Beaucoup de promesses ont été faites en matière d’hydrogène vert. Mais des chercheurs révèlent aujourd’hui que trop peu ont été tenues.

Ces dernières années, l’hydrogène vert a fait couler beaucoup d’encre. Parce que certains ont vu en lui une manière de répondre à une partie au moins de nos besoins en énergie, aujourd’hui encore fortement dépendants des ressources fossiles. Alors, les stratégies et les projets se sont multipliés. La France, par exemple, a prévu 7 milliards d’investissements en 10 ans.

Des ambitions suffisantes, mais trop peu de résultats

Ainsi, en ce début d’année 2025, des chercheurs de l’Institut de recherche sur l’impact climatique de Potsdam (PIK, Allemagne) signalent que les ambitions annoncées suffisent à nous inscrire dans la plupart des scénarios de maintien du réchauffement climatique anthropique sous la barre des 1,5 °C. Mais ils rapportent aussi malheureusement que moins de 10 % de la production d’hydrogène vert annoncée dans plus de 60 pays a été réalisée.

« Au cours des trois dernières années, les annonces de projets d’hydrogène vert ont presque triplé », précise Adrian Odenweller, chercheur au PIK, dans un communiqué. « Cependant, seulement 7 % de la capacité de production initialement annoncée pour 2023 a été réalisée à temps au cours de cette période. » En cause, l’augmentation des coûts, un manque de volonté de payer du côté de la demande et des incertitudes concernant les subventions et la réglementation futures.

Sortir l’hydrogène vert de l’impasse

« L’hydrogène vert aura encore du mal à répondre aux attentes élevées à l’avenir en raison d’un manque de compétitivité », commente Falko Ueckerdt, un autre chercheur du PIK. En l’état actuel, l’analyse montre que « d’énormes subventions supplémentaires, d’environ mille milliards de dollars, seraient nécessaires pour réaliser tous les projets d’hydrogène annoncés d’ici 2030 ». On imagine facilement que c’est bien plus que ce qui est annoncé dans le monde. Et sur le long terme, ce n’est certainement pas soutenable.

Alors les chercheurs recommandent, entre autres, de pousser la demande. Grâce à des instruments de type quotas contraignants qui orienteraient l’hydrogène vert spécifiquement vers les secteurs difficiles à électrifier, comme l’aviation, les transports lourds, l’acier ou la chimie. De tels quotas existent déjà. En Europe, 1,2 % de tous les carburants d’aviation devront être mélangés à des carburants synthétiques à base d’hydrogène à partir de 2030. Ce quota devrait passer à 35 % d’ici 2050. Autre levier évoqué : la tarification du carbone qui encouragerait les industries fortement dépendantes à tourner le dos aux énergies fossiles. Mais ces instruments doivent aussi rester réalistes et ne pas attendre trop de l’hydrogène.

L’article Moins de 10 % de la production d’hydrogène vert initialement annoncée a été réalisée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Longtemps, les scientifiques ont pensé que l’hydrogène n’existait pas à l’état naturel. Depuis, ils en ont découvert quelques réserves. Et aujourd’hui, des géologues estiment que la quantité de cet hydrogène dit blanc cachée sous nos pieds pourrait être colossale.

L’hydrogène comme carburant de l’avenir. Ils sont encore nombreux à y croire. Mais pour l’heure, l’hydrogène reste largement produit à partir de ressources fossiles. Avec les émissions de gaz à effet de serre qui vont avec. Alors certains travaillent d’arrache-pied pour rendre l’hydrogène bas-carbone meilleur marché. Et ils progressent. Trop lentement toutefois.

Une récente analyse de BloombergNEF laisse entrevoir que le prix de l’hydrogène vert devrait passer d’une fourchette de 3,74 à 11,70 dollars le kilo aujourd’hui à un niveau situé entre 1,60 et 5,09 dollars le kilo en 2050. C’est bien. Mais tout de même trois fois plus que les estimations publiées par le passé. Ainsi, seules la Chine et l’Inde pourraient réussir à rendre leur hydrogène bas-carbone plus compétitif que l’hydrogène gris — celui produit à partir de combustibles fossiles — d’ici le milieu de ce siècle.

