Le géant chinois de l’éolien Mingyang a récemment présenté OceanX, son nouveau projet d’éolienne flottante en cours. À l’instar des autres technologies de l’entreprise, cette éolienne est conçue pour résister aux typhons, mais sa particularité la plus remarquable tient cependant à sa configuration technique : elle est dotée de deux rotors disposés en V.

L’éolien en mer est encore un jeune secteur dans lequel les fabricants explorent activement diverses méthodes pour convertir le vent en électricité de façon plus efficace. Au-delà du gigantisme typique de cette industrie, certaines entreprises misent sur de nouvelles technologies. C’est le cas de la société chinoise Mingyang Smart Energy qui a développé OceanX, une éolienne flottante à double rotors sur laquelle elle travaille depuis plusieurs années. Bien que l’enseigne n’ait pas précisé les dimensions de cette installation, elle affirme avoir construit la plus grande base flottante au monde. Cette dernière serait adaptée à des profondeurs supérieures à 35 mètres. Actuellement, l’assemblage du mât est en cours à Guangzhou (Chine), sur le quai de Huangchuan après la création de la plateforme flottante.

Une structure en V

La configuration de cette éolienne est une vraie innovation. La base flottante supporte un mât qui, à une certaine hauteur, se divise en une structure en forme de V. Chaque extrémité de la tour en V supporte un rotor MySE8.3-180 à entraînement semi-direct de 8,3 MW, conçu par l’entreprise. La puissance totale du système s’élève donc à 16,6 MW, dépassant légèrement celle de la plus puissante éolienne au monde actuellement en service, la MySE 16-260 de 16 MW. Cette dernière est également conçue par Mingyang Smart Energy et a été déployée au large de la Chine l’été dernier. Grâce à la forme elliptique de la tour en V, l’éolienne a été conçue pour optimiser la capture du vent en étant capable de suivre rapidement sa direction.

La structure flottante qui accueillera l’éolienne Ocean X / Images : Mingyang.

Un système de haubanage pour soutenir les mâts

Une autre particularité de cette éolienne flottante est l’utilisation d’un système de haubanage, une méthode inspirée de la construction des ponts. Cette technique consiste à utiliser des câbles ancrés directement à la base flottante. Le système permet pour soutenir des structures de mieux répartir les charges, et d’améliorer la stabilité globale de la plateforme.

Pour mieux comprendre l’intérêt de cette technique, il faut savoir qu’habituellement, les éoliennes transfèrent la charge du vent (provoquée par les rotations des pales) et la charge gravitationnelle (due au poids de la tour) directement à travers la tour jusqu’à la fondation. Grâce au système de haubanage, ce chemin de transfert de charge n’est plus supporté uniquement par le mât et est réparti à travers les câbles. Cela permet à priori de réduire le risque de fatigue structurelle et d’augmenter la longévité de l’éolienne.

Une bonne résistance aux typhons

Le groupe Mingyang ambitionne de développer des technologies qui résistent aux typhons en haute mer. Le modèle OceanX s’inscrit dans cette démarche et est conçu spécifiquement pour résister aux vents extrêmes. En 2020, un prototype à l’échelle 1:10 avait subi une série de tests, dont un au nord de l’Europe, en mer Baltique. Sur une période de deux mois, le prototype a été exposé à des conditions environnementales sévères, avec des vitesses de vent atteignant 72 mètres par seconde et des vagues de 30 mètres de haut. Ces tests ont permis de vérifier la robustesse de la technologie face à des conditions similaires à celles des typhons et des tempêtes majeures, aboutissant à l’obtention d’un certificat de faisabilité pour le concept.

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📣 La phrase : « l’uranium de retraitement est aujourd'hui entreposé en hangar sans aucune perspective réelle d'utilisation. Il devrait donc être comptabilisé comme un déchet nucléaire, pour davantage de transparence sur leur gestion et leurs coûts. »

🗞️ La source : un post de Greenpeace France publié sur X (ex-Twitter) le 16 novembre 2021.
ℹ️ Le contexte : l’uranium de retraitement est un produit du traitement des combustibles usés à la Hague. Sa valorisation est une composante de la stratégie de recyclage du combustible usé en France. La filière de valorisation a été suspendue en 2013, et vient d’être redémarrée en 2024.
⚖️ Le verdict : Il est vrai que la filière de l’uranium de retraitement avait été suspendue lors du post de Greenpeace, conduisant à l’accumulation d’un stock. Toutefois, la filière n’était que suspendue, et l’uranium de retraitement a d’importantes perspectives d’utilisation.

Qu’est-ce que l’uranium de retraitement ?

Après son utilisation dans un réacteur nucléaire, le combustible nucléaire est un objet très radioactif, et dont la composition a changé du fait des réactions nucléaires. En ce qui concerne le combustible usé consommé en France, il fait l’objet, après utilisation, d’un traitement systématique dans l’usine d’Orano à La Hague.

Ce traitement consiste tout d’abord à séparer les matières nucléaires des matériaux de structure. Ces derniers sont ensuite compactés pour être intégrés dans des colis spécifiques destinés au stockage en couche géologique profonde. Les matières nucléaires, quant à elles, font l’objet d’un processus de tri et de recyclage visant à les valoriser.

On trouve dans leur composition du plutonium (1 %), de l’uranium (95 %), le reste étant constitué de substances appelées actinides mineurs (américium, curium, neptunium, …) et produits de fission. Actinides mineurs et produits de fission ne sont pas valorisables dans l’état actuel des technologies disponibles. Ces substances sont donc vitrifiées et destinées, elles aussi, au stockage en couche géologique profonde. Le plutonium est recyclé pour constituer le combustible MOX (pour Mixed Oxide), fabriqué à l’usine de Mélox, en bordure du site de Marcoule. Quant à l’uranium restant, qui constitue près de 95 % de la masse, il est destiné à être valorisé, et c’est précisément ce qu’on appelle l’uranium de retraitement (URT).

Une valorisation dans les réacteurs actuels

L’uranium de retraitement a des caractéristiques proches de celles de l’uranium naturel. Il a donc le même potentiel énergétique que ce dernier, et il constitue donc une ressource importante. Il peut être réenrichi pour produire de nouveaux combustibles nucléaires destinés aux centrales existantes, combustible alors appelé uranium de recyclage enrichi (URE).

Historiquement, la France a effectué l’enrichissement de l’uranium naturel dans l’usine George Besse, située sur le site de Tricastin. Cette usine utilisait le procédé de diffusion gazeuse, un procédé relativement monolithique qui n’était pas utilisable pour l’uranium de retraitement. En effet, si ce dernier est proche de l’uranium naturel, il comporte néanmoins quelques isotopes de l’uranium qui se seraient ensuite disséminés dans l’ensemble de l’uranium enrichi, ce qui n’était pas souhaitable.

L’opération était donc réalisée en Russie : l’uranium de retraitement était expédié à l’usine de Seversk, filiale de Rosatom située en Sibérie. Il y était enrichi, puis était retourné en France pour être consommé dans les réacteurs du parc actuel. Ce fonctionnement a perduré de 1994 à 2013, avant d’être suspendu. Puis avant de redémarrer, très récemment. C’est en effet, en février 2024, que le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse a démarré avec une première recharge d’uranium de recyclage enrichi.

Des perspectives importantes pour l’uranium de retraitement

Aujourd’hui, les 4 réacteurs de la centrale de Cruas-Meysse sont d’ores-et-déjà certifiés pour recevoir de l’uranium de recyclage enrichi. D’ici 2027, EDF souhaite étendre son utilisation aux réacteurs de 1300 MW des centrales de Cattenom et de Paluel. Puis d’ici 2030, l’énergéticien espère être en mesure d’utiliser 30 % d’uranium de retraitement dans ses centrales.

