Centrale-Énergies

17e Festival du film écologique de Vanves

Alain Argenson (ECN 62) — 2026-03-11T10:48:12Z

Du 10 au 12 avril, nous vous proposerons un festival au titre en forme de comptine : Promenons-nous dans les bois. 4 documentaires suivis de débats autour du thème des forêts

Comme souvent dans les comptines, la légèreté apparente n'est là que pour mieux annoncer le danger. Promenons-nous dans les bois..., pendant que le loup n'y est pas... Le loup ici, c'est la multiplicité des intérêts qui se bousculent autour des forêts.
Et comme le montrent les films que nous avons sélectionnés, le loup est déjà entré dans le bois.

Vendredi 10 avril}

20h – Forêts françaises, en quête d'avenir De Camille Geoffray (52 mn)
Échange avec Charlotte Glinel, sociologue et Jacques Laskar, scientifique et président du Collectif des Trois Pignons

Samedi 11avril}

15h – L'Arbre qui cache la forêt, les défis de la reforestation De Marianne Cazaux (52 mn)
17h – Planter à tout prix De François-Xavier Drouet (89mn)
Échange avec André-Jean Guérin, président de l'association "A tree for you" et Alain Karsenty, économiste au CIRAD

Dimanche 12 avril}

15h – Accueil Jeu « SuperBosquet » Calculez l'empreinte forêt de votre panier de courses !
17h – IKEA, le seigneur des forêts De Marianne Kerfriden et Xavier Deleu (52 mn)
Échange avec Baptiste Vicard, chargé de plaidoyer pour « Envol Vert » et Marine Gibert, cheffe de projet en économie circulaire

Rendez-vous salle Panopée, 11 Avenue Jacques Jezequel pour ces trois journées de projections suivies d'échanges avec des spécialistes, et des associations engagées sur le sujet.

Rendez-vous salle Panopée, 11 Avenue Jacques Jezequel Entrée libre sans réservation

TRANSITION ENERGETIQUE et PENURIE d'ELECTRICITE

Alain Argenson (ECN 62) — 2023-06-29T17:25:00Z

Lorsqu'il a été décidé d'abandonner, avec juste raison les énergies fossiles, avons-nous bien eu conscience de l'énorme défi qui attendait la France et avec elle l'Europe ? Abandonner les énergies fossiles c'est se tourner principalement vers l'électricité aussi bien pour la mobilité que pour une partie du chauffage. Pourrons-nous d'ici 2050 convertir tous les chauffages au gaz (11 millions) et au fioul (3 millions) à l'électricité (pompe à chaleur notamment) ? Auxquels il faut ajouter 45 millions de véhicules ?

En 2019 la France a consommé en énergie finale 100,3Mtep (1 166TWh) de charbon, pétrole et gaz et 431TWh d'électricité. Le passage au tout électrique aura l'avantage d'un meilleur rendement surtout pour la mobilité. Combien faudra-t-il produire d'électricité ? Quelle sera la consommation en 2050 ? les estimations varient de 468TWh dans le scénario frugalité de l'ADEME, entre 555 à 754TWh pour RTE et même 1 000TWh pour certains.

RTE dans son étude en cours de réactualisation pour 2035 estime la consommation dans le scénario mondialisation contrariée à 500/550 TWh et jusqu'à 580/640TWh en situation normale.

Les centrales nucléaires existantes vieillissent et même prolongées jusqu'à 60 ans elles commenceront à s'arrêter à partir de 2040 et en 2050 il ne restera plus que 13,6GW en service. La dernière s'arrêtera en 2060 si la prolongation ne va pas au-delà de 60 ans (cf. notre flash 84). A consommation constante il faut donc d'ici 2050 remplacer 47,6 GW soit l'équivalent de 30 EPR2 de 1,65GW et 9 EPR2 supplémentaires pour 2060. Les 6 EPR2 proposés par le Président, d'une puissance totale de 9,9GW, sont donc insuffisants. Si l'on continue avec le nucléaire il faut un programme total de 39 EPR ou l'équivalent en SMR (Small Modular Réactor) et ceci pour produire seulement l'équivalent de notre production nucléaire actuelle. Or tous les scénarios prévoient une augmentation de la consommation électrique.

Le nucléaire seul est insuffisant pour assurer la fourniture d'électricité en 2050 et peut nous conduire à une pénurie d'électricité étant donné les délais de réalisation.