L’hydrogène naturel à la rescousse ?

Alors certains espèrent pouvoir se tourner vers une autre couleur de l’hydrogène. L’hydrogène blanc. Celui qui se cache sous la terre. Car dans notre sous-sol, il peut se produire des réactions chimiques qui en libèrent, lorsque les roches entrent en contact les unes avec les autres. Mais les scientifiques pensaient qu’il s’échappait rapidement vers notre atmosphère. Jusqu’à ce qu’on se mette à en trouver des poches dans différentes régions du monde. En France, en Afrique de l’Ouest, en Albanie. Toute la question restait malgré tout de savoir quelles quantités d’hydrogène notre planète pourrait ainsi être capable de produire naturellement.

Aujourd’hui, des géologues de l’U.S. Geological Survey de Denver (États-Unis) apportent une réponse qui fait tourner la tête. Ils ont mis au point un modèle qui tient compte de nombreux paramètres. Les endroits où il a déjà été trouvé de l’hydrogène blanc. Les réserves connues. Ou encore les taux auxquels ils savent que l’hydrogène peut être produit par des processus naturels. Et ils estiment ainsi que le sous-sol de la Terre pourrait contenir quelque 5 600 milliards de tonnes d’hydrogène naturel. Pour vous faire une idée, sachez que cela correspond à près de 30 fois la quantité de pétrole que les exploitants savent encore présents sous terre.

L’autre question qui brûle dès lors les lèvres, c’est : cet hydrogène est-il techniquement et économiquement accessible ? Les chercheurs reconnaissent que, pour une grande part, sans doute pas. Les réserves — dont la localisation reste inconnue — se trouvant probablement trop profondément enfouies, trop éloignées des côtes ou tout simplement trop petites. Mais ils soulignent qu’exploiter seulement 2 % de ces poches suffirait à répondre à nos besoins énergétiques pendant environ 200 ans…

L’article Comment l’hydrogène naturel offrirait des siècles d’autonomie énergétique à l’humanité est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La Chine n’en finit plus de se développer. Et pour ce faire, elle a besoin d’une quantité colossale d’énergie. Alors, son gouvernement vient d’approuver le projet de construction d’un immense barrage, qui sera à sa mise en service le plus puissant de la planète, et de loin. Un ouvrage de 60 gigawatts (GW).

Sur le fleuve Yangtsé, le barrage des Trois Gorges est actuellement le plus grand barrage du monde. Un réservoir de plus de 45 km³ qui, lorsqu’il est rempli, va jusqu’à ralentir la vitesse de rotation de notre Terre en allongeant de 0,06 microseconde la durée d’une journée. Le tout pour une puissance installée colossale de 22,5 gigawatts (GW). L’équivalent de 13 réacteurs nucléaires de type EPR, comme celui récemment mis en service à Flamanville. Grâce à ce monstre démarré en 2012, la Chine a produit en 2023 un peu plus de 80 térawattheures (TWh) d’électricité.

Un nouveau barrage hors norme pour étancher la soif d’électricité de la Chine

Mais le pays est de plus en plus gourmand en électricité. Entre 2000 et 2020, la consommation par habitant a augmenté de plus de 500 %. Le barrage des Trois Gorges ne suffit déjà plus à la Chine. Et le gouvernement a finalement approuvé un projet évoqué depuis plusieurs années déjà. Celui de construire un nouvel immense barrage.

Le barrage de Motuo devrait voir le jour sur le plateau tibétain. Là où le fleuve Yarlung Tsangpo — c’est ainsi que les locaux appellent le Brahmapoutre — chute de près de 2 000 mètres sur une distance de 50 km. Un barrage d’une puissance de l’ordre de 60 GW qui devrait être capable de produire environ 300 TWh chaque année, soit 23 fois plus d’électricité que ce qui est prévu pour l’EPR de Flamanville !

Une énergie pas si verte ?

