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Comment mettre en place la sobriété énergétique à l’échelle des territoires ?

16 juillet 2021 à 15:17
Comment mettre en place la sobriété énergétique à l'échelle des territoires ?

Le 9 juillet dernier, l’ADEME a mis publié sa grande étude sur les démarches territoriales en faveur de la sobriété énergétique. Le rapport a observé les stratégies de 22 collectivités françaises. Les territoires sont un maillon crucial dans la mise en place des politiques de transition écologique. Ils doivent aussi faire face à des problématiques bien précises : la mobilité durable, l’éclairage, le pilotage d’une smart grid… Mais le plus gros enjeu reste de rendre la sobriété énergétique désirable aux yeux des citoyens.

Sobriété et énergies vertes : deux sujets différents

Jusqu’à récemment, la transition énergétique passait principalement par le développement des énergies vertes. Mais les renouvelables ne font pas tout. Les territoires sont nombreux à avoir faire du verdissement de leur mix énergétique une priorité. La sobriété relève d’un autre élan : pour consommer mieux, il faut aussi consommer moins. Sébastien Maire, le délégué général de l’association France Ville Durable, l’explique : “La sobriété est une vraie révolution, une remise en cause des logiques de développement durable.” La bonne formule pour une ville durable ? “Elle réduit significativement ses consommations d’énergie, et remplace les énergies carbonées par des énergies renouvelables.”

Sobriété énergétique dans les territoires : repenser les projets urbains

La question de l’aménagement urbain est désormais étroitement liée à celle de la sobriété énergétique des territoires. Tant pour des raisons écologiques qu’économiques, les territoires encouragent de nouveaux projets de ville durable bas-carbone. Et cette priorité implique plusieurs axes de travail.

Il ressort de l’étude de l’ADEME que “la promotion d’une consommation sobre pourrait être mise en lien avec le renouvellement des centres-villes”. Les acteurs des collectivités locales évoquent la place des constructions hybrides, que les aménageurs doivent encourager. Les collectivités doivent aussi soutenir l’innovation en collaborant avec des entreprises locales ou en lançant des appels à projets. Plus globalement, le rapport souligne la nécessité d’impliquer tout le tissu économique locale pour atteindre la sobriété.

Les territoires, trop isolés en matière de sobriété énergétique

La pose du diagnostic et la volonté d’agir sont rarement un frein à la sobriété pour les territoires. En revanche, le rapport de l’ADEME met le doigt sur un problème de fond : les collectivités territoriales se sentent globalement isolées sur le sujet de la sobriété. Les responsables estiment qu’ils sont mal accompagnés, et peinent à identifier les solutions qui les aideraient sur le terrain. Les responsables interrogés par l’ADEME voudraient une diffusion plus large des retours d’expérience. Ils ont aussi besoin de plus d’informations sur les innovations techniques et les évolutions de la réglementation. Ils souhaiteraient aussi plus de visibilité sur les possibilités de financements pour leurs projets.

La sensibilisation : le maître-mot de la sobriété énergétique pour les territoires

Les bonnes idées ne manquent pas pour faire de la sobriété énergétique une réalité. Mais tous les acteurs interrogés dans le rapport sont d’accord sur un point : la sensibilisation des citoyens est une étape cruciale. Il convient donc de rappeler que la sobriété n’induit pas la précarité énergétique. Pour que la sobriété énergétique ait un avenir, elle doit rencontrer une forte adhésion des publics. Or, on n’efface pas facilement des décennies de culture de la surconsommation. Le rapport de l’ADEME met en lumière l’importance de bien expliquer les enjeux énergétiques. “Les acteurs considèrent que la sensibilisation et la communication sont des leviers majeurs à déployer en priorité auprès des population.”

Et pour convaincre la population, l’ADEME insiste sur un point : les collectivités doivent elles-mêmes être “éco-exemplaires”. Elles doivent démontrer les vertus de la sobriété énergétique par des actions concrètes, notamment au niveau des infrastructures publiques. Elles ont aussi la possibilité, à travers le levier des commandes publiques, de valoriser la transition énergétique. Par ailleurs, faire participer les habitants et les acteurs locaux reste un levier important vers l’acceptation sociale. En bâtissant ainsi une image positive de la sobriété énergétique, les territoires la rendront d’autant plus légitime aux yeux des citoyens.

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Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

15 juillet 2021 à 17:00
Etats-Unis : le réseau électrique face au réchauffement climatique

Les Etats-Unis sont en feu, et leur réseau électrique est plus que jamais en crise. Alors que dix des cinquante-deux états font face à des incendies d’une rare violence, la consommation électrique devient un problème pour les gestionnaires de réseau. Pics de consommation, feux qui menacent les lignes électriques, gestion des interconnexions… Alors que le pays fait face à des catastrophes climatiques de plus en plus fréquentes, la refonte de son réseau électrique devient urgente.

Californie en flammes : le symbole d’un réseau électrique dépassé

La Californie a beau être habituée aux incendies, l’état se trouve désormais dans une situation d’extrême vulnérabilité électrique. Depuis fin juin, le continent nord-américain est la proie d’une vague de chaleur d’une rare intensité. Et tandis que la chaleur bat des records, le réseau électrique doit faire face à une multiplicité de problèmes. Les pics de consommation se multiplient sur le réseau, notamment dus aux besoins en climatisation. Des pics qui s’accumulent avec les périodes normales de forte concentration de la consommation, comme la fin de journée et le week-end, lorsque les habitants sont chez eux.

La demande d’électricité atteint des sommets. A tel point que Gavin Newson, le gouverneur de Californie, a pris de nouvelles mesures exceptionnelles début juillet. Il a décidé d’utiliser des générateurs de secours ainsi que les moteurs de plusieurs navires auxiliaires pour alimenter certaines infrastructures publiques. En parallèle, le réseau électrique est lui aussi la proie des flammes. Une des interconnexions entre la Californie et l’Oregon se trouve dans une des zones actuellement en feu. D’autres lignes électriques se sont affaissées à cause de la chaleur.

California ISO, l’opérateur indépendant qui pilote le réseau électrique de Californie, compte sur les habitants pour ne pas saturer le réseau. Il a ainsi mis en place le dispositif FlexAlert pour anticiper les risques de saturation quand le réseau électrique est fragilisé. Le dispositif encourage les habitants de Californie à reporter l’utilisation des appareils électroménagers énergivores. Il précise les plages horaires des alertes, avec un rappel des bons gestes à adopter.

Le réseau électrique américain : quel modèle adopter ?

La Californie n’est pas un cas isolé. De nombreux états américains font face à l’impact du dérèglement climatique sur leurs réseaux électriques. Encore en février dernier, une tempête hivernale d’une rare puissance a touché le Texas. Elle a notamment paralysé le réseau électrique et entraîné un black-out pour environ 5 millions de personnes.

Géré par des acteurs publics et privés, le réseau électrique américain semble avoir atteint un carrefour. Certes, il est lourdement impacté par les conditions météo dégradées. Mais la complexité de son modèle est aussi devenue un véritable point faible. Kyri Baker, qui enseigne l’ingénierie à l’université du Colorado, résume la situation : “Je donnerais probablement à notre réseau électrique un C-“.

Au niveau des états, chaque gouvernement est libre d’adopter le modèle de réseau électrique de son choix. La plupart des états ont fait le choix de nombreuses interconnexions électriques pour sécuriser leur approvisionnement. Ce n’est pas le cas du Texas. Son réseau électrique est volontairement moins relié aux autres pour faciliter sa gestion. Mais cette facilité a un coût : le Texas n’a pas pu compter sur des interconnexions pour éviter le black-out de février dernier. A la même époque, la tempête hivernale a aussi frappé l’état voisin de l’Oklahoma. Ce dernier a pu sécuriser son approvisionnement électrique grâce à ses interconnexions.

Réseau électrique américain : la smart grid, une priorité pour Joe Biden

La Maison Blanche a fait de la refonte du réseau électrique américain une de ses priorités. Le président Biden a initié un grand plan pour la modernisation des infrastructures fédérales. Il a prévu un budget de 73 milliards de dollars. Et un pan entier concerne la modernisation du réseau électrique. Le budget fédéral servira notamment pour financer de nouvelles lignes électriques dans tout le pays.

L’administration démocrate s’engage dans le développement des énergies renouvelables. Elle souhaite développer une smart grid de grande envergure pour moderniser le réseau électrique américain. Des solutions connectées permettraient aussi de faciliter la gestion du réseau électrique en cas de situation météo extrême. Toutefois il faudra l’adhésion des états fédérés pour qu’une vraie smart grid nationale puisse voir le jour. Or, es Républicains et les Démocrates sont divisés sur la stratégie énergétique à mener. La possibilité qu’un consensus s’impose à court terme semble donc faible.

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Smart Grids : RTE lance l’expérimentation Ringo, pour un stockage automatisé de l’électricité renouvelable

7 juillet 2021 à 07:17
smart grids rte ringo stockage automatise electricite renouvelable - L'Energeek

Ces 2 et 3 juillet 2021, le gestionnaire du réseau de transport d’électricité en France, RTE, a inauguré le projet Ringo, trois vastes sites de stockage d’électricité sur batteries, chacun d’une puissance de 12 MW, pour répondre aux pics de production d’énergie renouvelable sans devoir construire de nouvelles lignes haute tension. La spécificité de Ringo : les ordres de stockage et d’injection de l’électricité sont entièrement automatisés, via une plateforme smart grids pilotée par un robot intelligent.

RTE inaugure les trois sites de Ringo, son système de stockage stationnaire d’électricité

Un an après sa présentation officielle, le projet Ringo est rentré, ces 2 et 3 juillet 2021, dans une phase d’expérimentation qui durera trois ans, suite à l’inauguration par RTE de trois sites dédiés au stockage stationnaires d’électricité, à Fontenelle (Côte d’Or), Bellac (Haute-Vienne) et Ventavon (Hautes-Alpes).