Par ailleurs, l’usine George Besse, qui ne pouvait effectuer l’enrichissement de l’uranium de retraitement a été arrêtée en 2012. Elle a été remplacée depuis lors par l’usine George Besse II. Cette dernière bénéficie d’un procédé d’ultracentrifugation, plus modulaire, qui permet le réenrichissement de l’uranium de retraitement. Et ce, sans passer par les installations russes.

Enfin, outre l’usage en tant qu’uranium de recyclage enrichi dans les centrales actuelles, l’uranium de retraitement peut être utilisé dans des réacteurs de Génération IV dans le cadre de cycles de surgénération. Dans ce type de réacteurs, la partie non fissile de l’uranium peut être transformée en isotopes fissiles, démultipliant ainsi l’énergie disponible, d’un facteur compris entre 50 et 100 fois. Si bien que le stock d’uranium de retraitement est considéré par les autorités françaises non comme un stock inutile, mais comme une réserve stratégique précieuse.

Une ressource ou un déchet ?

Au moment du Tweet de Greenpeace, le 16 novembre 2021, il peut être factuellement affirmé que l’uranium de retraitement n’était utilisé dans aucun réacteur français ; en effet la filière avait été suspendue de 2013 à 2024. Par ailleurs, les réacteurs français susceptibles d’utiliser l’uranium de retraitement en surgénération, à savoir Phénix et Superphénix, avaient eux aussi été arrêtés, respectivement en 2009 et en 1997. Le projet Astrid, qui devait prendre leur relève, avait été lui aussi arrêté en 2019.

Dans l’intervalle, il est donc vrai également qu’un stock d’uranium de retraitement s’est accumulé. Ce stock s’accroit de 1000 t par an, et a atteint environ 20 000 t. Toutefois, il est faux d’affirmer qu’il n’existait aucune perspective réelle, pour preuve le redémarrage de la filière de l’uranium de retraitement en 2024. Ce genre de changement ne s’improvise pas et les études avaient démarré bien avant. Par ailleurs, cela revient à négliger le progrès significatif pour la filière française que constitue l’usine d’enrichissement de George Besse II et sa capacité à réenrichir l’uranium de retraitement.

Quand est-ce qu’une matière nucléaire est une ressource ou un déchet ? Faut-il considérer que la suspension d’une filière pendant une dizaine d’années est constitutif de l’absence de « perspective réelle » ? Là est le nœud de la question. Pour Greenpeace, historiquement opposé au nucléaire, la réponse est oui. L’Autorité de sûreté nucléaire française considère quant à elle : « que la valorisation d’une matière radioactive peut être considérée comme plausible si l’existence d’une filière industrielle d’utilisation de cette matière est réaliste à un horizon d’une trentaine d’années, et que cette valorisation porte sur des volumes cohérents avec les stocks de matière détenus et prévisibles. […] En tout état de cause, l’absence de perspective d’utilisation à l’horizon d’une centaine d’années doit conduire à requalifier la substance en déchet. ».

Dix ans ? Ou trente ans ? Ou cent ans ? Ce sont des débats qui peuvent parfois paraître byzantins. Au-delà de la recherche d’une valeur exacte à l’année près qui n’aurait de toute façon aucun sens, il traduit un point qui n’est pas sans intérêt : il n’est pas tout à fait faux de dire que sans projet concret de valorisation, il est difficile d’affirmer qu’un déchet est une ressource. Toutefois, le redémarrage de la filière en 2024 permet sans doute de clore ce point. Pour un certain nombre d’années.

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Une canopée agrivoltaïque vient d’être inaugurée en Côte-d’Or (21) au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont encourageants et démontrent que les cultures profitent du surplomb des panneaux solaires.

Quelques semaines avant la publication du décret visant à encadrer la pratique de l’agrivoltaïsme, la ministre déléguée au ministre de l’Agriculture et de la Souveraineté alimentaire, Agnès Pannier-Runacher avait visité un projet de canopée agrivoltaïque située à Verdonnet, en Côte-d’Or qui devait être inaugurée ce printemps.

Une canopée agrivoltaïque pour protéger les cultures des aléas climatiques

Ce mardi 23 avril, l’inauguration de la nouvelle structure s’est déroulée en présence des acteurs du projet. À l’origine, les 4 associés de l’exploitation agricole cherchaient une solution pour protéger leur culture de céréales des aléas climatiques tels que la sécheresse, la grêle, les fortes pluies et les variations de température.

Pour préserver le rendement de leur culture, les associés se sont tournés vers le groupe TSE qui développe des solutions agrivoltaïques. En partenariat de co-développement avec la coopérative agricole Dijon Céréales, une structure agrivoltaïque a été installée au-dessus d’une parcelle cultivée de 3 hectares. Il s’agit d’un système autoporté de 5 184 panneaux photovoltaïques bifaciaux, d’une puissance installée de 2,4 mégawatts-crête (MWc). Selon TSE, l’installation permettra d’éviter l’émission de 1 648 tonnes de CO₂/an, tout en produisant l’équivalent de la consommation annuelle d’environ 1 450 personnes.

Les panneaux sont posés au-dessus d’une parcelle de céréales cultivées en bio. Les premiers résultats sont concluants puisque la levée des deux variétés de blés semés sur la parcelle est en hausse de 14 % par rapport à la parcelle témoin voisine. C’est la preuve que les modules solaires constituent une protection pour les cultures et n’entravent pas la production.

Un projet réalisé en anticipation de la nouvelle réglementation sur l’agrivoltaïsme

D’ailleurs, l’installation a anticipé la réglementation et respecte les dispositions du décret du 9 avril 2024, lequel précise que les panneaux doivent permettre « une exploitation normale et assure(nt) notamment la circulation, la sécurité physique et l’abri des animaux ainsi que, si les parcelles sont mécanisables, le passage des engins agricoles ». Sur ce point, les panneaux sont situés à 5 mètres de hauteur et laissent un espace de 27 mètres de largeur au sol. Le passage des machines agricoles est donc aisé. Le décret exige également que la pose des modules solaires n’excède pas 40 % de la surface agricole, ce qui est respecté ici avec 35 % des parcelles qui sont couvertes par les panneaux.

Par ailleurs, les modules solaires sont équipés d’un système automatique d’orientation qui s’adapte aux conditions climatiques. La canopée agrivoltaïque va ainsi permettre de diminuer le stress thermique et hydrique ainsi que de faire baisser les besoins en irrigation jusqu’à 30 %. Le site est équipé de plus de 800 capteurs qui permettent de recueillir des données météorologiques, mécaniques et agronomiques, afin d’alimenter les études de recherches et développement (R&D). Au total, TSE est à l’origine de 8 sites agrivoltaïques pilotes de plus de 3 hectares chacun, répartis dans toute la France. Le site de Verdonnet est le premier qui concerne des cultures bio. Des tests scientifiques seront menés sur une durée comprise entre 3 et 9 ans, afin d’évaluer les effets bénéfiques sur les cultures.

L’inauguration du site agrivoltaïque a aussi été l’occasion de la signature d’un partenariat à long terme entre Dijon Céréales et TSE qui prévoit la mise en œuvre de nouveaux projets pour un objectif de déploiement de 700 MW sur une durée de 7 ans.

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Développer le photovoltaïque, oui, mais pas à n’importe quel prix. C’est un peu ce que revendique la PERIFEM, une organisation rassemblant des géants du secteur de la grande distribution, au sujet de la création d’ombrières solaires sur les parkings des magasins. 

La loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, aussi appelée APER, prévoit au plus tard en 2028, la mise en place d’ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface des parkings de plus de 1 500 m². Cette idée est séduisante sur bien des aspects, permettant d’accélérer le déploiement de centrales solaires en milieu urbain tout en offrant une protection contre le soleil et les intempéries pour les véhicules en stationnement. Néanmoins, dans les faits, cet article de la loi APER inquiète les professionnels de la grande distribution qui considèrent les objectifs fixés comme irréalistes, et surtout contre-productifs.