Le projet est présenté par la Chine comme une belle manière de réduire un peu plus sa consommation de charbon. Il faut dire que la ressource fossile compte toujours pour plus de 60 % de son mix électrique. Mais le barrage de Motuo soulève aussi des questions. L’Inde et le Bangladesh, situés en aval du fleuve, s’inquiètent pour leurs écosystèmes. Un peu plus encore même, légitimement, pour leurs ressources en eau. Et partout dans le monde, des voix se lèvent pour attirer l’attention sur les probables déplacements de personnes que le projet pourrait impliquer. L’occasion, aussi, que cela pourrait donner au gouvernement chinois — pas nécessairement des plus vertueux — d’assoir un peu plus son contrôle que les populations du Tibet.

Rappelons que la construction du barrage des Trois Gorges avait nécessité l’engloutissement de 15 villes et de plus de 100 villages. Le déplacement de près de 2 millions de personnes. Pas toujours dans le respect des droits dont chacun pourrait s’attendre à jouir. Sans parler de l’impact sur la biodiversité. Et même sur le climat. Parce que construire un barrage aussi gigantesque, c’est mettre en place un chantier titanesque. Des engins qui circulent. De la terre qu’on déplace. Du ciment. De l’acier. Des matériaux qui coûtent cher en émissions de CO₂. Un exemple, finalement, selon Magali Reghezza, géographe, de « mal-atténuation qui montre que la Chine investit fortement dans la transition énergétique, moins pour le climat que parce que c’est le socle de sa stratégie industrielle ».

L’article Le futur barrage hydroélectrique le plus puissant du monde produira autant que 23 réacteurs nucléaires est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Des composants hors norme ont été vus sur les routes du Danemark. Siemens Gamesa semble se préparer à tester celle qui pourrait devenir la plus puissante éolienne du monde. Un engin de 21 mégawatts (MW), qui surpasse de très peu la tenante du titre actuellement testée en Chine.

Depuis le début de cette année 2024, la rumeur enflait. Des informations fuitaient. Notamment par le biais de documentations publiées par la Commission européenne concernant des fonds d’innovation de 30 millions d’euros attribués à un projet baptisé Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator (HIPPOW). Par le biais de discussions informelles également. Mais Siemens Gamesa n’avait toujours pas confirmé son ambition de développer une nouvelle éolienne hors norme. Un engin appelé à devenir l’éolienne la plus puissante du monde, un petit mégawatt au-dessus de l’actuelle.

Une nouvelle éolienne hors norme

Et le 6 décembre, la société germano-espagnole est finalement sortie du bois de façon assez spectaculaire. En lançant des pièces de son prototype sur les routes. Un convoi de plusieurs camions transportant la nacelle, le moyeu et le générateur à entraînement direct de celle qui pourrait être baptisée SG21-276 DD a été vu quittant le centre de R&D de Siemens Gamesa à Brande (Danemark) direction le port. Les pièces ont alors été chargées sur une barge qui les a emportées au plus près du centre d’essais d’Østerild (Danemark). Puis, elles ont fini le trajet par la route. Un découpage imposé par leurs dimensions colossales. La nacelle pourrait faire 10 mètres de haut. C’est l’équivalent d’un immeuble de trois étages !

La tour de l’éolienne semble déjà avoir été installée sur le centre d’essais d’Østerild. Depuis plusieurs mois, peut-être. La presse danoise rapporte qu’elle mesure entre 160 et 170 mètres. Pour le reste, Siemens Gamesa n’ayant toujours pas divulgué d’informations officielles au sujet du prototype que les ingénieurs s’apprêtent visiblement à tester, il n’est pas possible de proposer plus que des détails quant à ses spécifications techniques.

Le convoi transportant les pièces du prototype vers le centre d’essais d’Østerild / Images : Windletter.

Quelles spécifications pour l’éolienne la plus puissante du monde ?

Côté puissance, l’éolienne devrait pouvoir varier entre 21 et 23 mégawatts (MW) grâce à la fonction Power Boost développée par Siemens pour ses éoliennes offshore. C’est plus de 50 % de plus que ce dont est capable aujourd’hui la plus puissante éolienne de la société germano-espagnole. Pour une production annuelle qui augmenterait de 30 à 35 %.