Il est indispensable de développer la sobriété, l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables.

Dans le scénario le plus nucléarisé de RTE (cf. notre flash 84) avec seulement 16 EPR2, soit 27 GW, et 24 GW de nucléaire historique, impliquant le prolongement au-delà de 60 ans de quelques réacteurs actuels, il est prévu pour 2050, l'installation de 70GW de solaire soit 350km² de panneaux (15,7GW fin 2022), 43 GW d'éolien terrestre soit 10 000 éoliennes d'environ 4GW (20,6GW fin 2022) et 22GW d'éolien en mer soit 2 200 éoliennes de10GW (0,48GW fin 2022). Sans nucléaire mais et avec une très forte dose de sobriété il faut au moins multiplier ces estimations par deux.

En parallèle de l'électricité il faut aussi développer le gaz renouvelable : méthanisation, hydrogène-méthanation.

Les citoyens ne sont pas conscients de l'ampleur de ce déploiement sur l'ensemble du territoire.

La loi d'accélération des énergies renouvelables a introduit des freins qui ne vont pas faciliter ces installations.

Il est temps de s'y mettre sérieusement et foin des débats entre nucléaire et renouvelables. Il faut les 2 et une bonne dose de sobriété. Il est nécessaire que les politiques expliquent pourquoi.

Pour développer massivement le solaire l'on ne peut pas compter uniquement sur les toitures. Il faut aussi construire des parcs photovoltaïques au sol tout en évitant le gigantisme et en respectant les règles environnementales. L'éolien demande beaucoup moins de surface au sol que le solaire et doit être massivement installé contrairement à la pensée présidentielle.

Le kWh renouvelable est de l'ordre de 5/7c€/kWh soit 2 fois moins cher que le kWh des EPR. Il faut évidemment développer le stockage soit avec des batteries et/ou de l'hydrogène. Le moins cher serait d'installer quelques STEP (station de transfert d'énergie par pompage turbinage)

Le réseau électrique doit également être renforcé et développé pour accueillir ces productions décentralisées.

Ce défi est immense et nos politiques doivent s'en saisir sans esprit partisan. L'on est devant une réalité incontournable.

Au rythme actuel d'installation de nouvelles capacités de production électrique, la France risque de manquer d'électricité à partir de 2035 si les centrales nucléaires existantes ne peuvent pas être prolongées au-delà de 50 ans. La France devra donc comme en 2022 importer massivement de l'électricité des pays voisins et principalement d'Allemagne, qui continuera avec ses centrales à lignite et à gaz, notamment de schiste importé des USA.

Allons-nous enfin expliquer cette programmation de notre souveraineté énergétique à l'occasion de la loi de programmation pluriannuelle de l'énergie ?

Pour finir il faut noter que notre déficit commercial est très fortement pénalisé par nos importations de produits pétroliers (70% du déficit en 2022).

Impact des énergies renouvelables sur le système électrique

Alain Argenson (ECN 62) — 2023-03-08T09:07:16Z

Résumé de l'étude RTE-AIE sur les conditions d'un système électrique à forte part d'énergies renouvelables en France à l'horizon 2050

Les énergies renouvelables variables essentiellement l'éolien et le photovoltaïque sont des sources d'énergie non pilotables à moins qu'un stockage ne soit associé.

Dans un rapport commun, commandité par le ministère de la Transition écologique fin 2019, RTE (Réseau de Transport d'Electricité) et l'AIE (Agence Internationale de l'Energie) décrivent quatre conditions strictes et cumulatives que les politiques publiques doivent prendre en compte si elles devaient s'orienter vers un mix électrique à forte proportion d'énergies renouvelables à l'horizon 2050.

Les quatre ensembles de conditions techniques strictes, données ci-dessous, devront être remplies pour permettre, avec une sécurité d'approvisionnement assurée, l'intégration d'une proportion très élevée d'énergies renouvelables variables dans un système électrique de grande échelle, comme celui de la France :

