Energies renouvelables et environnement

BG256948 · Février 23, 2022, 10:28

Parc éolien de Fécamp : un géant aux pieds de béton prévu en 2023

En pleine mer, les 71 éoliennes du parc offshore de Fécamp s’inséreront dans de gigantesques cônes de béton, chacun pesant le poids de la tour Eiffel. C’est la première fois au monde que cette technologie, dite de fondations gravitaires, est employée à cette échelle.

Le chantier en met plein les yeux. Pour un peu, il volerait la vedette aux méga porte-conteneurs qui accostent à quelques encablures de là et auxquels il n’a rien à envier en termes de gigantisme. Bienvenue sur le quai de Bougainville au Havre, où un consortium européen emmené par Bouygues construit des cônes de béton quasi pharaoniques : les fondations gravitaires des 71 futures éoliennes du parc offshore de Fécamp.
Ces cônes culmineront à une cinquantaine de mètres de haut pour un poids unitaire de 5.000 tonnes - autant que la tour Eiffel - et un diamètre à la base de 31 mètres. Chacun sera surmonté d’une sorte de bague en métal, top ring dans le jargon, qui enserrera le mât de l’éolienne et abritera les équipements électriques nécessaires à l’exportation de sa production.

Malgré la pandémie, le calendrier n’a pas dérapé. Lancé il y a un peu plus d’un an, le chantier havrais où s’affairent quotidiennement 600 techniciens et ingénieurs (jusqu’à 1.000 en période de pointe) doit s’achever l’été prochain. Les 71 embases coniques seront ensuite acheminées trois par trois sur des barges puis ballastées et immergées par le groupe italien Saipem, spécialiste des recherches pétrolières. Elles reposeront sur un lit de gravier aménagé au préalable par le hollandais Boskalis, troisième membre du consortium.
Leurs impacts sur les activités de pêche devraient être « plutôt bénéfiques » à écouter les représentants d’EDF. « Outre le bruit moindre lors de leur installation, nous avons constaté un effet récif au pied du mât de mesure installé depuis 2015 qui est équipé du même type de fondations », assure Bertrand Allanic. Un homard et plusieurs espèces de poissons auraient été observés dans ses anfractuosités.

Rendez-vous en 2023

Quant aux éoliennes proprement dites, elles seront fabriquées dans la future usine Siemens Gamesa du Havre dont la mise en service est programmée dans les prochaines semaines. Après avoir été pré-assemblées dans le port de Cherbourg, elles rejoindront leurs fondations dans le courant de l’été 2023, leur raccordement au réseau devant intervenir au deuxième semestre de la même année. Date à partir de laquelle le parc fournira l’équivalent de la consommation domestique de 770.000 foyers.
En attendant, les pro-éoliens fécampois rêvent déjà à l’implantation d’un second parc au voisinage du premier. Cela n’a rien d’hypothétique. Rappelons que cette zone très venteuse faisait partie de celles envisagées par l’État pour l’installation du neuvième parc français. Finalement écartée au profit de celle du Centre Manche (au large de Barfleur), elle pourrait revenir dans le jeu si la promesse d’Emmanuel Macron de construire cinquante parcs éoliens marins d’ici 2050 est tenue.
Sur la base de maintenance flambant neuve, qui vient d’être inaugurée sur le port de Fécamp, on ne demanderait pas mieux.

La tribune Edition abonnés

DD677476 · Juin 17, 2022, 7:39

Transition énergétique : ce qui différencie Carmignac…
Publié le vendredi 17 juin 2022
La transition énergétique fait la une de l’actualité. Michel Wiskirski, expert en transition énergétique chez Carmignac, répond à quelques interrogations à ce sujet.

Quel rôle joue le secteur des minerais et des métaux dans la transition énergétique ?

Michel Wiskirski :
Le secteur des minerais et métaux est au cœur de la lutte contre le changement climatique. Il est très important de comprendre que, par nature, la transition énergétique consomme beaucoup de minerais et de métaux. Pour faire simple, il n’y aura pas de transition énergétique sans matières premières. Et, au-delà, une croissance soutenue des énergies renouvelables va nécessiter un développement quasi-exponentiel de la consommation de métaux et de l’activité minière.

Quels besoins entraînerait un développement accru des véhicules électriques ?

Michel Wiskirski :
Dans le cas des voitures traditionnelles fonctionnant avec un moteur thermique, l’un des premiers objectifs de la lutte contre le changement climatique fut de réduire les émissions de dioxyde de carbone et de particules fines. Pour ce faire, il a fallu améliorer les pots catalytiques. En termes de métaux et d’extraction minière, cela supposait d’utiliser des quantités bien supérieures de palladium et de platine.

Une voiture électrique utilise cinq fois plus de minerais qu’un véhicule traditionnel. Les moteurs électriques consomment énormément de cuivre. Les chiffres parlent d’eux-mêmes : une automobile thermique standard contient environ 25 kg de cuivre, alors qu’une voiture électrique en requiert en moyenne trois à quatre fois plus, soit environ 85 kg. Sans oublier les stations de recharge dont les câbles d’alimentation vont représenter une autre source de demande de cuivre.

Pour vous donner une idée, on prévoit une explosion de la demande de cuivre liée aux véhicules électriques, de 600 000 tonnes en 2021 à environ 2,9 millions de tonnes d’ici à 2030. Et d’où vient ce cuivre ? De l’industrie minière.

Investir dans les énergies renouvelables, est-ce suffisant pour atteindre l’objectif de neutralité carbone que l’Union européenne s’est fixée pour 2050 ?

Michel Wiskirski :
Les énergies renouvelables représentent une solution de long terme pour réduire les émissions de CO2, mais elles ne peuvent résoudre qu’une partie du problème. Vous ne pouvez pas vous contenter de fermer les yeux et d’investir dans les énergies renouvelables, en espérant que les émissions vont diminuer au fil du temps. C’est l’inverse qui va se passer. De plus, si les énergies renouvelables représentent une solution de long terme pour réduire les émissions, elles alimentent aussi le problème.

En effet, le développement des sources d’énergie renouvelable crée des émissions supplémentaires. Ces dernières années, la production de gigawatts par les centrales photovoltaïques et par les parcs éoliens a accru – et non réduit – les émissions de CO2. Nous nous sommes mis à fonctionner avec deux systèmes à coûts fixes, c’est-à-dire deux systèmes qui émettent plus que par le passé. Nous avons produit davantage d’énergie en augmentant nos capacités.

Que devons-nous faire alors, en tant qu’investisseurs, pour contribuer à la transition énergétique ?

Michel Wiskirski :
Si nous voulons réduire très nettement les émissions de CO2 en étant le plus efficaces possible, nous devons agir sur les deux tableaux : en finançant non seulement les entreprises qui produisent des énergies renouvelables mais aussi les compagnies minières et pétrolières diversifiées.

Grâce à nos investissements, nous encouragerons ces dernières à s’affirmer comme des acteurs majeurs de l’énergie, mais avec une meilleure empreinte carbone. Les poids lourds du secteur doivent réduire leurs émissions et s’acheminer vers la neutralité carbone en investissant dans les énergies solaire et éolienne, en développant les biocarburants, les dispositifs de capture du CO2, l’hydrogène vert, etc.

Les grandes compagnies minières et pétrolières auront un impact considérable si elles prennent des mesures pour réduire leur intensité carbone. Les exclure serait une lourde erreur, car nous laisserions ainsi échapper l’occasion d’influencer leur comportement.

Vous pensez donc qu’il est justifié d’investir dans les entreprises en transition, malgré toutes les controverses dont elles font l’objet ? N’est-ce pas contraire à vos principes d’investissement responsable ?

Michel Wiskirski :
C’est là que nous nous différencions, chez Carmignac. Plutôt que de nous limiter aux « meilleurs élèves », ceux qui n’émettent pas de CO2 ou très peu, nous nous intéressons aussi aux entreprises ayant le potentiel le plus élevé en matière de réduction d’émissions de CO2, y compris donc celles issues des secteurs les plus polluants. Autrement dit, nous investissons non seulement dans les entreprises qui produisent des énergies renouvelables, mais aussi dans les acteurs clés du secteur, dont l’action entraînera une réduction considérable du niveau total des émissions.

Nous investissons dans des sociétés qui affichent une ambition concrète de réduction de leurs émissions de CO2 et de décarbonation, en vue d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2050.

DIRADURYAN8827e3ae · Juin 27, 2022, 4:24

C’est un concept intéressant mais on ne parle pas dans l’article du surcout de fabrication des centrales.
Avec la production nocturne, sont-ils plus rapidement amortis que les centrales classiques ou au contraire, coutent-ils trop chères?

Je suis très loin d’être un expert en la matière mais les chiffres donnés me font questionner…
L’Espagne est de loin le pays qui dispose de la plus grande puissance solaire thermodynamique et c’est un des pays le plus ensoleillés surtout le sud du pays où sont installés l’essentiel de la puissance solaire thermodynamique puisque ces centrales nécessitent en plus un ciel dégagé.
L’exemple donné de la production du 11 juin, est impressionnant : 50% de la puissance d’un central nucléaire de type EPR à 2h du matin! Ceci étant dit, le 11 juin est un des jours les plus longs de l’année.

Malgré tout, cette technologie développée depuis 20 ans ne représente que 1.8% de la production nationale alors que la part de l’électricité solaire est de 14% et ne cesse d’augmenter.
Pourquoi ils n’en construisent plus depuis 10 ans?? Problème d’amortissement?

BG256948 · Juin 29, 2022, 5:34

En France , les différents gouvernements ont respecté les contrats signés , comme en particulier en 2008 , un rachat du photovoltaïque à 0, 62 Eu. le KWh.

Malheureusement , ce n’est pas le cas en Espagne , où le Chef du gouvernement a ruiné des milliers de particulier .

Ce dernier , a par ailleurs décidé de suspendre toute installation de solaire à concentration .

Pour le « remercier » il a été embauché avec un salaire qui fait rêver par le fournisseur national d’électricité ;

Si la France , a été le pionnier du solaire thermodynamique , le soleil n’est pas suffisant , sauf à Odeillo , pour développer cette technologie.

Il était admis il y a une dizaine d’années que cette technologie allait se développer très fortement en Afrique .

Aujourd’hui , ce n’est pas le cas , et en plus la centrale de Ouarzazate a rencontré des problèmes de corruption financière

BG256948 · Juillet 7, 2022, 9:12

Le « biogaz » peut-il vraiment sauver la transition énergétique ?
Bien obligée de se défaire des hydrocarbures russes, l’Europe multiplie les partenariats afin de recevoir massivement du gaz naturel liquéfié acheminé par bateaux depuis les quatre coins du monde, malgré l’impact délétère de ce combustible fossile sur l’environnement. Dans ces conditions, et alors que les Vingt-Sept cherchent à renouer avec une forme de « souveraineté énergétique », plusieurs acteurs appellent à accélérer pour développer une alternative locale et bas carbone : le biométhane, ou « biogaz ».

A l’heure où le scénario d’une coupure des flux de gaz depuis la Russie vers l’Europe affole le Vieux continent, au point que certains Etats craignent une pénurie cet hiver, le constat est implacable : jusqu’ici, la transition énergétique demeure un vœu pieu, tant l’immense majorité des pays restent englués dans les hydrocarbures.
En témoigne la ruée des Vingt-Sept vers le gaz naturel liquéfié (GNL) d’origine fossile, acheminé depuis les Etats-Unis ou le Qatar à prix d’or, et dont les importations explosent depuis le début de la guerre en Ukraine afin d’éviter toute rupture d’approvisionnement. Décidée dans l’urgence, cette stratégie devrait d’ailleurs durer puisque, de TotalEnergies à Equinor en passant par Shell ou Engie, tous les grands énergéticiens européens signent de nombreux contrats dans ce sens. Surtout, la plupart de ces deals juteux courent sur des décennies ; de quoi rentabiliser la dizaine d’infrastructures portuaires de regazéification du GNL actuellement en projet ou en construction à travers le continent.
Et pourtant, malgré cette course aux énergies polluantes, les objectifs climatiques restentinchangés, répète-t-on à Bruxelles et au sein des gouvernements nationaux. Car au-delà de ces réponses de court terme, des alternatives encore balbutiantes devraient permettre, dans un second temps, d’engager la transition vers un monde « zéro carbone ». Parmi lesquelles le biométhane, ou biogaz, destiné à remplacer une grande partie du gaz fossile d’ici à la moitié du siècle. Il représente même « la troisième révolution gazière » selon le directeur général de GRT gaz, Thierry Trouvé.