Visite presse sous le soleil de @CD_CotedOr hier avec @XPiechaczyk pour inaugurer le 1er site Ringo de stockage d’à grande échelle piloté automatiquement. C’est une mondiale et c’est lancé par @rte_france #transitionenergetique #ENR pic.twitter.com/rz1PLxELKO

— Perrine mas (@perrine_mas) July 3, 2021

Chaque site disposera d’une puissance de 12 MW, pour un total de 16 800 batteries installées sur les trois sites. Chacune de ces batteries dispose d’une capacité cinq fois supérieure à celle d’une batterie de voiture. Ce vaste dispositif entend répondre à l’intermittence de l’éolien et du photovoltaïque, et notamment aux pics de production.

Actuellement, quand certains territoires produisent, à un instant T, plus d’électricité éolienne et photovoltaïque que le réseau ne peut en absorber, la seule solution est d’envoyer des ordres d’arrêt de certains équipements (le plus souvent des éoliennes), pour éviter un déséquilibre entre la production et la consommation, qui provoqueraient des problèmes de stabilité de la tension.

Certes, cette électricité pourrait être acheminée dans d’autres territoires, où la demande est plus forte (ou la production plus faible), mais il faudrait pour cela augmenter la capacité des lignes à haute-tension, pour des coûts très élevés, et peu rentables, car cette surproduction ne se produit qu’entre “200 et 300 heures par an”, selon Christian Poumarède, attaché de direction chez RTE.

Un robot pilote automatiquement le stockage et le déstockage des batteries, pour assurer la stabilité du réseau

Dès lors, la solution idoine est de stocker cette électricité, “le temps qu’une capacité se libère dans la ligne”, détaille Mathieu Pafundi, chef de projet chez RTE. Il ne s’agit pas ici d’un stockage de longue durée saisonnier (comme dans le cas de fermes de batteries dans des déserts équipés de panneaux photovoltaïques, où l’électricité produite en été est stockée pour être utilisée en hiver), mais d’un stockage sur quelques heures.

Ces unités de stockage donne donc une soupape de sécurité à la production électrique, et évitent un engorgement. Ringo est présenté par RTE comme une « première mondiale », non à cause de la taille du dispositif (des unités de stockage bien plus importantes sont déjà en service ailleurs dans le monde), mais par son système de pilotage.

Ringo dispose en effet d’une plateforme smart grid, où une intelligence artificielle et un robot décident, en fonction de signaux envoyés par les producteurs d’électricité (déterminant la production électrique en temps réel) et le réseau de distribution (déterminant la consommation électrique en temps réel), quand les batteries doivent être chargées et quand elles doivent être déchargées.

Baptisé NAZA (Nouveaux automates de zones adaptatifs), ces robots pilotent donc automatiquement le stockage et le déstockage, en moins d’une seconde, en fonction des besoins du réseau, pour maintenir l’équilibre entre production et consommation.

L’expérimentation durera trois ans, et s’intègre dans les recherches de RTE pour améliorer le pilotage des énergies renouvelables, et ainsi pouvoir augmenter leur part dans le mix électrique sans risque pour la sécurité d’approvisionnement et la stabilité de tension du réseau.

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Etats-Unis : le New Jersey valide deux nouveaux parcs d’éolien en mer, pour un total de 2,66 GW

2 juillet 2021 à 07:51
etats-unis new jersey deux parcs eolien en mer - L'Energeek

Après avoir approuvé le principe d’un parc éolien en mer de 1,1 GW au large de ses côtes en 2019, l’Etat du New Jersey, aux Etats-Unis, valide deux nouveaux projets, ce 30 juin 2021 : l’un de 1,15 GW, porté par Ørsted, déjà opérateur du premier parc, et l’autre de 1,51 GW, mené par Atlantic Shores, une co-entreprise détenue par Shell et EDF. Mais le projet doit encore être approuvé par l’autorité fédérale, et faire face à l’opposition d’associations de pêcheurs et de riverains.

Le New Jersey valide deux parcs d’éolien en mer, opérés par le danois Ørsted et une co-entreprise détenue par Shell et EDF

Pour sa transition énergétique, le New Jersey mise sur l’éolien en mer. Situé sur la côte Est des Etats-Unis, juste en dessous de New-York, cet Etat avait déjà approuvé, en 2019, la construction d’un parc de 1,1 GW au large de ses côtes. Le projet Ocean Wind 1, porté par le groupe danois Ørsted, comporte 92 turbines au large de Cape May et du sud du New Jersey. Il est dans l’attente d’une validation fédérale, qui devrait survenir d’ici juin 2023.

Ce 30 juin 2021, le Board of Public Utilities (PBU : « conseil des services publics ») du New Jersey a approuvé deux nouveaux parcs éoliens en mer, pour un total de 2,66 GW de puissance installée supplémentaire. Le premier, baptisé Ocean Wind 2, opéré également par Ørsted, consiste en l’installation de 82 turbines de 14 MW, toujours au large de Cape May, pour un total de 1,15 GW.

Le second a été attribué à Atlantic Shores Offshores Wind, une co-entreprise détenue par Shell New Energies US et EDF Renouvelables. Atlantic Shores a proposé au PBU du New Jersey plusieurs projets d’installation d’éoliennes en mer. Le plus important disposait d’une puissance totale de 2,3 GW. Au final, le PBU a validé un projet de 110 éoliennes de 13,6 MW, pour un total de 1,51 GW.

« Nous sommes ravis de poursuivre notre projet et de pouvoir ainsi tenir notre engagement de fournir une énergie propre et renouvelable, ainsi que des emplois bien rémunérés au New Jersey pour les années à venir », a déclaré Joris Veldhoven, directeur commercial d’Atlantic Shores. Il a insisté sur la formation des travailleurs locaux et la mise en place de l’ensemble de la chaîne d’approvisionnement sur le territoire du New Jersey.

Une mise en service attendue à horizon 2027-2028

Ces deux nouveaux parcs devraient fournir de quoi alimenter en électricité 1,1 millions de foyers, faisant du New Jersey un des leaders nord-américains de l’éolien offshore, aux cotés notamment de l’Etat de New York et du Massachussetts. Pour autant, ces deux parcs doivent encore obtenir une autorisation fédérale, et les chantiers ne devraient pas démarrer avant mi-2023, pour une mise en service attendue entre 2027 et 2028.

Ces projets vont également devoir faire face à l’opposition des pêcheurs locaux et des riverains. L’industrie de la palourde, une des plus florissantes du New Jersey, craint en effet que les éoliennes ne gênent son activité. Les deux principales critiques sont la présence des câbles sous-marins, qui vont interdire la pêche dans certaines zones, et les itinéraires plus long que vont imposer la présence d’éoliennes. Certains pêcheurs estiment que la durée de pêche pourrait être majorée de 50%.

Certains résidents se plaignent également de l’impact sur le paysage de ces éoliennes, notamment au large de Long Beach : « Le projet proposé sera le projet éolien moderne le plus visible au monde et apparaîtra comme un « mur » massif de structures industrielles sur toute la longueur de Long Beach Island. Cet effet visuel aura de graves répercussions socio-économiques négatives sur le tourisme, les locations et la valeur des propriétés de l’île »,détaille Bob Stern de la Long Beach Island Coalition for Wind Without Impact dans une lettre au BPU.

Sur ces oppositions, le BPU se montre raisonnablement optimiste : “Nous avons travaillé en étroite collaboration avec tous les segments pour garantir le fait que nous ne détruisons pas la vie naturelle là-bas. Nous avons rencontré et rencontré constamment les pêcheurs récréatifs et commerciaux. Nous avons également rencontré l’industrie du transport maritime pour nous assurer que les turbines ne perturbent pas le trafic », défend le président du BPU, Joseph Fiordaliso.

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Biomasse-énergie : l’Union Européenne surestime ses capacités de production pour 2050

30 juin 2021 à 07:32
biomasse energie union europeenne surestime capacites 2050 - L'Energeek

D’après un rapport du cabinet de conseil Material Economics, remis à la Commission Européenne ce 29 juin 2021, l’Union Européenne surestime considérablement ses capacités à produire de la biomasse-énergie, par ses forêts et cultures végétales, pour atteindre la neutralité carbone en 2050.

L’Union Européenne a « considérablement surestimé » le poids de la biomasse-énergie dans son scénario de neutralité carbone 2050

La biomasse-énergie pose question. De toutes les énergies renouvelables, c’est la plus critiquée, pour ses effets pervers potentiels sur la biodiversité, la pression sur les terres disponibles, et ses émissions de gaz à effet de serre – même si ce dernier point est à nuancer : un arbre, de sa plantation à sa combustion, capture autant de carbone qu’il n’en émet, les émissions nettes sont dues essentiellement à sa coupe et à son transport.

Ce 29 juin 2021, le cabinet de conseil Material Economics a remis à la Commission Européenne une étude sur la place de la biomasse-énergie dans les scénarios de neutralité carbone de l’Union Européenne à horizon 2050.

La principale conclusion de ce rapport est que le stock de biomasse, forestière et végétale, que l’Union ambitionne d’atteindre annuellement à cette date pour produire de l’énergie verte, est parfaitement irréaliste. « L’Europe a considérablement surestimé » ses capacités en la matière, estiment les auteurs du rapport.

D’après le cabinet, le chiffre avancé par l’Union dépasse de 50 à 100% l’offre qu’il sera possible de déployer à cette date sans provoquer une pression intenable sur les forêts et des conflits sur l’utilisation des terres. L’étude estime ainsi que les prévisions de Bruxelles imposeraient d’utiliser entre 350 000 et 400 000 km2 supplémentaire pour la production de biomasse-énergie.

Le cabinet Material Economics propose un scénario plus modeste et réaliste

Or, les forêts d’Europe font déjà l’objet d’une exploitation intensive, si bien que la marge disponible pour augmenter la production est « extrêmement limitée ». Entre 2002 et 2019, la consommation de végétaux pour produire des bioénergies a en effet augmenté de 150%.

