le camping ou encore les voyages en voiture, on privilégiera des batteries d’une capacité un peu plus faible pour en limiter le poids.

➡️ L’alimentation de sites isolés

Enfin, ces batteries constituent une solution de choix pour avoir de l’électricité dans son jardin, dans une cabane, ou sur un chantier pas encore raccordé à l’électricité. En couplant la batterie à des panneaux solaires, il est même possible de devenir entièrement autonome, moyennant une gestion précautionneuse de l’électricité produite.

Comment choisir sa batterie nomade ?

Pour choisir sa batterie nomade, il convient de porter une attention particulière à certains éléments.

➡️ Technologie de batterie

Si les batteries nomades étaient, au départ, principalement équipées de batteries de type lithium-ion, cette technologie a l’inconvénient d’avoir une durée de vie relativement limitée, comprise entre 500 et 1000 cycles. C’est pourquoi, il est préférable d’opter pour la technologie LFP, de plus en plus répandue, qui offre une durée de vie jusqu’à 4 fois supérieure. Elle a tout de même pour inconvénient un poids légèrement plus élevé que les batteries au lithium-ion du fait d’une densité énergétique un peu plus faible.

➡️ Puissance et capacité

Si, pour choisir sa batterie, on pense tout de suite à sa capacité, il ne faut pas négliger la puissance que celle-ci pourra délivrer. Avant de chercher une batterie, il convient donc de réfléchir aux appareils que l’on souhaite pouvoir alimenter afin de déterminer la puissance minimale nécessaire. À titre d’exemple, les appareils comme les bouilloires, les machines à café ou encore les sèche-cheveux sont des appareils particulièrement gourmands en électricité.

De la même manière, la capacité de la batterie dépendra des usages envisagés. S’il s’agit de réalimenter votre maison comme si de rien n’était, mieux vaut viser la batterie avec la plus grosse capacité possible.

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➡️ Encombrement

En revanche, lorsque l’on recherche la mobilité, il est important de prendre en compte le poids de l’équipement. Si l’on compare les modèles Delta 2 et Delta 2 Max, on constate qu’ils présentent un encombrement similaire. En revanche, côté poids, c’est bien différent ! Le modèle Delta 2, d’une capacité de 1 kWh, pèse 12 kg, tandis que la Delta 2 Max et ses 2 kWh de stockage pèse 22 kg ! Pour une utilisation réellement nomade, on privilégiera les modèles avec des poignées de préhensions, ou même des modèles équipés de roulettes comme la Anker 767.

➡️ Nombre de ports disponibles

En général, sur ce type de batteries, on a l’embarras du choix en ce qui concerne les ports disponibles. Mieux vaut tout de même vérifier que ceux-ci correspondent aux équipements que l’on possède.

➡️ Vitesse de recharge

Toujours quand on privilégie la mobilité, il est important de choisir un modèle capable de se recharger rapidement. À ce sujet, Ecoflow fait des merveilles, son modèle Delta 2 Max étant capable de récupérer 80 % d’autonomie en seulement 1,1 heure (et même en 43 minutes en cumulant la recharge solaire). Il convient non seulement de vérifier la puissance de recharge en courant alternatif, pour un branchement sur une prise de courant classique, mais également la puissance de recharge continue pour la recharge via panneaux solaires.

➡️ Modularité

Certains modèles sont modulables, ce qui signifie qu’il est possible d’y ajouter des sets de batterie supplémentaires permettant ainsi d’en augmenter la capacité de stockage. Cette fonctionnalité est notamment disponible sur certains modèles des fabricants Ecoflow et Bluetti.

L’article Tout savoir sur les grosses batteries nomades : utilité, prix, caractéristiques est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’éolien en mer continue de se développer en France, avec une puissance installée cumulée dépassant désormais 1 gigawatt. Le parc éolien en mer de Fécamp (Seine-Maritime), inauguré le 15 mai, vient d’ajouter 500 MW. En parallèle, le gouvernement a également dévoilé l’industriel chargé de construire et exploiter le premier parc flottant commercial de France, qui s’élèvera au sud de la pointe bretonne.

Quatre ans après le début des travaux, le parc éolien offshore de Fécamp vient d’être inauguré. Si Emmanuel Macron n’a finalement pas pu faire le déplacement pour l’occasion en raison de la crise en Nouvelle-Calédonie, c’est Roland Lescure, ministre délégué à l’industrie et l’énergie, qui s’est rendu sur place. Opéré par EDF Renouvelables et composé de 71 éoliennes Siemens Gamesa de 7 MW pour une puissance totale de 500 MW, le parc devrait fournir l’équivalent de la consommation électrique de 700 000 français. Cela représente près de 60 % de la consommation de la Seine-Maritime. Après des mois de préparation, l’installation en tant que telle avait commencé en août 2022 avec l’installation de la première fondation gravitaire. Il s’agit, d’ailleurs, du premier parc au monde à avoir été équipé de ce type de fondations.