Les pales de la nouvelle éolienne Siemens Gamesa seraient longues de 135 mètres et le rotor aurait un diamètre de 276 mètres. Et pour la première fois, une éolienne pourrait utiliser un niveau de tension typique des sous-stations et des lignes de transmission à haute tension avec 132 kilovolts (kV) entrevus du côté haute tension des transformateurs situés dans la nacelle. Affaire à suivre avec de premiers essais qui ne sont tout de même pas attendus avant plusieurs semaines.

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Certains ont imaginé monter des panneaux solaires sur des cerfs-volants. Aujourd’hui, des chercheurs présentent un ballon photovoltaïque gonflé à l’hélium qui pourrait aider à alimenter en électricité surtout les régions reculées.

Certaines régions du monde ne sont pas les plus adaptées à la production d’énergie solaire. Les régions du nord, par exemple, où de la neige peut se déposer sur les panneaux photovoltaïques. C’est notamment pour contourner ce problème que des chercheurs de l’université de Mälardalen, en Suède, soutenus par d’autres en Chine, ont développé une solution innovante : le balloon-integrated photovoltaic system (BIPVS).

Le ballon — qui ressemble plus à un dôme — est rempli d’un mélange d’air et d’hélium qui permet de l’envoyer dans les airs. Juste assez haut pour l’affranchir de l’ombre des arbres et des bâtiments. Constitué d’un matériau transparent, le ballon capte la lumière du soleil qui lui arrive de toutes les directions et commence à la concentrer. Le socle du dôme est, quant à lui, composé d’un matériau réellement conçu pour concentrer cette lumière afin de limiter la taille de la cellule solaire à suspendre en dessous sans sacrifier l’efficacité de l’ensemble.

Des ballons qui produisent de l’électricité en altitude

Installées sur le socle du ballon, les cellules photovoltaïques en tellurure de cadmium (CdTe) à couche mince sont protégées de la pluie, de la neige, du grésil ou encore de la grêle. Et les chercheurs ont ajouté au système des modules de stockage et de contrôle pour gérer le flux d’énergie. Le tout est stabilisé grâce à 4 câbles. Mais aussi, relié au sol par un câble électrique.

En cas de surexposition au soleil, le ballon est équipé d’un système d’échappement qui permet d’éviter les surpressions. Il peut également automatiquement atterrir lorsque la météo se gâte. Pour éviter les dommages. Lorsque les températures sont trop basses — et le rayonnement solaire trop faible —, les chercheurs conseillent de maintenir le BIPVS au sol.

Illustration du concept issue de l’étude.

Pour évaluer l’efficacité que leur balloon-integrated photovoltaic system pourrait avoir dans 5 grandes villes du monde — Vasteras (Suède), Vancouver (Canada), New York (États-Unis), Shanghai (Chine) et Hong Kong (Chine) —, les chercheurs ont utilisé des simulations. Ils ont aussi mené quelques tests réels. Et ils rapportent que la production mensuelle moyenne — pendant les mois de production effective, soit en dehors du plus fort de l’hiver — d’un de leurs ballons se situe entre 3,3 et 4,2 gigawattheures (GWh) d’électricité. Au total, sur sa durée de vie, elle se situe entre 480 et 710 GWh. Les chercheurs notent également que plusieurs ballons pourraient être envoyés dans les airs pour générer autant d’énergie que nécessaire pour un site donné.

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Les kits de panneaux solaires photovoltaïques plug and play, c’est bien. Mais c’est encore mieux quand on peut les associer à une batterie. C’est ce que propose désormais la société nantaise Beem Energy.

Beem Energy est une entreprise nantaise connue pour ses kits de panneaux solaires photovoltaïques prêts à brancher — plug and play, comme disent les anglophones. Le premier a été mis sur le marché en 2019. Un Beem kit conçut en France pour être simple à installer et à utiliser. Mais auxquels il manquait jusqu’ici le petit plus qui pourrait faire la différence : une batterie domestique.

En janvier dernier, Beem energy avait annoncé sa volonté d’étoffer sa gamme. Avec un kit d’autoconsommation plus compact et encore plus simple, le Beem On. Mais aussi avec un kit qui se différencie des autres, parce que destiné à une installation en toiture, le Beem Roof. Et, la tant attendue batterie domestique. La Beem Battery était présentée comme la solution pour une maison autonome en électricité — au moins dans certaines régions.