Fermentation de déchets organiques

Et pour cause, celui-ci paraît idéal sur le papier : produit localement, renouvelable, inscrit dans une économie circulaire et peu émetteur de gaz à effet de serre sur l’ensemble de son cycle de vie, cette source d’énergie pourrait, a priori, répondre aux nouvelles exigences de « souveraineté énergétique » martelées par l’exécutif européen, tout en limitant les rejets de CO2.
Surtout, il peut répondre aux mêmes usages que ceux du gaz fossile, puisqu’il n’en diffère que par son origine. En effet, alors que le premier provient de la méthanisation d’éléments vivants enfouis depuis plusieurs millions d’années, et dont l’extraction par l’homme libère par là-même des gaz à effet de serre, le second résulte du même procédé, mais est issu de matières situés en surface plutôt qu’en sous-sol. Ainsi, le biogaz s’obtient à partir de la fermentation dans une cuve, le méthaniseur, de déchets organiques issus notamment du milieu agricole (fumier, résidus de culture), mais aussi forestier, urbain (boues, restes alimentaires) ou industriel. Résultat : son contenu carbone total est moindre, à environ 20 à 25 grammes de CO2eq/kilowattheure (kWh), contre 400 à 500 g CO2eq/KWh pour son équivalent fossile.
Dans ces conditions, « libérer son potentiel » est « une opportunité pour décarboner et relocaliser une part de la production », tant il représente une « solution vertueuse et pragmatique pour le traitement et la valorisation des déchets », pressait fin juin la société de distribution de gaz GRDF dans une tribune au JDD.

Des objectifs revus à la baisse

Pour l’heure, son intégration reste marginale. A la fin 2021, 365 installations de biométhane ont été raccordées au réseau gazier, produisant environ 6 TWh. Soit près d’1% seulement de l’ensemble de la demande de gaz en France, qui s’élevait à 474 TWh la même année. Et en la matière, les objectifs fixés par les pouvoirs publics ont été revus à la baisse. En effet, la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) de 2020, toujours en vigueur en théorie, entend porter la part du gaz renouvelable dans la consommation totale de gaz dans l’Hexagone à 7% d’ici à 2030, alors que la loi de transition énergétique pour la croissance verte prévoyait en 2015 un objectif cible de 10% à ce même horizon.
Un « signal très mauvais », regrettait le directeur général du gestionnaire du réseau de transport de gaz Teréga (avec GRT gaz) lors de la conférence annuelle de l’entreprise, en mai dernier.
« De notre côté, nous estimons qu’il est possible de porter à 20% la part du biométhane dans le réseau de transport de gaz français à l’horizon 2030. Cela signifie que la France est capable, d’ici à 2030, de remplacer sa consommation de gaz russe par du biométhane », avait-il fait valoir à l’occasion.
Un objectif partagé par la plupart des acteurs de la filière, dont GRDF. De fait, celle-ci connaît une vraie dynamique ; la production, encore quasiment nulle il y a dix ans, croît à un rythme plus soutenu chaque année. Ainsi, si l’on en croit les projets inscrits au registre des capacités des sites de méthanisation, la capacité actuelle devrait être doublée d’ici à 2 ans seulement.

La crise de l’énergie pourrait rendre le biogaz plus attractif

Cependant, plusieurs freins demeurent. Y compris réglementaires, puisque « de nombreuses dispositions manquent encore dans le soutien au biogaz », pointait il y a quelques semaines le Sénat dans son rapport d’information sur le bilan annuel de l’application des lois. Alors que le prix du biogaz reste élevé, un soutien financier reste en effet nécessaire pour atteindre les objectifs. « Les perspectives de baisse des coûts envisagées ne permettent pas d’imaginer un développement de la filière », peut-on lire dans la PPE.
Néanmoins, la crise de l’énergie actuelle pourrait bien rebattre les cartes. Et pour cause, depuis près d’un an, le cours des énergies fossiles explose sur les marchés, faisant du biométhane injecté l’une des « énergies renouvelables les plus compétitives », selon GRDF. Son prix moyen d’achat s’élève en effet à une centaine d’euros par MWh, contre plus de 300 euros en France pour le gaz fossile aujourd’hui. Le biogaz pourrait ainsi bénéficier de cette hausse des cours, même si personne ne sait aujourd’hui prévoir avec exactitude leur évolution au cours des prochains mois.

Reste à savoir si la France disposera de suffisamment d’intrants pour alimenter ses méthaniseurs, et remplacer 100% du gaz fossile d’ici à 2050 - la trajectoire retenue par la filière. En effet, si l’on s’en tient aux scénarios prospectifs du gestionnaire de réseau d’électricité RTE, qui font référence en la matière, l’Hexagone consommera toujours 200 TWh minimum de gaz en 2050 - et bien plus dans le cas d’un abandon du nucléaire. Ce qui exigera un gisement conséquent de matières organiques valorisables. Seulement, en France, la loi dispose qu’un méthaniseur ne peut pas utiliser plus de 15 % des cultures alimentaires ou énergétiques, cultivées à titre de culture principale. Ainsi, alors que la Stratégie nationale bas carbone (SNBC) estime le potentiel de production de biomasse agricole proche de 250 TWh à la moitié du siècle, afin d’alimenter les digesteurs mais aussi comme combustible, France Stratégie table de son côté sur un maximum de 120 à 160 TWh.
Par ailleurs, le développement massif de la méthanisation interroge sur le futur de l’agriculture en France, et sur la cohérence des objectifs énergétiques avec la décarbonation de ce secteur très émetteur. En effet, alors que de nombreux exploitants agricoles se lancent dans la production de biogaz afin de dégager des revenus complémentaires - parfois même supérieurs à ceux de leur activité principale -, la récolte des excréments pour alimenter la cuve de fermentation nécessite de parquer plus souvent les animaux d’élevage. S’ajoutent à ces inconvénients de nombreuses nuisances rapportées par les riverains, en premier lieu l’odeur nauséabonde dégagée par la fermentation.

Des technologies complémentaires

Dans ces conditions, des technologies complémentaires se développent. Et notamment la pyro-gazéification, qui consiste à chauffer des déchets, principalement des résidus de bois, à plus de 1.000 degrés en présence d’une faible quantité d’oxygène.
Et ce n’est pas tout : il y a quelques jours, GRDF et le Commissariat à l’énergie atomique (CEA) ont annoncé leur coopération pour soutenir l’émergence de la « gazéification hydrothermale », qui permet de produire du biométhane à partir de biomasses liquides. Concrètement, en valorisant les boues de stations d’épuration non-épandables ni compostables, la gazéification hydrothermale pourrait, selon les deux acteurs, produire jusqu’à 50 TWh de la production totale de gaz renouvelables en France à l’horizon 2050. Reste à savoir si cette technologie saura se massifier aux côtés de la méthanisation, afin de se substituer enfin aux combustibles fossiles.

La tribune Ed abonné

BG256948 · Juillet 14, 2022, 4:48

L’accélération du mix charbon-éoliennes de l’Allemagne ou l’incroyable échec de l’Energiewende

Une tribune signé par Fabien Bouglé, expert en politiques énergétique.

Robert Habeck, Ministre « vert » allemand de l’Economie vient d’annoncer publiquement, qu’à défaut du gaz d’origine russe, l’Allemagne allait être contrainte de relancer en urgence ses centrales au charbon. Cette annonce suivait celle qui excluait de reporter l’arrêt des 3 réacteurs nucléaires allemands encore en activité , qui, en principe, doivent s’arrêter fin 2022, malgré la demande du patronat d’en reporter la fermeture.
La relance du charbon par nos voisins n’est pas exclusivement dû à la limitation par la Russie de ses approvisionnements en gaz, qui, avant la guerre en Ukraine, représentaient plus de 50% des besoins en Allemagne. Non, la faible activité, en 2021, des éoliennes intermittentes allemandes, dont la production avait chuté de près de 14% par rapport à 2020, les avait contraints d’augmenter de 25% la production d’électricité au charbon et à la lignite, qui était ainsi redevenu leur première source d’électricité.

Le modèle éoliennes-énergie fossile de l’Allemagne

La guerre n’a fait qu’accélérer un phénomène de dépendance de l’Allemagne aux éoliennes ou aux panneaux solaires, qui nécessitent le complément des centrales fossiles, et ne sert qu’à camoufler l’échec retentissant de l’Energiewende, dénoncé depuis plusieurs années par la Cour fédérale des finances. En effet, à plusieurs reprises elle s’était alertée dans ses rapports sur ce modèle qui allait conduire à une explosion des factures d’électricité des Allemands, et à une multiplication des coupures d’électricité. Et nous y sommes !
Bien avant la guerre, le magazine Newsweek avait titré un article retentissant le 27 octobre 2021, « Les pannes d’éoliennes à l’origine de la crise énergétique en Europe sont un avertissement pour l’Amérique », soulignant que le choc gazier était dû à la multiplication en Europe des éoliennes couplées au gaz ou au charbon, dans un contexte de reprise économique post-covid. Les observateurs d’outre-Atlantique avaient parfaitement identifié que la multiplication des éoliennes créait une forte dépendance aux énergies fossiles, conduisant à une inflation énergétique.

La guerre n‘a fait qu’accélérer et augmenter le besoin en énergies fossiles de substitution au gaz russe, comme le charbon ou la lignite, conduisant à une explosion de la facture énergétique, déclenchant mécaniquement une terrible spirale inflationniste.
Le plus incroyable est que l’Allemagne continue de dénigrer le nucléaire français décarboné, allant jusqu’à militer dans les institutions européennes pour qu’il ne soit pas reconnu dans la taxonomie des activités vertueuses pour le climat, alors que son bilan carbone n’est que de 3,7 g de CO2 /kWh selon une récente études des experts d’EDF. Cela place le nucléaire comme la source d’électricité la plus vertueuse dans le monde pour le climat, alors que le charbon produit 1 000 g de Co2/kwh et des particules fines contenant mercure et uranium, polluant les autres pays européen par les fumées des hautes cheminées des centrales allemandes.

Nucléaire français vs Energiewende allemande

La France, qui émet environ 50 g de co2/ kwh d’électricité, est un des pays les plus vertueux en Europe pour les faibles émissions de son mix électrique : elle se trouve paradoxalement mise en accusation par l’Allemagne, qui avec 500 g de CO2/kwh, a un mix électrique 10 fois plus polluant. C’est donc le pays qui a le bonnet d’âne en Europe qui reproche au meilleur élève européen de ne pas suivre son modèle désastreux pour la planète et le climat.
Du reste la France, dont les dirigeants sont toujours sous contrôle de puissants réseaux d’influence allemands, vient malheureusement d’annoncer la relance d’une centrale au charbon sur son sol, et souhaite accélérer l’installation des éoliennes, s’inspirant sans discernement du modèle d’Energiewende de nos voisins.
Par une incroyable perte de lucidité ou par naïveté – sous prétexte de fédéralisme européen – les dirigeants français s’engouffrent dans une politique dictée par l’Allemagne. Dans son discours de Belfort, tout en annonçant à minima la relance salutaire du nucléaire, le Président Macron envisageait en même temps une incroyable multiplication des éoliennes maritimes ou terrestres et des panneaux solaires dont aucun ne sont fabriqués en France.
Notre pays continue d’acheter des éoliennes en Allemagne, qui n’hésite pas à commander des avions de chasse américains ou des vols de fusée SpaceX. Et lorsque les réseaux d’influence allemands font voter récemment deux commissions du Parlement européen contre l’intégration du nucléaire dans la taxonomie verte européenne, le Président Macron laisse passer cette agression, sans aucune réaction politique de fermeté.
Mais cette attitude climato-hypocrite de l’Allemagne n’est pas une découverte pour la France. Déjà en 2019 la sénatrice Anne-Catherine Loisier avait dévoilé un rapport de l’Agoraenergiewende intitulé « L’Energiewende et la transition énergétique à l’horizon 2030 », qui se réjouissait que « […] si des capacités nucléaires sont retirées du mix français, la compétitivité des centrales à charbon maintenues dans le système en Allemagne est améliorée. »
Depuis la fermeture de la centrale nucléaire de Fessenheim, la France, qui exportait 12 térawattheures d’électricité décarbonée par an à l’Allemagne, se trouve contrainte de devoir importer la même quantité de ce pays, alors qu’il s’agit d’une électricité sale et très polluante.