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Cap sur l’éolien flottant

Depuis la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, il y a plus d’un an maintenant, les avancées de l’éolien en mer se multiplient en France. On a pu, récemment, constater la mise en service du parc de Saint-Brieuc, tandis que l’avancement de plusieurs autres chantiers suivent leur cours, comme celui du parc de Dieppe, du Tréport ou de l’île d’Yeu.

Si tous ces parcs sont équipés d’éoliennes posées sur les fonds marins, l’avenir devrait néanmoins appartenir à l’éolien flottant. La mise en service du premier parc flottant français, appelé Provence Grand Large, ne devrait plus tarder. En parallèle, les chantiers des deux autres projets pilotes suivent leurs cours malgré d’importantes difficultés financières. Sur la façade atlantique, le projet éolien flottant Bretagne-sud, premier de nature commerciale pour cette technologie, vient tout juste d’être attribué à un consortium composé de d’Elicio et BayWa r.e. Composé d’une vingtaine d’éoliennes pour une puissance totale de 250 MW, il devrait être mis en service en 2031.

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Un peu plus d’un an après sa mise en service, le parc éolien offshore de Saint-Nazaire contribue-t-il réellement à réduire les émissions de CO2 du mix électrique français ? Sans surprise, la réponse est oui, mais le parc souffre tout de même de la comparaison avec d’autres moyens de production d’électricité bas-carbone.

Un an et demi après la mise en service du parc éolien de Saint-Nazaire, premier parc éolien en mer français, l’heure est au bilan. EDF Renouvelables, exploitant du parc, peut se rassurer : ces premiers chiffres sont plutôt prometteurs. Si la production initialement visée de 1,75 TWh par an n’a pas été atteinte, la première année de service aura tout de même permis de produire 1,5 TWh, et ce, malgré un arrêt complet de 3 semaines en décembre dernier. Dès 2024, EDF Renouvelables prévoit une augmentation de la production entre 1,6 TWh et 1,7 TWh, pour un facteur de charge approchant l’objectif initial de 40 %.

Du côté de l’impact carbone, une étude sur l’ensemble de son cycle de vie est venue confirmer, à 1 gramme près, le premier bilan projeté dès 2014. À l’époque, comme on pouvait le lire dans le dossier du maître d’ouvrage préalable aux premiers débats publics, le facteur d’émission du parc avait été estimé à 17,3 g CO2e/kWh pour une durée de vie de 24 ans. La note de synthèse récemment publiée par le bureau de conseil OUVERT, indique un bilan carbone de 794 628 tonnes de CO2 équivalent sur l’ensemble du cycle de vie du parc. Ramené à la production totale estimée du parc éolien, cela équivaut à un facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh.

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Un retour d’expérience précieux pour les parcs suivants

Avec ce facteur d’émission de 18,3 g CO2e/kWh, le parc de Saint-Nazaire devrait tout de même se positionner comme le parc éolien posé le plus émissif de France, devant celui de Saint-Brieuc (15,8 g CO2e/kWh) ou celui de Fécamp (13,3 g CO2e/kWh). Ces chiffres s’expliquent en partie par le caractère novateur du parc, première ferme éolienne offshore de France. Sans surprise, c’est la fabrication des matériaux qui représente la plus grande part des émissions de CO2. Celle-ci compte pour 61 % des émissions totales tandis que le transport des composants et leur installation sur le parc représentent 14 % des émissions. L’acier, qui représente 62 % du poids total des matériaux du parc, est responsable de la moitié des émissions totales de CO2.

Malgré un facteur d’émission moyen plus élevé que des éoliennes terrestres (14 g CO2e/kWh), les éoliennes offshore posées sont nettement moins émissives que les éoliennes flottantes. Premier parc flottant français, le projet Provence Grand Large affiche un facteur d’émission franchement supérieur aux autres projets en cours avec plus de 50 g CO2e/kWh contre 47 gCO2e/kWh pour EolMed et même 24,1 gCO2e/kWh pour EFGL.

Des émissions encore loin du nucléaire

Selon le gouvernement, le facteur d’émission du mix électrique français se situe, en 2018, à 57 gCO2e/kWh. Dans ce contexte, l’éolien offshore constitue une réelle solution pour réduire les émissions de CO2 associées à la production d’électricité en France. C’est encore plus frappant lorsque l’on compare ce chiffre au facteur d’émission du mix énergétique français qui s’élève à 72 g CO2e/kWh. Néanmoins, il est important de souligner que, quand on le compare exclusivement à des moyens de production d’énergie bas-carbone, le parc de Saint-Nazaire ne fait pas office de référence. Selon la base empreinte de l’Ademe, il est certes moins émetteur que le photovoltaïque (25,2 g CO2e/kWh), mais plus que l’éolien terrestre ou l’hydroélectricité, qui n’émet que 6 g CO2e/kWh.