Qui plus est, le prix du bois est globalement en hausse, ce qui rend son utilisation pour produire de l’énergie de plus en plus coûteuse. Le rapport estime que le coût de la production d’énergie à partir de la biomasse pourrait dépasser de 70% à 100% celui de l’éolien ou du photovoltaïque en 2050.

Certes, cette production d’énergie présente l’avantage d’être pilotable. Pour autant, l’étude estime que l’utilisation de l’énergie tirée de la biomasse doit être « extrêmement sélective » et « concentrée sur quelques niches ». Material Economics pointe notamment le chauffage industriel, l’aviation et le transport maritime.

Dans tous les autres cas, « la biomasse est bien plus utile pour des usages matériels que lorsqu’elle est brûlée », pointe l’étude, qui met en avant plusieurs secteurs à haute valeur ajoutée, comme la construction, le textile et la chimie.

En conclusion, l’étude propose à la Commission Européenne un scénario plus réaliste, avec une croissance de production de biomasse de 20% d’ici 2050, tous secteurs d’activité confondus. En optimisant cette production, les experts estiment possible de limiter les besoins en nouvelles surfaces disponibles. Ils oscillerait, dans ce scénario, entre une hausse de 50 000 km2 et une baisse de 50 000 km2 des terres dédiées à la biomasse dans l’Union Européenne. Cette option permettrait par ailleurs d’économiser jusqu’à 33 milliards d’euros, à investir dans d’autres énergies renouvelables.

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Airbus, Air Liquide et ADP : ensemble pour promouvoir l’hydrogène dans l’aviation

28 juin 2021 à 17:35
Airbus, Air Liquide et ADP : ensemble pour promouvoir l'hydrogène dans l'aviation

Le 21 juin dernier, Airbus, Air Liquide et le groupe Aéroports de Paris (ADP) ont signé un accord stratégique. Ensemble, ils comptent déployer des solutions hydrogène au sein des aéroports dès 2035. Ce partenariat doit ouvrir la route à l’avion à hydrogène. Cette solution doit permettre de réduire l’empreinte carbone de l’aviation civile.

France : l’aviation structure sa filière hydrogène

Ce sont trois des principaux acteurs du marché de l’aviation civile en France. Airbus, Air Liquide et ADP viennent d’envoyer un signal fort en signant, lundi 21 juin dernier, un accord autour du développement de l’hydrogène dans l’aviation. Ensemble, ils “entendent combiner leurs expertises respectives pour accompagner la décarbonation du transport aérien et définir les besoins concrets et les opportunités qu’apporte l’hydrogène au secteur aéronautique”.

Plus concrètement, l’accord entre les trois groupes visent à créer des synergies financières et techniques. Il s’agit de faciliter le déploiement d’avions à hydrogène d’ici à 2035. Airbus, Air Liquide et ADP vont conjointement financer des études en ingénierie. Elles dessineront les infrastructures aéroportuaires de demain, en incluant les contraintes liées à l’usage de l’hydrogène. Le partenariat porte aussi sur le développement d’un nouveau modèle d’avion à hydrogène.

L’enjeu est donc de taille. Les trois entreprises tricolores espèrent concrétiser les espoirs portés par l’hydrogène dans le domaine de l’aviation. Il s’agit aussi de structurer une filière hydrogène aéronautique porteuse d’avenir, aussi bien matière d’emplois que de débouchés financiers. Car l’hydrogène dans l’aviation est un sujet qui intéresse de nombreux pays, à commencer par la France. L’année dernière, le gouvernement français avait annoncé son intention de mobiliser 1,5 milliards d’euros dans les deux années à venir pour soutenir le développement d’un avion neutre en carbone.

Transition énergétique : le secteur aéronautique sommé de se verdir

Le sujet de l’hydrogène dans l’aviation n’est pas nouveau. Mais ces dernières années, il revient avec plus de force, et il est passé du statut d’idée non viable à celui de véritable alternative aux carburants conventionnels. La faute à un cadre réglementaire mondial qui tend à devenir plus contraignant. Et le retour des Etats-Unis dans l’Accord de Paris montre bien que la crise sanitaire n’a pas fait oublier le but de la transition énergétique. Par ailleurs, les campagnes de “flight shaming” ont largement contribué à faire la mauvaise publicité de l’empreinte carbone de l’aéronautique.

La décarbonation du secteur aérien est donc devenue une priorité. Antoine Bouvier, le directeur de la stratégie d’Airbus, précise : “Lancer dès maintenant l’introduction de l’hydrogène dans les aéroports parisiens est un signal fort qui démontre la volonté de tout un écosystème de rendre possible la décarbonation du secteur aérien et l’atteindre de nos objectifs de réduction des émissions.” De fait, Airbus maintient son objectif de commercialiser le premier avion commercial à émission nulle d’ici 2035. ADP, qui s’intéresse aussi activement aux carburants alternatifs dans l’aviation, parie sur le déploiement d’infrastructures à hydrogène sur les aéroports de Paris-Charles de Gaulle et Paris-Orly.

Pour Matthieu Giard, le directeur des activités Hydrogène chez Air Liquide, il s’agit désormais de concrétiser les ambitions annoncées. Il souligne : “Air Liquide a récemment annoncé des engagements ambitieux visant la neutralité carbone d’ici 2050. Il faut à présent passer aux actes, accélérer le développement de la filière hydrogène et préparer l’avenir.”

Hydrogène dans l’aviation : à quoi ressemblera l’avenir ?

Dans un premier temps, le partenariat entre Airbus, Air Liquide et ADP vise à définir des scénarios qui serviront de feuille de route pour déployer l’avion à hydrogène de demain dans les aéroports. Ces cas d’études devront lister les infrastructures nécessaires, leur dimensionnement et leur implantation sur les sites. Il s’agira notamment de prévoir les sites de stockage de l’hydrogène dans le respect des contraintes de sécurité des aéroports.

Airbus a déjà schématisé son propre “Hub Hydrogène” pour les aéroports. Le concept repose sur une intégration de l’hydrogène à tous les niveaux de l’aéroport. Le but est d’avoir des unités de production proches du site pour faciliter la logistique. L’hydrogène sert ainsi à alimenter les avions à hydrogène. Mais il s’intègre aussi dans une logique plus large, en alimentant les véhicules présents sur le site, les transports, des industries locales… Il pourrait même servir pour le chauffage et la production d’énergie afin d’alimenter des bâtiments de l’aéroport.

Cette idée d’une intégration à large spectre se retrouve dans la vision défendue par Air Liquide. Comme l’explique Matthieu Giard : “Un aéroport n’est pas hors-sol, il s’inscrit dans un territoire et permet de construire des infrastructures pour produire de l’hydrogène en grande quantité et mutualiser les besoins pour d’autres usages de mobilité au-delà de l’aéroport.”

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Le Sénégal s’équipe d’une usine flottante de regazéification du GNL

23 juin 2021 à 07:21
senegal usine flottante regazeification gnl - L'Energeek

Ce 22 juin 2021, la SENELEC, société nationale d’électricité du Sénégal, a indiqué que l’usine flottante de stockage et de regazéification de Karmol était arrivé au Sénégal : elle permettra d’alimenter en gaz naturel la centrale électrique flottante de Karpowership, en service depuis 2019 dans les eaux sénégalaise.

L’usine flottante de regazéification est arrivée dans les eaux du Sénégal

Le Sénégal continue de s’équiper pour convertir sa production d’électricité thermique. Le pays veut en effet remplacer ses centrales au pétrole trop polluantes par leurs équivalents au gaz naturel. Dans ce but, le pays avait mis en service en août 2019 d’une centrale électrique flottante au gaz naturel, plus rapide et moins coûteuse à mettre en place qu’une unité terrestre traditionnelle. Elle a été fournie par le groupe turc Karpowership, spécialiste de cette technologie, qui a déjà équipé huit pays africains de centrales flottantes au gaz.

Arrivée de la Centrale Flottante à Dakar #KARPOWERSHIP
Renforcement Capacité de Production 120 MW
Transition GAZ_2_POWER#Senelec #Kebetu #Energie#Karpowership pic.twitter.com/8bFt5MGweO

— SENELEC L'officiel (@Senelecofficiel) October 2, 2019

La centrale flottante du Sénégal, d’une puissance originelle de 120 MW, a été depuis portée à 235 MW. L’électricité produite est ensuite injecté dans le réseau national géré par la Société nationale d’électricité du Sénégal (SENELEC), et fournit environ 15% des besoins électriques du pays.

Ce 22 juin 2021, pour compléter cet équipement, la SENELEC a annoncé que Karmol, une co-entreprise fondée en 2019 par Karpowership et le japonais Mitsui OSK Lines, avait livré la première unité flottante de stockage et de regazéification (Floating Storage and Regasification Unit, FSRU) du Sénégal.

L’équipement est arrivé dans les eaux sénégalaises, et a été installé à proximité de la centrale flottante. Ce FSRU permet de réceptionner en mer du gaz naturel liquéfié (GNL), de le ramener à l’état gazeux et de le stocker. Il peut ensuite alimenter, via un gazoduc de taille modeste, la centrale électrique flottante de Karpowership.

Un atout pour valoriser les réserves de gaz naturel offshore et réussir la transition énergétique du Sénégal

La plateforme de Karmol mesure 272 mètres de long, pour une capacité de 125 470 mètres cubes de gaz. Elle a été construite par la société Sembcorp Marine à Singapour. « Ce projet vise à fournir une énergie fiable, abordable et plus propre », a commenté la SENELEC. Le premier ravitaillement en GNL de l’usine sera effectuée par Shell, en juillet 2021.

Le Sénégal a découvert en 2019 plusieurs gisements offshore de pétrole et de gaz naturel au large de ses côtes. Leur exploitation devrait permettre de produire du GNL, et d’alimenter directement l’usine de regazéification de Karmol.