1. La stabilité du système électrique, c'est à dire la fréquence, sans production conventionnelle doit absolument être maintenue. Des difficultés spécifiques pourraient concerner les systèmes comportant une part importante de photovoltaïque distribué (C'est pourquoi il est nécessaire de poursuivre l'évaluation des impacts sur le réseau de distribution et la sûreté du système électrique).
2. La sécurité d'alimentation en électricité (adéquation des ressources) — la capacité d'un système électrique à approvisionner la consommation en permanence — peut être garantie, même dans un système reposant en majorité sur des énergies à profil de production variable comme l'éolien et le photovoltaïque, si les sources de flexibilité sont développées de manière importante, notamment le pilotage de la demande, le stockage à grande échelle, les centrales de pointe, et avec des réseaux de transport d'interconnexion transfrontalière bien développés. La maturité, la disponibilité et le coût de ces flexibilités doivent être pris en compte dans les choix publics (voir ci-après)
3. Le dimensionnement des réserves opérationnelles et le cadre réglementaire définissant les responsabilités d'équilibrage et la constitution des réserves opérationnelles devront être sensiblement révisés, et les méthodes de prévision de la production renouvelable variable continuellement améliorées…
Aujourd'hui, la France n'a pas besoin de constituer de larges réserves opérationnelles pour garantir l'équilibre à court terme, et ce système d'équilibrage est l'un des plus compétitifs d'Europe au niveau des coûts reflétés au consommateur.
Les réserves opérationnelles sont dimensionnées pour faire face à la possibilité d'un arrêt brutal de grands groupes de production ou d'une évolution subite de la consommation.
L'intégration de grands volumes, que l'on estime à 30% de la puissance totale installée, d'énergie éolienne et photovoltaïque aura une incidence sur le dimensionnement et l'utilisation des réserves opérationnelles.
4. Des efforts substantiels devront être consacrés au développement des réseaux d'électricité à compter de 2030, tant au niveau du transport que de la distribution. Cela nécessite une forte anticipation et un engagement public en matière de planification à long terme, d'évaluation des coûts et de concertation avec les citoyens pour favoriser l'acceptation des nouvelles infrastructures. Ces efforts peuvent néanmoins être partiellement intégrés au renouvellement des actifs de réseau vieillissants.

Dans ce même rapport les deux entités considèrent que

toute évaluation future devra se concentrer sur les coûts globaux du système plutôt que sur des indicateurs tels que le coût moyen de l'électricité par technologie (LCOE/Levelized Cost of Energy)), car ceux-ci ne tiennent pas compte des coûts environnants pour assurer la sécurité d'alimentation et les autres exigences techniques indiquées ci-dessus. L'AIE et RTE estiment que tout chiffrage économique devra ainsi prendre en compte l'ensemble des coûts associés, dont ceux liés au stockage, à la flexibilité de la demande et au développement des réseaux. […] L'analyse montre que ce type de coûts pourrait être important après 2035

.
L'AIE propose une méthode de calcul du LCOE value-adjusted (VA-LCOE) qui permettrait de comparer le coût et la valeur apportée par chaque technologie de production d'électricité.
Cet ajustement a pour effet d'ajuster le LCOE des technologies de production à la hausse, pour celles qui contribuent le moins, et à la baisse, pour celles qui contribuent le plus à garantir la stabilité du système.

En conclusion cette étude montre que le développement des énergies renouvelables non pilotables est parfaitement possible mais introduit de la complexité dans le système électrique. Certaines règles devront probablement être introduites dans le développement de ces productions d'électricité.

Les enseignements des études RTE et ADEME

Alain Argenson (ECN 62) — 2023-02-12T18:01:00Z

La transition énergétique passera en grande partie par le développement de l'électricité décarbonée.
RTE a modélisé ce que pourrait être la consommation en 2050 en chiffrant les coûts des scénarios proposés. L'ADEME s'est intéressé à tous les aspects de l'atteinte de la neutralité carbone en 2050 et a aussi modélisé la consommation électrique, mais n'a pas encore publié de scénarios économiques.

RTE
L'étude consiste en un travail technique de grande ampleur, qui s'est appuyé sur un important effort de simulation et de calcul pour caractériser de manière rigoureuse une grande variété de systèmes électriques permettant d'atteindre la neutralité carbone en 2050.
Les trajectoires modélisées dans l'étude conduisent, à l'horizon 2050, à évaluer la consommation électrique dans une plage de plus ou moins 100 TWh autour de la trajectoire de référence, s'échelonnant entre 555 TWh et 755 TWh en 2050. Néanmoins avec davantage de configurations qui seraient orientées plus à la hausse qu'à la baisse l'on pourrait alors dépasser la barre des 800 TWh en 2050