Surtout, il fait pâle figure face au parc nucléaire français qui émet seulement 3,7 g CO2e/kWh, selon une étude réalisée par EDF, et approuvée par l’ADEME. Si ce chiffre de 3,7 g CO2e/kWh ne prend pas en compte le démantèlement des centrales nucléaires, le bilan carbone de l’éolien ne prend, lui, pas en compte les besoins en stockage plus importants que pour l’industrie nucléaire.

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Et si les mâts d’éoliennes servaient de data center ? C’est le paris qu’a pris une entreprise allemande pour proposer des centres de données peu émissifs. Si l’idée fait sens, cette solution pourra-t-telle répondre aux besoins gargantuesques de l’IA et du cloud computing ?

En matière d’énergies renouvelables, l’Allemagne sait surprendre et innover. Dernier exemple en date : ces centres de données directement installés dans des mâts d’éoliennes par l’exploitant Westfalen Wind et l’entreprise d’équipements électroniques Rittal. Cette idée permet de répondre à de nombreuses problématiques, en donnant un usage aux espaces normalement vides à l’intérieur des éoliennes, et en rapprochant un système particulièrement consommateur d’un point de production d’électricité.

Cette proximité directe entre ces deux équipements limite ainsi les besoins en infrastructure. Ainsi, cette solution entraînerait une baisse de coût. Mais également une baisse des émissions de CO2, car le data center, même s’il est raccordé à d’autres sources de production pour des questions de sécurité, pourrait fonctionner grâce à l’énergie de l’éolienne presque 90 % du temps. WindCores annonce un facteur d’émission de 10 gCO2e/kWh, là où le facteur d’émission du mix électrique allemand se situe à plus de 400 gCO2e/kWh en 2022.

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Une puissance trop limitée pour être réellement intéressante ?

Cette solution pourrait répondre aux besoins précis de certaines entreprises, mais doit encore faire ses preuves sur le terrain. Si aucun chiffre n’a été fourni par l’entreprise en matière de puissance disponible, les éoliennes terrestres ont une puissance installée moyenne de 3 MW. En considérant un facteur de charge de 23,5 %, qui correspond à la moyenne de l’éolien terrestre en Europe entre 2018 et 2021, on obtient une puissance moyenne disponible de 0,71 MW par mât. Or, rien qu’en Île-de-France, en 2018, la puissance moyenne des data center était déjà de 5 MW. Depuis, la course au gigantisme n’a fait qu’accélérer, du fait des besoins grandissants liés à l’IA et au Cloud Computing. Toujours en Île-de-France, on compte déjà deux data center de 140 MW.

Néanmoins, l’idée de positionner des installations très gourmandes en énergie à proximité directe d’un site de production fait sens. C’est d’ailleurs ce que cherche à faire Amazon avec son nouveau data center d’une puissance colossale de 960 MW. Pour permettre son alimentation électrique, celui-ci sera construit sur le campus de Cumulus Data Assets, à proximité directe de la Susquehanna Steam Electric Station, une centrale nucléaire de 2,5 GW de puissance.

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Remplacer un véhicule thermique par un modèle électrique est une des meilleures solutions pour réduire les émissions de carbone et améliorer l’efficacité énergétique. Mais comment abandonner la station-service pour la borne de recharge ? Si, comme l’immense majorité des possesseurs de véhicules électriques, vous souhaitez recharger votre voiture électrique à domicile, vous devez installer une prise ou borne dédiée. Pour savoir à quoi vous attendre et comment faire le bon choix, voici tous nos conseils sur le sujet, si vous choisissez une wallbox.

Bien que de plus en plus facile, le passage d’une voiture thermique à une voiture électrique demande de revoir son organisation, en particulier pour la gestion des recharges. Fini les stations services, bonjour les bornes de recharges sur les parkings, au travail et à la maison ! Pour limiter le coût des recharges et gagner en confort, installer une borne est bien souvent une excellente solution. Bien que plus chères que les prises renforcées (lire notre dossier), les bornes de recharge offrent souvent un niveau de sécurité plus élevé, un grand nombre de fonctionnalités et de meilleurs temps de charge. Pour vous aider à choisir et installer votre borne de recharge, nous vous proposons un tour d’horizon de tout ce qu’il faut savoir avant de franchir le pas, que l’on habite en logement individuel ou collectif.

Pourquoi installer une borne de recharge chez soi ?

S’il est tout à fait possible de recharger sa voiture électrique avec une simple prise domestique, il ne faut pas être pressé. Prenons l’exemple de la récente MG4 qui rencontre actuellement un franc succès. En version Comfort, il vous faudra quasiment 17 heures pour la recharger de 20 à 80 % sur une prise domestique classique de 10A et 2,3 kW de puissance. Même avec une prise renforcée comme la Legrand Green’Up, on obtient un temps de recharge avoisinant les 10h30.