Un incroyable échec

Il est temps pour nos gouvernants de tirer un trait sur le modèle allemand de l’Energiewende, qui mène l’Europe dans une situation de chaos énergétique, par forte dépendance aux fossiles et une spirale inflationniste incontrôlée.
Il est temps de prendre acte que le modèle de nos voisins allemands est un incroyable échec.
Il est temps enfin de prendre conscience que nous avons un formidable atout avec notre patrimoine électrique nucléaire qui permet d’assurer notre souveraineté électrique en contrôlant la facture énergétique des ménages et des entreprises tout en ayant un impact particulièrement faible sur nos émissions de gaz à effet de serre.
Nos centrales nucléaires – si on veut bien se donner la peine de les entretenir correctement – ont cette capacité de produire une électricité stable et puissante assurant à nos concitoyens la fiabilité de nos fournitures d’électricité.
A l’heure où les principaux patrons des entreprises énergétique appellent les français à la baisse de leur consommation en raison des risques de pénuries électriques, que la politique d’apprenti-sorcier inspirée de l’Energiewende allemand a contribué, à organiser, il est vraiment temps d’envisager une disruption énergétique basée sur un nouveau plan massif du nucléaire français, suite naturelle du plan Messmer de 1974.

BG256948 · Août 8, 2022, 2:39

J’ai tenté de comparer , les 109 GW supplémentaires d’énergies renouvelables en 2021, dans les pays non membres de l’OCDE , avec le reste du monde

En fait je ne dispose que des chiffres de 2020

• Malgré la crise, la puissance installée dans le monde en électricité solaire et éolienne a augmenté de 45% en 2020
• . La Chine, en augmentant la capacité équivalente de 85 réacteurs nucléaires EPR, a conduit le mouvement.
•

Environ 280 gigawatts (GW) de capacités supplémentaires de production d’énergie renouvelable ont été installés en 2020.

Cette performance doit beaucoup à l’éolien. Dans ce secteur, 114 GW ont été installés, soit près de deux fois plus qu’en 2019.

L’autre moteur est la Chine. Pékin a généré l’an dernier la moitié des nouvelles installations d’énergie renouvelable.

Le rythme de croissance enregistré en 2020 « est appelé à devenir la “nouvelle norme”, avec environ 270 GW de capacité renouvelable en voie d’être ajoutée en 2022

• L’avenir ?

La croissance de l’éolien ralentira un peu en 2022 tandis que le solaire « va continuer de battre des records », avec des capacités supplémentaires atteignant plus de 160 GW d’ici 2022. Cette énergie devrait conforter sa position de « nouveau roi » des marchés mondiaux de l’électricité grâce à la baisse de ses coûts. Celle-ci rend le solaire moins cher que les nouvelles centrales au charbon et au gaz.

BG256948 · Août 10, 2022, 4:20

« Nos toits, gisements d’énergie propre »

Publié le 02.08.2022 par Jean Rosado

Une tribune sur le potentiel photovoltaïque des toits en France, signée Jean Rosado, directeur général d’Otovo France.

L’ADEME et RTE sont formels : il faudra multiplier par sept1 au moins, nos capacités de production d’électricité issue des panneaux solaires photovoltaïques au cours des 30 prochaines années. Ce défi s’impose à tous pour atteindre l’objectif de neutralité carbone et limiter les effets du dérèglement climatique. Si plusieurs chemins peuvent y mener, il y a avant tout urgence à agir.

Fort heureusement, la France a « le plus fort potentiel économiquement intéressant de production photovoltaïque en toiture en Europe », rappelaient récemment des chercheurs du CNRS2. Cette transition massive vers l’électricité verte et la production décentralisée d’énergie renouvelable est une lame de fond, qui pose tout à la fois la question de la méthode de déploiement des capacités de production et celle de nos usages futurs de ces énergies.

Préparer l’envolée

Chacun peut observer une augmentation des prix de l’énergie. Au-delà des facteurs conjoncturels, cette tendance de fond est liée à l’épuisement des ressources en énergie fossile. Tandis que ces dernières ont encore une place trop importante dans notre mix énergétique – environ 60%3 de l’énergie utilisée en France provient de sources fossiles –, les dernières alertes du GIEC nous enjoignent à réduire drastiquement leur consommation.
Faire disparaître les énergies fossiles du mix énergétique4, va mécaniquement mener à une compensation et donc à une explosion de la consommation électrique. Nous somme donc contraint d’accélérer fortement les installations photovoltaïques, afin de préparer l’envolée. C’est d’autant plus important que ces installations portent la promesse d’une production locale d’énergie et, in fine, d’une meilleure indépendance énergétique.

Émergence d’une filière

La question des capacités d’installation et de l’offre disponible se pose déjà face à la forte augmentation des besoins. Bien que le GIEC ait récemment souligné que “le potentiel technique mondial de l’énergie solaire directe dépasse de loin celui de toute autre ressource d’énergie renouvelable”5, nous n’avons pas encore pris la mesure de son potentiel en matière d’atténuation du changement climatique et d’adaptation à ses conséquences. L’anticipation sera la clé : pour que l’offre puisse suivre la demande à venir, une puissante filière du solaire doit réémerger en Europe.
La demande doit être également soutenue à tous les échelons pour réussir le défi du « 1,5°C minimum ». Ainsi, la décision française d’interdire le cumul d’aides collectivités-Etat semble anachronique. Elle fut d’ailleurs savamment dénoncée par un collectif transpartisan rassemblé derrière l’association Energie Partagée6. A l’inverse, les réductions de la fiscalité directement ou indirectement liées à l’énergie solaire (ce fut notamment le cas pour la TURPE7), vont dans le bon sens.

Révolutions concomitantes

Toute cette réflexion sur les enjeux macroéconomiques n’efface pas la question des apports concrets de l’énergie solaire, seul moyen d’engager largement les citoyens dans le défi de la sobriété. S’intéresser aux préconisations scientifiques doit nous mener à envisager les usages futurs. Deux révolutions concomitantes permettent de les esquisser : la fin de l’intermittence et l’électrification de nos mobilités.
Souvent évoquée comme une des limites de l’énergie solaire, son intermittence ne sera bientôt plus un problème. Cette fin de l’intermittence sera en effet une conséquence directe du renforcement de l’usage des batteries. Ces dernières vont devenir bien plus abordables dans les prochaines années et le couplage « panneaux + batteries » va devenir une norme effaçant, de facto, le principal défaut du solaire. Pouvoir disposer de l’énergie créée quand on le souhaite et pour les usages que l’on souhaite, promet de changer notre rapport à l’énergie solaire.
Cette première révolution en débloque une seconde : l’électrification de nos mobilités. Cette électrification est déjà à l’œuvre mais sera profondément accélérée dès lors que le carburant de nos véhicules sera produit sur nos toits. Canaliser l’énergie solaire pour en faire un levier de décarbonation des mobilités est un axe immanquable de la transition énergétique et écologique.

Gisement insoupçonné

Cette transition majeure doit être faite à tous les niveaux : déploiement des capacités de production, mise en pratique des nouveaux usages. Nos toitures résidentielles sont une ressource énergétique insoupçonnée qui représenteraient, si elles étaient toutes équipées, 265 TWh/an d’énergie produite souligne l’ADEME8, soit plus du quart de l’énergie dont nous aurons besoin en 20509.
Notre capacité à mobiliser ce gisement dépendra tant des orientations politiques françaises qu’européennes. Ainsi, la directive 2022/54210 qui ouvre la voie à une TVA de 0% pour les panneaux solaires (contre 10 à 20% en France selon la taille de l’installation11) et les obligations d’installation prévues par la Commission pour les futurs bâtiments résidentiels12 sont fondamentales et la France doit se saisir de ces opportunités. Combler le retard pris par notre pays en matière d’énergies renouvelables nécessitera aussi la mobilisation des exécutifs locaux : de nombreux Plan Locaux d’Urbanisme (PLU) limitent toujours les installations solaires alors que la Commission recommande d’accélérer l’octroi de permis13.

1 https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/Futurs-Energetiques-2050-principaux-resultats.pdf
2 Quel est le potentiel pour le PV solaire en France ? Les toitures. - Le solaire photovoltaïque en France
3 https://www.ecologie.gouv.fr/sites/default/files/SNBC-2%20synthèse%20VF.pdf
4 https://report.ipcc.ch/ar6wg3/pdf/IPCC_AR6_WGIII_FinalDraft_Chapter06.pdf
5 https://www.lemonde.fr/idees/article/2021/10/10/energie-solaire-la-france-interdit-aux-collectivites-d-apporter-leur-soutien-a-des-projets-aux-retombees-economiques-reelles_6097809_3232.html
6 Réduction de tarif d’utilisation du réseau public de transport d'électricité | Ministère de la Transition Écologique et de la Cohésion des Territoires
7https://librairie.ademe.fr/recherche-et-innovation/2881-mix-electrique-100-renouvelable-analyses-et-optimisations.html cité par Quel est le potentiel pour le PV solaire en France ? Les toitures. - Le solaire photovoltaïque en France
8 https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/Futurs-Energetiques-2050-principaux-resultats.pdf
9 https://assets.rte-france.com/prod/public/2021-12/Futurs-Energetiques-2050-principaux-resultats.pdf
10 Press corner | European Commission
11 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022L0542&from=EN
12 https://www.economie.gouv.fr/particuliers/aides-installation-photovoltaiques#:~:text=Les%20installations%20photovoltaïques%20raccordées%20au,taux%20de%20TVA%20à%2010%20%25.
13 EUR-Lex - C(2022)3219 - EN - EUR-Lex

BG256948 · Août 15, 2022, 2:24

Énergies renouvelables : le plan de la France pour enfin rattraper son retard

L’exécutif prévoit une loi d’exception, valable pendant toute la durée du quinquennat, pour développer à vitesse grand V les projets photovoltaïques et les éoliennes en mer, domaines dans lesquels la France accuse un retard patent. Une consultation vient d’être lancée. Le texte doit être présenté en Conseil des ministres à la rentrée, avant d’être soumis au Parlement en octobre.

14 Août 2022, 13:59

L’évaluation est sans appel. Dans la matière « énergies renouvelables », la France est mauvais élève. En plus d’accuser un net retard sur la trajectoire qu’elle s’est fixée, elle est le seul parmi les 27 Etats membres de l’Union européenne à avoir manqué son objectif fixé par une directive européenne. En 2020, la part des énergies renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie du pays n’atteignait ainsi que 19%, bien loin des 23% attendus.
Face au contexte très tendu de la guerre en Ukraine, qui pourrait mettre en péril l’approvisionnement énergétique du pays, l’Hexagone entend enfin rattraper son retard. Vendredi dernier, le gouvernement a donné le coup d’envoi d’une « large consultation » autour du projet de loi d’accélération des énergies renouvelables promis par le président Emmanuel Macron, pour une présentation du texte en Conseil des ministres en septembre prochain, avant d’être soumis au Parlement le mois suivant.

Lancement d’une « large consultation »

Pour le gouvernement, ce texte est aussi le moyen de montrer qu’il s’attaque à la lutte contre le changement climatique, alors que l’été des Français a été marqué par des vagues de canicule à répétition et des semaines de sècheresse. En juin dernier, le Haut conseil pour le climat, qui fait référence pour évaluer l’action du gouvernement en la matière, jugeait d’ailleurs que la France faisait toujours face au risque majeur de manquer ses objectifs et appelait l’exécutif à un sursaut.
Très concrètement, le texte, dans sa rédaction actuelle, comprend 20 articles visant à simplifier par tous les moyens les démarches administratives pour déployer à vitesse grand V les panneaux solaires et les éoliennes en mer, moins celles sur terre pour lesquelles le président Emmanuel Macron a partagé, à plusieurs reprises, ses réticences.
Dans le détail, il comprend « une série de mesures à la fois exceptionnelles et transitoires pour accélérer les procédures de développement des énergies renouvelables », en réduisant notamment les délais de recours paralysants, afin de répondre « aux urgences actuelles sur l’approvisionnement et notre capacité à atteindre nos objectifs renouvelables », a indiqué Matignon, lors d’une conférence de presse téléphonique.