ADEME
L'exercice de l'ADEME est plus ambitieux que celui de RTE puisqu'il s'intéresse à tous les aspects du réchauffement climatique.
Quatre scénarios ont été étudiés et couvrent les secteurs du bâtiment, de la mobilité des voyageurs et du transport de marchandises, de l'alimentation, de l'agriculture, des forets, de l'industrie, des déchets et des services énergétiques (fossiles, bioénergies, gaz, hydrogène, chaleur et électricité).
Dans tous les scénarios, l'électricité devient le vecteur énergétique principal compte tenu de sa capacité à décarboner les usages. En 2050,la consommation totale d'électricité augmente par rapport a 2015 (507TWh) dans tous les scénarios sauf dans S1 (408TWH). Elle croit de S2 (535TWh) a S4 (835TWh) en raison d'une part de l'augmentation des demandes directes (industrie, bâtiment, transports…) et indirectes (production d'hydrogène notamment) et d'autre part, dans S4, de la nécessité de mettre en place des puits technologiques et des procédés de captage et de stockage du carbone importants eux-mêmes très énergivores. Ainsi, S4, s'approche de la neutralité carbone en donnant une place importante aux technologies de séquestration du carbone.

Quels sont les enseignements que l'on peut tirer de ce 2 études :

1 La consommation d'électricité va augmenter sauf dans le scénario S1 de l'ADEME

2 Agir sur la consommation grâce à l'efficacité énergétique, voire la sobriété (S1),
est indispensable pour atteindre les objectifs climatiques. Atteindre la neutralité repose donc sur des paris forts, aussi bien sur le plan humain (changements de comportements) que technologique (puits de carbone en particulier).

3 L'adaptation des forêts et de l'agriculture qui sont des puits de carbone devient absolument prioritaire pour lutter contre le changement climatique.

4 Atteindre la neutralité carbone en 2050 est impossible sans un développement significatif des énergies renouvelables avec ou sans nucléaire selon RTE. Les énergies renouvelables électriques sont devenues des solutions compétitives.

5 Se passer de nouveaux réacteurs nucléaires implique des rythmes de développement des énergies renouvelables plus rapides que ceux des pays européens les plus dynamiques. (Est-ce possible ?)

6 Dans tous les scénarios, les réseaux électriques doivent être rapidement redimensionnés pour rendre possible la transition énergétique

7 Le développement des énergies renouvelables soulève un enjeu d'occupation de l'espace et de limitation des usages. Il peut s'intensifier sans exercer de pression excessive sur l'artificialisation des sols, mais doit se poursuivre dans chaque territoire en s'attachant à la préservation du cadre de vie.

8 Les réacteurs en service devront être arrêtés avant 2050 si l'exploitation est poursuivie jusqu'à 60 ans. Il faudra de toute façon installer de nouveaux moyens de production d'électricité.

9 Que la production soit nucléaire ou renouvelable cela aura un impact sur l'environnement au sens large.

Pour avoir une idée des moyens de production à installer d'ici 2050 le tableau ci-dessous les donne pour 3 des scénarios de RTE (l'ADEME n'a pas encore publié de scénario)

Le tableau ci-dessus, quelque soit la solution choisie, montre que l'on est face à un énorme défi industriel et sociétal. C'est aussi une opportunité pour réduire notre déficit commercial qui est égal à nos importations pétrolières.
RTE estime dans son étude que de nouvelles centrales nucléaires (EPR ou SMR) ne peuvent pas être opérationnelles avant 2035 avec en plus une incertitude technique et financière.
Le solaire et l'éolien sont techniquement au point et leurs coûts sont connus. Les défis se situent du côté de l'acceptabilité, du réseau électrique et du stockage.
Le réseau électrique et le stockage étant liés il faut les confier à une seule entité probablement RTE
En terme de programmation je pense qu'il faut commencer par booster les renouvelables et pousser la mise au point de petits réacteurs nucléaires.

Que faire ?

Il faut un débat national pour susciter une prise de conscience de nos concitoyens sur l'enjeu de la transition énergétique.
La campagne présidentielle n'est pas le bon moment pour un débat serein mais l'on pourrait demander que les candidats s'engagent à un débat national à la télévision avant la fin 2022,

Nota : il faut probablement revoir la libéralisation du marché et le fonctionnement du marché européen de l'électricité

Recyclage des panneaux photovoltaïques

Alain Argenson (ECN 62) — 2022-10-09T09:18:26Z

En 2050 il est probable que le photovoltaïque aura une place importante dans la production d'électricité. L'augmentation du rendement des cellules photovoltaïques est importante ainsi que l'est le recyclage des matériaux.