Avec une borne de recharge, c’est différent. Si votre installation électrique le permet, vous pourrez recharger votre MG4 en 5h40 avec une installation en monophasé et même 3h30 avec une installation en triphasé ! Outre un temps de recharge plus court, une wallbox dispose également de nombreux avantages comme la possibilité de programmer votre recharge, vous permettant ainsi de profiter des heures creuses, et donc de faire des économies substantielles.

Souvent connectées, les bornes de recharges permettent également d’avoir accès à vos données de consommation électrique en temps réel et de la commander à distance en cas de besoin. Enfin, elles permettent d’obtenir un niveau de sécurité plus élevé grâce à un excellent contrôle de la puissance utilisée. Certains modèles peuvent, d’ailleurs, s’adapter en temps réel à votre utilisation d’électricité : si vous utilisez votre cafetière ou vos plaques de cuisson électriques pendant que votre voiture est en cours de recharge, la borne sera capable d’ajuster automatiquement la puissance délivrée pour éviter que votre compteur ne disjoncte pour cause de puissance dépassée.

Comment choisir sa borne de recharge ?

En quelques années, le marché des bornes de recharge s’est grandement diversifié. On y retrouve des marques automobiles comme Tesla, des géants de l’électricité comme Legrand, Schneider ou Hager, mais aussi des nouveaux venus comme Wallbox, Evbox ou Easee. Face à ce large éventail, il va falloir procéder de façon méthodique afin de trouver un modèle qui soit compatible avec votre installation électrique, mais aussi avec votre voiture.

Le choix de votre borne se fera, d’abord, en fonction de la puissance maximale que peut délivrer votre installation électrique, notamment si vous disposez d’une installation monophasée ou triphasée. Côté véhicule, tous n’ont pas le même convertisseur AC/DC embarqué, et n’acceptent donc pas forcément la même puissance de recharge. Pour reprendre l’exemple de notre MG4, celle-ci dispose d’un convertisseur triphasé de 11 kW. D’autres modèles, comme la Renault Mégane en version Optimum Charge, bénéficient d’un chargeur de 22 kW triphasé qui permet d’atteindre des vitesses de recharge plus importantes. Pour tout savoir sur les capacités de recharge des voitures électriques du marché, vous pouvez jeter un œil chez nos confrères d’Automobile Propre.

 

 

Où et comment installer sa wallbox ?

La plupart des bornes de recharge du marché sont résistantes aux intempéries. Ainsi, il est virtuellement possible de les mettre à peu près partout. La meilleure solution consiste à la positionner là où vous avez l’habitude de garer votre véhicule. Il faut tout de même garder en tête que, sauf dans le cas d’un forfait d’installation global, éloigner la borne du tableau électrique risque d’augmenter le montant du devis.

Si vous êtes bricoleur, rien ne vous empêche d’installer vous-même votre borne de recharge, si celle-ci fait 3,7 kW de puissance maximum. Il faudra bien veiller à respecter la norme NFC 15-100 qui régit l’ensemble des règles à respecter pour la réalisation d’une installation électrique. Pour une puissance supérieure, l’intervention d’un électricien certifié IRVE est néanmoins obligatoire depuis le décret du 12 janvier 2017. Celui-ci devra, en effet, procéder à des modifications à même le compteur électrique.

Avant de se lancer, il est indispensable de s’assurer de la puissance disponible au niveau du compteur électrique. De manière plus générale, l’installation d’une borne de recharge peut induire des intensités de courant très élevées, ce qui augmente le risque de surchauffe ou d’incendie par rapport à une installation plus classique. C’est pourquoi, il est fortement conseillé de faire appel à un électricien qualifié pour toute installation d’un équipement de recharge.

Combien coûte l’installation d’une borne de recharge ?

Le prix d’une borne de recharge peut varier fortement en fonction de la puissance de celle-ci, mais également des travaux de préparation et d’électricité qui seront requis pour l’installation. Pour avoir une idée précise du prix auquel s’attendre, le plus simple est de faire réaliser un devis par un professionnel certifié. Pour être mis en contact avec des professionnels de votre région, vous pouvez vous rendre sur le site de nos confrères de Mister EV.

Quelles aides financières pour l’installation d’une borne de recharge ?

Il est, dans certains cas, possible de bénéficier d’aides de l’État pour l’installation d’une borne de recharge à domicile. D’abord, vous pouvez bénéficier d’un crédit d’impôt égal à 75 % du montant des dépenses engagées dans la limite de 300 euros par installation. Et si vous pouvez patienter un peu, ce crédit d’impôt va atteindre 500 euros par installation en 2024.

Si vous êtes locataire ou propriétaire d’un logement de plus de 2 ans, il est également possible de bénéficier de la TVA à taux réduit de 5,5 %. Pour cela, l’installation doit nécessairement avoir été réalisée par un professionnel qualifié IRVE.