Le Sénégal ambitionne de devenir un leader de la transition énergétique dans l’Afrique de l’Ouest. Outre la conversion de ses centrales électriques au gaz, le Sénégal s’est donné l’objectif d’atteindre les 20% de renouvelables dans son mix électrique.

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Radar militaire et amendement au Sénat : vent contraire pour l’éolien en France

22 juin 2021 à 11:15
eolien radars militaires senat vent contraire france - L'Energeek

Ce 18 juin 2021, le gouvernement a durci les règles d’implantation d’un parc éolien en France : le périmètre imposant l’autorisation du Ministère des Armées passe ainsi de 30 à 70 kilomètres d’un radar militaire. Le même jour, le Sénat a voté un amendement à la Loi Climat, qui donnerait un droit de veto aux communes sur l’implantation d’un parc éolien.

Le périmètre interdisant d’implanter une éolienne autour d’un radar militaire étendu à 70 kilomètres

L’éolien est certes l’un des fers de lance de la transition énergétique française, en témoigne sa place centrale dans la dernière Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE). Le gouvernement s’est notamment donné l’objectif de doubler le parc éolien terrestre français en 7 ans. Mais la filière éolienne française connait actuellement une zone de turbulence, contestée publiquement, et freinée par des décisions gouvernementales.

Ce 18 juin 2021, le gouvernement a ainsi officialisé un changement de réglementation sur l’implantation d’un parc éolien à proximité d’un radar militaire. Jusqu’ici, les projets de parc dans un rayon de 30 kilomètres autour d’un radar devaient obtenir l’aval du Ministère des Armées pour être autorisés. Désormais, cette zone est étendue à 70 kilomètres.

Pour tout projet éolien dans ce périmètre de 70 kilomètres, les services du Ministère des Armées étudieront la disposition des éoliennes par rapport aux radars, la nature du relief et la “faisabilité du projet au regard de la gêne occasionnée sur le radar ainsi que des exigences de sécurité nationale en matière de posture permanente de sûreté”, avant de donner ou non leur accord. Les projets à moins de 5 kilomètres d’un radar demeurent interdits.

Cette mesure a fait l’objet d’une passe d’arme musclée entre le Ministère de la Transition Ecologique, favorable au statu quo, et celui des Armées, qui mettait en avant les risques de brouillage des radars par les éoliennes. Matignon a arbitré en faveur de ce dernier, en incluant toutefois une clause de revoyure : dans six mois le gouvernement fera le point sur les projets éoliens concernés par cette nouvelle réglementation, et si l’impact est trop important, la règle pourrait être changée.

Le Sénat adopte un amendement sur un veto des communes sur les parc éoliens… que l’Assemblée Nationale devrait retoquer

Ce même 18 juin 2021, le Sénat, en plein examen de la future Loi Climat, adoptait un amendement qui limiterait grandement les possibilités d’extension de l’éolien en France. Il prévoit en effet un droit de veto des communes pour l’implantation d’un parc éolien. Là encore, le débat a donné lieu à une opposition enflammée entre les sénateurs LR, porteurs de l’amendement, et leurs homologues écologistes.

« L’implantation d’éoliennes pose un problème majeur d’acceptabilité. Peut-être parce qu’on n’a pas suffisamment expliqué qu’il y avait une pollution lumineuse, sonore, un impact sur les couloirs de migration des oiseaux, que dans le calcul de l’amortissement de l’éolien, on n’avait pas pris assez en compte le recyclage de l’éolienne et du béton », a défendu le sénateur LR Etienne Blanc.

« Donc le Sénat, qui a longtemps été considéré comme Jacobin, […] est tout à coup saisi d’une frénésie de municipalisme libertaire ! C’est assez nouveau », a répliqué avec ironie Ronan Dantec, sénateur écologiste de Loire-Atlantique. Il estime qu’avec une telle logique, aucun équipement d’intérêt national ne pourrait plus être implanté : « derrière, vous n’aurez plus de méthanisation, de deux fois deux voies, ou plus jamais de centrale nucléaire… », poursuit-il. « Ce genre d’amendement met à terre toute stratégie énergétique. Ce n’est pas sérieux et vous le savez. Ce type d’amendement répond à l’air du temps », conclue Ronan Dantec.

Présente en séance, la Ministre de la Transition Ecologique Barbara Pompili a reconnu qu’il fallait améliorer l’acceptabilité des éoliennes via davantage de concertation en amont, notamment en impliquant les populations locales. Elle a annoncé qu’elle allait demandé aux préfets de réaliser une cartographie par département des sites éoliens possibles, et imposé une « déclinaison par région de nos objectifs de programmation pluriannuelle de l’énergie ». Mais elle s’est déclaré opposé au principe du veto, préférant la concertation à “un verrou”. Sa voix devrait être suivie par l’Assemblée Nationale, qui devrait, en toute logique, annuler cet amendement.

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Le port d’Anvers va s’équiper de la plus grande station à hydrogène du monde

10 juin 2021 à 11:16
port anvers plus grande station hydrogene monde - L'Energeek

La société Cummins a annoncé, ce 9 juin 2021, qu’elle allait installer d’ici la fin de l’année 2021 une vaste station à hydrogène sur le port d’Anvers. Multimodale, elle permettrait de fournir de l’hydrogène produit sur place à des navires, voitures, camions, bus, mais aussi à des clients industriels. L’objectif de Cummins est d’assurer la production à partir d’électricité renouvelable, pour garantir une fourniture d’hydrogène vert.

Cummins va installer une station à hydrogène mulitmodale de 20,4 MW sur le port d’Anvers

Cummins est une entreprise spécialisée dans l’installation de station-service à hydrogène, le plus souvent produit sur place grâce à un électrolyseur. Le groupe a déjà équipé une soixantaine de ces stations-services dans le monde, et travaille à décarboner au maximum l’électricité nécessaire à leur fonctionnement, en s’alimentant avec des énergies renouvelables (éolien, photovoltaïque, hydro-électricité), conformément à l’objectif du groupe d’atteindre la neutralité carbone en 2050.

Ce 9 juin 2021, Cummins a annoncé la construction sur le port d’Anvers, d’ici la fin de 2021, de la future plus grande station-service à hydrogène multimodale du monde. La station sera composée de 17 électrolyseurs PEM Cummins, d’une puissance nominale de 1,2 MW, pour un total de 20,4 MW. La station pourra produire plus de 8 tonnes d’hydrogène par jour. Cela correspond à la consommation de 950 kilomètre de 325 poids-lourds.

Ships, cars and H2 – oh my! Antwerp, Belgium, will be equipped with @Cummins electrolyzers to power the world’s first hydrogen refueling station supplying green hydrogen directly to ships, cars, trucks and industrial customers. Learn more: #GenerationH

— Cummins Inc. (@Cummins) June 7, 2021

La station sera conçue pour permettre un accès rapide et efficace aux véhicules, avec une distribution à 700 bars pour les voitures et 350 bars pour les bus et les camions. Le site disposera par ailleurs de deux quais pour remorques, pour permettre l’accès à des camions-citernes à hydrogène, afin de transporter la production excédentaire vers d’autres lieux, en particuliers des clients industriels.

Le port d’Anvers, locomotive du développement européen des piles à combustible

La station à hydrogène d’Anvers fournira donc aussi bien des transporteurs que des particuliers ou des industriels. Elle s’intègre dans la volonté du port d’Avers d’appuyer sa décarbonation sur l’hydrogène. Le port devrait par exemple mettre en service Hydrotug, le premier bateau remorqueur à pile à combustible du monde dans le courant de l’année 2021. Disposant d’une motorisation mixte, hydrogène-diesel, le bateau devrait utiliser 85% d’hydrogène dans un usage classique.

Le Port d’Anvers souhaite donner aux piles à combustible toutes les chances de réussite et s’engage activement comme locomotive de leur développement au niveau européen. L’écosystème de la plateforme portuaire anversoise constitue un terrain d’essai idéal à grande échelle. Nous donnons l’exemple et espérons ainsi inspirer d’autres ports à prendre la même voie”, avait déclaré la responsable du port, Annick De Ridder, en 2019, à l’annonce du projet.

Cummins veut s’appuyer sur la production d’électricité renouvelable locale, notamment les excédents de production éolienne ou photovoltaïque, pour alimenter cette future station en hydrogène vert.

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Le Canada investit dans la modernisation de son réseau électrique et les EnR

4 juin 2021 à 11:43
canada investit modernisation reseau electrique enr - L'Energeek

Ce 2 juin 2021, le gouvernement fédéral du Canada a officialisé un vaste plan d’investissement de 964 millions de dollars canadiens (656 millions d’euros), afin de moderniser son réseau électrique et développer des projets d’énergies renouvelables, pour répondre aux défis climatiques en cours. Pilotage des réseaux électriques et stockage permettront notamment d’accueillir davantage d’électricité renouvelable sur les réseaux.

Au Canada, le gouvernement investit 964 millions de dollars pour les EnR et la modernisation du réseau électrique

Le Canada entend accélérer sa transition énergétique, et le gouvernement fédéral veut s’en donner les moyens. Ce 2 juin 2021, durant un forum virtuel organisé par l’Association Canadienne de l’Electricité, le ministre fédéral des Ressources naturelles, Seamus O’Regan Jr., a lancé un plan d’investissement de 964 millions de dollars canadiens (656 millions d’euros), pour soutenir des projets d’énergies renouvelables et de modernisation du réseau électrique.

Baptisé Programme des énergies renouvelables intelligentes et de trajectoires d’électrification (ERITE), ce plan se donne pour objectif de réduire « de façon importante les émissions de gaz à effet de serre en favorisant le remplacement de l’électricité produite à partir de combustibles fossiles par des énergies de sources renouvelables qui peuvent fournir des services de réseau essentiels tout en appuyant la transition équitable du Canada vers une économie basée sur une électricité propre », selon le communiqué de présentation.