L'augmentation du rendement constitue le meilleur moyen de réduire les coûts de l'électricité solaire. En outre, elle favorise l'adoption du photovoltaïque lorsque les surfaces disponibles sont limitées. C'est notamment le cas des toitures, des façades et des véhicules.

La pénurie des matériaux qui s'annonce nous fait obligation à la fois de recycler les matériaux et par l'analyse du cycle de vie (ACV) de concevoir des systèmes économes en matériaux et facilement recyclables.

Les modules photovoltaïques sont constitués de cellules dont la majorité sont à base de silicium (monocristallin, polycristallin, amorphe)
Composition des modules photovoltaïques cristallins :

Châssis : le plus souvent en aluminium (10 à 15% du poids total)
Verre avec antimoine pour améliorer la transparence : (70 à 75% du poids total)
Encapsulant (EVA) : fine couche de polymère assurant la parfaite étanchéité à l'air et à l'eau
Cellules : silicium (3à 5% du poids total) et éléments dopants comme le bore et le phosphore + fil d'argent
Membrane : fine couche (1 à 2 mm) de polymère

RENDEMENT DES CELLULES

Le rendement maximum théorique de conversion des cellules à base de silicium est de 29%. Les cellules commercialisées sont dites à homojonction (un seul matériau, le silicium). Le rendement actuel est de 19 % pour du polycristallin, et 22% pour du monocristallin.
La cellule photovoltaïque à hétérojonction est constituée de deux semi-conducteurs différents : le silicium cristallin et le silicium amorphe, ce qui permet d'augmenter le rendement. Pour un module commercialisé le rendement commence à atteindre plus de 24 % en production et approcher 25 % en présérie.

Le rendement peut aussi être augmenté en déposant des couches de pérovskite (cristal composé de différents matériaux) de haute qualité sur des cellules en silicium. Il a été ainsi obtenu un rendement de conversion de 30,93% pour une cellule de 1 cm2. Ensuite, en utilisant un procédé hybride de déposition de la pérovskite sur des surfaces du silicium laissées intentionnellement rugueuses (pour réduire au minimum la réflexion de la lumière), il a été réalisé une cellule (de 1 cm2 également) qui atteint une efficacité de 31,25 %. Ces résultats constituent deux nouveaux records du monde : l'un pour l'architecture lisse et l'autre pour la rugueuse.

A l'Institut Fraunhofer pour l'énergie solaire (Fraunhofer ISE) un rendement de 47,6% a été obtenu pour une cellule photovoltaïque tandem à quatre jonctions. Toutefois, il s'agit là d'une technologie onéreuse qui peut être utile dans des applications particulières mais qui ne pourra vraisemblablement pas être développée en masse.

Ces nouvelles technologies ne doivent pas oublier le problème du recyclage.

RECYCLAGE

En France fin 2021 il y avait au total 1,245 000 Tonnes de panneaux installés dont 185 000 Tonnes en 2021. Depuis fin 2015, il y a eu 20 000 Tonnes de panneaux collectés, et 5 500 Tonnes de panneaux valorisés en 2021.

Aucun pays dans le monde ne valorise les matériaux constituant les cellules photo électriques.
La pénurie des matériaux qui s'annonce nous fait obligation à la fois de recycler les matériaux et par l'analyse du cycle de vie (ACV) de concevoir des systèmes économes en matériaux et facilement recyclables.

La France a fait le choix pour respecter la directive européenne sur les déchets d'équipements électriques et électroniques (DEEE) d'étendre la responsabilité élargie du producteur (REP) aux panneaux photovoltaïques. Elle a donc créé un éco-organisme (SOREN) à but non lucratif chargé de la collecte des panneaux usagés et de leur traitement.

Pour recycler un panneau photovoltaïque il faut commencer par démonter le châssis et la boîte de jonction, et ôter la membrane arrière en polymère. L'aluminium et les quelques % de cuivre issus des câbles et des soudures sont fondus et réutilisés. Les composants plastiques sont valorisés énergétiquement en combustibles solides de récupération.
La couche contenant le verre et les cellules est finement broyée et utilisée comme sable technique selon la granulométrie. Cette pratique n'est évidemment pas satisfaisante puisque les cellules et en particulier l'argent et le cuivre qu'elles contiennent ne sont pas récupérés. La production de silicium de qualité photovoltaïque est très énergivore. Son réemploi permettrait une importante économie d'énergie et de CO².