Des alternatives plus abordables

Malgré les aides de l’État, l’installation d’une borne de recharge constitue un investissement conséquent qu’on ne peut pas toujours se permettre. Si vous êtes dans cette situation, sachez tout de même qu’il existe des alternatives intéressantes, en particulier les prises renforcées de type Green’Up que nous avons évoquées au début de l’article. Celles-ci ressemblent à des prises de jardin traditionnelles, mais ont la particularité d’avoir un circuit dédié à la recharge avec des connexions renforcées. Cela leur permet d’atteindre une puissance de l’ordre de 3,2 kW contre 2,3 kW pour une prise standard. Ce gain de puissance significatif permettra de faire baisser de plusieurs heures le temps de charge de votre voiture.

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Cette entreprise a mis au point une éolienne verticale avec un but bien précis : supprimer les générateurs diesel habituellement utilisés pour produire de l’électricité sur des sites isolés, aux conditions météorologiques difficiles. Capable de supporter des vents de plus de 200 km/h, l’éolienne pourrait participer, à sa manière, à la décarbonation dans certains cas très spécifiques.

Comment se débarrasser des générateurs fonctionnant au diesel, lorsque l’on souhaite avoir de l’électricité dans des zones reculées aux climats extrêmes ? On utilise généralement des panneaux photovoltaïques et de robustes éoliennes reliées à des batteries. En ce sens, la start-up islandaise IceWind a mis au point une éolienne qu’elle promet capable de résister aux conditions les plus extrêmes. Grâce à une conception unique, et l’usage de matériaux comme l’aluminium et la fibre de carbone, l’éolienne pourrait générer de l’électricité par des vents démarrant à 7,2 km/h et jusqu’à 210 km/h. Grâce à son axe vertical, elle produirait du courant peu importe la direction du vent. Pour réussir cette prouesse, elle dispose notamment de deux sortes de pales. Les pales intérieures, grâce à leur design spécifique, permettent un démarrage par très faible vent, mais également un freinage de l’éolienne quand le vent est trop violent.

Côté production, la puissance des différents modèles proposés varie de 100 à 600 W. Pour l’heure, l’entreprise se concentre principalement sur les tours de télécommunications en site isolé. Grâce à ce type d’éolienne, il serait ainsi possible de se débarrasser, sur ces sites reculés, des générateurs thermiques habituellement utilisés, et de toute la logistique qui y est associée. Jusqu’à maintenant, une vingtaine d’éoliennes de ce type ont été mises en service en Islande, et l’entreprise s’apprête à lancer une commercialisation à l’échelle internationale.

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Difficile de concurrencer les panneaux photovoltaïques pour un usage domestique

Pour autant, difficile de considérer cette éolienne comme une solution de choix pour un usage domestique. La startup a bien lancé, en 2020, un modèle destiné aux habitations et l’a commercialisée aux États-Unis. Mais celui-ci ne semble plus être disponible. Cela n’est pas très surprenant quand on sait que le tarif d’entrée de l’éolienne était de 3 200 $ pour une puissance maximale de 600 W. Dans ces conditions, difficile de privilégier l’éolien au photovoltaïque. Plus productives, les installations solaires sont également beaucoup moins chères, et leur tarif continue de baisser. À titre d’exemple, l’entreprise Dualsun a récemment lancé un kit solaire prêt à brancher au tarif de 680 euros pour une puissance crête de 420 Wc. Celui-ci permet également d’avoir un système de production d’énergie renouvelable, pour seulement 30 % du prix (ramené à la même puissance).

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Vous avez peut-être déjà vu ces étranges éléments métalliques de forme arrondie que l’on retrouve dans certains postes de transformation d’électricité à très haute tension. Mais savez-vous à quoi ils servent ? Dans cet article, nous revenons sur l’effet corona, et sur les dispositifs qui existent pour le limiter. 

Avez-vous déjà remarqué ces sortes d’anneaux que l’on trouve parfois entre des pylônes et les lignes à haute-tension qu’ils soutiennent ? Ce dispositif, dont la forme peut varier entre un gros anneau, une coupelle ou une boule à facettes dans les laboratoires, est appelé « corona ring » ou « dispositif anti-effluve » en français. Il a pour rôle de contenir l’effet corona, un phénomène physique qui se produit lorsque deux électrodes à haut potentiel sont séparées par un fluide neutre, généralement l’air. Dans ces conditions, certains atomes de l’air perdent ou gagnent des électrons. Ils sont alors chargés électriquement, et viennent s’accumuler autour des aspérités, ou des éléments pointus des électrodes en question. Ce phénomène se matérialise bien souvent par une sorte de grésillement, voire dans certains cas, par une lueur bleutée au niveau de ces électrodes.