Raccourcir les procédures

« Il faut en moyenne 5 ans de procédures pour construire un parc solaire nécessitant quelques mois de travaux, 7 ans pour un parc éolien et 10 ans pour un parc éolien en mer, explique l’exécutif dans l’exposé des motifs du projet de loi accélération. Nos partenaires européens vont souvent deux fois plus vite que nous pour déployer les moyens de production d’énergie renouvelable. Nous devons donc aller beaucoup plus vite », rapporte Le Figaro, qui a pu consulter ce projet de loi.
Des mesures spécifiques se concentreront sur les filières du photovoltaïque et de l’éolien en mer, deux axes prioritaires de la politique énergétique d’Emmanuel Macron. Le chef de l’Etat vise de manière très ambitieuse 40 gigawatts (GW) à l’horizon 2050 de capacité installée grâce aux moulins des mers géants (soit environ 50 parcs éoliens), et une multiplication par dix de la puissance installée des panneaux solaires (c’est-à-dire environ 100 GW) dans le même horizon.

Elargir les surfaces disponibles et simplifier les débats publics

Pour le photovoltaïque, « l’idée c’est d’aller chercher à obtenir toutes les surfaces foncières disponibles en France », afin d’« élargir les surfaces » d’installation possibles, précise Matignon. Selon Le Figaro, l’objectif est de libérer 10 GW de solaire grâce à l’élargissement de l’obligation de construire des ombrières de parking avec panneaux solaires. L’Etat espère obtenir 4,5 GW supplémentaires grâce à la libération de terrains auparavant interdits aux panneaux solaires, comme le long des routes et des autoroutes et sur des terrains en friche dans des zones portuaires.
Quant aux éoliennes offshore, où la France est très en retard par rapport à ses voisins européens avec la production de ses premiers électrons depuis cet été seulement, l’exécutif prévoit un seul et unique grand débat public pour toute une façade maritime. Fini donc les débats publics pour chaque projet de parc.

Réduction sur la facture d’électricité

Le dernier volet de ce texte concerne le partage de la valeur générée par ces installations avec leurs riverains et la grande question de l’acceptabilité de ces infrastructures, qui constitue un frein majeur à leur développement. « L’idée, c’est que ces énergies renouvelables génèrent un certain nombre de revenus et que ces revenus pourraient être redistribués aux personnes qui sont directement concernées par une présence visuelle de ces moyens de production », a détaillé Matignon.

Toujours selon les informations du Figaro, l’avant-dernier article du projet de loi prévoit ainsi d’octroyer un tarif réduit de l’électricité aux voisins de centrales solaires ou de parcs éoliens. « Cet article vient ainsi créer une modalité de partage territorial de la valeur des renouvelables avec les ménages résidents via leur facture d’électricité », explique l’exécutif dans l’exposé des motifs du projet de loi.
Jusqu’à présent, le partage de la valeur demeurait indirect. En effet, les développeurs des projets éoliens et solaires reversent des taxes locales aux communes où ils sont implantés, permettant ainsi aux collectivités de financer de nouvelles infrastructures pour leurs concitoyens. Ces derniers ont aussi aujourd’hui la possibilité d’investir dans ces projets par le biais de plateformes de financement participatif.

D’autres mesures d’urgence pour l’hiver prochain

« Ce projet de loi ne jouera certes pas un rôle majeur pour l’hiver prochain, mais plutôt pour les suivants », reconnaît-on au sein du gouvernement. La guerre en Ukraine provoque de vives tensions sur le plan énergétique entre Moscou et les pays occidentaux. Les Vingt-Sept se préparent ainsi à l’éventualité de passer l’hiver prochain sans gaz russe. Dans cette course contre la montre pour trouver des alternatives au gaz russe, les énergies renouvelables présentent un avantage majeur. Elles sont très rapides à développer, notamment le photovoltaïque, contrairement à d’autres solutions décarbonnées comme les centrales nucléaires, qui nécessitent au moins une dizaine d’années avant de voir le jour.
Dans ce contexte, le gouvernement avait présenté fin juillet une palette de mesures d’urgence pour venir en aide aux projets d’énergies renouvelables, dont la viabilité était menacée par l’inflation. Au total, ces mesures non législatives et complémentaires au projet de loi d’exception doivent débloquer entre 10 et 11 GW de capacités.

Les exigences environnementales allégées

Selon les informations du Figaro, le projet de texte prévoit d’alléger les exigences environnementales imposées aux petits projets solaires et éoliens. L’article 6 du texte permettrait, par ailleurs, dans le contexte de la crise énergétique, de déroger à la protection des espèces protégées et ainsi de réduire le nombre de contentieux.
(Avec AFP)

BG256948 · Août 20, 2022, 5:51

La plus puissante centrale solaire d’Europe entre en service

• Bernard Deboyser
•
Révolution Energétique
Ed. Abonné

Baptisée « Francisco Pizarro », la centrale photovoltaïque construite par l’énergéticien espagnol Iberdrola en Estrémadure est la plus grande et la plus puissante d’Europe. Elle a commencé à injecter de l’électricité dans le réseau ce 10 août 2022.

D’une puissance de 590 MWc, la ferme solaire géante couvre une superficie de 1 300 hectares entre les municipalités de Torrecillas de la Tiesa et Aldeacentenera. Le projet a nécessité un investissement de plus de 300 millions d’euros et fourni de l’emploi à plus de 1 500 personnes pendant les périodes de forte activité sur le chantier. 60 % d’entre elles étaient des travailleurs locaux. Ils ont installé 1 494 240 panneaux photovoltaïques, 13 724 trackers (suiveurs) et 313 onduleurs.
Durant la construction, trois sites archéologiques antiques et médiévaux ont été découverts et sauvegardés. Cette centrale détrône Núñez de Balboa et ses 500 MW, construite également par Iberdrola et qui fût tout un temps la plus puissante d’Espagne et d’Europe. Notons que le projet photovoltaïque de 1 000 hectares à Saucats en Gironde, qui ambitionnait d’être le plus grand d’Europe, ne le sera donc pas s’il parvient un jour à se réaliser. Il devrait toutefois être le plus puissant du vieux continent puisqu’il prévoit une puissance de 1 000 MW.

Biodiversité

Francisco Pizarro[1] produira suffisamment d’électricité pour couvrir les consommations d’environ 334 000 ménages, a déclaré Iberdrola dans un communiqué. Connectée au réseau ce 10 août 2022, la ferme solaire augmentera progressivement sa production jusqu’à ce qu’elle soit pleinement opérationnelle le mois prochain.
Bien que les panneaux recouvrent une zone immense, Iberdrola souhaite promouvoir la biodiversité sur le terrain. Selon l’entreprise, l’installation a été conçue de manière à permettre l’élevage de moutons. Elle déclare aussi avoir pris des mesures pour protéger l’avifaune en installant notamment des nichoirs et en aménageant des zones dédiées à l’alimentation des oiseaux.

Power purchase agreements

Pour garantir la viabilité du projet, Iberdrola a signé des contrats de vente d’électricité à long terme (Power Purchase Agreements ou PPA) avec des multinationales comme Danone, Bayer et Pepsi, lesquelles alimenteront ainsi en énergie verte leurs filiales espagnoles.
L’année dernière, l’Espagne a produit 47 % de ses besoins en électricité à partir de sources d’énergie renouvelable. D’ici 2030, elle a comme objectif d’atteindre les 75 % et compte principalement sur les énergies solaires et éoliennes pour y arriver.

[1] Francisco Pizarro était un conquistador espagnol, envoyé par Charles Quint en Amérique du Sud pour conquérir des territoires et les coloniser au nom de la couronne d’Espagne. Il est connu pour avoir emprisonné et condamné à mort en 1533 l’empereur inca Atahualpa. A notre avis, donner à une centrale photovoltaïque le nom d’un guerrier colonisateur qui a commis des massacres n’est pas une bonne idée.

A PROPOS DE L’AUTEUR

Bernard Deboyser
Bernard est ingénieur polytechnicien et consultant en énergie et mobilité durable. Passionné par les énergies renouvelables et la transition énergétique depuis plus de 30 ans il développe (bénévolement) des projets éoliens et photovoltaïques dans le cadre d’une coopérative citoyenne dont il est un des fondateurs et l’administrateur-délégué :

BG256948 · Août 30, 2022, 7:00

Les 3 centrales solaires photovoltaïques les plus puissantes du monde

Cet été, Révolution Energétique se plonge dans les sites de production d’électricité bas-carbone les plus puissants du monde. Ces barrages, parcs éoliens, fermes solaires, centrales nucléaires, centrales à biomasse et autres systèmes de stockage peuvent afficher des dimensions considérables. Cette semaine, nous découvrons les 3 centrales solaires photovoltaïques les plus puissantes du monde.
Le photovoltaïque est aujourd’hui « l’option la moins coûteuse pour produire de l’électricité dans une large partie du monde » selon l’Agence internationale de l’énergie (IEA). Pas étonnant que cette filière connaisse un déploiement intensif depuis quelques années. Si la production solaire photovoltaïque mondiale s’élevait à 32,2 TWh en 2010, elle s’est établie à 821 TWh en 2020.
Une augmentation de… 2 550 % en 10 ans, qui révèle la rapidité d’installation de cette technologie. La plupart des giga-centrales solaires ont d’ailleurs permis de déployer localement plusieurs milliers de mégawatts en seulement 1 à 3 ans.

Si les chiffres de la filière sont impressionnants, ils restent insuffisants pour atteindre la décarbonation complète de la production électrique mondiale. Pour cela, le photovoltaïque devra générer 6 970 TWh annuels dès 2030, indique l’IEA.
Les plus puissantes centrales solaires photovoltaïques sont souvent installées dans des zones désertiques ou semi-désertiques. Elles offrent un excellent ensoleillement, mais imposent toutefois la construction de longues lignes de transmission afin d’exporter la production vers les zones de consommation très éloignées. Le désert implique également l’utilisation de techniques avancées de nettoyage des panneaux, davantage soumis aux dépôts de poussières.

1 – Parc solaire photovoltaïque de Bhadla, Inde

Puissance (GW) Prod. annuelle (TWh/an) Durée des travaux
2,245 Inconnue 2015 – En cours

Imaginez la métropole de Strasbourg entièrement recouverte de panneaux photovoltaïques, vous aurez une idée des dimensions du parc solaire de Bhadla, dans l’État indien du Rajasthan.
En plein désert du Thar, qui accueille également l’un des plus puissants parcs éoliens du monde, le site s’étale sur 14 km de large et 4 km de long et occupe une surface de 57 km². L’endroit n’a pas été choisi au hasard puisque l’irradiation solaire y atteint 2 088 kWh/m²/an, quand l’extrême sud-est de la France plafonne à 1 800 kWh/m²/an.
À LIRE AUSSIPharaonique : cette centrale solaire dans le désert sera aussi grande qu’une ville comme Strasbourg

Le désert, avantage et inconvénient

Si le désert est un avantage pour l’ensoleillement, il est aussi un défaut, car les panneaux subissent régulièrement des tempêtes de sable. La ferme solaire de Bhadla est donc un site privilégié pour la recherche sur les systèmes de nettoyage automatisés. Plusieurs sociétés y testent leurs solutions.
La construction de la gigantesque centrale solaire a débuté en 2015, dans la foulée du plan « Ultra Mega Solar Power Projects » lancé par le gouvernement indien. Bhadla est en réalité un assemblage de 37 centrales mitoyennes ou très rapprochées gérées par 16 opérateurs, totalisant une puissance de 2,245 GWc. La présence de nombreux acteurs et le manque de données officielles ne nous permet pas de connaître la production annuelle de la totalité du site.
À LIRE AUSSICe robot peut nettoyer les panneaux d’une centrale solaire flottante

Un objectif de 3,5 GWc à terme

La mise en service s’est effectuée en plusieurs phases dès 2017 et n’a pas vraiment de date de fin. En effet, l’objectif est d’atteindre une puissance de 3,5 GWc à terme. L’immensité du désert offre un espace quasi illimité pour son extension.
Le parc est relié à plusieurs lignes haute-tension de 220 à 765 kV afin d’acheminer la production jusqu’aux zones de consommation. La ville la plus proche, Jodhpur (1,1 million d’habitants), est située à 180 km et Jaipur (4 millions d’habitants) est à 380 km.