Le verre, à cause de la présence d'antimoine, est difficilement réutilisable. Il est possible de broyer et de fondre le verre pour être à nouveau utilisé. Cette solution n'est pas encore viable sur le plan économique et environnemental. Les plaques de verre intactes pourraient être réemployées mais les tailles différentes des panneaux ne facilitent pas la mise en œuvre.

La profusion et le faible coût du silicium photovoltaïque n'incitent pas à investir dans son recyclage.

La start-up française Rosi-Solar ainsi qu'un consortium mené par l'institut Fraunhofer (Allemagne) recherchent des solutions pour recycler les cellules.

La première étape est la séparation des cellules de la plaque de verre (délaminage) contre laquelle elles sont pressées à chaud. Ensuite Rosi Solar a développé une approche thermique pour dégrader les polymères et libérer le cuivre qui se détache. Un traitement liquide permet ensuite de récupérer les fils d'argent. Le silicium est alors revendu à des usines de purification qui les incorporent dans leur fabrication. Ce silicium récupéré a déjà une pureté proche de celui nécessaire à la fabrication de nouvelles cellules. En conséquence l'énergie nécessaire à la fabrication de nouvelles cellules s'en trouve diminuée.
Pour Rosi Solar les revenus proviennent de l'éco participation collectée par SOREN pour chaque module vendu et de la revente des métaux dont l'argent pour 50%.

Un recyclage efficace commence dès la conception des panneaux et principalement des cellules.

SYSTEMES HOULOMOTEURS BORDS A QUAI

Alain Argenson (ECN 62) — 2022-10-09T09:18:13Z

Le Ministère de la transition écologique et solidaire a initié en 2011 dans le cadre du réseau Génie Civil et Urbain (RGCU) un projet national intitulé EMACOP (Energies Marines Côtières et Portuaires) consistant à analyser les systèmes de récupération des énergies issues de la mer en interaction forte avec les infrastructures côtières et portuaires.

Puissance des vagues

L'énergie de la houle est une énergie saisonnière. Elle est 5 à 10 fois plus forte en hiver qu'en été. Les puissances moyennes sur l'année sont calculées pour des profondeurs supérieures à 20m et atteignent facilement 50kW/m au large. Elles sont estimées entre 5 et 20kW/m au pied des ouvrages dans les zones propices

Après analyse des différents systèmes il est apparu que l'énergie houlomotrice était la plus présente et la plus accessible au droit des infrastructures du littoral français.

Le projet EMACOP s'est concentré sur l'analyse des systèmes bords à quai.
Les systèmes pour récupérer l'énergie des vagues se classent en 4 familles : colonne d'eau oscillante, franchissement, batteur oscillant, flotteur.

L'énergie des vagues est globalement plus faible « bord à quai » car les profondeurs sont plus faibles toutefois 3 points positifs :
• Le phénomène de réfraction de la houle sur le fond augmente l'énergie.
• Ce même phénomène diminue l'étalement directionnel de qui améliore le rendement
• La réflexion de la houle sur la digue peut augmenter le rendement

Les 4 familles des systèmes houlomoteurs bord à quai :

Sites propices

L'étude a débuté par la reconnaissance des sites propices à l'installation de ces systèmes. Une cartographie de l'énergie houlomotrice et de sa puissance a été établie. Vingt-deux sites en Manche et en océan Atlantique ont été sélectionnés. L'évaluation de la puissance disponible au droit des digues a conduit a en éliminer 8 dont la puissance de houle annuelle est inférieure à 2,5kW/m.

Une deuxième phase d'évaluation a permis des sélectionner 9 sites d'études dont la puissance de houle annuelle varie de 4,4kW/m à Cherbourg jusqu'à 24,3kW/m à Bayonne. Il ne reste plus que 9 sites à fort potentiel : Antifer, Cherbourg, Flamanville, Le Conquet, Esquibien, Saint-Guénolé, Saint-Gilles-Croix-de-Vie, Bayonne et Saint-Jean-de-Luz.

Pour estimer plus précisément le potentiel houlomoteur sur ces sites il a été décidé d'avoir recours à des modèles numériques. Des mesures in-situ faites à Saint-Guénolé comparées aux résultats des modèles numériques ont montrés des écarts importants et donc la nécessité de faire des mesures sur une longue période.