Outre ce grésillement, l’effet corona pose plusieurs problèmes. D’abord, il témoigne du passage d’une petite quantité de courant hors des conducteurs, et donc d’une perte d’énergie. Il peut également entraîner des perturbations radio-électriques, et même se montrer dangereux : sa présence souligne une hausse de la différence de potentiel entre les deux électrodes, et donc un risque accru de créer un véritable arc électrique. Enfin, ce phénomène engendre la création d’ozone troposphérique, un gaz à effet de serre irritant, aussi nocif pour la santé que le climat.

Un phénomène physique parfois visible à l’oeil nu

Ce phénomène physique, bien que rare, peut se matérialiser de manière spontanée dans la nature. Il est particulièrement visible à l’extrémité du mât d’un navire ou des ailes d’un avion à l’approche d’un orage. On parle alors de feu de Saint-Elme. Dès l’Antiquité, ce phénomène suscite des interrogations, et sera même observé par Magellan et son équipage, en 1519, lors de leur voyage autour du monde. Dans certains cas très rares, il peut être observé directement sur le corps, comme ces personnes observant le phénomène au bout de leurs doigts. Si vous vous trouvez, un jour, dans la même situation, on vous déconseille tout de même de vous extasier trop longtemps, mais plutôt de vous mettre à l’abri au plus vite. Les feux de Saint-Elme sont, en effet, très souvent le signe précurseur d’un impact de foudre !

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L’effet corona : parfois utile, souvent délétère

Revenons à notre effet Corona. Dans certaines situations, celui-ci peut rendre service. Il est notamment utilisé dans la production d’ozone pour l’industrie, et employé certains systèmes de filtrage et de purification d’eau et d’air, détruisant des particules organiques en suspension. Enfin, c’est ce phénomène que l’on retrouve au cœur des boules à plasma décoratives.

Malgré ces usages, l’effet corona est, dans la majorité des cas, délétère. Comme évoqué plus tôt, il est signe d’une perte de puissance, ainsi qu’une usure prématurée du matériel. Il engendre également des bruits parasites et des perturbations radioélectriques. Si le phénomène est souvent négligé pour des tensions inférieures à 345 000 volts, il est systématiquement étudié pour des tensions supérieures. Sur les lignes à haute tension, cet effet peut être contrôlé en augmentant le diamètre des conducteurs, ce qui a pour effet de limiter le champ électrique de surface. Il est aussi possible d’augmenter la distance entre les différentes phases.

Pour la gestion de points singuliers comme l’extrémité de pylônes, les contacteurs dans les sous-stations, ou pour certains équipements spécifiques de transformateurs à haute tension, on utilise principalement des corona ring. Ces éléments métalliques, souvent en aluminium ou en acier inoxydable, ont une forme d’anneau ou de coupelle dans les installations extérieures. Dans les laboratoires, ils se présentent souvent sous la forme d’une boule creuse à facettes. Ils sont disposés sur les parties exposées électriquement, et permettent de répartir le champ électrique sur une surface plus grande et plus uniforme.

Différents corona rings installés dans une sous-station (en haut à gauche), dans des laboratoires (en haut à droite et en bas) et sur une ligne haute-tension (milieu droit) / Images : Artisan Industry, Hitachi, Wikimedia, Highvpower.

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Que va devenir l’hydrolienne D10 de 1 MW, qui, depuis le Fromveur, alimente quotidiennement en électricité l’île d’Ouessant ? Pour l’heure, le dossier peine à avancer et sa vente est loin d’être actée.

Souvenez-vous, il y a quelques mois, la société Sabella, spécialisée dans l’hydrolien, était placée en liquidation judiciaire, seulement 3 mois après avoir été mise en redressement judiciaire. Si le personnel et les brevets avaient bien été repris par le français Entech, l’avenir du démonstrateur dénommé D10, en service au large d’Ouessant, restait en suspens. Quelques mois plus tard, l’hydrolienne a bien été mise en vente par l’État et la Région, mais la situation peine à avancer. Pourtant, l’hydrolienne fonctionne parfaitement et fournit même la moitié de l’électricité nécessaire à l’île d’Ouessant.

Un groupe américain spécialiste de l’hydrolien envisagerait de racheter l’hydrolienne, mais surtout pour avoir accès à son site d’expérimentation, ses autorisations de fonctionnement et son câble de raccordement. Cet ensemble lui permettrait de pouvoir tester d’autres machines sur place. Selon le maire d’Ouessant, rien ne se concrétise à cause des nombreux obstacles juridiques et financiers qui viennent entraver la potentielle vente.

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Un entretien coûteux

Même si l’hydrolienne fonctionne correctement, sa prise en main, son entretien et sa maintenance représentent des enjeux techniques et financiers importants. La société Entech, où travaillent désormais les anciens salariés de Sabella, se disent prêt à mettre en place un accompagnement technique pour le futur repreneur. Néanmoins, chaque opération pourrait coûter cher. Déjà, en avril 2022, la mise à l’eau de l’hydrolienne avait coûté la bagatelle de 250 000 euros. Sachant que sa mise en service avait été prévue pour 5 ans, une nouvelle opération de maintenance pourrait être nécessaire dans trois ans.