2 – Parc solaire photovoltaïque de Gonghe, Chine
Puissance (GW) Prod. annuelle (TWh/an) Durée des travaux
2,2 Inconnue 2019 – 2020

À 2 900 m d’altitude, le parc solaire photovoltaïque de Gonghe en Chine bénéficie d’une excellente nébulosité. Il est situé sur un plateau semi-désertique où le soleil apporte plus de 1 900 kWh/an/m². Le site s’étend sur une zone de 15 km de large pour 18 km de long, à proximité immédiate du barrage de Longyangxia (1,4 GW).
L’emplacement est particulièrement intéressant, car il bénéficie des installations électriques du barrage. Ce dernier fonctionne de concert avec les 2,2 GWc délivrés par le vaste parc photovoltaïque de Gonghe.
Une centrale « hydro-photovoltaïque »
Une symbiose appelée « hydro-photovoltaïque », qui permet de lisser la variabilité du solaire photovoltaïque grâce à l’hydroélectricité. En clair, lorsqu’il fait nuit ou qu’un nuage réduit la puissance de la centrale solaire, le barrage prend le relais.
Le parc solaire de Gonghe est d’ailleurs opéré par la société qui gère également le barrage, la Hunaghe Hydropower Development. La construction a été particulièrement rapide, elle s’est étalée sur un peu plus d’un an entre 2019 et 2020.

Une ligne à courant continue haute tension pour exporter la production
Outre la centrale de Gonghe, le xi’an (comté) éponyme accueille de nombreux autres sites solaires photovoltaïques et à concentration, pour un total d’environ 5 GWc installés. Problème, ces sites sont très éloignés des zones de consommation.
Leur production est donc exportée vers l’est de la Chine par une ligne à courant continu haute tension (HVDC) de 800 kV longue de… 1587 km. Pour l’instant très peu déployé dans le monde, ce mode de transmission permet de réduire les pertes en ligne sur les très longues distances.

3 – Parc solaire photovoltaïque de Pavagada, Inde

Puissance (GW) Prod. annuelle (TWh/an) Durée des travaux
2,05 Inconnue 2016 – 2018

Accepteriez-vous de voir des villages encerclés par d’immenses centrales solaires photovoltaïques ? Dans l’État du Karnataka en Inde, cinq petites localités se sont retrouvées au beau milieu du gigantesque parc solaire de Pavagada.
Toutefois, l’arrivée des millions de panneaux photovoltaïques n’a pas suscité de levée de boucliers. Bien au contraire, cette région agricole étant touchée par une désertification galopante, les fermiers ont trouvé un nouveau moyen de subsistance.

BG256948 · Août 30, 2022, 7:08

Le plus grand parc éolien offshore du monde entre en service

Le parc éolien en mer Hornsea 2, situé en mer du Nord, à 89 km des côtes du Yorkshire au Royaume-Uni entre en service. Après avoir commencé à produire de l’électricité fin 2021, il n’a déployé la totalité de sa capacité qu’à l’été 2022, pour en faire la plus grande ferme éolienne offshore au monde à ce jour.
Nous l’évoquions il y a quelques mois : le parc éolien en mer Hornsea 2 devait fonctionner à plein régime cette année. Voilà qui est fait cet été. Après le parc Hornsea 1 d’une puissance de 1 218 MW situé à proximité, le nouveau site Hornsea 2 déploie 1 386 MW supplémentaires, soit un total de 2 604 MW sur l’ensemble des 2 parcs.
Cette nouvelle méga-ferme éolienne offshore est en mesure de couvrir la consommation d’électricité nécessaire de 1,3 million de foyers britanniques. Le producteur d’électricité danois Orsted est à l’origine de ce projet, qui s’étend sur une surface de 462 km². Il est composé de 165 turbines Simens Gamesa de 8,4 MW.

De nouvelles extensions pour dépasser les 5 GW

Les parcs Hornsea 1 et 2 seront complétés dans les prochaines années par deux nouvelles installations : Hornsea 3, qui ajoutera 2 400 MW de puissance via 231 éoliennes. Situé à 160 km au large des côtes, il devrait être mis en service en 2027. Un quatrième parc est même en cours d’étude, ses caractéristiques finales seront actées en 2023.
Avec 5 à 6 GW installés à terme, les 4 parcs d’Hornsea contribueront massivement à l’objectif fixé par le Royaume-Uni d’atteindre 40 GW de puissance éolienne offshore installée d’ici 2030

Lorraine Veron

BG256948 · Décembre 4, 2022, 10:53

Pourquoi vos panneaux solaires ne vous sauveront pas d’un blackout ?

À moins d’y associer une batterie, une centrale solaire domestique ne permet pas de prendre le relais en cas de coupure de courant du réseau. Lors d’un blackout, vous serez donc privés d’électricité, que vous ayez ou non des panneaux photovoltaïques sur votre toit. Si la situation paraît absurde, elle s’explique par des règles techniques et de sécurité finalement logiques.
Ainsi, lors d’une coupure générale, la production des panneaux solaires qui y sont installés est interrompue centrales. C’est une obligation légale.

L’arrêt s’effectue automatiquement grâce au relais de découplage intégré à l’onduleur.

Une question de sécurité

Il s’agit avant tout d’une mesure de sécurité. Cela permet d’éviter la présence de courant sur les lignes, où des agents sont susceptibles d’intervenir.

Lors d’une coupure, des panneaux photovoltaïques qui continueraient à injecter leur production délivreraient une tension et intensité irrégulières, car non synchronisées à la demande. Il y a donc un risque de détérioration des appareils, d’échauffement des conducteurs et donc d’incendie.

BG256948 · Janvier 11, 2023, 9:50

Ce que contient la nouvelle loi sur les renouvelables
La rédaction
11 janvier 2023
6 min (durée de lecture)

La loi adoptée mardi 10 janvier à l’Assemblée en première lecture visant à accélérer le déploiement des énergies renouvelables éolienne et solaire en France peut se résumer à deux types de mesures. Une série visant à limiter les possibilités de recours locaux contre l’installation de parcs éoliens terrestres et marins et une autre permettant de récupérer plus facilement des terrains et des surfaces pour installer des panneaux photovoltaïques. Reste que la production d’électricité en France est déjà décarbonée à plus de 90% et que la transition énergétique pour être réellement efficace devrait avoir d’autres priorités.
En dépit de leurs limites, l’intermittence, que l’on mesure particulièrement en hiver et lors des périodes de grand froid et de canicule (peu de vent), la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (éolien et solaire) est une priorité en France comme en Europe. Mais elle se heurte à des obstacles physiques, les éoliennes et les panneaux solaires demandent une importante emprise au sol, et sociétaux, les oppositions locales farouches notamment aux éoliennes terrestres et marines.

Selon des calculs effectués par les experts du World Economic Forum, l’emprise au sol des panneaux photovoltaïques est de 22 mètres carrés par MWh (Mégawatt heure) produit. Elle est comprise entre 8,4 et 247 mètres carrés par MWh pour les éoliennes terrestres. Et par comparaison, elle est de 0,7 mètre carré par MWh pour le nucléaire. Ajoutons qu’il est d’autant plus nécessaire d’installer de très grandes quantités d’équipements en mobilisant toujours plus de surfaces que la production réelle des éoliennes terrestres correspond en moyenne dans l’année à seulement 23% de leur capacité nominale et celle des panneaux photovoltaïques a à peine 14% de cette même capacité nominale.

Circonvenir les oppositions locales

Pour accélérer le déploiement des renouvelables en France, le gouvernement a donc décidé de contourner les oppositions locales via une nouvelle loi. Elle a été adoptée mardi 10 janvier à l’Assemblée en première lecture. Une commission mixte réunira des députés et sénateurs, a priori le 24 janvier, pour tenter d’établir un texte de compromis, en vue d’une adoption définitive en février. La loi consiste en résumé à alléger les procédures administratives, installer des panneaux solaires en bord d’autoroute et sur les parkings où les surfaces sont disponibles et à développer massivement l’éolien en mer.
Le projet de loi d’accélération des énergies renouvelables doit ainsi permettre à la France de rattraper ce que certains, notamment les lobbys éolien et solaire, présentent comme un retard… Ce qui est absurde. L’objectif poursuivi par la transition consiste à décarboner la production d’électricité. Ce qui est déjà le cas en France à 90% avec le nucléaire, l’hydroélectrique et ce qui existe d’éolien et de solaire.

BG256948 · Février 2, 2023, 9:17

Privée de gaz russe, la production d’électricité en Europe se dope au solaire en 2022

Par Challenges.fr le 31.01.2023 à 19h24 Lecture 5 min.

L’année 2022 pourrait-elle être un tournant pour le mix énergétique européen? Pour la première fois, la part des énergies solaire et éolienne dans la production d’électricité en Europe a dépassé celle du gaz. Un changement de paradigme rendu possible par le tarissement de l’approvisionnement en gaz russe, une baisse de la consommation et l’augmentation des capacités de production du solaire. Une bonne nouvelle alors que la production d’origine nucléaire était au plus bas cette année.

C’est acté, les Français vont payer plus cher leur électricité. Les tarifs réglementés augmenteront de 15% maximum début 2023, a annoncé Elisabeth Borne cette semaine. En cause: la flambée des prix sur les marchés, qui se répercutent sur les consommateurs. Alors que les factures explosent de tous les côtés, certains Français ont pourtant réussi à faire baisser drastiquement la leur, grâce à l’installation de panneaux solaires photovoltaïques sur leur toit, ou dans leur jardin. Et la recette séduit de plus en plus.

Pendant longtemps, les panneaux photovoltaïques pour les particuliers n’étaient qu’un investissement financier. Celui-ci payait -cher-, une mini centrale, et réinjectait 100% de sa production dans le réseau électrique. Mais en 2017, un décret est venu changer la donne. Depuis 5 ans, les particuliers peuvent installer des panneaux solaires en autoconsommation. Si ceux-ci produisent de l’électricité pendant qu’ils en ont besoin, ils consomment directement leur production. Sinon, le surplus est revendu à EDF qui a une obligation d’achat à 10 centimes le kilowattheure, un tarif non indexé sur les marchés de gros, via des contrats de 20 ans. « Les Français ont accès à des tarifs d’achat de l’électricité réglementé, il est quelque part logique qu’ils aient accès à des tarifs de vente aussi réglementés, qui
permettent que l’électricité que vous produisez mais ne consommez pas ne soit pas perdue », explique Jean Rosado, directeur général d’Otovo place de marché de panneaux. Et si la production n’est pas suffisante, l’électricité utilisée provient classiquement de son fournisseur, quel qu’il soit.

Succès exponentiel du photovoltaïque chez les Français

Résultat de ce changement de philosophie, « 100% de mes chantiers pour les particuliers sont aujourd’hui pour de l’autoconsommation », témoigne Stéphan Vinsonneau, patron d’Energesia, installateur de panneaux photovoltaïque à Toulouse depuis 12 ans. Et la recette plaît de plus en plus depuis le début de la hausse des tarifs de l’électricité, et encore plus depuis l’invasion de l’Ukraine. En trois ans, l’activité de Stéphan Vinsonneau a été multipliée par 10. Il fait travailler aujourd’hui une trentaine de personnes, contre 5 en 2019, « et il y aurait du travail pour 40 ». Résultat, entre boom de la demande et pénurie de matériaux, les délais s’allongent. Comptez en moyenne 6 mois pour un particulier, et jusqu’à deux ans pour une entreprise.
Même constat du côté des nouveaux venus du secteur. Le groupe norvégien Otovo est arrivé en France en 2019 avec l’acquisition de la start-up In Sun we trust et a vu ses ventes exploser de 80% entre le premier trimestre 2021 et le premier trimestre 2022. Son concurrent, Oscaro Power, qui commercialise des kits solaires à installer soi-même a, lui, vu son activité multipliée par 6 depuis mars. Des chiffres confirmés par Enedis. à la fin du premier trimestre 2022 (avant l’explosion des prix de l’électricité), 184.150 installations photovoltaïque en autoconsommation étaient raccordées à son réseau, 3,5 fois plus
qu’il y a 3 ans, pour 1 GW de puissance installée à la mi 2022, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire.