Jusqu’à 60 % d’autonomie électrique

Cette Beem Battery — une technologie LFP — est désormais disponible à l’achat. Même si ses performances semblent avoir été légèrement revues à la baisse. Il y a quelques mois, Been Energy espérait garantir grâce à sa batterie domestique reliée à une solution Beem Roof de 3 kilowatts crête (kWc), une autonomie de 75 % et une économie de presque 1 500 euros pour un foyer chaque année.

Aujourd’hui, la société nantaise annonce une autonomie jusqu’à 60 % et en moyenne 1 000 euros d’économies annuelles sur 20 ans. Le tout grâce à une Beem Battery de 6,6 kilowattheures (kWh) associée à 6 stations Beem On — la batterie est aussi compatible avec les Beem Kit et le Beem Roof — d’une puissance totale de 2,760 kWc. C’est le minimum recommandé — le maximum accepté étant de 9 kWc — par les experts de Beem Energy pour que leur solution devienne économiquement intéressante. Et cela permet une autonomie d’alimentation de 12 heures. Et, promet la société nantaise, l’alimentation de tous les appareils d’un foyer, même s’ils fonctionnent simultanément.

Une solution pour optimiser l’autoconsommation solaire

La Beem Battery existe aussi en version 10 kWh — autonomie jusqu’à 18 heures — ou même 13,4 kWh — autonomie de 24 heures. Toutes les versions sont présentées comme intelligentes. Comprenez qu’elles détectent en temps réel la situation du foyer. S’il consomme plus qu’il produit, la batterie se décharge. S’il produit plus qu’il consomme, elle se charge. Une fonction permet aussi de déclencher un appareil de son choix — un ballon d’eau chaude, par exemple — lorsque la production est importante. Pour maximiser l’autoconsommation. Mais la possibilité est laissée à l’utilisateur de prendre la main à sa guise par l’intermédiaire d’une application. Pour programmer la décharge en fonction des tarifs de son abonnement au réseau, par exemple, et maximiser ainsi ses économies. Une fonction « secouru », enfin, permet à la batterie de prendre le relais instantanément en cas de coupure sur le réseau.

Notez que Beem Energy recommande d’installer la batterie en intérieur dans un espace à 20 °C et bien ventilé. Il est ainsi intéressant de savoir que sa hauteur varie entre 120 et 165 centimètres pour une largeur de 75 cm et une profondeur de 22 cm.

Côté prix, les 6 stations Beem On sont affichées à 3 594 euros. Et la Beem Battery de 6,6 kWh à 5 390 euros. Cette dernière est garantie 6 000 cycles à 60 % de son état original, soit environ 15 ans. Mais le site de Beem Energy propose des formules à partir de 6 190 euros — kit plug and play plus batterie — hors pose et coffrets de protection ou de 11 900 euros — kit toiture plus batterie — pose incluse, mais aides déduites.

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Le projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Pioneer-Burdekin, en Australie, aurait été le plus grand projet de ce type au monde. Mais le gouvernement vient d’y mettre un terme.

En 2022, le gouvernement du Queensland, un état du nord-est de l’Australie, voyait la Pioneer Valley et ses montagnes comme l’endroit rêvé pour installer le plus grand projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage (STEP) au monde. Une topographie adaptée et un énorme potentiel de production d’énergies renouvelables solaire et éolienne. Le projet Pioneer-Burdekin était lancé. Faisabilité technique, impact environnemental. La société Queensland Hydro s’est alors mise à réaliser toutes sortes d’études. Et tout semblait sur de bons rails. Elle avait même commencé à racheter des terres.

Un projet jugé trop cher de tous les points de vue

Mais il y a quelques jours, le gouvernement – du Parti libéral national (LNP) – nouvellement élu du Queensland, conformément à une promesse de campagne, a mis un terme à ce projet finalement jugé « pas viable financièrement et pas approprié sur le plan environnemental ». Le premier ministre évoque des coûts qui auraient explosé. Passant de l’ordre de 12 milliards de dollars australiens à près de 37 milliards. Les populations locales, elles, se seraient montrées réticentes. Et il faudra désormais trouver une solution pour ceux qui ont « perdu » leurs terrains dans l’opération.