Du côté d’Ouessant, on espère vivement que l’hydrolienne soit rachetée pour permettre à l’île de continuer à verdir son mix énergétique. Mais en cas d’absence de repreneur, l’hydrolienne pourrait être sortie de l’eau et mise en cale sèche pour un montant avoisinant le million d’euros. Espérons tout de même qu’un terrain d’entente soit trouvé, pour éviter que la D10 ne soit mise hors-jeu pour des questions juridiques.

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Construire un barrage au milieu du désert est-il réellement une aberration environnementale ? Alors qu’EDF termine actuellement une STEP de 250 MW à Dubaï, et travaille avec l’Arabie Saoudite à la réalisation d’un autre projet d’envergure, la question se pose plus que jamais. Mais la réponse, complexe, dépasse le simple cadre du stockage de l’électricité.

EDF Hydro, la filiale d’EDF spécialisée dans la production d’électricité à partir de l’énergie hydraulique, dispose d’un savoir-faire reconnu dans le monde entier, en particulier pour la mise en oeuvre de STEP. Après avoir permis à la France, dès les années 70, d’optimiser son potentiel de stockage d’électricité à travers de nombreuses installations de pompage-turbinage, l’entreprise fait désormais rayonner son savoir-faire un peu partout dans le monde. Parmi les projets d’envergure qu’EDF Hydro mène au-delà de nos frontières, on peut citer la centrale hydroélectrique Hatta, à Dubaï. Cette station de pompage-turbinage, d’une puissance de 250 MW, devrait être mise en service dès cette année. Elle aura nécessité la création d’un réservoir supérieur de 5,1 millions de mètres cubes d’eau grâce à la création de deux barrages mesurant respectivement 35 mètres et 70 mètres de hauteur. Un tunnel de 1200 mètres permet de conduire l’eau jusqu’au réservoir inférieur déjà existant.

Mais ce n’est pas le seul projet d’EDF dans la région. Une autre STEP, répondant au nom de code NESTOR, pourrait bientôt être construire en Arabie saoudite. Cette centrale est vivement critiquée par du personnel interne à EDF, qui y voit un projet « climaticide », qui ne serait pas en adéquation avec les valeurs d’EDF.

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Les STEP, un atout indispensable de la transition énergétique

Ce ne sont pas les dimensions de ces STEP qui font réagir. La centrale Hatta n’a, sur ce point, rien d’exceptionnel. Il s’agit même d’une petite installation en comparaison aux installations françaises. À titre d’exemple, la centrale de Grand’Maison, en France, affiche une puissance de de 1160 MW, et son réservoir supérieur peut stocker 140 millions de mètres cubes d’eau.

En revanche, il paraît surprenant de voir naître, au cœur d’un paysage pour le moins aride, de si grands réservoirs d’eau. D’ailleurs, cette eau des réservoirs devra être prélevée dans la Mer Rouge, puis dessalée avant d’être acheminée jusqu’aux réservoirs. Pourtant, dans une optique de décarbonation des moyens de production d’électricité, le stockage de l’énergie devient peu à peu un enjeu stratégique colossal pour pallier le caractère intermittent de la production des énergies renouvelables. Malgré le développement des batteries chimiques, les STEP jouent, dans ce contexte, un rôle crucial. Contrairement aux BESS (Battery energy storage system), elles ont l’avantage de permettre le stockage d’immenses quantités d’énergie sur de longues périodes. L’investissement initial, nécessairement colossal, est largement compensé par une très longue durée de vie. La centrale de Hatta a été conçue pour stocker de l’énergie pendant au moins 80 ans ! Face à cette situation, créer des centrales de pompage turbinage dans des zones arides comme l’Arabie Saoudite, mais également Dubaï ou le désert d’Atacama n’est pas dénué de sens d’un point de vue environnemental.

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Au cœur de la controverse, The Line, le projet de tous les extrêmes

En revanche, pour le projet saoudien NESTOR, c’est plutôt la finalité qui pourrait poser problème. Celui-ci est est, en effet, associée à The Line, cette ville géante en forme de ligne qui devrait venir déchirer le désert saoudien sur près de 170 kilomètres. C’est d’ailleurs ce qu’a déclaré Jean-Yves Segura, représentant du personnel et délégué Force Ouvrière (FO) à EDF Hydro, au micro de France Info : « Le problème, ce n’est pas de construire une centrale hydroélectrique en Arabie Saoudite, c’est de la construire à Neom. Bien évidemment, l’Arabie Saoudite, comme tous les pays, doit se décarboner. Et les centrales hydroélectriques, notamment les centrales de pompage turbinage, peuvent participer à cette décarbonation, estime le délégué syndical. Mais Neom nous gêne parce que c’est un projet pharaonique qui ne bénéficiera pas à la population saoudienne. Ce sera pour faire du tourisme de luxe au milieu du désert. Et ça, ce n’est pas du tout durable ».