Investissement rentable…

Il faut dire que la solution photovoltaïque a tout pour plaire. A l’heure de l’inflation galopante, l’impact sur la facture des ménages est incomparable. Rémi Leclair a fait installer 16 panneaux sur sa maison à Domloup près de Rennes via Otovo fin septembre 2019. En modifiant ses habitudes de consommation pour les faire correspondre aux moments de production (en milieu de journée surtout), cet ingénieur informatique freelance qui travaille à domicile consomme 25 à 30% de sa production électrique. Le reste est vendu à EDF.
Entre septembre 2021 et septembre 2022, Rémi Leclair qui vit avec sa femme et trois enfants a ainsi pu économiser 300 euros d’électricité, et revendu pour 380 euros. Le tout pour un investissement d’origine de 11.300 euros (12.700 moins 1.400 de prime de l’Etat) « Selon mes calculs, si le prix de l’électricité ne bouge plus, l’investissement sera rentabilisé en 19 ans. Otovo avait calculé une rentabilité en 15 ans avec une hausse de 3% de l’électricité par an, mais avec les augmentations actuelles et celles annoncées, les délais vont être beaucoup plus courts », se félicite ce père de famille.
Solenne Cadet, enseignante en Génie Civil a elle aussi opté pour des panneaux solaires pour des raisons écologiques. « Quand nous avons acheté notre maison en Savoie, nous cherchions une bâtisse sur laquelle on pourrait agir au maximum pour l’environnement », témoigne-t-elle. Depuis février 2022, cette propriétaire dispose donc de 20 panneaux solaires sur son toit plat, et de quatre de plus en façade, en guise de brise-soleil. Et le résultat est bluffant, avec une réduction de près de 78% de sa consommation entre juillet 2022 par rapport à juillet 2021, avec un effet non négligeable sur sa facture. De 183,24 euros du 16 juin au 15 août 2021, elle est passée à 59,68 euros pour la même période en 2022, soit une ristourne de plus de 67%, sur les meilleurs mois de production.

DD677476 · Février 21, 2023, 1:13

Analyse La guerre devrait accélérer la transition climatique Si les bénéfices des majors pétrolières se sont envolés, les craintes qu’elle ne fasse échouer la transition vers les énergies renouvelables se sont révélées infondées.
Valerio Baselli

2022 a été une année de bouleversements historiques - au milieu de la guerre et de la pénurie d’énergie, pour la première fois de l’histoire, l’énergie solaire et éolienne a généré plus d’électricité que le gaz au sein de l’Union européenne.

Selon les données du groupe de réflexion sur les énergies renouvelables Ember basé à Londres, l’année dernière, 22 % de l’électricité de l’UE a été générée par des panneaux solaires et des éoliennes, contre 20 % par l’utilisation du gaz naturel.

« L’Europe a évité le pire de la crise énergétique », déclare Dave Jones, responsable des données chez Ember.

« Les chocs de 2022 n’ont provoqué qu’une faible augmentation (1,5 %) de l’électricité au charbon et en même temps une énorme augmentation du soutien aux énergies renouvelables. »

Toutes les craintes d’une reprise du charbon sont désormais caduques.

Le changement historique a été un choix imposé par l’invasion de l’Ukraine, les sanctions européennes qui ont suivi contre Moscou, l’arrêt presque complet des importations de gaz russe et la flambée des prix et de la volatilité qui en a résulté .

Après avoir atteint un niveau record en août dernier à 340 € par mégawattheure, les contrats de gaz naturel négociés sur la plateforme néerlandaise TTF oscillent actuellement autour de 51 € par MWh, au plus bas depuis septembre 2021.

À seulement un mois de l’hiver, les stockages européens sont remplis à 65 %, bien au-dessus de la moyenne décennale de 53 % pour cette période de l’année.

Au milieu des bonnes nouvelles, la volatilité et l’incertitude sur les marchés de l’énergie sont loin d’être terminées, en particulier face au rebond de la demande chinoise après de longues périodes de confinement.

« Les prix de gros du gaz et de l’électricité ont grimpé en flèche depuis le début de la crise énergétique en 2021, et ils resteront bien au-dessus de leur moyenne historique », déclare Tancrede Fulop, analyste actions chez Morningstar.

« Nous pensons qu’ils se normaliseront vers le milieu de cette décennie dans le sillage d’une réduction structurelle de la consommation de gaz en Europe et d’un rééquilibrage du marché mondial du gaz avec la mise en service de nouvelles usines de liquéfaction de gaz. »

Électrifier l’offre et la demande
La guerre en Ukraine a mis l’accent de la politique européenne sur la diversification des approvisionnements énergétiques et sur la gestion de la demande grâce à une plus grande efficacité - l’électrification et les énergies renouvelables sont essentielles pour les deux.

En mai dernier, Bruxelles a lancé le plan REPowerEU, un programme de 300 milliards d’euros destiné à mettre fin à la dépendance aux combustibles fossiles russes et à stimuler les investissements dans les énergies renouvelables, avec l’objectif de construire jusqu’à 45 % du mix énergétique d’ici 2030.

« L’énergie solaire devrait augmenter à 600 GW d’ici 2030 et à plus de 320 GW d’ici 2025, soit plus du double des niveaux actuels », selon Fulop.

« Les plus opérateurs de services collectifs européens diversifiés n’ont pas attendu la crise dezl’énergie pour orienter leurs investissements vers les énergies renouvelables.

Ils ont commencé à le faire au cours de la dernière décennie alors que les prix de l’électricité étaient déprimés et que les investissements dans les énergies renouvelables bénéficiaient de subventions élevées.

Nous estimons que les services publics européens que nous couvrons consacreront plus de 40 % de leurs investissements aux énergies renouvelables dans les années à venir.

Une bonne partie du reste des investissements ira aux réseaux qui doivent être modernisés et étendus pour accueillir la croissance des énergies renouvelables. »

L’augmentation de la production d’énergies renouvelables est un aspect de la transition, mais l’électrification des utilisations énergétiques sera la clé de sa réussite, prévient Roman Boner, gestionnaire de portefeuille de la stratégie RobecoSAM Smart Energy Equities.

« Ce changement sera impulsé non seulement par les marchés des transports, mais aussi par les bâtiments, grâce à l’efficacité énergétique, et par les marchés industriels, grâce à l’électrification des processus de production. »

La semaine dernière, le Parlement européen a approuvé une interdiction controversée des nouvelles ventes de voitures à essence et diesel émettant du carbone d’ici 2035.

Le plan de l’UE soutient également l’électrification des bâtiments et des entreprises et étend les investissements dans les infrastructures reliant les économies du bloc.

« À court terme, de nombreuses entreprises devront faire face à des coûts considérables, en particulier dans les secteurs difficiles à électrifier », selon Boner.

« Cependant, les coûts de production des énergies renouvelables diminuent par rapport à ceux des formes d’énergie conventionnelles, et à mesure que les coûts de l’énergie conventionnelle montent en flèche, les consommateurs et les secteurs à forte intensité énergétique finiront par accélérer leur transition énergétique. »

Cycle d’investissement massif
Au-delà de l’Europe, les plus grandes économies mondiales se sont déjà fixé des objectifs ambitieux pour augmenter la part des énergies renouvelables dans leur mix énergétique national.

Aux États-Unis, le récent Inflation Reduction Act (IRA) consacre près de 400 milliards de dollars au développement de la production et du stockage des énergies renouvelables domestiques et à l’utilisation d’énergies propres par les consommateurs.

« Malgré les défis actuels, l’électrification semble être au début d’un énorme cycle d’investissement qui s’étendra à tous les secteurs », commente encore Roman Boner.

« Nous pensons que nous sommes proches d’un point de basculement où les gouvernements cesseront d’encourager les combustibles fossiles et encourageront l’adoption de technologies qui facilitent l’électrification complète des économies. »

À mesure que le mix énergétique se diversifie et que les clients bénéficient de plus de flexibilité, la concurrence entre les sources d’énergie ne fera qu’augmenter.

© Morningstar, 2023 - L’information contenue dans ce document est à vocation pédagogique et fournie à titre d’information UNIQUEMENT. Il n’a pas vocation et ne devrait pas être considéré comme une invitation ou un encouragement à acheter ou vendre les titres cités. Tout commentaire relève de l’opinion de son auteur et ne devrait pas être considéré comme une recommandation personnalisée. L’information de ce document ne devrait pas être l’unique source conduisant à prendre une décision d’investissement. Veillez à contacter un conseiller financier ou un professionnel de la finance avant de prendre toute décision d’investissement.

BG256948 · Mars 19, 2023, 9:19

Électricité solaire Autoconsommer, est-ce rentable ?

La hausse des prix de l’électricité booste le photovoltaïque sur toiture, avec des ménages qui souhaitent avant tout autoconsommer l’énergie qu’ils produisent. Est-ce un pari gagnant ? Que Choisir refait les comptes.
Au printemps 2021, notre enquête sur le photovoltaïque s’intitulait « Une opportunité à saisir ». Après avoir été longtemps prohibitifs, les coûts des panneaux avaient chuté et leur pose en surimposition s’avérait aussi bien rémunérée que leur intégration au toit (en lieu et place des ardoises et des tuiles), source de problèmes fréquents d’étanchéité et d’infiltrations d’eau. Nous ajoutions cependant aussitôt : « À condition de ne pas succomber à la mode de l’autoconsommation et de payer le prix juste. » Nos calculs démontraient en effet que, du nord au sud, l’option la plus lucrative restait toujours la vente en totalité de l’électricité produite.

Depuis, la reprise économique mondiale post-covid et la guerre en Ukraine ont bouleversé la situation énergétique. Les tarifs de l’électricité ont augmenté et vous êtes nombreux à nous demander si nos préconisations demeurent identiques. « Merci pour la qualité de votre article, les conclusions que vous tiriez sont-elles toujours valables avec le renchérissement actuel du coût de l’électricité ? », nous interroge Pierre. « Il semblerait que le photovoltaïque en autoconsommation devienne rentable avec la crise énergétique », ajoute Monique, l’un comme l’autre se faisant l’écho de bien d’autres abonnés et lecteurs.

Que Choisir a donc ressorti sa machine à calculer en se basant sur la nouvelle donne financière, soit un investissement plus onéreux en raison de l’inflation qui a touché les matériaux, un prix du kilowattheure (kWh) électrique passé à 20,62 centimes, un tarif d’achat de 20,22 centimes par kWh en vente totale, de 10 centimes en vente du surplus, avec dans ce cas une prime de 430 € par kilowatt-crête (kWc) installé jusqu’à 3 kWc, 320 € au-dessus jusqu’à 9 kWc. Autre élément pris en compte, un renchérissement du kWh que nous évaluons à 2 % par an sur 20 ans, une durée qui correspond à celle des contrats avec tarif d’achat. Si les commerciaux qui démarchent préfèrent annoncer +5 % par an pour flatter l’envie des éventuels clients d’autoconsommer leur production, il s’agit d’une hausse très supérieure aux évolutions constatées jusqu’à présent.

UN TARIF DE VENTE DU SURPLUS PEU ATTRACTIF

Mettons les choses au point d’emblée, l’autoconsommation totale est un parti pris perdant, et même ruineux, lorsqu’on s’équipe au-delà du kit solaire. D’abord, parce que les panneaux fournissent de l’énergie en journée alors que les ménages l’utilisent surtout le matin et le soir. Ensuite, parce que 70 % de la production photovoltaïque se fait entre avril et septembre, à l’inverse de la consommation électrique, beaucoup plus élevée en hiver. Aussi parce que tout autoconsommer ne donne droit à aucune aide et impose de s’engager à ne rien injecter dans le réseau. Enfin, parce que l’on doit stocker le surplus afin d’avoir une chance de consommer toute sa production et ne pas perdre l’excédent.
Or, les batteries coûtent très cher et polluent. « Le réseau électrique remplit les mêmes fonctions […], mais de façon autrement plus efficace, plus économique et plus écologique. Il valorise l’énergie non consommée et vous alimente en électricité quand les panneaux ne produisent pas », indique Hespul, l’association qui fait référence sur le photovoltaïque. Et d’ajouter que « la batterie ne pourra jamais stocker la production de l’été pour alimenter le logement en hiver ». S’il fallait encore un argument afin de dissuader les partisans de l’autoconsommation totale, ajoutons que contrairement à une croyance très répandue, elle n’évite pas les coupures de courant. Car dans ce cas, l’onduleur se met automatiquement en veille : cela permet de protéger les techniciens qui interviennent sur le réseau des risques d’électrocution. Le système photovoltaïque ne redémarre qu’une fois le courant rétabli.
L’autoconsommation avec vente du surplus est d’ailleurs la formule que les particuliers plébiscitent depuis la crise énergétique. L’augmentation du prix des panneaux photovoltaïques et la faible rémunération des kWh vendus ne les arrêtent pas. Les raccordements d’installations résidentielles en autoconsommation ont, de fait, bondi entre juillet et septembre dernier, « battant un record absolu », selon l’observatoire de France territoire solaire. « On constate que les particuliers qui choisissent la vente du surplus cherchent à autoconsommer le plus possible, ce qui s’explique en partie par un tarif de vente du surplus faible, souligne Anne-Claire Faure, coanimatrice du centre de ressources photovoltaïques d’Hespul. Pourtant, au-delà du ballon d’eau chaude électrique qu’on programme en journée, voire de la recharge du véhicule électrique si on en possède un, c’est difficile, le gros électroménager ne se commandant pas si facilement. De plus, comme le compteur n’enregistre que l’énergie injectée dans le réseau, les usagers ne disposent pas du suivi de leur production et ils ignorent combien ils en consomment, c’est propice à la surconsommation. On en voit même certains ajouter un spa ou une piscine pour consommer leur production. » Une hérésie selon l’association, qui se plaît à rappeler que la meilleure énergie est celle qu’on n’utilise pas et qui prône avant tout la sobriété énergétique. En réalité, seuls les bureaux, les centres commerciaux et, plus généralement, tous les sites qui fonctionnent en journée peuvent consommer leur production en totalité.