50 %, oui, mais de quoi ?

Au cœur de ces inquiétudes, on retrouve la superficie concernée par la mise en place des ombrières. Dans l’article 40 de la loi APER, il est écrit que « les parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés sont équipés, sur au moins la moitié de cette superficie, d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergies renouvelables ». Cependant, Franck Charton a récemment expliqué à nos confrères de PV Magazine que pour des raisons techniques, les ombrières ne peuvent couvrir les allées des parkings, sans quoi elles entraveraient la circulation des poids lourds. Les allées représentant généralement la moitié de la superficie totale d’un parking, appliquer le projet de loi en l’état reviendrait à couvrir l’ensemble des places de parking.

Dans ces conditions, la mise en place d’une structure photovoltaïque revient à mobiliser pendant 15 ans à 20 ans l’ensemble de la surface foncière du stationnement. Or ces surfaces ont une grande importance dans la potentielle évolution des zones commerciales, dans le développement de nouveaux programmes de logements, ou encore dans la création de parkings verticaux.

Trouver un terrain d’entente

C’est pourquoi, la PERIFEM a publié, en partenariat avec la FCD (Fédération du Commerce et de la Distribution) et la FACT (Fédération des Acteurs du Commerce dans les Territoires), trois propositions destinées à permettre la solarisation des parkings. La première consiste à rallonger de deux ans la date butoir pour le déploiement des ombrières photovoltaïques, permettant ainsi pour certains projets, de privilégier l’installation de panneaux solaires fabriqués en France.

D’autre part, l’organisation propose de revoir la surface de couverture concernée, non pas à la moitié de la superficie totale du parking, mais à la moitié de la superficie des places de parking. Enfin, la troisième proposition soulève l’enjeu de la cohabitation des projets avec la végétation existante, et donc l’ombrage naturel déjà présent. Au total, selon PERIFEM, ce sont près de 21 000 magasins qui sont concernés pour une surface totale de stationnement de 70 millions de mètres carrés.

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L’entreprise française Dualsun se lance à son tour dans le kit solaire plug and play, qu’il suffit de brancher sur une prise domestique pour produire de l’électricité. Un produit qui semble désormais incontournable pour les marques spécialisées dans le secteur photovoltaïque.

Dans le domaine du solaire résidentiel, le marché a d’abord été occupé par les panneaux solaires classiques, à installer sur une toiture bien orientée. Mais ces dispositifs nécessitent un investissement conséquent qui n’est pas à la portée de toutes les bourses. D’autres raisons peuvent empêcher de se lancer dans l’achat d’une centrale solaire : toiture mal orientée, place limitée au sol qui rend impossible d’y poser des panneaux, opposition des copropriétaires dans un immeuble.

C’est pourquoi les entreprises du secteur ont développé les kits plug and play, c’est-à-dire prêts à brancher. Il suffit de les connecter directement sur une prise domestique pour commencer son autoconsommation solaire.

Le kit Preasy de Dualsun : un panneau pliable avec de belles finitions

L’entreprise Dualsun se lance à son tour dans les kits solaires prêts-à-brancher avec son panneau Preasy, présenté comme un « compagnon solaire ». D’une puissance de 420 watts-crête (Wc), ce panneau bifacial est vendu au prix de 680 euros. La marque calcule un retour sur investissement en 4 ans avec une production de 670 kWh/an et 2 230 euros d’économisés sur 10 ans. Ces calculs sont réalisés en tenant compte du tarif réglementé option base au 1ᵉʳ mars 2024, avec une hypothèse d’augmentation des prix de 6 % par an, qui ne paraît pas aberrante. Mais le calcul suppose également une autoconsommation de la totalité de la production, ce qui n’est pas vraiment réaliste, notamment en plein été. Autoconsommer à 100 % nécessite en effet une importante rigueur dans la gestion de ses besoins en électricité, en synchronisant sa consommation avec les périodes de production solaire.

Dualsun vante une installation sans outil et une garantie sur une durée de 30 ans pour le panneau (25 ans pour le micro-onduleur). Ce produit se distingue de ses concurrents à deux niveaux. D’abord, la structure qui supporte le panneau est ici en bois alors que d’habitude, elle est en acier. Cela donne un côté chic à l’ensemble, qui peut être intéressant pour ceux qui ont de petits espaces extérieurs et dont le panneau solaire serait visible facilement depuis la maison.

Le kit solaire Preasy / Images : DualSun.

Ensuite, le panneau est pliable. Selon la marque, l’intérêt est que le panneau puisse « vous suivre où que vous alliez ». On peut se demander si cette fonctionnalité n’est pas un peu gadget, l’intérêt de transporter un panneau solaire en vacances étant à priori nul, à l’exception de résidences secondaires, sous réserve d’avoir déclaré l’installation auprès d’Enedis. Le seul avantage qu’on puisse voir à cette fonctionnalité serait la possibilité de ranger le panneau facilement pour libérer temporairement de la place dans le jardin ou sur la terrasse, en cas de tempête, ou pour le transporter en cas de déménagement.

La fixation peut se faire au sol par lestage ou au mur. Les dimensions dépliées sont de 1060 × 1780 × 742 mm. Une fois plié, il mesure 908 × 1134 × 200 mm. À noter que le panneau pèse 36 kg et qu’il est compatible avec toutes les installations électriques (monophasée ou triphasée) et tous les compteurs (Linky ou ancienne génération de compteur).

Les points négatifs du nouveau kit solaire de Dualsun

En revanche, le kit présente deux bémols. D’abord, aucune application dédiée n’est disponible pour permettre de suivre la production de son installation en direct. Sur son site, la marque indique qu’une application de ce type est prévue prochainement, sans qu’aucune date de sortie ne soit précisée. C’est vraiment dommage, car c’est un outil indispensable pour connaître la puissance délivrée par le panneau en temps réel ainsi que sa production sur une heure, un jour, un mois ou une année. Dualsun suggère de relever les index de son compteur pour comparer sa consommation avec celles de journées similaires (niveau météo) avant l’achat du kit… C’est laborieux et pas du tout pratique. On a donc hâte que l’application soit lancée pour faciliter le suivi de production pour les utilisateurs.

Autre petit point négatif par rapport à certains modèles concurrents, l’inclinaison du panneau Preasy est unique. Il n’est donc pas possible de le redresser davantage en hiver ou de l’allonger en été, pour capter au mieux les rayons solaires en fonction des saisons, ce qui est pourtant un facteur d’augmentation de la production.

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Le producteur européen d’hydrogène vert Lhyfe met en place une plateforme digitale accessible aux acteurs du secteur pour acheter ou vendre de l’hydrogène vert en quelques clics. Une nouveauté qui devrait faciliter les transactions dans le secteur.

L’hydrogène est un vecteur intéressant pour décarboner plusieurs secteurs tels que l’industrie ou les transports lourds. Et on parle d’hydrogène « vert » ou « décarboné » lorsqu’il est produit par l’électrolyse de l’eau qui permet de décomposer l’eau (H₂O) en dioxygène (O₂) et dihydrogène (H₂). La France compte sur l’hydrogène vert pour atteindre ses objectifs climatiques et entend devenir un leader mondial du secteur d’ici 2030. Pour cela, l’État soutient la filière, avec le versement de subventions comme celle accordée pour la future usine d’hydrogène vert qui sera implantée au Havre.

Une marketplace pour faciliter l’achat d’hydrogène vert sur le territoire européen

L’entreprise Lhyfe, dont le siège social est basé à Nantes, est un des leaders du secteur. Après avoir testé le premier système de production d’hydrogène en mer au monde, le producteur européen propose un nouveau service aux acteurs de la filière. Il s’agit de la mise en ligne d’une véritable Marketplace, accessible depuis sa plateforme en ligne « Heroes ».