Choix du meilleur système

Le choix du meilleur système a été effectué sur le site de Saint-Jean-de Luz en regard de son potentiel houlomoteur important.

Les quatre systèmes houlomoteurs étudiés sont :
• Système à franchissement de type SSG (Slot Cone generator)
• Colonne oscillante
• Volet oscillant
• Flotteur ou bouée pilonnant

Les estimations qui suivent sont fournies à titre indicatif et fournissent des ordres de grandeur.

Rendement global (puissance convertie en électricité/puissance incidente) :

Coût de l'énergie :

Avec des LCOE supérieurs à 1€/kWh les systèmes à franchissement et à colonnes oscillantes sont peu compétitifs (solaire et éolien sont à 0,06-0,010 €/kWh),. Toutefois il faut considérer des bénéfices secondaires vis à vis des submersions, de l'érosion ou d'implantation particulière.

Les systèmes à franchissement et les colonnes oscillantes demandent beaucoup de génie civil et seraient plutôt à installer lors de la construction comme élément de la digue.

Exemple de flotteur pilonant-jetée de Gibraltar (ECO WAVE PpOWER 2016)

Le devoir de lucidité pour le développement de l'éolien et du photovoltaïque

Alain Argenson (ECN 62) — 2021-06-15T12:02:14Z

Extrait de la note du Haut-Commissariat au Plan du 23 mars 2021 sur le devoir de lucidité en matière d'électricité.

« Dans les décennies qui viennent l'électricité, en raison des engagements que notre pays a pris en matière de limitation des émissions de gaz à effet de serre pour lutter contre le réchauffement climatique, est appelée à occuper une place de plus en plus importante dans notre économie et notre société... Il est donc impératif de changer les habitudes, d'isoler les logements, de limiter le coût carbone des échanges et des déplacements. Mais, comme on doit le constater, cette politique si juste, d'isolation des logements, d'amélioration de l'efficacité des moteurs, de mutation des usages, ne peut à elle seule suffire à atteindre les objectifs ambitieux et nécessaires qui ont été fixés par les pouvoirs publics nationaux et la communauté internationale. La substitution de sources d'énergie non carbonées aux sources d'énergie dépendant de carburants fossiles est donc devenue un chapitre essentiel de l'évolution de nos sociétés et de nos économies. C'est dans ce contexte que la question de la consommation et de la production d'électricité est devenue une question centrale du débat énergétique. »

Le bilan prévisionnel 2021 de RTE prévoit en 2030 une consommation comprise entre 484 et 498TWh (475TWh en 2019). Ce bilan est basé sur l'hypothèse d'atteinte des objectifs PPE/SNBC en fin 2028 c'est à dire : une forte amélioration de l'efficacité énergétique couplée à une décarbonatation des vecteurs énergétiques utilisés.
RTE a engagé mi-2019 l'élaboration des futurs scénarios 2050 du Bilan prévisionnel qui prévoit une consommation de 630TWh et a lancé une phase de consultation sur ces scénarios.
La première phase de concertation conduit à identifier huit scénarios d'étude, qui se déploient sur la période 2020-2060. Ils permettent tous, par définition, d'atteindre la neutralité carbone en 2050 en suivant le cadrage général de la Stratégie nationale bas carbone (SNBC) adoptée par le Gouvernement. Les scénarios couvrent un large éventail de configurations : la part du nucléaire dans la production d'électricité en France évolue entre 0 et 50%, et celle des énergies renouvelables entre 50 et 100%

Qu'en est-il du parc de production ?

Les objectifs d'évolution du parc de production et d'effacements sur la prochaine décennie sont construits autour de quatre axes déclinés dans la PPE :
1. Une poursuite de la réduction de la production d'électricité à partie d'énergie fossile avec la fermeture des derniers groupes au charbon d'ici fin 2022 et l'interdiction de toute nouvelle grande installation thermique fossile (hors cycle combiné au gaz de Landivisiau, décidé avant la PPE) ;
2. Une réduction de la part du nucléaire dans le mix : les deux réacteurs de Fessenheim sont désormais à l'arrêt, et la PPE cible 50% de production d'origine nucléaire dans le mix électrique ce qui conduit à l'arrêt de 12 autres réacteurs nucléaires d'ici à 2035 ;
3. Des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables, avec notamment à l'horizon 2028 des cibles de doublement de la capacité installée actuelle de la filière éolienne (autour de 34 GW), de quadruplement de la capacité photovoltaïque (autour de 40 GW), et d'un parc offshore de 5,2 à 6,2 GW ;
4. Le développement important de la capacité des effacements de consommation, avec un objectif de 6,5 GW mobilisables à l'horizon 2028.