DIFFICILE D’UTILISER PLUS D’UN TIERS DE SA PRODUCTION

Avec une puissance de 3 kWc, la plus courante en raison des aides publiques auxquelles elle donne droit, les occupants d’une maison peuvent espérer consommer 30 % de leur production en reportant un maximum d’usages en journée. Ce chiffre, très décevant si on le compare aux promesses des vendeurs, repose sur le suivi effectif d’installations réelles en service. Il est donc plus réaliste que leurs discours. Gardons cependant à l’esprit qu’en cas de production photovoltaïque faible ou nulle, les appareils programmés sur la journée fonctionneront sur heures pleines, au prix fort. Avoir la possibilité de modifier le moment de leur mise en route au coup par coup est indispensable lorsque l’on veut éviter de mauvaises surprises sur la facture d’électricité. Pour un surcoût non négligeable, se doter d’une box domotique les pilotant permet de décider de l’heure de lancement du cumulus, du lave-vaisselle, du lave-linge et du sèche-linge.
Gare toutefois aux désillusions, il arrive que les équipements ne soient pas tous compatibles, qu’il s’agisse des chauffe-eau électriques ou du gros électroménager. Par ailleurs, les professionnels n’hésitent pas à promettre un taux d’autoconsommation de 50 %, voire de 70 % pour obtenir la signature du client. S’ils en rajoutent tant et plus afin d’emporter la mise, ils se gardent bien de garantir ce pourcentage sur le devis qui engage leur responsabilité, le sachant inatteignable… sauf si on chauffe l’eau de la piscine en plein après-midi l’été tout en allumant la climatisation !
Sans renoncer aux économies d’énergie, dépasser 30 % d’autoconsommation paraît difficile. On cède donc 70 % de sa production, mais à seulement 10 centimes le kWh. Cette différence importante de rémunération face à la vente totale – qui, elle, s’établit à 20,22 centimes le kWh – désavantage la vente du surplus, sauf quand la production solaire s’avère relativement faible, comme dans la partie nord du pays. Ailleurs, malgré le fort renchérissement du kWh, il est plus rentable de céder toute sa production, même si l’écart se réduit. L’autre intérêt de ce choix ? En continuant à payer toute sa consommation d’électricité, le particulier sait précisément combien il dépense, ce qui l’incite à maintenir ses efforts de sobriété énergétique et à économiser l’énergie. C’est tout bénéfice pour ses finances.
En mettant en œuvre 3 kWc, on a une TVA de 10 %. Elle grimpe à 20 % pour 6 kWc, une puissance qu’il est néanmoins possible d’installer sur de nombreux pans de toitures résidentielles. Si cette différence peut faire hésiter, l’investissement moins élevé par kWc posé la contrebalance. Dans la mesure où il s’agit d’un placement garanti sur 20 ans grâce au contrat d’achat, cela mérite réflexion au sud de la Loire dès lors que l’on dispose des fonds et d’une toiture exposée sud. S’équiper en finançant l’opération par un crédit associé demeure par contre trop risqué. En l’incluant, le prix de l’équipement est tellement élevé qu’il ampute la rentabilité. La vigilance s’impose, car en général, le commercial surévalue nettement la production pour convaincre de l’intérêt financier du projet malgré la charge de l’emprunt.

Nos 3 conseils

Refusez le démarchage. Les professionnels compétents ne prospectent pas, ils sont trop occupés.
Réfléchissez bien avant de signer un devis. Les commerciaux surestiment la production et la rentabilité, tout en forçant sur le prix des panneaux.
Vendez des kWh, c’est indispensable. Autoconsommer la totalité de sa production est impossible.

BG256948 · Avril 8, 2023, 4:48

Je suis en total désaccord , au sujet de cette phrase. Pour le reste tout est OK

« Mais si nous voulons limiter le réchauffement climatique à 1,5°C par rapport à l’ère pré-industrielle, »

Sur le plan scientifique , je ne prends en considération que les publications dans Nature ou Science , comme la plus part des personnes qui votent pour la désignation d’un Nobel scientifique

Voici donc ce qu’il faudrait pour limiter la température à 1, 5 °C en 2050

Revue Nature 9 septembre 2021
•
•Les chercheurs de l’University College de Londres estiment que près de 60 % des réserves actuelles de pétrole et de gaz et 90 % de celles de charbon devraient rester sous terre d’ici à 2050.
•
•Les auteurs de l’étude considèrent ainsi qu’au niveau mondial, les consommations de pétrole et de gaz doivent chacune diminuer de 3 % par an jusqu’en 2050
• Les États-Unis, la Russie et la Chine possèdent notamment de gigantesques réserves de charbon, l’énergie fossile la plus émettrice de dioxyde de carbone.

Pour limiter le réchauffement à 1, 5 °C en 2100

Il faudrait ne pas émettre plus de 500 Gt de CO2 , soit l’équivalent de 10 ans de consommation actuelle.

En conclusion :
Il est impossible de limiter le réchauffement climatique à 1, 5 °C

DD677476 · Avril 20, 2023, 4:14

Investissement durableJour de la Terre 2023 : les technologies de capture du carbone fonctionnent-elles ?Nous examinons cette nouvelle frontière pour les investisseurs, et comment investir dans l’énergie propre.
Sara Silano20.04.2023Font-Size
earth

La crise énergétique de 2022 a mis en lumière les charmes des technologies de captage du carbone.

Ce sont des solutions qui aident à atténuer les émissions de dioxyde de carbone provenant de sources telles que les centrales électriques et les usines et à éliminer le CO₂ existant de l’atmosphère.

La promesse de la capture du carbone a attiré l’attention en 2022 alors que l’utilisation mondiale du charbon augmentait pendant la crise énergétique et que la Russie réduisait sa production de gaz naturel.

Le charbon contient plus de carbone que le pétrole ou le gaz et est de loin la plus grande source d’émissions de dioxyde de carbone du système énergétique mondial.

Selon les estimations de l’Agence internationale de l’énergie, elle a augmenté de 1,2 % en 2022, dépassant les 8 milliards de tonnes en une seule année pour la première fois de l’histoire.

L’AIE s’attend à ce que l’utilisation du charbon reste robuste en Asie émergente.

C’est pourquoi certains gouvernements ont décidé d’accélérer le développement des technologies de captage du carbone. Les entreprises et les investisseurs espionnent également de nouvelles opportunités.

Initiatives gouvernementales
L’utilisation du charbon met en péril l’objectif de zéro émission nette de l’Union européenne pour 2050.

Les gouvernements prévoient de nouvelles initiatives pour atteindre l’objectif, notamment l’efficacité énergétique, les énergies renouvelables et la capture du carbone.

L’Allemagne, en particulier, est revenue au charbon pour remplacer le gaz naturel russe, mais souhaite faire progresser la technologie de capture du carbone.

Début 2023, les gouvernements allemand et norvégien ont convenu de coopérer pour accélérer le déploiement des technologies de capture et de stockage du carbone.

Dans l’UE, la Commission européenne a proposé d’établir un cadre européen pour la certification de l’élimination du carbone, renforçant ainsi la confiance dans les certificats d’élimination du carbone.

Pendant ce temps, les États-Unis ont adopté la loi sur la réduction de l’inflation, qui prévoit d’importants investissements dans la réduction des émissions de carbone et la lutte contre le changement climatique.

Au quatrième trimestre de 2022, les États-Unis ont lancé quatre programmes visant à « aider à accélérer les investissements du secteur privé, à stimuler les progrès dans les pratiques de surveillance et de notification des technologies de gestion du carbone et à accorder des subventions aux États et aux gouvernements locaux pour se procurer et utiliser des produits. développé à partir des émissions de carbone capturées ».

Technologies de captage du carbone et capital-risque
Le capital-risque a déjà vu des opportunités dans les technologies de capture du carbone.

Selon PitchBook, en 2022 - une année difficile pour les marchés privés - les technologies du carbone et des émissions ont défié cette tendance.

Cette année-là, les investissements en capital-risque dans des domaines tels que la capture, l’utilisation et le stockage du carbone, la comptabilité carbone et les fintech, la décarbonation industrielle, la décarbonation de l’utilisation des terres et la décarbonation de l’environnement bâti, étaient presque identiques à ceux de 2021.

Le nombre de transactions a montré une légère augmentation en 2022, passant à 734 contre 704 en 2021 ; la valeur de la transaction a légèrement diminué, passant de 14,1 milliards de dollars à 13,8 milliards de dollars.

table

Que sont les technologies de captage du carbone ?
La capture, l’utilisation et le stockage du carbone (« CCUS ») fait référence à une suite de technologies qui permettent d’atténuer les émissions de CO₂ provenant de grandes sources ponctuelles telles que les centrales électriques, les raffineries et d’autres installations industrielles, ou d’éliminer le CO₂ existant de l’atmosphère.

Le processus CCUS se compose de trois étapes : la capture, le transport et le stockage, ou l’utilisation du CO₂.

Une fois capturé, il est compressé à l’état liquide, transporté et injecté dans des formations géologiques profondes, pour être stocké en permanence dans des réservoirs de pétrole et de gaz épuisés, des gisements de charbon ou des milieux aquifères salins profonds.

Souvent, le CO₂ capturé peut être utilisé comme intrant pour des produits et services commerciaux comme le ciment et le plastique. Il peut également faire l’objet d’un stockage partiel et d’une réutilisation partielle.

Objectif Net Zéro
Dans le rapport « Net Zero by 2050. A Roadmap for the Global Energy Sector », l’AIE prévoit que les volumes de capture de carbone « augmenteront légèrement au cours des cinq prochaines années par rapport au niveau actuel » d’environ 40 tonnes métriques d’équivalent CO₂ par an.

Vient ensuite « une expansion rapide au cours des 25 années suivantes à mesure que l’action politique porte ses fruits. D’ici 2030, 1,6 GT CO₂ par an sont capturés dans le monde, passant à 7,6 [GT] CO₂ en 2050 ».

L’AIE estime que 95 % du CO₂ total capturé en 2050 sera stocké dans des formations géologiques permanentes et 5 % utilisé pour fournir des carburants synthétiques.

chart

Rôle clé du capital-risque
Des chercheurs travaillent à développer de nouvelles technologies pour capter le CO₂.

L’initiative « Advanced Atmospheric Carbon-Capture Technology », financée par l’UE, en est un exemple. Elle a conçu un nouveau dispositif permettant de capter directement le CO₂ de l’air.

Installée directement dans un site industriel ou un datacenter informatique, la solution filtre le CO₂ de l’air et utilise le vide et la chaleur pour régénérer les matériaux, produisant du CO₂ pur.

Pour passer de l’étape du prototype à la mise en œuvre, ces projets ont besoin de financement, et les marchés privés sont une source importante, et les investisseurs en capital-risque ont montré un intérêt pour les technologies de capture du carbone au cours de la dernière année.

Au quatrième trimestre de 2022, par exemple, Svante, une entreprise canadienne de matériel de capture de carbone, a levé 318,0 millions de dollars dans le cadre d’un accord mené par Chevron Technology Ventures, l’unité commerciale CVX de Chevron pour l’innovation.