L’idée est de mettre en relation les producteurs et les consommateurs d’hydrogène vert, afin de faciliter les transactions. Lhyfe met en avant plusieurs avantages liés à son service. Tout d’abord, elle permet de bénéficier d’un véritable maillage territorial et de bénéficier d’une offre élargie en ayant une vision d’ensemble des producteurs existants. Pour l’instant, l’offre est limitée à la France et l’Allemagne, mais le site indique travailler « d’arrache-pied pour étendre le panel de fournisseurs à l’ensemble de l’Europe ».

L’utilisateur peut également connaître à tout moment les disponibilités d’hydrogène vert. Pour l’instant, l’offre est réduite à quelques centaines de tonnes par mois. La plateforme permet aussi d’optimiser les coûts logistiques lors du transport et de répondre de manière plus qualitative à la demande en proposant le cas échéant des surplus de production. Enfin, Lhyfe s’engage à ne proposer que de l’hydrogène vert sur sa plateforme. S’agissant des prix des transactions, ils ne sont pas fixés par la marketplace et font l’objet d’un contrat signé en dehors de la plateforme entre les acheteurs et les vendeurs.

Un service gratuit qui regroupe une dizaine de partenaires du secteur de l’hydrogène vert

La marketplace n’en est qu’à son commencement et Lhyfe annonce que des évolutions seront mises en place par la suite, notamment pour mettre à disposition ce service à l’ensemble des acheteurs d’hydrogène intéressés. L’entreprise annonce d’ores et déjà la présence d’une dizaine de partenaires dans cette première phase de développement. À noter que pour l’instant, la plateforme est gratuite. Pour y accéder, les utilisateurs doivent simplement demander la création d’un compte en ligne.

Le fondateur et CEO de Lhyfe, Matthieu Guesné se félicite de cette nouvelle avancée du secteur, « nous sommes aujourd’hui très fiers de lancer la première Marketplace de l’hydrogène vert. Dans la filière, nous sommes tous convaincus que c’est en unissant nos forces pour proposer une offre toujours plus abondante que nous accélérerons le passage à l’hydrogène vert ».

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Cuire du pain grâce au soleil, c’est possible, et partout en France. Cette technique se répand progressivement grâce au développement de fours solaires de plus en plus performants. Elle nécessite tout de même une adaptation des processus de fabrication, de quoi donner des idées à plus grande échelle. 

D’ici peu, les quelque mille habitants du petit village du Brusquet, dans les Alpes-de-Haute-Provence, vont avoir droit à leur propre boulangerie, et pas n’importe laquelle. Celle-ci sera équipée d’un four qui ne fonctionnera ni à l’électricité, ni au gaz, ni au feu de bois, mais à l’énergie solaire. Au Soleil Levain sera, en effet, équipée d’un four solaire permettant de réduire au minimum l’impact environnemental de la boulangerie.

Pour aller au bout de cette démarche de minimisation de l’impact environnemental, ses créateurs ont décidé de soigner les détails avec un bâtiment réalisé en ossature bois et isolé avec de la paille, ainsi qu’un circuit d’approvisionnement en ingrédients le plus court possible. Même les livraisons des épiceries environnantes et de la cantine de l’école primaire du Brusquet se feront à vélo pour éviter les émissions de gaz à effet de serre.

3 500 W d’énergie thermique sur une simple remorque

À l’instar du Présage, ce restaurant marseillais qui « carbure » à la cuisine solaire, on retrouve au cœur de cette démarche écologique, un four chauffé par le soleil. Ici, le choix des boulangers s’est porté sur le Lytefire Deluxe. Un petit modèle installé sur remorque, capable de cuire entre 50 et 110 kg de pain chaque jour, ou de torréfier 20 kg de cacahuètes en trois heures, selon son fabricant. Pour cela, il développe un maximum de 3,5 kilowatts (kW) de puissance thermique par le biais de plusieurs dizaines de miroirs incurvés, représentant une surface de réfléchissement totale de 5 m². L’installation est autrement plus puissante que les fours solaires portatifs destinés aux particuliers. Il est possible d’obtenir jusqu’à 300 °C au point focal, et ainsi de faire monter le four en température en 45 minutes. Le four est également équipé d’un tambour spécifique, permettant de torréfier certains aliments comme des céréales, grains de café, de cacao, etc.

Réorganiser sa manière de travailler

La boulangerie solaire n’est pas l’apanage du sud de la France. On compte déjà quelques courageux qui se sont lancés dans l’aventure, comme Au gré du soleil et Brin de levain, tous deux dans la Drôme, mais aussi Barasol en Bretagne et Néoloco, en Normandie.

Choisir la cuisson solaire nécessite de réorganiser ses méthodes de travail pour s’adapter au caractère intermittent de cette énergie. Que l’on soit situé près de Marseille, ou près de Lille, impossible, avec un four solaire, de faire cuire ses baguettes à 7 heures du matin comme tout boulanger traditionnel. Face à ces contraintes, Arnaud Cretot, créateur de l’atelier Neoloco, a développé une méthode d’organisation d’entreprise appelée TELED, destinée à intégrer l’intermittence de l’énergie dans les processus de fabrication à l’échelle artisanale, mais aussi à l’échelle industrielle.

Concernant la boulangerie, le caractère périssable du pain nécessite de revisiter en profondeur le processus de fabrication, pour identifier les étapes pendant lesquelles il est possible d’obtenir une certaine marge de manœuvre. Cela permet de gagner en flexibilité, et ainsi de pouvoir optimiser l’utilisation de l’énergie solaire lorsqu’elle est disponible. À l’inverse, l’activité de torréfaction, parfois réalisée avec le même four, permet d’obtenir des denrées non périssables. Dans ce contexte, l’objectif est de maximiser la production dès lors que l’énergie solaire est disponible, et ensuite d’effectuer de la gestion de stock.

Et quand il n’y a pas de soleil durant plusieurs jours ? La boulangerie solaire du Brusquet fonctionnera probablement au moyen d’un four à bois, comme le fait l’atelier Neoloco les jours de mauvais temps. Le pain sera donc garanti à 100 % cuit à partir d’énergies renouvelables.

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En Allemagne, les installations photovoltaïques résidentielles sont très populaires et les occupants d’immeubles ne sont pas en reste. Le pays compte pas moins de 400 000 centrales solaires installées sur les balcons.

Fortement dépendants du gaz russe, nos voisins d’outre-Rhin n’ont pas été épargnés par la crise de l’énergie. Pour faire baisser leur facture d’électricité, les usagers ont cherché des alternatives permettant d’autoconsommer, encouragés par les pouvoirs publics qui ont soutenu l’investissement dans les centrales solaires. Autant les propriétaires de maison individuelle pouvaient facilement s’équiper de panneaux solaires au sol ou sur toiture, autant les occupants d’immeubles collectifs se sont longtemps trouvés exclus de l’autoconsommation solaire. En effet, l’installation de panneaux sur le toit d’un immeuble d’habitation suppose d’obtenir l’accord des copropriétaires et de définir la répartition de la production. Un projet parfois compliqué.

Le nombre de panneaux solaires en kit ou à fabriquer soi-même explose

Heureusement, les occupants d’immeubles ont pu rejoindre le mouvement de l’autoconsommation solaire grâce aux kits spéciaux pour balcons. Les usagers ont désormais le choix. En Allemagne, ils peuvent se tourner vers des ateliers Do It Yourself (DIY) permettant de fabriquer soi-même son kit solaire pour balcon. Ils font fureur dans le pays. Mais pour les moins bricoleurs, il est possible d’investir directement dans un kit prêt à brancher (plug and play).