Rappelons que le projet Pioneer-Burdekin devait offrir à l’Australie une solution de stockage d’électricité renouvelable de longue durée. Le principe : pomper de l’eau d’un bassin inférieur lorsque la demande en électricité est faible – ou lorsque la production, renouvelable surtout, est excédentaire – et restituer l’électricité par turbinage depuis un bassin supérieur lorsque la demande augmente – ou que la production diminue. Plusieurs options avaient été proposées. Allant jusqu’à une puissance de 5 gigawatts (GW) et une capacité de stockage de 120 gigawattheures (GWh) pour une durée de décharge de 24 heures.

Vers des systèmes de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage plus modestes ?

Dans un rapport remis récemment au gouvernement, les experts de Queensland Hydro reconnaissaient que l’option la plus puissante peinerait à trouver sa rentabilité. Mais ils se montraient plus optimistes pour les deux autres options envisagées – 2,5 GW/48 heures ou 3,75 GW/32 heures. Toutes étant estimées compatibles – à condition de quelques aménagements – avec les contraintes environnementales locales.

Le gouvernement du Queensland se déclare désormais plus disposé à soutenir le déploiement de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage à plus petite échelle. Ils seraient plus viables économiquement et plus faciles à gérer. Leur impact cumulé et leur coût s’avèreront-ils réellement plus intéressants ? La question reste en suspens.

Mais une chose est à peu près sûre. Pour atteindre les objectifs de l’État en matière de production renouvelable – 50% d’ici 2030 et 80% d’ici 2035 -, le gouvernement aura besoin de tels systèmes de stockage de longue durée. D’ailleurs, un autre projet du genre, le projet Borumba de 2 GW, est, lui, toujours en cours. Il devrait entrer en activité d’ici 2030. Lui aussi semble connaître des difficultés à respecter son budget. Son coût total avait été d’abord estimé à 6 milliards de dollars. Il serait désormais de l’ordre de 14 milliards.

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Les impacts des éoliennes sur la biodiversité commencent à être connus. Mais avec des éoliennes de plus en plus grandes mises en service, les chercheurs découvrent de nouveaux effets. Sur la météo cette fois.

Lorsqu’on réfléchit à l’impact des éoliennes sur l’environnement, la première question qui vient à l’esprit, c’est celle de leurs effets sur la biodiversité. Ils existent. Certains sont désormais bien connus des chercheurs. D’autres sont encore en cours d’étude. Et déjà, des mesures sont mises en œuvre pour protéger aussi bien les oiseaux et les chauves-souris que la biodiversité marine.

Mais se pourrait-il que les éoliennes aient une influence sur la météo ? Si vous ne vous étiez jamais posé cette question, sachez que des chercheurs l’ont fait pour vous. En janvier 2023, une équipe de la Ludong University (Chine) a conclu qu’à long terme, le potentiel des parcs éoliens terrestres à réduire la vitesse du vent à l’échelle mondiale ou à affecter ses schémas de distribution est très faible.

Mais ce qui est vrai au niveau global, ne l’est pas nécessairement au niveau local. Ainsi, en novembre 2021, des chercheurs du National Renewable Energy Laboratory (États-Unis) montraient déjà que dans certaines conditions, des éoliennes peuvent induire un déficit de vent en altitude et une accélération de la vitesse du vent près de la surface. Jusqu’à plus de 30 % à quelques kilomètres sous le vent des éoliennes.

Le gigantisme des éoliennes peut-il changer la météo ?

Et la question se repose de manière un peu plus prégnante aujourd’hui avec l’installation d’éoliennes offshore géantes. Celle que la société Mingyang Smart Energy, par exemple, a posé dans la province chinoise de Hainan il y a quelques semaines. Une MySE 18.X-20 MW. Tout simplement, à ce jour, l’éolienne la plus puissante du monde. Elle culmine à pas moins de 280 mètres. Et son rotor qui peut atteindre 292 mètres balaye une surface équivalente à 12 terrains de football américain.