Technologie de capture du carbone en Bourse
Certaines entreprises du secteur sont déjà passées des marchés privés aux marchés publics. C’est le cas de LanzaTech Global, qui a fait ses débuts au Nasdaq à la mi-février 2023.

Fondée en 2005, elle transforme les déchets de carbone en matériaux tels que des carburants durables, des tissus, des emballages et d’autres produits.

L’objectif de l’entreprise est de remettre en question et de changer la façon dont le monde utilise le carbone, permettant une nouvelle économie circulaire du carbone où le carbone est réutilisé plutôt que gaspillé, le ciel et les océans sont maintenus propres et la pollution devient une chose du passé.

Un autre exemple est Origin Materials, également cotée en février 2023.

Il s’agit d’une entreprise de « matériaux à carbone négatif ».

La société transforme le carbone présent dans la biomasse en matériaux utiles tout en éliminant le besoin de ressources fossiles et en capturant le carbone dans le processus. Un matériau à carbone négatif signifie qu’il retire plus de carbone qu’il n’en émet dans l’atmosphère pendant tout son cycle de vie.

Les grandes entreprises énergétiques impliquées
Dans certains cas, le financement des startups pionnières dans les technologies de capture du carbone provient de grandes sociétés énergétiques.

En décembre 2022, Equinor Ventures, l’unité commerciale d’innovation d’Equinor de Norvège, a mené un accord de 12 millions de dollars pour Captura, qui utilise une technologie d’électrodialyse brevetée, alimentée par des sources renouvelables, pour extraire le dioxyde de carbone de l’eau de mer avant de renvoyer un flux d’eau décarbonée l’eau dans l’océan.

Fondée en 2021, Captura mène actuellement des essais en mer de sa technologie dans le cadre d’un projet pilote.

La valorisation de l’entreprise est d’environ 29 millions de dollars (données PitchBook au 28 décembre 2022).

Investir dans les technologies énergétiques propres
Les investisseurs intéressés par les futures technologies de réduction des émissions de gaz à effet de serre et de transition vers un environnement à faible émission de carbone peuvent se tourner vers des fonds communs de placement et des ETF dans le domaine de l’énergie propre et des technologies propres, lesquels investissent dans des entreprises qui contribuent ou facilitent la transition vers une énergie propre.

Cela inclut les énergies renouvelables telles que l’énergie éolienne, solaire, hydroélectrique, houlomotrice et géothermique, ainsi que l’amélioration de l’infrastructure du réseau, la transmission et la distribution, le stockage de l’énergie et des technologies innovantes telles que la capture et le stockage du carbone.

Le plus grand fonds d’énergie/technologie propre en Europe est Vontobel Clean Technology , qui a une note Morningstar « Silver » pour ses parts les moins chères et « Bronze » à « Neutral » pour les autres parts plus chères (au 15 mars 2023).

À propos de ce fonds, Ronald van Genderen, analyste fonds de Morningstar, déclare : « L’univers investissable est défini par un cadre thématique qui a été mis en place depuis le lancement de la stratégie en 2008. Chaque investissement potentiel devrait avoir au moins 20 % de ses revenus ou bénéfices, bien que cela l’exposition est généralement beaucoup plus élevée, liée à l’un des six piliers d’impact : gestion du cycle de vie, industrie économe en ressources, technologie du bâtiment, infrastructure d’énergie propre, transport à faibles émissions et eau propre. »

« La stratégie affiche un solide bilan depuis sa création en décembre 2008, mais elle a tendance à être à la traîne dans les marchés baissiers. »

Le deuxième plus gros fonds est l’ETF L&G Clean Energy qui réplique un indice mondial dans les énergies propres et dont les sociétés opèrent à différentes étapes de la chaîne de valeur.

L’ETF a une note des analystes quantitative Morningstar « Gold » (au 27 mars 2023). Son profil de frais très compétitif contribue à cette note.

Les investisseurs dans ce domaine doivent être conscients du fait que les fonds d’énergie/technologie propres sont caractérisés comme spécifiques à un secteur, ont généralement des portefeuilles concentrés et ont souvent un biais vers les actions à moyenne et petite capitalisation.

© Morningstar, 2023 - L’information contenue dans ce document est à vocation pédagogique et fournie à titre d’information UNIQUEMENT. Il n’a pas vocation et ne devrait pas être considéré comme une invitation ou un encouragement à acheter ou vendre les titres cités. Tout commentaire relève de l’opinion de son auteur et ne devrait pas être considéré comme une recommandation personnalisée. L’information de ce document ne devrait pas être l’unique source conduisant à prendre une décision d’investissement. Veillez à contacter un conseiller financier ou un professionnel de la finance avant de prendre toute décision d’investissement.

DD677476 · Avril 21, 2023, 4:25

Investissement durable La biodiversité, un investissement aux mille visages Les stratégies liées à la conservation de la nature et de ses écosystèmes se sont multipliées ces dernières années. Le véritable défi consiste à trouver des données significatives.
Valerio Baselli21.04.2023Font-Size
biodiversity

La biodiversité est définie comme la variété de toutes les formes de vie présentes sur Terre, qu’elles soient animales ou végétales. Elle comprend le nombre d’espèces, leurs variations génétiques et l’interaction de ces formes vivantes au sein d’écosystèmes complexes.

Des écosystèmes sains nous fournissent des éléments essentiels que nous tenons pour acquis : par exemple, les plantes convertissent l’énergie du soleil et la rendent disponible pour d’autres formes de vie, ou les bactéries et autres organismes vivants décomposent la matière organique en nutriments qui fournissent aux plantes un sol sain pour se développer. Et ainsi de suite.

Selon le Forum économique mondial, la moitié du PIB mondial (soit environ 44 billions de dollars) dépend de la nature et de la présence d’écosystèmes sains.

Pour cela, un changement radical s’impose.

A ce jour, 75% des écosystèmes naturels ont été endommagés par les activités humaines et l’augmentation de la population mondiale ne fera qu’aggraver cette situation.

Préserver la biodiversité marine et terrestre est donc essentiel pour la vie de la planète et de tous les êtres vivants.

Pourtant, depuis des années, les alarmes liées à la perte de biodiversité sont vaines.

Dans un rapport de l’ONU publié en 2019, les scientifiques craignaient la possible extinction d’un million d’espèces (sur une estimation de huit millions), dont beaucoup risquent de disparaître d’ici quelques décennies.

Certains chercheurs pensent même que nous vivons la sixième extinction massive de l’histoire de la Terre.

biodiversity1

Un nouveau thème d’investissement
Dans un tel contexte, et avec la sensibilité croissante des investisseurs aux enjeux ESG, une véritable nouvelle thématique d’investissement a surgi.

« Il n’y a pas d’échappatoire à la réalité. Les investisseurs qui ont investi massivement dans des entreprises fortement exposées aux risques liés à la biodiversité verront à un moment donné leur exposition au risque se matérialiser en détresse financière », a déclaré Thijs Huurdeman, responsable de la recherche ESG chez Morningstar Sustainalytics.

« Pensez par exemple au secteur alimentaire, ici le risque est double : les régulateurs et la demande des consommateurs limiteront les entreprises en ce qui concerne les activités qui nuisent à la biodiversité, comme l’utilisation excessive d’engrais et de pesticides ou la déforestation pour le changement d’affectation des terres », poursuit Huurdeman, mais un la perte de biodiversité entraînera en soi une perte de productivité, car notre système alimentaire mondial dépend de sols sains.

Des rendez-vous comme la COP15 - le sommet de l’ONU sur la biodiversité qui s’est tenu à Montréal en décembre dernier - sont fondamentaux, mais pas décisifs.

Le rôle de la finance
« Le secteur financier doit également jouer un rôle plus actif », écrit Laurent Ramsey, Managing Partner du groupe Pictet dans un communiqué. « Disposant de grandes quantités de capitaux à l’échelle mondiale, le secteur financier occupe une position unique pour aider à bâtir une économie qui travaille avec (plutôt que contre) la nature. La finance peut faciliter une transition positive pour la nature en transformant la façon dont elle alloue le capital aux entreprises et en développant de nouveaux modèles pour évaluer plus précisément les risques et les opportunités liés à la biodiversité. »

Par exemple, le programme Finance to Revive Biodiversity (FinBio), dont Pictet est partenaire sous la tutelle du Stockholm Resilience Centre de l’Université de Stockholm, vise à développer une recherche de valeur pour soutenir le secteur financier, visant à transformer les pratiques actuelles (qui récompensent croissance, souvent au détriment de la biodiversité) dans de nouveaux modèles, capables d’analyser et d’attribuer une valeur économique aux caractéristiques d’une entreprise, en relation avec la nature.

Les opportunités d’investissement dans la biodiversité reposent essentiellement sur trois facteurs : la demande, la réglementation et l’innovation.

Ces activités peuvent être les plus diverses, mais elles sont généralement unies par l’innovation et la technologie. Ces solutionneurs comprennent des entreprises pratiquant une agriculture respectueuse de la planète, celles qui construisent des espaces urbains respectueux de l’environnement et celles qui créent une économie plus circulaire.

« Pour trouver les meilleures opportunités, il faut d’abord s’interroger sur les causes réelles du déclin de la biodiversité », lit-on dans un livre blanc publié par l’UBP (Union Bancaire Privée).

« Le changement climatique et la pollution, qui déstabilisent les écosystèmes, sont des facteurs contributifs, tout comme la déforestation et d’autres changements d’affectation des terres (notamment pour l’agriculture) qui contribuent à la perte d’habitat, à la surexploitation des ressources naturelles, dont la forme la plus évidente est la pêche intensive ».

biodiversity2

Le nœud de données
Le défi le plus complexe dans ce type de domaine est de trouver des données fiables et des normes partagées. « Pour toutes les stratégies d’investissement à impact, obtenir des données non financières standardisées et auditées est un défi », poursuit l’analyse de l’UBP.

« Cette absence de données est aggravée par le fait qu’il n’y a pas de méthode convenue pour mesurer le gain net de biodiversité pour déterminer les progrès. »

Pour être efficace, il est nécessaire d’utiliser une approche précise, systématique et reproductible dans différents secteurs et zones géographiques, tant par les entreprises que par les investisseurs.

Dans le cas du changement climatique, le volume des émissions de carbone a été identifié comme le principal facteur à considérer pour mesurer l’impact.

Dans le cas de la perte de biodiversité, cependant, la situation est beaucoup plus complexe, car elle dépend d’une multitude de facteurs individuels.

Bien qu’il soit assez facile pour un gérant ou un analyste de savoir combien d’arbres ont été abattus dans une certaine zone sur une période donnée, lier les impacts de la perte de biodiversité aux entreprises qui les ont abattus afin que les meilleurs investissements puissent être identifié est beaucoup plus complexe.

Dans une économie mondiale, il est également très difficile de savoir exactement ce qui se passe tout au long de la chaîne d’approvisionnement afin d’isoler où se produisent les violations de la biodiversité.

bkld

« Evaluer les fournisseurs de données pour obtenir la meilleure analyse possible a été notre objectif avec des partenariats universitaires au cours des deux dernières années », explique Lucian Peppelenbos, stratège climat et biodiversité chez Robeco, dans une étude publiée en novembre 2022.

« Nous avons commencé à construire un cadre d’investissement que nous pouvons appliquer à l’ensemble de nos portefeuilles et relier réellement les émetteurs à l’impact sur la biodiversité, en identifiant les entreprises qui s’en sortent mieux que les autres. Mais ce n’est pas une science parfaite."

Bref, les investissements pro-biodiversité dans l’univers des titres cotés en sont encore à leurs balbutiements, il y a aussi des freins et des opportunités.

En ce sens, une première étape importante a été franchie précisément lors de la COP15 en décembre 2022, avec l’adoption du Cadre mondial pour la biodiversité de Kunming-Montréal (GBF), qui prévoit une série de mesures, de contrôles et de financements pour arrêter et inverser la perte de la biodiversité.

© Morningstar, 2023 - L’information contenue dans ce document est à vocation pédagogique et fournie à titre d’information UNIQUEMENT. Il n’a pas vocation et ne devrait pas être considéré comme une invitation ou un encouragement à acheter ou vendre les titres cités. Tout commentaire relève de l’opinion de son auteur et ne devrait pas être considéré comme une recommandation personnalisée. L’information de ce document ne devrait pas être l’unique source conduisant à prendre une décision d’investissement. Veillez à contacter un conseiller financier ou un professionnel de la finance avant de prendre toute décision d’investissement.