Lidl a ainsi lancé l’an dernier un kit solaire pour balcon à prix cassé (199 euros) chez nos voisins allemands. Il est aussi facile d’en trouver dans les rayons des grands magasins de bricolage. Face à autant de possibilités, le solaire pour balcon explose en Allemagne. Aujourd’hui, le pays compte 400 000 stations solaires sur balcon, dont 50 000 d’entre eux auraient été installés au premier trimestre 2024, selon Euronews.

À noter également que pour soutenir la croissance du secteur, les Allemands peuvent compter sur une absence de TVA sur les centrales solaires résidentielles dont la puissance ne dépasse pas 30 kilowatts-crêtes (kWc). En outre, pour les petits kits photovoltaïques qui n’excèdent pas 600 watts-crête (Wc), aucune formalité administrative n’est requise. De quoi inciter les usagers à s’équiper.

Le secteur du solaire sur balcon se développe aussi en France

En France, le secteur du photovoltaïque sur balcon se déploie aussi, même si les centrales solaires à fabriquer soi-même sont plutôt réservées à une minorité. Le marché du solaire sur balcon est donc occupé en majorité par les kits plug-and-play. Livrés déjà montés, il suffit de les brancher sur une simple prise électrique. Et des entreprises proposent même des installations complètes avec batterie à monter soi-même, pour utiliser le surplus de production lorsque le soleil se couche. Un nouveau partenariat a également vu le jour entre Oscaro Power et le fournisseur Ekwateur, ce dernier proposant de racheter le surplus de production des kits solaires de la marque. Enfin, le kit photovoltaïque à bas coût de Lidl est désormais commercialisé en France, même si le prix est plus élevé que chez nos voisins (269 euros).

En France, les kits solaires sur balcon nécessitent normalement des démarches administratives, puisqu’ils sont installés à plus de 1,80 m du sol. Par ailleurs, aucune fiscalité avantageuse n’est appliquée à ces produits.

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Pour atteindre nos objectifs de déploiement photovoltaïques d’ici 2050, il est indispensable de trouver de nouvelles zones pour implanter des centrales solaires, sans artificialiser davantage les sols. L’idée émerge d’investir les autoroutes pour y placer des panneaux solaires, comme cela existe déjà ailleurs dans le monde. Alors, bonne ou mauvaise idée ?

La France s’est fixée comme objectif d’atteindre 100 gigawatts (GW) de capacité solaire installée d’ici 2050, sachant que la capacité photovoltaïque était de 16 GW en 2022. Certaines mesures ont déjà été prises pour trouver des emplacements aux futures centrales solaires avec notamment l’obligation faite par la loi sur l’accélération des énergies renouvelables d’équiper les grands parkings de supermarchés d’ombrières solaires.

Des difficultés inhérentes à la présence de panneaux solaire au milieu des autoroutes

Dans le même ordre d’idée, les espaces autoroutiers pourraient être utilisés à ce titre. Cela a déjà été fait et on se souvient du fiasco de la route solaire, consistant à faire rouler les véhicules sur des pavés photovoltaïques. Si l’idée a été abandonnée, un autre espace routier pourrait accueillir des panneaux solaires : le terre-plein central des autoroutes. L’idée paraît bonne en raison du fait qu’elle permet d’exploiter une zone déjà artificialisée. Mais certains obstacles semblent inhérents à cette configuration de parc solaire.

D’abord, la difficulté d’accès au terre-plein central d’une autoroute rendrait l’installation, la maintenance et l’entretien des panneaux compliqué. Surtout que les modules seraient particulièrement exposés à la pollution routière, ce qui rendrait indispensable un entretien régulier pour préserver leur capacité de production. D’ailleurs, intervenir au milieu de l’autoroute représente un danger réel pour les équipes de maintenance, comme c’est déjà le cas des agents des sociétés d’autoroute qui prennent des risques lors de leurs interventions. Ensuite, il ne faut pas négliger le fait qu’installés à cet endroit, les panneaux seraient particulièrement vulnérables en cas d’accident. Comme tout obstacle, ils pourraient aggraver les conséquences d’une collision.

Si le recours aux espaces routiers semble une bonne idée pour y poser des panneaux solaires, l’installation sur le terre-plein des autoroutes ne semble pas la meilleure localisation possible, à l’exception de certaines configurations. En Corée du Sud, par exemple, certains terre-pleins utilisés comme piste cyclable sont solarisés. Lorsque les deux sens de circulation sont séparés de larges espaces, une installation photovoltaïque peut également être envisagée plus sereinement.

Les délaissés routiers privilégiés pour y poser des panneaux solaires

En France, Vinci Autoroutes s’est dit favorable à l’utilisation du foncier routier pour poser des panneaux solaires. Son directeur général Pierre Coppey évoquait un espace de 1 000 hectares disponibles sur son réseau à cette fin, à l’occasion d’une audition devant les sénateurs en mars 2023.

Le 15 avril dernier, le ministre de l’Économie et des Finances Bruno Le Maire a annoncé plusieurs mesures qui permettent de développer le photovoltaïque et son industrie. Il y est notamment indiqué d’envisager la « solarisation des délaissés routiers du réseau national ». Il s’agit d’identifier sur les réseaux routiers les aires de repos et les échangeurs routiers qui revêtent un potentiel solaire, afin d’y installer des panneaux photovoltaïques, au sol ou sur ombrières de parkings. Des Appels à manifestations d’intérêt (AMI) seront lancés cette année pour établir la liste des entreprises intéressées par ces projets. Il n’est donc pas évoqué à ce stade d’investir les terre-pleins routiers proprement dits.

Utiliser les routes pour produire de l’énergie via des panneaux solaires n’est pas une nouveauté. En Corée du Sud, une autoroute abrite déjà sur 32 km des panneaux photovoltaïques, au niveau de son terre-plein central. Plus près de nous à Marseille, le projet Canopée envisage de recouvrir ses autoroutes urbaines par des tunnels photovoltaïques pour fournir une électricité peu coûteuse aux quartiers les plus défavorisés de la ville. Si ce projet se concrétise et donne satisfaction, il pourrait faire des émules.

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Quatorze ans après sa mise hors service suite à la catastrophe de Fukushima, le sort de la plus grande centrale nucléaire au monde n’est toujours pas fixé. Si les travaux de chargement de combustible ont pu commencer, les autorités locales n’ont, elles, pas donné leur accord pour une éventuelle remise en service. 

TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pensait peut-être voir la lumière au bout du tunnel. En début de semaine, l’énergéticien japonais annonçait – enfin – le chargement en combustible du réacteur n° 7 de sa centrale de Kashiwazaki-Kariwa, après 14 années d’arrêt. L’espoir n’aura pourtant été que de courte durée puisque quelques jours plus tard, l’entreprise informait dans un communiqué l’arrêt des opérations à cause d’une défaillance technique sur un équipement de chargement.

Si cet incident ne poserait aucun problème de sécurité, il vient s’ajouter à la longue liste des déconvenues qu’a subies TEPCO depuis l’arrêt de la centrale en 2012, suite de la catastrophe de Fukushima. À l’époque, l’entreprise avait procédé à des travaux de mise à niveau comprenant notamment la surélévation d’une digue de 800 mètres de long, et la reconstruction d’un réservoir de stockage de débordement radioactif. En 2021, à l’issue de ces travaux, l’Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) avait publié un rapport mettant en évidence de graves infractions à la sécurité, reportant ainsi de manière indéfinie le redémarrage de la centrale. Ce problème de sécurité aurait été causé par un employé ayant oublié, sur le toit de sa voiture, des documents confidentiels relatifs à la sécurité de la centrale !

En décembre 2023, la NRA a finalement levé l’interdiction opérationnelle de l’usine, permettant théoriquement son redémarrage. Néanmoins, le sort de la centrale est encore loin d’être fixé puisque le gouvernement local n’a pas donné son feu vert.