Dans le détail, ce programme offrira des financements directs à des projets de trois types. D’abord les énergies renouvelables « établies » : énergie photovoltaïque, énergie éolienne terrestre, petites centrales hydroélectriques… Ensuite les technologies émergentes : géothermie, énergie marémotrice, stockage d’énergie… Enfin la modernisation du réseau électrique : micro-réseaux, centrales électriques virtuelles, équipements et logiciels permettant la fourniture de services de réseau, solutions smart grids, pilotage à distance de la consommation ou de la production…

Renforcer « la capacité de notre réseau à exploiter l’énergie renouvelable » et améliorer « sa fiabilité et sa résilience »

En effet, les énergies renouvelables intermittentes peuvent poser des problèmes de stabilité au réseau électrique, en déséquilibrant le rapport entre la production et la consommation. Soit par des pics de production dans des périodes de consommation peu importante, soit par des pics de consommation auxquels la production ne peut répondre.

La modernisation du réseau électrique et les solutions de stockage peuvent permettre de répondre à ce défi, et assurer tout à la fois l’approvisionnement électrique et la stabilité du réseau électrique. Pour maintenir la tension constante, la production et la consommation doivent en effet être équivalentes à tout moment.

Cette modernisation est indispensable au verdissement d’un mix électrique canadien encore très largement carboné. « Notre nouveau programme Énergies renouvelables intelligentes et trajectoires d’électrification renforcera la capacité de notre réseau à exploiter l’énergie renouvelable et améliorera sa fiabilité et sa résilience. Les Canadiens auront donc accès à un approvisionnement en électricité plus propre et plus fiable. Voilà comment nous atteindrons la neutralité carbone d’ici 2050 », conclue ainsi Seamus O’Regan Jr.

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Renouvelables : la Suisse va-t-elle installer éoliennes et panneaux photovoltaïques dans les Alpes ?

1 juin 2021 à 07:14
suisse eoliennes panneaux photovoltaiques alpes - L'Energeek.jpg

En pleine réflexion sur l’évolution de son mix énergétique et sur sa dépendance à ses voisins durant le creux de production hydraulique en hiver, la Suisse envisage d’installer des éoliennes et des panneaux photovoltaïques dans les Alpes. C’est ce que suggère une étude publiée ce vendredi 28 mai 2021 par des chercheurs suisses.

Suisse : un mix électrique qui fait la part belle l’hydro-électricité, et rend le pays dépendant à ses voisins en hiver

Les Alpes suisse vont-elles se couvrir d’éoliennes et de panneaux photovoltaïques ? C’est la solution pour laquelle militent des chercheurs de l’Ecole polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL), dans une étude publiée ce vendredi 28 mai 2021, en collaboration avec l’Institut Institut WSL pour l’étude de la neige et des avalanches.

Le mix électrique suisse repose en effet largement sur l’hydro-électricité, qui représente en 2020 58,1% de la production totale d’électricité du pays. Le nucléaire a fourni 32,9% de l’électricité suisse, le solde de 9% étant couvert majoritairement par les nouveaux renouvelables (éolien, photovoltaïque, biomasse) et, secondairement, par les centrales thermiques à combustible fossile.

La Suisse dispose donc d’un mix électrique très peu carboné, mais il est fortement dépendant de l’hydro-électricité, dont la production peut varier, non seulement d’une année sur l’autre, mais aussi au cours de l’année. La production est ainsi plus faible en hiver, période de plus forte consommation. La Suisse est donc contrainte d’importer de l’électricité en hiver, et / ou de faire tourner ses centrales thermiques à plein régime.

Vers une installation massive d’éoliennes et de panneaux solaires dans les Alpes ?

Pour répondre à cette problématique et atteindre la neutralité carbone via une électrification des usages, l’étude de l’EPFL envisage une large installation de nouveaux renouvelables dans les Alpes (75% d’éoliennes, 25% de panneaux photovoltaïques).

En effet, l’ensoleillement est souvent fort dans les Alpes en hiver, assurant une bonne efficacité énergétique à des panneaux photovoltaïques. Contre-intuitive, l’idée est validée par les chercheurs : “Notre étude confirme qu’il y a une vraie opportunité, y compris économique, à installer des panneaux solaires dans les Alpes”, pointe le professeur Michael Lehning, co-auteur de l’étude. Concernant l’éolien, c’est le Jura suisse que les chercheurs plébiscitent, 40% des éoliennes de leur modèle y étant installé.

L’étude suppose l’installation d’unités de stockage en complément des centrales éoliennes et photovoltaïques alpines, et elle prend en compte la topographie de la Suisse, ses microclimats, la production hydraulique et les échanges d’énergie avec les pays limitrophes. Elle s’appuie sur le réseau électrique tel qu’il devrait être en 2025. Ce modèle permettrait de réduire de 80% la dépendance électriques de la Suisse à ses voisins et aux centrales thermiques en hiver.

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Etats-Unis : la côte Est parie sur les énergies renouvelables

28 mai 2021 à 14:06
Etats-Unis : la côte Est parie sur les énergies renouvelables

La Californie est toujours citée en exemple comme un état pionnier dans le développement des énergies renouvelables. Mais les états de la côte Est n’ont pas dit leur dernier mot. Les projets d’énergies renouvelables se multiplient sur la côte Est. Plusieurs états se mobilisent et investissent pour verdir leur mix électrique. L’impulsion de la nouvelle administration fédérale se fait sentir depuis l’investiture de Joe Biden. Et même les partenaires privés investissent dans les énergies propres.

L’état de New-York se tourne vers l’énergie solaire

Le 22 avril dernier, le gouverneur de l’état de New-York, Andrew Cuomo, avait convié la presse pour présenter une ambitieuse feuille de route. L’état de New-York compte déployer pas moins de vingt nouveaux projets d’énergies renouvelables d’ici la fin d’année 2021. Les nouvelles infrastructures permettront à l’état d’augmenter rapidement la part d’énergies vertes dans son mix électrique. Ces projets énergétiques sont le fruit d’un partenariat entre les pouvoirs publics et les investisseurs privés. L’état de New-York a signé des accords avec Goldman Sachs Renewable Power Group et CS Energy, deux entreprises spécialisées dans l’énergie solaire. Au total, les deux compagnies vont participer à hauteur de 1,5 milliard de dollars dans le financement des nouveaux projets.

Jusqu’à présent, l’énergie solaire n’était pas une priorité pour l’état de New-York. L’état avait préféré orienter ses investissements vers d’autres sources d’électricité bas-carbone. En 2020, son mix électrique s’est réparti comme suit : 44% de gaz naturel, 31% de nucléaire, 19% d’hydroélectricité, 3% d’éolien, 1% de charbon et 1% d’énergie solaire.
Mais le gouverneur Cuomo souhaite diversifier les sources d’approvisionnement. Et le solaire est pour lui un levier prioritaire. Il compte d’ailleurs inaugurer une trentaine de nouvelles centrales solaires d’ici 2030. Le projet le plus ambitieux est la centrale solaire flottante de Long Island. Elle doit entrer en fonction fin 2022 et elle sera la plus grande du pays, capable d’alimenter 50 000 foyers en électricité.

La côte Est des Etats-Unis : un énorme potentiel pour l’éolien offshore

Si l’état de New-York met le cap sur l’énergie solaire, d’autres états de la côte Est s’orientent désormais vers l’éolien offshore. Le front de mer Atlantique présente un fort potentiel pour développer des parcs d’éoliennes offshore. Et les projets se multiplient depuis quelques mois. Cet élan est fortement soutenu par la Maison Blanche. L’administration fédérale vient de donner son accord, début mai, pour le projet Vineyard Wind.

Ce futur parc éolien en mer sera déployé au large du Massachusetts, dans l’île de Martha’s Vineyard. Le projet Vineyard Wind va installer 84 éoliennes offshore, pour une puissance cumulée de 800 MW. Dès 2023, il fournira de l’électricité verte à 400 000 foyers de la côte. Il s’agira du second parc éolien offshore des Etats-Unis. Le premier est également déployé sur la côte Est, au large de l’état de Rhode Island.

Eolien offshore : match à distance entre la côte Est et la côte Ouest

La Maison Blanche a décidé de faire de l’éolien offshore une priorité dans le secteur des énergies renouvelables. Pour les dix prochaines années, l’état fédéral investira chaque année 12 milliards de dollars pour soutenir des projets d’éolien en mer. Ce budget est à partager entre la côte Ouest et la côte Est. Et cette dernière compte bien capter l’essentiel des financements pour assurer la réalisation de ses prochains projets d’envergure.

En plus du futur parc Vineyard Wind, la côte Est est actuellement le théâtre de plusieurs projets importants pour développer de l’éolien en mer. L’état de Virginie s’est associé à Dominion Energy pour mettre en service un parc à l’horizon 2026. La Caroline du Nord, le Delaware, le New-Jersey et le Maryland développent également des projets d’éolien offshore. A l’heure actuelle, les projets de la côte Est sont bien plus avancés que ceux évoqués sur la côte Ouest. Mais cette avance pourrait ne pas durer. La Maison Blanche vient d’identifier deux zones au nord de la Californie pour accueillir des parcs éoliens offshore.

Energies renouvelables sur la côte Est : un réseau électrique à repenser

Les Etats-Unis répartissent leur transport électrique sur trois grands réseaux nationaux. La côte Est dépend de l’interconnexion de la côte Est, qui couvre en fait une région très vaste. Ce réseau électrique alimente presque 50% du territoire américain. Il remonte jusqu’au territoire canadien pour assurer une partie de son approvisionnement. Et surtout, c’est le réseau électrique qui dessert le plus de points de livraison, à cause de la forte densité de population sur la côte Est des Etats-Unis.

La côte Est ne doit pas seulement déployer de nouvelles sources d’énergies vertes. Elle doit aussi faire face au défi de réaménager son réseau électrique. Un chantier titanesque qui implique la mise en place d’unités de stockage pour gérer les énergies intermittentes.