Des caractéristiques qui laissent penser aux chercheurs que cette éolienne, à elle seule, pourrait avoir un effet sur les conditions météo alentour. Des schémas de vent changeant qui provoqueraient localement une redistribution des températures. Des mesures de suivi sont en cours. Et les scientifiques comptent bien analyser en détail ce qui se joue autour de cette éolienne géante. L’enjeu est double. Il faut comprendre les mécanismes à l’origine de ces modifications dans les schémas des vents. Mais aussi, savoir si ces changements ont des impacts sur les écosystèmes. C’est d’autant plus important que des projets d’éoliennes encore plus grandes sont déjà dans les tuyaux. Et que l’objectif de Mingyang Smart Energy – et d’autres constructeurs – est de déployer toujours plus de ce type d’éoliennes au large de nos côtes.

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En Inde, l’hydrogène vert, produit à partir d’énergies renouvelables, devient moins cher que l’hydrogène dit « gris », fabriqué à partir de ressources fossiles. Plusieurs mécanismes permettent de l’expliquer.

Hygenco Green Energies Pvt Ltd. l’affirme : son hydrogène vert peut désormais être moins cher que l’hydrogène gris produit en Inde. Et c’est une excellente nouvelle pour soutenir les efforts de décarbonation d’un pays en pleine croissance et dont la demande énergétique ne cesse d’augmenter. Rappelons qu’Hygenco avait été à l’origine de la première centrale à hydrogène 100 % vert en Inde. Le projet « Heartland » avait été mis en service en mars 2022. Une centrale alimentée par 75 mégawatts (MW) de panneaux solaires photovoltaïques et 200 MW d’éoliennes.

Les différentes « couleurs » de l’hydrogène selon son mode de production / Infographie : Révolution Énergétique.

La hausse des prix du gaz fossile et des contrats à long terme

Pour proposer un hydrogène vert — celui qui est fabriqué à partir d’une énergie renouvelable — moins cher que l’hydrogène gris — que l’on produit à partir notamment de gaz fossile —, Hygenco profite d’abord d’une situation conjoncturelle favorable. La guerre en Ukraine a fait grimper les prix du gaz. Et comme l’Inde importe le gaz fossile dont elle a besoin pour produire de l’hydrogène, les coûts de fabrication de l’hydrogène gris ont également augmenté dans le pays. Ils varient désormais entre 2,7 et 4 dollars par kilogramme.

Si Hygenco est aujourd’hui en mesure de proposer des prix compétitifs pour son hydrogène vert, c’est aussi parce que la société propose des contrats à long terme qui permettent de stabiliser les prix. Le projet « Steel One » est de ceux-là. Une centrale solaire flottante, un électrolyseur et un contrat à prix fixe sur 20 ans pour une production qui devrait aller jusqu’à 250 tonnes d’hydrogène vert par an. Un hydrogène vert destiné à décarboner la fabrication d’acier de Jindal Stainless.

Les prix de l’hydrogène vert tirés vers le bas par l’innovation

Mais pour proposer des tarifs si compétitifs, Hygenco a aussi travaillé sur l’efficacité de sa production. Son objectif est de ramener le prix de l’hydrogène vert à pas plus de 1 à 2 dollars le kilo. Comment ? Grâce à des technologies de pointe. Des électrolyseurs — ceux avec lesquels on produit l’hydrogène vert — sans cesse améliorés. Mais aussi l’Internet des objets (IoT), l’intelligence artificielle (AI) et l’apprentissage automatique qui permettent de maximiser les rendements en temps réel. Ils permettent aussi d’optimiser productions d’énergies renouvelables et consommations. Le système a montré son efficacité dès le projet « Heartland ».

D’autres, comme Reliance Industries (RIL), Adani Group, Avaada Group ou encore Thermax, sont engagés sur la même voie. Une concurrence qui devrait encore favoriser un peu plus les innovations et les gains d’efficacité. Pour faire baisser encore les prix de l’hydrogène vert en Inde sans pour autant porter atteinte à la rentabilité de ceux qui en produisent.

Le gouvernement joue lui aussi son rôle en la matière. Il a fixé un objectif de prix et de production pour l’hydrogène vert dans le pays d’ici 2030 de 1,50 dollar le kilo et 5 millions de tonnes. Pour y arriver, plusieurs incitations ont été mises en place comme la réduction des droits d’importation sur les machines nécessaires à la production. Mais des défis subsistent. L’investissement initial, notamment, reste élevé.