L’histoire mouvementée de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa

En 2007 déjà, la centrale avait essuyé un tremblement de terre de magnitude 6,6, dont l’épicentre se trouvait à seulement 19 km du site. À l’époque, les réacteurs s’étaient automatiquement coupés par mesure de sécurité. Il aura fallu près de 16 mois d’évaluation complète de la centrale, et un travail poussé sur la compréhension de l’activité sismique du site pour en permettre le redémarrage. Finalement, seuls 4 des 7 réacteurs seront redémarrés entre 2009 et 2010 avant d’être de nouveau arrêtés à partir de 2011, suite à la catastrophe de Fukushima.

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Mais qu’est devenue cette drôle d’éolienne qui trônait jusqu’à récemment sur le port de Fos-sur-Mer, et dont il ne reste presque plus rien ? Conçue par une startup française et promise à un avenir radieux, elle n’ira finalement jamais jusqu’à l’exploitation commerciale. Explications.

Il y a bientôt 10 ans, la startup Nenuphar faisait sensation avec son Twinfloat, un concept d’éolienne verticale à deux turbines censée conquérir le marché naissant de l’éolien offshore. Malgré ses nombreuses promesses, le concept finit par tomber dans l’oubli et la startup est placée en liquidation judiciaire en 2018.

Pourtant, tout avait bien commencé. Créée en 2006, la startup française met d’abord en service son premier prototype à Ferques, dans le Pas-de-Calais. Celui-ci, de taille et de puissance modeste (35 kW pour 6 mètres de haut) permettra de préparer le terrain pour la mise en œuvre d’un second prototype, cette fois-ci à Fos-sur-Mer (voir l’endroit). Beaucoup plus imposante, cette nouvelle éolienne, installée à terre en 2014, mesure 40 mètres de haut pour 50 mètres de diamètre et affiche une puissance de 600 kW. D’abord équipée de trois pales vrillées et inclinées, elle verra son design modifié et sera équipée de deux pales droites, avec un pitch réglable (orientation des pales). Cette nouvelle configuration est censée limiter les coûts de fabrication, et permettre la mise en « drapeau » de l’éolienne en cas de vents forts.

Le site d’essais à terre de l’éolienne Nenuphar à Fos-sur-Mer, en 2016, 2019 et 2023 / Images satellite Google Earth.

Le prototype séduit à tel point qu’EDF Énergies Nouvelles (l’ancêtre d’EDF Renouvelables) envisage de l’utiliser pour son projet Provence Grand Large (PGL). À l’époque, on parle de 13 éoliennes verticales d’une puissance de 2,6 MW chacune. Malheureusement pour Nenuphar, la phase de R&D se prolonge, à tel point que le prototype devient incompatible avec le planning de mise en service du projet PGL, à l’époque estimée à 2019.

Le prototype d’éolienne à axe vertical Vertiwind, aujourd’hui démonté / Image : Nenuphar.

Trop en avance sur son temps ?

Malgré une importante levée de fonds de 15 millions d’euros en 2014, Nenuphar subira à la fois le retard de la France dans le domaine de l’éolien offshore, ainsi que des désaccords avec des investisseurs qui entraîneront le gel des projets à partir de 2015. La situation de Nenuphar n’est pas sans rappeler celle de Sabella spécialiste français de l’hydrolien, qui a également été placée en liquidation judiciaire, en partie par faute de projets concrets.

Pourtant, si aucune éolienne verticale offshore n’est actuellement en service commercial, de nombreuses entreprises croient en leurs avantages potentiels comme un déploiement plus rapide, un rendement plus important et une maintenance plus aisée. Plusieurs projets semblent d’ailleurs se concrétiser. C’est le cas de la startup SeaTwirl, dont le concept ressemble fortement à l’éolienne de Nenuphar. Celle-ci vient de signer un partenariat avec la société Kontiki Winds pour la fourniture d’éoliennes de petite taille destinées à alimenter les sites hors réseau tels que les plateformes pétrolières offshore, les fermes piscicoles ou encore les usines de désalinisation. Grâce à ce design vertical, les éoliennes de SeaTwirl pourraient se montrer moins chères et plus résistantes aux conditions climatiques parfois extrêmes de la haute-mer. Dans la famille des éoliennes à axe vertical, on peut également citer la startup norvégienne World Wide Wind qui devrait prochainement mettre à l’eau un prototype de 19 mètres de haut.

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Le projet de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde commence mal. Alors que sa première portion de 88 MWc devait bientôt être mise en service, une tempête est venue balayer les panneaux, engendrant des dégâts considérables.

Sale temps pour le photovoltaïque ! Il y a quelques jours, on vous parlait de ce parc de 400 hectares qui avait été lourdement endommagé par la grêle, dans le Texas. Cette fois, en Inde, c’est une portion du futur plus grand parc solaire flottant qui a été détruite par un orage estival quelques jours avant sa mise en service. Les impressionnantes vidéos de l’évènement témoignent des dégâts considérables qu’ont subi les panneaux.

Construit sur le réservoir du barrage Omkareshwar, dans la province indienne de Madhya Pradesh, ce parc de 88 MWc n’est, en réalité, qu’une partie de la première phase de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde. Une fois terminée, celle-ci devrait atteindre une puissance de 600 MWc sur une surface de 2 000 hectares. Pour l’heure, les travaux en cours portent sur trois sections de la première phase du projet, pour une puissance de 278 MWc. L’orage a touché la première portion achevée, tandis qu’une seconde portion de 100 MWc est en cours de raccordement.

#Nature & #Narmad #River 's fury disrupts one of the largest floating solar panel plant on Omkareshwar #Dam reservoir which was being opposed by Fisher people for causing disruption to their fishing rights. Clip shared by @NarmadaBachao activist @iAlokAgarwal pic.twitter.com/Cvx5nSJ0Ku

— Nandini K Oza (@OzaNandini) April 10, 2024

Une structure sous-dimensionnée par rapport aux conditions climatiques ?

À l’issue d’une évaluation des dégâts, le promoteur du parc a tenu des propos rassurants, indiquant qu’ils pourraient rapidement être réparés. Le promoteur espère pouvoir mettre en service plus de 100 MWc de panneaux d’ici la fin du mois. Pour l’heure, aucun détail n’a été communiqué sur la nature ni l’origine exacte des dégâts. Il pourrait s’agir d’une défaillance technique comme d’un mauvais dimensionnement du système d’ancrage des structures de panneaux (voir notre reportage sur le chantier d’une centrale solaire flottante dans le sud de la France). Espérons tout de même que les promoteurs du parc revoient leur copie pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

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Les ailes d’un moulin tournent, poussées qu’elles sont par le vent. Mais cette image traditionnelle pourrait bientôt laisser place à une autre. Celle de moulins dont les ailes seraient recouvertes de panneaux solaires photovoltaïques. À Potsdam (Allemagne), un moulin datant de 1702 désormais habité est ainsi habillé depuis 18 ans.

La Perse, la Chine ou l’Égypte. L’origine des moulins à vent est difficile à établir. Mais déjà, plusieurs siècles avant J.-C., des hommes avaient eu l’idée d’utiliser la force du vent pour produire de l’énergie. Une énergie pas encore électrique, mais mécanique. Servant alors à moudre le grain ou à pomper de l’eau. L’Europe s’y est mise un peu plus tard. Les Pays-Bas sont encore connus aujourd’hui pour leurs moulins et un bon millier reste en activité. Certains sont à présent inscrits au patrimoine mondial de l’Unesco.