L’autre prochain défi sera aussi de déployer un modèle bas carbone qui réponde aux contraintes des grandes villes de la côte Est, telles que New-York. Dans ces agglomérations hyper énergivores, les autorités locales veulent privilégier les projets de production d’énergie locale. L’état de New-York a ainsi facilité la réglementation pour l’installation de panneaux solaires chez les particuliers et les commerçants. L’initiative semble porter ses fruits. Le 26 mai, la compagnie Starbucks a annoncé qu’elle allait investir 97 millions de dollars pour développer 23 projets solaires dans l’état ces prochaines années. Les panneaux solaires équiperont 24 000 locaux : des cafés Starbucks, mais aussi des petites entreprises, des associations, des écoles et même des églises.

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L’énergie en Afrique, grande oubliée du plan Net Zéro 2050 de l’AIE

27 mai 2021 à 16:16
L’énergie en Afrique, grande oubliée du plan Net Zéro 2050 de l'AIE

L’AIE vient de publier la feuille de route de son plan Net Zéro 2050 mais la question de l’énergie en Afrique est la grande absente des recommandations de l’Agence. La feuille de route doit servir à accompagner les décideurs politiques pour atteindre la neutralité carbone. Gel des investissements dans les énergies fossiles, développement des énergies vertes, déconsommation énergétique… Autant de sujets pertinents pour les pays développés. Mais ils sont loin de répondre aux problèmes africains. Alors que l’Afrique se bat pout le simple accès à l’énergie, le plan défendu par l’AIE semble bien loin de la réalité du continent.

Energie en Afrique : l’AIE oublie le défi de l’électrification

“La transition énergétique mondiale doit être inclusive, équitable et juste. Malheureusement, la feuille de route établie par l’AIE ne répond à aucune de ces exigences.” Le ton est donné. Jeudi 27 mai, la Chambre de l’Energie Africaine n’a pas manqué de réagir au plan Net Zéro présenté par l’AIE dans un communiqué on ne peut plus critique. En cause ? Le groupement des professionnels du secteur africain de l’énergie constatent un plan inadapté aux pays en développement. Pire : certaines recommandations de l’AIE pour l’énergie de 2050 vont à l’encontre des intérêts de l’Afrique. Elles oublient un peu vite les contraintes de la région.

Le plan de l’AIE repose en partie sur le fait que, d’ici 2030, la majeure partie de la population mondiale aura accès à des alternatives propres pour leur consommation énergétique. Mais en Afrique, l’heure n’est pas au choix : la priorité, c’est l’électrification. Le continent doit en premier lieu lutter contre la pauvreté énergétique. Encore 592 millions d’habitants n’ont pas accès à l’électricité sur le continent. Même l’Afrique du Sud, pays le plus développé du continent, est confronté à une situation électrique inextricable avec un réseau vieillissant et instable. Dans ce pays comme sur le reste du continent, il semble improbable que la situation évolue drastiquement dans les dix prochaines années.

Les nations africaines se sentent d’autant plus oubliées du projet de transition énergétique global qu’elles comptent parmi les pays les moins pollueurs au monde. Pour l’année 2020, le continent africain a émis sept fois moins de CO2 que la Chine à elle seule. Elles craignent également qu’un cadre énergétique de plus en plus contraignant ne freine encore leur développement industriel et économique.

Qui pour investir dans les énergies renouvelables en Afrique ?

A l’heure actuelle, le continent africain fait preuve d’un dynamisme inégal en matière de développement énergétique. A l’instar des disparités constatées au sein de l’Europe, tous les pays africains n’ont pas les mêmes priorités en matière de transition énergétique. Toutefois, les gouvernements sont largement mobilisés en faveur du développement de l’autonomie énergétique du continent. Et plusieurs pays investissent dans le domaine des énergies vertes. C’est notamment le cas du Maroc, qui développe sa production d’énergie solaire depuis plusieurs années maintenant.

D’après la feuille de route de l’AIE, la transition énergétique a avant tout besoin de plus d’investissements pour atteindre la neutralité carbone. L’AIE recommande de multiplier par cinq les investissements mondiaux pour développer les énergies vertes. Le budget total passerait donc de 1 000 milliards de dollars à 5 000. Mais là encore, les pays africains sont sceptiques quant à la capacité de financement de leur continent.

L’Afrique a du mal à capter les financements internationaux pour soutenir des projets liés aux énergies renouvelables. Les partenaires commerciaux qui s’intéressent à l’énergie en Afrique sont principalement présents pour les ressources fossiles : pétrole et gaz. Or, ces ressources fossiles sont aussi le principal levier de financement pour les états africains. Des leviers que le plan de l’AIE, qui prône un gel des investissements dans les énergies carbone, ne prend pas en compte. Comme le souligne la Chambre de l’Energie Africaine : “L’industrie pétrolière est la principale source de revenus de nombreuses nations africaines. Sans la poursuite de la production pétrolière […] leurs économies souffriront.”

L’ombre de la Chine plane sur le pétrole africain

L’avenir de l’économie fossile inquiète d’ailleurs particulièrement les pays africains. Le continent, dont les réserves fossiles sont importantes, attise l’intérêt de la Chine, dont les besoins énergétiques croissent chaque année. Cet intérêt se manifeste par la multiplication des investissements chinois dans des projets pétroliers sur plusieurs territoires africains : Angola, Guinée équatoriale, Nigéria, République Démocratique du Congo et Soudan. Dès 2008, un rapport du CAIRN constatait une relation de forte dépendance en train de s’installer entre la Chine et l’Afrique. “L’une des caractéristiques principales de la relation Chine-Afrique est la place prépondérante du commerce de matières premières africaines pour alimenter l’expansion économique chinoise.” Mais cette attention chinoise n’est pas nécessairement confortable pour les pays africains.

De fait, depuis dix ans, les investissements chinois dans le pétrole africain sont à la hausse. La Chine investit désormais dans une vingtaine de pays africains pour développer ses importations de pétrole. La Chambre de l’Energie Africaine constate que, dans les années à venir, “les gouvernements africains n’auront guère d’autre choix que de s’associer à la Chine”. Le rapport de la CEA va plus loin : “Dans ce scénario, la Chine deviendra l’entité la plus influente dans l’industrie pétrolière et gazière africaine. Et donner à la Chine un tel monopole est un jeu dangereux.”

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Agence internationale de l’énergie : une feuille de route à l’ombre du nucléaire et des renouvelables

27 mai 2021 à 10:56
agence internationale énergie nucléaire renouvelable - Energeek

Dans sa feuille de route rendue publique le 18 mai dernier, l’Agence internationale de l’énergie (IAE) s’est pleinement engagée en faveur de la décarbonation de l’énergie. Pour répondre aux ambitieux objectifs de limitation du réchauffement climatique, l’IAE prône une diminution drastique de la consommation en énergies fossiles et un recours bien plus prononcé aux énergies renouvelables et au nucléaire. Quelques mois avant la COP26, qui se tiendra à Glasgow entre le 1er et le 12 novembre, le plan stratégique de l’Agence internationale de l’énergie rappelle à chacun que le monde est encore très loin d’avoir pleinement mobilisé ses forces contre le réchauffement climatique.

La neutralité carbone, nouveau paradigme

Rien de nouveau dans les conclusions de l’IAE. La lutte contre le changement climatique est fondamentalement liée à la baisse drastique de nos émissions de gaz à effet de serre et, par extension, au moindre recours de nos sociétés aux sources fossiles d’énergie (pétrole, gaz, charbon). Insuffisant, cependant, pour atteindre la neutralité carbone, un équilibre harmonieux entre émissions de gaz à effet de serre d’origine humaine et leur retrait de l’atmosphère par des solutions artificielles ou non.

Pour y arriver, les experts appellent à développer massivement les puits naturels de carbone, comme les forêts, tout en investissant dans les solutions technologiques de captage de CO2. En parallèle, l’IAE appelle les gouvernements et les acteurs privés à renoncer à toutes les formes d’investissements financiers dans les énergies fossiles afin de couper court à leur croissance et, petit à petit, les rendre minoritaires par rapport aux sources d’énergies faiblement carbonées. Bref, plus un dollar ne doit être dépensé dans un puit pétrolier ou un champ gazier.

Deux actions qui, à terme, et dans les scénarios les plus volontaristes, devraient permettre d’atteindre la si désirée — et lointaine — neutralité carbone. « Nous avons réalisé ce rapport pour montrer aux décideurs que le secteur de l’énergie doit réaliser une transformation totale d’ici à 2050. Car, jusqu’ici, beaucoup d’entre eux l’ont mal compris » explique Fatih Birol, le directeur exécutif de l’IAE.

Plus de renouvelables, plus de nucléaire, moins de fossiles

Dans cette approche, les énergies renouvelables et le nucléaire sont au cœur du bouleversement énergétique qui devrait s’opérer. En effet, dans les trois scénarios présentés par l’IAE, le format « neutralité carbone » considère que la terre sera peuplée de deux milliards d’êtres humains supplémentaires, qu’une réduction de 8 % de la demande d’énergie aura lieu et, inversement, qu’un doublement de la demande en électricité sera constaté. L’efficacité énergétique et l’électrification des usages demeurent, selon l’IAE, au cœur de la transformation systémique de nos besoins en énergie.

Le mix énergétique est, de son côté, globalement simple. Et en accord avec le consensus scientifique. La part des énergies renouvelables connaît une hausse vertigineuse et est multipliée par huit pour atteindre 90 % de la production globale en 2050, contre 29 % aujourd’hui.

Ce n’est désormais plus une surprise, mais le nucléaire joue aussi un rôle central et voit ses capacités doubler, pour atteindre 10 % de la production globale. Dans ce scénario, les énergies fossiles connaissent une chute libre. La consommation de charbon baisse de 90 % et celle de pétrole de 75 %. Un processus qui ne peut cependant advenir qu’avec une électrification massive des modes de transport, notamment de la voiture et, dans une moindre mesure, de l’aérien et du transport maritime.