Cette ville intelligente et futuriste, déchaîne, effectivement, les critiques de par son gigantisme. Haute de 500 mètres, large de 200 mètres, et longue de 170 kilomètres, cette ville à la fois verticale et horizontale est prévue pour recevoir à terme 9 millions d’habitants. Annoncée comme décarbonée, The Line est pourtant critiquée d’un point de vue environnemental. Rien que la construction du projet pourrait générer, selon l’enseignant-chercheur Philip Oldfield, près de 1,8 gigatonnes d’équivalent CO₂. Cela correspond à l’équivalent de trois ans d’émissions de CO₂ de la France entière. D’un point de vue environnemental, ce projet est vu de la même manière que, par exemple, l’organisation des jeux asiatiques d’hiver de 2029 dans la région saoudienne de Trojena, où la neige est très rare.

Outre l’aspect écologique, le projet est également critiqué parce qu’il pourrait conduire à l’expulsion de 20 000 membres de la tribu des Huwati, qui habitent le site d’implantation du projet. En octobre 2022, 3 opposants aux projets avaient d’ailleurs été condamnés à mort par l’Arabie Saoudite.

 

 

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Vous pensiez que les voitures à batteries avaient définitivement enterré les voitures à hydrogène ? Pas si sûr. Au Royaume-Uni, une startup croit encore en l’avenir de l’hydrogène dans l’automobile, et compte bien le prouver avec une pile à combustible aussi abordable que compacte. 

Au Royaume-Uni, dans les locaux de l’entreprise Intelligent Energy, on croit encore en l’avenir de l’hydrogène et de la pile à combustible dans le domaine de l’automobile. Après 4 années de recherche, l’entreprise vient de présenter une pile à combustible annoncée comme révolutionnaire sur de nombreux aspects. Celle-ci serait, en effet, 30% plus compacte que ses concurrentes grâce à un échangeur de petite taille, et afficherait une puissance brute impressionnante de 157 kW. Côté tarif, l’entreprise annonce 100 £/kW (116 €/kW) d’ici à 2030, un prix inférieur à l’équivalent en matière de batterie, et très largement inférieur au prix moyen des piles à combustible actuelles, proche des 1000 €/kW.

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Un module complet destiné à l’industrie automobile

Cette pile à combustible, entièrement pensée pour l’industrie automobile, est intégrée à l’IE-Drive, un module comprenant la pile, l’unité de commande électronique ainsi que l’échangeur de chaleur et les modules de contrôle indispensables. L’ensemble a la forme d’un moteur thermique conventionnel pour faciliter son intégration dans des véhicules, permettant notamment de maintenir la hauteur de capot relativement basse, ce qui n’est souvent pas possible avec d’autres piles à combustible. Ce facteur de forme permettrait d’intégrer la pile à combustible à des véhicules également conçus pour recevoir des moteurs thermiques.

Pour l’instant, le premier prototype a été intégré avec succès dans un SUV du fabricant chinois Changan, partenaire du projet. Peu d’informations ont été dévoilées par Intelligent Energy à ce sujet, mais l’entreprise a tout de même indiqué que lors de phases d’essais, le véhicule équipé d’un échangeur de seulement 0,34 m², est parvenu à atteindre une vitesse de 130 km/h, et à maintenir une vitesse de 90 km/h sur une route en pente.

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Une réponse concrète aux besoins de la mobilité lourde

La recherche sur la pile à combustible bouillonne, en particulier en Europe et en France. On y retrouve de nombreux acteurs qui croient encore grandement aux avantages de cette technologie, en particulier en matière d’autonomie et de temps de recharge. Néanmoins, si ces points particuliers faisaient sens, quelques années en arrière, l’écart entre les batteries et l’hydrogène s’est très nettement réduit grâce aux nombreuses innovations technologiques autour des batteries au lithium. De plus, si les infrastructures de recharge des véhicules à batterie sont désormais pléthore, les infrastructures de recharge pour l’hydrogène sont, elles, quasiment inexistantes. Fin 2023, on comptait plus de 110 000 points de recharge électriques, contre.. 66 stations à hydrogène.

Dans ce contexte, l’hydrogène pourrait plutôt trouver sa place autour de la mobilité lourde. Pour l’heure, les besoins en énergie sont tellement importants pour les poids lourds que les batteries, à cause de leur poids, ne permettent pas d’atteindre une autonomie importante. C’est pourquoi, plusieurs entreprises de l’hydrogène ciblent ce type de mobilité. C’est le cas d’Hopium, qui s’est fait connaître avec son prototype abandonné « Machina ». Chez Inocel, une startup issue de la surprenante collaboration entre le CEA de Grenoble et l’aventurier Mike Horn, on travaille également sur une pile à combustible qui serait adaptée aux générateurs, au transport routier ainsi qu’au transport maritime.

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