À Potsdam, un moulin pas tout à fait comme les autres

De l’autre côté de la frontière, quelque part sur les rives du Großer Zernsee, l’un des nombreux plans d’eau de la région des lacs de Brandebourg, au sud-ouest de Berlin (Allemagne), un moulin datant de 1702 a été réhabilité. Un bâtiment de 18 mètres de haut comptant 200 mètres carrés de surface habitable sur 5 étages. Avec l’idée originale, dans le cadre d’une émission de télévision diffusée en 2006, d’en faire une maison de vacances autonome en énergie.

Le moulin photovoltaïque de Potsdam / Images : X Balkonsolar.

Comment ? Grâce aux ailes du moulin, évidemment. Mais pas tout à fait comme on pourrait l’imaginer de prime abord. Car ce moulin n’exploite pas l’énergie du vent. Il produit de l’électricité grâce à des panneaux solaires installés sur ses ailes. Au total, 24 panneaux photovoltaïques Sharp pour une puissance annoncée de l’ordre de 4,4 kilowatts-crête (kWc) — six modules de 185 watts-crête (Wc) sont installés sur chaque aile.

Les experts de SunEnergy GmbH qui ont installé le système assurent qu’il permet de couvrir les besoins du moulin. Notamment grâce à son dôme — le 5ᵉ étage — un peu particulier. Les ailes du moulin y sont fixées et il peut tourner sur 360°. Objectif : suivre la course du soleil tout au long de la journée et garder les panneaux solaires photovoltaïques dans le meilleur alignement.

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Enedis a publié les chiffres de raccordement des nouvelles installations d’autoconsommation collective mises en service au premier trimestre 2024. Et le moins qu’on puisse dire, c’est que le secteur connaît un franc succès. Pourquoi l’autoconsommation collective est-elle aussi appréciée en France ? Explications.

Depuis deux ans, la flambée des prix de l’énergie a incité de plus en plus de consommateurs à s’interroger sur leur façon de consommer. Ainsi, la sobriété est devenue réflexe, tant pour éviter de faire flamber sa facture que pour répondre aux sollicitations des pouvoirs publics face aux difficultés rencontrées par le réseau. Mais les usagers se sont également tournés vers une autre solution : l’autoconsommation. Il s’agit de consommer l’énergie que l’on produit soi-même, le plus souvent grâce à des panneaux photovoltaïques. Cette autoconsommation peut être individuelle lorsque le consommateur produit et utilise l’électricité qu’il produit seul. Elle peut aussi être collective, lorsqu’elle rassemble plusieurs acteurs.

Les chiffres de l’autoconsommation collective au premier trimestre 2024

Justement, le distributeur Enedis a publié fin mars les chiffres de l’autoconsommation collective pour le premier trimestre de l’année. Et la filière est manifestement en plein boom. Entre janvier et mars 2024, Enedis a dénombré 379 opérations d’autoconsommation collective dans son périmètre. Le chiffre est en hausse de 102 % par rapport à l’année 2023. Le distributeur nous apprend par ailleurs que ces 379 opérations, qui atteignent une puissance totale installée de 27 mégawatts (MW), rassemblent pas moins de 4 929 participants avec une moyenne de 2 producteurs pour 11 consommateurs pour chaque opération.

Les régions Grand Est et Occitanie arrivent en tête du classement s’agissant du nombre d’opérations réalisées (51), devançant de peu les Hauts-de-France (49) et Auvergne Rhône-Alpes (48). En fin de liste, le Centre-Val de Loire ne fait état que de 8 opérations effectuées. On remarque que l’autoconsommation collective plaît partout en France et n’est pas limitée à un seul territoire.

Les conditions de mise en œuvre d’un projet d’autoconsommation collective

Quel est le cadre de réalisation d’un projet d’autoconsommation collective ? Pour répondre à la demande du public, Enedis a publié un guide pédagogique pour répondre aux questions les plus fréquentes. Pour mettre en place un projet d’autoconsommation collective, les participants doivent se réunir pour fonder une structure juridique. On l’appelle la personne morale organisatrice. Cela peut être une association, une coopérative ou encore une société par exemple.

Le projet doit porter sur une ou plusieurs installations dont la puissance de production cumulée est inférieure à 3 mégawatts (MW). Les consommateurs qui participent à l’opération peuvent être des particuliers comme des habitants ou des bailleurs sociaux par exemple, mais aussi des acteurs industriels. Tous les participants doivent en revanche se situer dans un périmètre restreint de 2 km (même si une dérogation peut être accordée pour porter la limite à 20 km en zone rurale). Les consommateurs conservent leur contrat de fourniture d’électricité puisque l’installation d’autoconsommation collective ne couvre pas tous leurs besoins. Mais les kilowattheures (kWh) produits dans le cadre de l’opération sont déduits de la facture classique.

Les raisons du succès de l’autoconsommation collective en France

D’après les chiffres publiés par Enedis, l’autoconsommation séduit de plus en plus de monde. L’une des raisons de cet engouement réside sans doute dans le contexte de la crise de l’énergie. Pendant des décennies, la France a pu compter sur une électricité peu chère produite principalement par son parc nucléaire. Avec l’augmentation de la demande d’énergie liée à la reprise économique post-covid, suivie de la guerre en Ukraine qui a tendu l’approvisionnement en gaz en Europe, la situation s’est compliquée. Elle a ensuite été aggravée par les difficultés propres aux moyens de production français : parc nucléaire partiellement à l’arrêt pour des défauts inopinés et des reports d’opérations de maintenance, nombreux épisodes de sécheresse qui ont diminué les réserves des installations d’hydroélectricité.

Les Français ont ainsi vu leur facture d’énergie flamber depuis 2022, même si les particuliers et les petits professionnels ont été en partie protégés par le bouclier tarifaire qui a contenu la hausse des prix. Toutefois, les usagers se sont penchés sur leur facture d’énergie et ont cherché des moyens de faire baisser la note. Si les installations photovoltaïques individuelles sont en plein développement, elles ne sont pas adaptées à tous : locataires, occupants d’immeuble (même si les kits de balcon existent), maisons et terrains mal orientés. De nombreuses raisons peuvent freiner l’investissement dans une installation individuelle de production d’électricité.

Les opérations d’autoconsommation collective représentent alors une alternative pour ceux qui souhaitent investir dans une énergie décarbonée produite localement en circuit court. D’ailleurs, ces projets sont encouragés et certaines régions proposent même des aides. Par exemple, la région Grand Est propose une aide pouvant aller jusqu’à 70 % pour les études de faisabilité du projet et jusqu’à 500 euros/kilowatts crête (kWc) pour les dépenses. Ces opérations sont également l’occasion de se réunir en collectif pour mener à bien un projet concret, à taille humaine, en investissant une partie de son épargne. Avec la nouvelle hausse du prix de l’électricité appliquée depuis février 2024 et l’annonce de Bruno Le Maire indiquant qu’une énième augmentation était à prévoir l’an prochain, il y a fort à parier que les projets d’autoconsommation collective vont se multiplier dans les prochains mois.

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Transporter les pales des éoliennes de leur site de fabrication jusqu’aux parcs éoliens, ce n’est pas une mince affaire. Et l’opération devient de plus en plus délicate à mesure que les éoliennes grandissent. Les erreurs se payent au prix fort.

Pour produire plus, les ingénieurs ont imaginé des éoliennes toujours plus grandes. Plus hautes. Mais équipées, également, de pales plus longues. Dans leurs versions terrestres, les pales d’éoliennes peuvent atteindre les 60 mètres de long. La plus longue pale d’éolienne en mer, quant à elle, dépasse déjà les 120 mètres. Et le Chinois Mingyang Smart Energy travaille à l’élaboration d’une pale de 140 mètres ! Le tout faisant aussi grimper le poids de ces pièces. Pour vous faire une idée, sachez qu’une pale d’éolienne de 45 mètres de long pèse de l’ordre de 6,5 tonnes. Les pales des éoliennes en mer peuvent, quant à elle, peser plusieurs dizaines de tonnes chacune.