La recette, désormais bien connue, embrasse les différents scénarios envisagés par le GIEC, qui accorde cependant une place plus importante au nucléaire dans son approche de la lutte contre le réchauffement climatique. Pour l’IAE, la fin des fossiles représente un véritable changement de paradigme. « L’IAE tourne le dos à l’industrie des hydrocarbures qu’elle a longtemps soutenue. C’est un message très fort » affirme Marc-Antoine Eyl-Mazzega, chercheur à l’Institut français des relations internationales (IFRI), au journal Le Monde.

Coercition, incitation

Un panel de mesures coercitives est aussi réclamé par l’IAE, notamment l’interdiction des chaudières au fioul, la fin de la vente des voitures thermiques en 2035 ou, de manière plus incitative, le recours croissant aux véhicules électriques — supposés représenter 60 % des ventes en 2030 — et une rénovation thermique massive de l’habitat. Le coût de ces ensembles d’opérations ? 5 000 milliards par an d’ici à 2030, contre 2 000 milliards aujourd’hui. Mais, plusieurs études démontrent aujourd’hui, qu’en termes de lutte contre le réchauffement climatique, les coûts de l’action restent globalement inférieurs à ceux de l’inaction et du laisser-faire.

Mission impossible ? Non, selon Fatih Birol, qui jure que « la voie pour atteindre l’objectif est étroite, mais (qu)’il est toujours possible d’y parvenir ». Aux dirigeants politiques, désormais, de prendre leurs responsabilités.

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Le gouvernement valide le principe d’un parc éolien flottant au large de Belle-Île

25 mai 2021 à 07:48
gouvernement valide parc eolien flottant belle-ile - L'Energeek

Ce vendredi 21 mai 2021, le gouvernement a donné son feu vert au projet de parc éolien flottant situé au sud de l’île de Groix et à l’ouest de Belle-Île, en Bretagne. La procédure d’appel d’offre en cours peut donc se poursuivre. La France veut miser sur la technologie de l’éolien flottant pour atteindre ses objectifs d’installation d’éolien off-shore.

Feu vert du gouvernement pour le parc éolien flottant de Belle-Île-Groix

La décision ne faisait certes que peu de doute, mais, ce vendredi 21 mai, le gouvernement a officiellement validé le projet d’implantation d’un parc éolien flottant de 250 MW, au sud de la Bretagne, à l’ouest de Belle-Île. «La procédure de mise en concurrence lancée en 2021 pour l’attribution d’un projet éolien en mer flottant d’une puissance d’environ 250 mégawatts, au large du sud de la Bretagne, est poursuivie», précise ainsi une décision au Journal officiel de Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique.

Plus tôt dans le mois, le 4 mai 2021, l’exécutif avait lancé l’appel d’offre de ce projet, qui devrait devenir le premier parc éolien en mer flottant de France. Cette technologie permet d’installer des éoliennes au-delà d’une profondeur de 50 mètres, donc plus loin de côtes que l’éolien off-shore posé. Cela permet aux éoliennes flottantes de capter un vent plus fort et plus régulier que les éoliennes posée au fond de la mer et situées à proximité du littoral. Un parc d’éolien flottant dispose donc d’un meilleur rendement, tout en limitant sa nuisance visuelle.

Le document ministériel précise aussi la zone choisie pour cette implantation, il s’agit de celle proposée par le comité régional des pêches, au sud de l’île de Groix et à l’ouest de Belle-Île : «La superficie de cette zone de 130 km2 sera progressivement réduite au cours de la procédure de mise en concurrence», précise le gouvernement.

La France veut s’appuyer sur l’éolien flottant pour tenir ses objectifs climatiques

«À présent, l’enjeu sera une nouvelle fois de concrétiser les ambitions de la France, afin de renforcer le leadership mondial de notre pays sur l’éolien flottant et de développer une véritable filière vertueuse et riche de retombées socio-économiques pour les territoires», avait déclaré Nicolas Wolff, président de France énergie éolienne, à l’annonce de l’appel d’offre.

Du coté de cette filière française de l’éolien flottant, l’actualité récente a été également riche. Ainsi, ce 17 mai 2021, Sofresid, filiale du groupe italien Saipem (engagé dans la construction du parc éolien en mer posé du Calvados), est entrée en négociations exclusives avec Naval Group pour le rachat des activités de sa filiale Naval Energies dans l’éolien flottant, situées à Brest. Une décision saluée par Didier Le Gac, député local ayant annoncé la nouvelle, car Sofresid est également déjà implanté à Brest, ce qui garantit un maintient de l’activité industrielle dans la ville.

Sofresid est entré en négociations exclusives pour la reprise des activités éolien flottant de Naval Energies

En février dernier Naval Group avait annoncé l’arrêt de sa filiale Naval Energies, lancée en 2008 et cherchait depuis un repreneur.
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— Bretagne-Economique (@BEconomique) May 17, 2021

La décision ministérielle de ce 21 mai fait d’ailleurs état d’un second appel d’offre dans la ligne de mire, preuve de l’engagement gouvernemental dans l’éolien flottant : «Une seconde procédure de mise en concurrence a vocation à être lancée ultérieurement pour un second projet éolien en mer flottant d’une puissance maximum d’environ 500 mégawatts», détaille le texte. Dans la dernière PPE, la France s’est donné l’objectif d’installer 500 MW d’éolien en mer par an à partir de 2025, et l’éolien flottant doit participer de cette ambition.

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Centrale thermique du Larivot : la Guyane verdit son électricité

20 mai 2021 à 15:16
Larivot électricité Guyane

La mise en service de la centrale électrique du Larivot, qui répond à la nécessité de sécuriser l’approvisionnement électrique de la Guyane, département français où la demande énergétique devrait croître à une cadence d’environ 3 % par an dans les prochaines années, devrait aboutir d’ici 2024.

La Guyane accélère sa transition énergétique en accueillant la biomasse liquide, alors que le chantier de la centrale électrique a débuté sur le site du Larivot (Commune de Matoury, sur l’île de Cayenne). Avec, à l’arrivée, une contribution importante à l’effort de transition énergétique tricolore, puisque le projet permettra de réduire considérablement les émissions de gaz à effet de serre (GES) du territoire, par rapport à l’installation existante au fioul de Dégrad-des-Cannes (Commune de Rémire-Montjoly, sur l’île de Cayenne également) qu’elle doit remplacer, mais également les émissions d’oxydes d’azote (- 64 %) et d’oxydes de soufre (- 99,6 %), faisait savoir le ministère de la Transition écologique, l’an dernier, en donnant son feu vert aux travaux.

Fin 2020, EDF PEI (pour « Production Electrique Insulaire »), une filiale détenue à 100 % par l’énergéticien français, obtenait toutes les autorisations réglementaires requises pour la construction de la centrale du Larivot – permis de construire et autorisation environnementale. Dont la localisation, sur la presqu’île de Cayenne – principale zone de consommation électrique du territoire -, a été choisie, selon le rapport d’enquête publique, notamment en raison de la présence importante de lignes HTB (réseau de répartition haute tension) à proximité, limitant ainsi les travaux de raccordement du projet.

Consultation publique

Le public, les « parties prenantes locales » – propriétaires, communes, services de l’État ont  été consultés à plusieurs reprises, dans le cadre du projet, notamment lors d’une grande concertation publique sous l’égide de la Commission Nationale du Débat Public (CNDP) organisée, en 2018, sur la presqu’île de Cayenne. Durant cette concertation, il a été question, entre autres, du tracé de l’oléoduc reliant le site du Grand Port de la Guyane (Dégrad-des-Cannes) au site de production du Larivot. D’autres questions techniques, comme la limitation du défrichement et du trafic routier, ont été abordées en phase d’enquête publique, afin de « faire évoluer le projet de manière importante », selon le rapport.

D’ici 2023, un plan d’approvisionnement du territoire en bioliquides durables – muni d’un volet lié à la production locale – est attendu. Et ces biocombustibles, exige-t-on boulevard Saint-Germain, « ne devront pas provenir de matières premières présentant un risque élevé d’induire des changements dans l’affectation des sols », excluant dès lors le recours aux décriées huiles de palme et de soja. Un ensemble de choix qui, selon Barbara Pompili, devrait « réduire drastiquement l’impact environnemental de cette nouvelle centrale ».  

Le remplacement de la centrale électrique de Dégrad-des-Cannes est une exigence de longue date, initiée dès la programmation pluriannuelle des investissements (PPI) adoptée en 2007, par les pouvoirs publics nationaux et la Collectivité Territoriale de Guyane. La nouvelle centrale du Larivot (120 mégawatts), ainsi que l’installation de panneaux photovoltaïques (4 MW), font partie intégrante de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de la Guyane – adoptée en 2017 -, et pourra alimenter en électricité les quelques 414 kilomètres du réseau local, couvrant plus de 85 % de la population.

 

 

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Selon Engie, la Belgique se dirige tout droit vers une sortie du nucléaire…

19 mai 2021 à 14:13
selon engie belgique sortie nucleaire - L'Energeek

La nouvelle directrice générale d’Engie, Catherine MacGregor, a fait le point, ce 18 mai 2021, sur les activités et l’avenir du groupe. Recul des hydrocarbures et développement des renouvelables sont à l’honneur. Sur le délicat sujet du nucléaire belge, elle a affirmé que plus le temps passait sans décision de l’exécutif, plus la probabilité d’un arrêt des 7 réacteurs pilotés par Engie en Belgique en 2025 s’accroit…

Pour Engie, le nucléaire en Belgique ne devrait pas être prolongé au-delà de 2025

Catherine McGregor a été nommée à l’automne 2020 directrice générale d’Engie, en remplacement d’Isabelle Kocher, pour accompagner la mutation du géant du gaz naturel vers les renouvelables, et elle a pris ses fonctions le 1er janvier 2021. Ce 18 mai 2021, elle a fait le point sur la situation du groupe, ses projets et son avenir.

Elle s’est notamment exprimé sur l’épineuse question de l’avenir du nucléaire en Belgique. C’est en effet Engie qui exploite les deux centrales belges en activité, à Doel et à Tihange, pour un total de sept réacteurs en activité. Catherine McGregor a d’abord confirmé le calendrier de fermeture de deux de ces sept réacteurs, Doel 3 en octobre 2022, Tihange 2 en février 2023.