Hygenco prévoit de produire 75 000 tonnes d’hydrogène vert par an dès 2026 et d’investir quelque 2,5 milliards de dollars sur 3 ans pour développer ses projets dans tout le pays. D’ores et déjà, le spécialiste de la production d’hydrogène vert vient de lancer un appel d’offres pour quelque 1 125 mégawatts (MW) d’énergie renouvelable — 625 MW de solaire photovoltaïque et 500 MW d’éolien — destinés à alimenter une production d’ammoniac vert. Objectif : en produire 1,1 million de tonnes d’ici 2030. C’est Tata Steel, une entreprise indienne spécialisée dans la sidérurgie, qui en profitera.

L’article Produire de l’hydrogène vert moins cher que l’hydrogène fossile : ce pays y est arrivé est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Construire, au large des côtes de la Belgique, une île énergétique qui permette de dispatcher l’électricité produite par des éoliennes en mer. L’idée est belle. Mais elle pourrait bien coûter beaucoup plus cher que prévu.

C’est au large des côtes belges, quelque part en mer du Nord, que doit prochainement être lancé le chantier de la toute première île énergétique au monde — un autre projet du genre est en cours au Danemark. L’île Princesse Élisabeth. La Banque européenne d’investissement (BEI) vient d’ailleurs d’accorder au porteur du projet, Elia Transmission Belgium (ETB), une subvention de 650 millions d’euros pour mener à bien la première phase. Les fondations de l’île sont déjà en construction aux Pays-Bas.

Cette île énergétique de 6 hectares pourrait être comparée à une rallonge high-tech avec des multiprises. Des câbles sous-marins d’éoliennes en mer s’y rejoindront et des transformateurs permettront d’acheminer le courant vers la terre d’une part et de mieux connecter la Belgique à ses voisins européens d’autre part. Le Royaume-Uni et le Danemark, dans un premier temps. Le tout alliant courant continu et courant alternatif pour optimiser les transmissions. Objectif : intégrer, d’ici 2030 — date des premiers raccordements pour une fin de travaux annoncée en 2027 —, pas moins de 3,5 gigawatts (GW) d’électricité éolienne offshore au réseau — de quoi alimenter 3 millions de foyers, selon les projections d’Elia Transmission Belgium.

Du feu vert environnemental à l’explosion du budget

Il y a un an environ, le projet avait obtenu son feu vert environnemental. Et ce n’était pas la moindre des choses pour une île énergétique construite en pleine zone Natura 2000. Des mesures spécifiques ont donc été prévues pour protéger la biodiversité. Des corniches en surface pour accueillir les oiseaux et des structures sous l’eau pour créer un récif artificiel riche et diversifié, par exemple.

Désormais, voici que l’île énergétique de la princesse Élisabeth fait face à un obstacle inattendu. Une explosion de son coût. Elle devait en effet coûter environ 2,2 milliards d’euros. Mais la semaine dernière, c’est un chiffre très différent qui a été évoqué au Parlement. Un chiffre de l’ordre de 7 milliards d’euros, soit presque autant qu’un réacteur nucléaire. « Cette augmentation est très préoccupante », estime la ministre belge de l’Énergie, Tinne Van der Straeten, auprès de l’AFP. ETB, qui n’a pas souhaité confirmer le chiffre, explique tout de même que la guerre en Ukraine a provoqué une sorte de ruée vers les énergies renouvelables et vers le matériel indispensable à leur déploiement à grande échelle. La pression sur les câbles, sur les convertisseurs courant alternatif/courant continu, les transfomateurs ou même sur les bateaux d’accès aux chantiers a fait grimper les prix.

Les gros industriels craignent une envolée des prix de l’électricité dans le pays pour compenser le surcoût. Ils demandent donc la suspension — ou au moins la révision — du projet d’île énergétique. Le gouvernement belge, quant à lui, souhaite maintenir le cap et espère limiter le dérapage budgétaire en obtenant des financements supplémentaires de la part de l’Europe. Le projet, après tout, concerne également d’autres pays européens. Et devrait aider l’Europe à atteindre ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables.

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