Transporter des pales de plus en plus longues par camion

L’ennui, c’est que ces pales sont rarement fabriquées à proximité des endroits où sont implantés les parcs éoliens. Des zones, qui plus est, auxquelles on accède souvent par des voies relativement étroites, en pente ou le long desquelles se trouvent de nombreux virages, parfois serrés. D’où le défi qui se pose aux promoteurs de ces parcs et aux fabricants d’éoliennes de transporter leurs pales par camion. Avec l’accélération du déploiement de l’éolien, les images d’accidents se multiplient sur les réseaux sociaux.

Pourtant, des solutions existent. Le trajet doit être étudié minutieusement avant de lancer un camion chargé sur les routes. Les pentes, les angles de braquage, les vitesses et même les passages à niveau, les ponts et les tunnels, les revêtements des voies empruntées et les conditions météorologiques au moment du transport doivent être analysés au préalable. Avec toutes ces informations en main, les opérateurs peuvent utiliser des systèmes de lest qui permettent de stabiliser la charge. Ou encore, de tourner la pale de l’éolienne afin de l’équilibrer dans les virages. Mais parfois, des éléments sont oubliés du calcul, comme dans cette vidéo, ou le centre de gravité a manifestement mal été évalué.

Des camions dédiés au transport de pales d’éoliennes

Les ingénieurs travaillent aussi au développement de camions dédiés à ce type d’opérations. Le parc éolien de MacIntyre (Australie) en bénéfice déjà. Il est implanté dans une région accidentée. Pour y accéder, il faut franchir des collines, des ravins et des zones de végétation. Avec des engins classiques, il aurait fallu aux promoteurs détruire pas moins de 20 000 m² de terres agricoles et de forêts pour ouvrir la voie aux camions transportant les pales des éoliennes. Les « manipulateurs de pales » en action depuis quelques mois permettent, grâce à un dispositif à entraînement hydraulique, de relever les pales jusqu’à 40 degrés pour les déplacer plus facilement et en toute sécurité sans abimer les paysages traversés.

Dans le Colorado (États-Unis), une start-up vient quant à elle d’annoncer sa volonté de construire le plus grand avion du monde pour transporter des pales d’éoliennes. Des pales jusqu’à une centaine de mètres de long. Selon Radia, son WindRunner pourrait s’envoler d’aéroports régionaux et atterrir sur la « piste en terre » la plus proche des parcs éoliens.

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Elle n’aura pas tenu plus de six ans. Lancée en 2018, l’usine Systovi de Carquefou près de Nantes va cesser définitivement ses activités, faute de repreneur. Le fabricant français de panneaux photovoltaïques, qui emploie 87 personnes, a été placé en liquidation judiciaire de ce mercredi 17 avril.

Alors que le gouvernement présentait il y a quelques jours un plan de soutien aux usines françaises de panneaux solaires, son action aura été vaine sur le dossier Systovi. Cette entreprise française fondée en 2008 n’a pu résister à la concurrence déloyale des fabricants chinois de panneaux photovoltaïques, malgré de récents et importants investissements dans son usine de Carquefou (Loire-Atlantique). En grande difficulté, la société n’a trouvé aucun repreneur au terme d’un mois de « recherche intensive » dévoile-t-elle par communiqué. Le Tribunal de Commerce de Nantes l’a donc placée en liquidation judiciaire le 17 avril.

« Malgré nos investissements, l’entreprise fait face à l’accélération soudaine du dumping chinois depuis l’été 2023 et les discussions réglementaires en cours en France et en Europe, auxquelles elle a participé depuis des années, n’auront pas d’effet dans un délai compatible avec ses enjeux » explique l’entreprise. Selon Paul Toulouse, son directeur, parmi les « très nombreux contacts ayant manifesté un intérêt pour Systovi, aucun n’a concrétisé d’offre ». Une cinquantaine d’acteurs auraient échangé sans succès, selon le dirigeant.

« Nous sommes très tristes de cette issue et mobilisons dès à présent toute notre énergie pour accompagner du mieux possible les femmes et les hommes qui se sont battus depuis 15 ans pour faire exister le solaire français » annonce Systovi, qui emploie 87 salariés. L’entreprise française n’est pas la seule à souffrir de l’afflux de panneaux photovoltaïques chinois vendus à prix dérisoires et du manque d’attractivité industrielle de l’Europe. Le Suisse Meyer Burger va également fermer les portes d’une des plus grandes usines européennes de panneaux solaires en Allemagne, au profit des États-Unis. En parallèle, de grands projets continuent de se développer, comme celui de giga-usine de cellules photovoltaïques de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), porté par Carbon, et d’HoloSolis à Hambach (Moselle).

L’article Aucun repreneur pour cette usine française de panneaux solaires, la liquidation judiciaire prononcée est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

La courbe de production du réacteur n°2 de la centrale nucléaire de Golfech, le week-end du 13 au 14 avril 2024 / Energygraph.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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La start-up Jimmy propose une solution pour décarboner les grandes industries : remplacer les chaudières à combustible fossile par de petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) qui n’émettent pas de CO₂. Une usine de fabrication de ces SMR devrait s’implanter sur la commune du Creusot (Saône-et-Loire).

Face aux enjeux climatiques, les industriels doivent trouver des solutions pour décarboner leur activité tout en préservant leur compétitivité. Plusieurs procédés sont déjà utilisés dans le secteur pour faire des économies et diminuer les émissions de CO₂ : récupération de la chaleur fatale ou stockage de la chaleur, par exemple.

Le nucléaire à la rescousse de l’industrie pour décarboner son activité

La start-up française Jimmy pourrait bientôt proposer une autre solution intéressante pour les industriels. Il s’agit de fabriquer des SMR en série pour remplacer les chaudières à gaz ou fioul traditionnellement utilisés dans l’industrie pour produire de la chaleur. Ces SMR pourront se brancher directement sur les installations industrielles existantes. Et Jimmy a annoncé récemment que sa plateforme de fabrication de ses générateurs thermiques nucléaires sera implantée en France, sur la commune du Creusot. Créé en 2020, Jimmy se définit comme une « start-up industrielle française qui réinvente l’utilisation de la fission nucléaire pour décarboner la chaleur industrielle ».

Détail des installations prévues au Creusot / Image : Jimmy.

D’ailleurs, l’entreprise se devait de trouver rapidement un site pour implanter sa nouvelle usine puisqu’elle doit livrer son premier client fin 2026. L’usine s’étendra sur 125 000 m² comprenant un atelier de stockage et d’assemblage qui entrera en service en 2025 puis en 2026, un atelier d’assemblage pour l’insertion du combustible dans les cuves. Enfin, un atelier de préparation du combustible devrait être opérationnel en 2028. Le projet nécessite un investissement de 100 millions d’euros et devrait créer à terme environ 300 emplois. L’entreprise est soutenue par l’État qui lui a accordé une subvention de 32 millions d’euros dans le cadre du plan France 2030.

Le boom mondial des SMR face aux enjeux climatiques

Le nucléaire est une des solutions utilisées dans le monde pour décarboner le mix énergétique des États. Mais construire un parc nucléaire prend du temps alors que les enjeux climatiques pressent les États à accélérer leurs actions dans le domaine. C’est la raison pour laquelle la technologie SMR a le vent en poupe dans le secteur du nucléaire. Il s’agit de réacteurs miniatures d’une puissance moindre (entre 50 et 300 mégawatts électriques (MWe) par rapport aux réacteurs traditionnels (entre 900 et 1650 MWe). Mais ils présentent l’avantage d’être moins onéreux et plus rapides à construire. Des dizaines de projets de construction de SMR sont en cours dans le monde, dont le projet Nuward en France.

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Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

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