Elle a ensuite confirmé que les chances que la Belgique poursuive son programme nucléaire s’amenuisaient de jour en jour. Le gouvernement fédéral belge a annoncé qu’il se prononcerait en novembre 2021 sur la prolongation de Doel 4 et Tihange 3 au-delà de 2025. Or, Engie a déclaré à de nombreuses reprises que, pour que les centrales soient prêtes à produire de l’électricité pour l’hiver 2025-2026, la décision devait être prise au plus tard en novembre 2020, afin d’avoir le temps d’effectuer les travaux nécessaires.

Dès lors, Engie part du principe que, en l’absence de décision, la prolongation n’aura pas lieu. A la question de savoir comment Engie réagirait si le gouvernement décidait finalement de prolonger la durée de vie des centrales à la fin de l’automne 2021, Catherine McGregor répond : “Notre décision n’a pas changé. En février, nous avions dit que notre scénario de travail était qu’il n’y aurait pas de prolongation. Nous sommes maintenant en mai. Plus le temps avance, plus la probabilité d’une prolongation du nucléaire baisse”.

Un objectif de zéro émission carbone en 2045, une sortie du charbon entre 2025 et 2027

La directrice générale d’Engie a également présenté les grandes orientations du groupe, notamment sa transition accélérée vers les renouvelables. Engie a d’ailleurs confirmé, ce même 18 mai, dans un communiqué, qu’il s’engageait sur un objectif “net zéro carbone” à l’horizon 2045 sur tous les scopes, c’est-à-dire en prenant aussi en compte les effets indirects de son activité.

Le groupe compte par ailleurs se séparer à terme de Bright, sa filiale dédiée aux activités de service : sont concernées les activités d’installations électriques, chauffage, ventilation et climatisation ainsi que les services liés à l’information et la communication. L’ensemble est valorisé entre 12 et 13 milliards d’euros, pour 74 000 salariés, dont 28 000 en France.

Plus globalement, sur la période 2021-2023, Engie vise entre 9 et 10 milliards de cessions, et entre 15 et 16 milliards d’investissement de croissance, dont 45% vers les renouvelables. Le groupe a par ailleurs précisé les modalités de sa sortie du charbon, programmée pour 2025 en Europe et 2027 dans le monde. Engie s’appuiera sur cet ordre de sortie : fermeture, conversion et cession. Cette dernière solution “n’est envisagée que dans les cas où les autres options ne sont pas possibles” (par exemple quand la fermeture d’une centrale au charbon risquerait de provoquer un black-out dans un pays ou une région).

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Transition énergétique : la Dominique s’équipe d’une solution de stockage d’électricité

12 mai 2021 à 06:47
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Ce lundi 10 mai 2021, le gouvernement du Commonwealth de la Dominique et le Fonds Emirats-Arabes-Unis-Caraïbes pour les énergies renouvelables (UAE-CREF) ont annoncé la signature d’un accord pour la construction d’une centrale de stockage d’électricité de 5 MW sur l’île, d’un montant de 50 millions de dollars. Cette unité de stockage permettra de stabiliser le réseau électrique de la Dominique, d’y favoriser le développement des renouvelables et de sécuriser l’accès à l’électricité sur une île sujette aux événements climatiques extrêmes.

Le gouvernement de la Dominique signe un accord avec l’UAE-CREF pour une unité de stockage électrique de 5 MW résistante aux ouragans

Pour favoriser le verdissement de son mix électrique et stabiliser son réseau, la Dominique mise sur le stockage. Ce 10 mai 2021, le gouvernement du Commonwealth de l’île a en effet annoncé la signature d’un accord avec l’UAE-CREF pour la construction d’une centrale de stockage électrique d’une puissance de 5 MW, résistante aux ouragans.

« Le système de stockage par batterie de 5 MW nous permettra de passer plus rapidement de l’utilisation de combustibles fossiles à des sources d’énergie renouvelables dans le secteur de l’électricité. Nous nous réjouissons de la poursuite du partenariat avec les Émirats arabes unis dans le domaine du développement durable et d’autres domaines d’intérêt mutuel, tant sur le plan bilatéral que multilatéral », a commenté le premier ministre de la Dominique, le Dr Roosevelt Skerrit.

Cette unité de stockage, d’un budget estimé de 50 millions de dollars (41 millions d’euros), permettra de fournir une réserve de puissance et un contrôle de la fréquence électrique. Ces éléments de stabilisation du réseau électrique sont en effet cruciaux pour permettre le développement des sources d’électricité renouvelables intermittentes (photovoltaïque et éolien), notamment dans un pays sujet aux événements climatiques extrêmes. Cette centrale permettra ainsi de sécuriser l’accès de la population à une électricité propre et renouvelable.

La Dominique veut devenir « la première nation résiliente au climat au monde »

Faisant partie des territoires les plus vulnérables au changement climatique, la Dominique a entamé voici plusieurs années sa transition énergétique. Une centrale géothermique de 7 MW est notamment en construction dans l’île des Caraïbes ; elle permettra de faire passer le mix électrique de la Dominique à 51% de renouvelables.

Suite au passage de l’ouragan Maria en 2017, la Dominique a lancé un vaste programme d’investissements, avec le double objectif de développer les énergies renouvelables et la résistance de l’île aux phénomènes climatiques extrêmes. Le premier ministre Roosevelt Skerrit ambitionne ainsi de faire de la Dominique « la première nation résiliente au climat au monde ».

Pour ce faire, le gouvernement a lancé le Programme de Citoyenneté par Investissement. Il permet aux investisseurs étrangers d’obtenir la nationalité dominicaine en échange d’un investissement de 100 000 dollars (82 000 euros) dans le Fond de Diversification Economique ou de 200 000 dollars (164 000 euros) dans des biens immobiliers de luxe répondant à des normes strictes de durabilité, pour soutenir le développement de l’éco-tourisme sur l’île. Les trois objectifs prioritaires de ce programme sont de garantir l’approvisionnement énergétique renouvelable, de sécuriser les infrastructures critiques et de renforcer la résilience de l’habitat.

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Le fournisseur d’électricité verte Ekwateur se lance en Bourse

11 mai 2021 à 06:18
fournisseur electricite verte ekwateur bourse - L'Energeek

Ce lundi 10 mai 2021, le fournisseur d’électricité verte Ekwateur a officiellement lancé son introduction en Bourse, via une augmentation de capital de 38,3 millions d’euros. Annoncée fin avril 2021, cette entrée en Bourse doit offrir à Ekwateur la capacité d’investissement nécessaire à atteindre son objectif d’un million de compteurs en 2025, contre près de 300 000 aujourd’hui.

Ekwateur : une introduction en Bourse pour récupérer entre 38,3 et 44 millions d’euros

Pour faire face aux géants du secteur, l’actuel cinquième fournisseur d’électricité de France, Ekwateur, spécialisé dans l’énergie verte, a procédé à son introduction en Bourse, ce lundi 10 mai 2021. L’opération, qui durera jusqu’au 24 mai 2021, est une augmentation de capital d’un montant de 38,3 millions d’euros, pouvant être porté à de 44 millions d’euros, pour un prix compris entre 7,57 et 10,23 euros par action. Le principal actionnaire d’Ekwateur est le fonds de capital-risque Aster.

Fondé en 2015, lancé commercialement en 2016, le fournisseur d’électricité a fait le choix de proposer des offres 100% vertes, et de se limiter à la fourniture, sans devenir producteur d’électricité, assumant son positionnement d’acteur digital. Ekwateur fournit ainsi de l’électricité verte, d’origine française garantie, ainsi que du biométhane et du bois-énergie durable produits en France.

Derrière l’historique EDF, Ekwateur se situe donc à la cinquième place des fournisseurs d’électricité, avec 294 000 compteurs revendiqués au 28 février 2021, à bonne distance des trois plus importants fournisseurs alternatifs de France, Engie (12 millions de compteurs), Total-Direct Energie (5 millions de compteurs) et l’italien ENI (1,4 millions).

« Dans la fourniture d’énergie, c’est maintenant qu’il faut gagner des parts de marché »

Pour le fondateur d’Ekwateur, Julien Tchernia, cette introduction en Bourse est indispensable à la société pour disposer des moyens financiers de grandir très rapidement : « Le sujet de la croissance est essentiel pour nous : dans la fourniture d’énergie, c’est maintenant qu’il faut gagner des parts de marché, car EDF perd de sa superbe et on imagine que, comme dans les télécoms, les positions concurrentielles finiront par se figer », expliquait-il aux Echos, fin avril 2021, au moment où l’opération, approuvée par l’Autorité des marchés financiers, avait été publiquement annoncée.

La moitié de la somme récupérée servira d’ailleurs à la communication et au marketing du fournisseur, pour augmenter la notoriété de la marque auprès du grand public. Ekwateur ambitionne ainsi d’atteindre les 500 000 compteurs à la clôture de son exercice 2023, le 30 novembre (pour 200 millions de chiffre d’affaire) et le million de compteurs au 30 novembre 2025 (pour 400 millions de chiffre d’affaire).

Ekwateur veut aussi considérablement augmenter ses marges brutes : de 6% aujourd’hui, le fournisseur d’électricité veut les porter à 10% en 2023, et 16% en 2025. Pour cela, Ekwateur compte notamment sur la croissance de ses services, au taux de marge bien plus élevé que la fourniture de gaz et d’électricité.

« Nous proposons à nos clients des kits solaires pour s’équiper en panneaux solaires et réduire leurs consommations ou encore des solutions d’effacement de consommation. La vente de ces services a vocation à être plus industrialisée et plus développée », explique Julien Tchernia. Outre le marketing, une part importante du cash généré par l’introduction en Bourse servira d’ailleurs à soutenir ces activités stratégiques. Le solde permettra de renforcer la structure du groupe.

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