Ces objectifs 2028 sont-ils réalisables ?

Arrêter des centrales nucléaires c'est toujours possible mais qu'en est-il des énergies renouvelables : éolien et photovoltaïque.

EOLIEN TERRESTRE

Fin 2020 la puissance installée était de 17616MW pour un objectif 2023 compris entre 21800MW et 26000MW. La puissance installée annuelle varie depuis 10 ans entre 622MW (en 2013) et 1788MW (en 2017) Pour atteindre l'objectif bas de 2023 il faudrait installer 1400MW par an. Ce n'est pas impossible étant donné que les projets en développement sont de l'ordre de 10000MW.

Les objectifs de 2028 sont beaucoup plus ambitieux : entre 33 200MW et 34 700MW soit plus de 2300MW par an. Est-ce possible ?

Environ 50% du territoire est interdit à l'éolien : Contraintes liés à l'aviation (militaire et civile), zones couvertes par des radars (aviation civile, militaire, Météo France), nombreuses contraintes techniques nécessitant des éloignements (lignes HTB, conduite gaz, réseau routier, faisceau de communication hertzien), proximité avec des bâtiments ou sites classés, évitement de sites naturels, etc.

D'autres zones sont sous contrainte forte qui viennent par exemple limiter la hauteur des mâts des éoliennes et ainsi ne permettent pas d'exploiter efficacement la ressource énergétique.

Les études nécessaires à la demande d'autorisation, pour construire et exploiter un parc éolien, se sont également complexifiées ces dernières années. Elles sont devenues plus longues et plus coûteuses.

Eolienne à St Genou

Dans le cadre d'un projet éolien, les demandes des services de l'Etat à procéder à la réalisation d'un dossier de demande de dérogation de destruction d'espèces protégées se sont généralisées dans le sud de la France (Occitanie en particulier) sans qu'elles soient toutes justifiées. Cette procédure supplémentaire rallonge les délais d'autorisation d'un parc éolien. Les services d'instruction ne sont pas et assez nombreux et pratiques des stratégies de ralentissement : demande de compléments, demande de report, refus d'instruire qui se multiplient, place centrale accordée à l'enquête publique, systématisation des refus par le préfet pour se défausser sur la justice administrative. Ainsi en Occitanie, sur 99 projets éoliens instruits depuis 2011, seuls 25 acceptés.

Les recours aux autorisations administratives, quant à eux, se multiplient, ralentissant également l'avancement des projets, qui mettent en moyenne sept à huit ans à aboutir contre quatre à cinq ans dans le reste de l'Europe. Dans l'Hexagone, on compte 70 % de recours contre les projets éoliens.

À cela viennent s'ajouter les polémiques. En septembre 2020, le manque de vent, en pleine période de maintenance des réacteurs des centrales nucléaires, compliquée par la fermeture de Fessenheim, a poussé la France à rallumer ses centrales du charbon, nourrissant la contestation sur le bien-fondé de l'éolien. D'autres dénoncent la nuisance visuelle due aux balisages (ces lumières qui clignotent la nuit) qui pourrait être éliminée si la DGAC ne s'opposait à de nouvelles dispositions admises à l'étranger. Enfin, des impacts sur les populations d'oiseaux ou de chauve-souris sont aussi mis en avant par les opposants à cette source d'énergie bien qu'ils soient très limités (moins de collisions d'oiseaux qu'avec les tours et les ponts), surveillés et que des solutions techniques existent aujourd'hui pour les éviter (télédétection des oiseaux par système de caméras associés à des dispositif d'arrêt machine par exemple).

L'objectif bas visé par la PPE en 2028 (33200W) soit 2300MW/an semble difficilement atteignable.

EOLIEN MARITIME

En mer l'objectif 2028 est compris entre 5200MW et 6200 MW.

Trois premiers appels d'offres ont permis de lancer la planification de sept parcs éoliens en mer posés, pour une puissance de 3,5 GW :
1. Dans le cadre du premier appel d'offres (AO1), les projets de Saint Nazaire, Fécamp, Courseulles-Sur-Mer ont été attribués au consortium Éolien Maritime France (EMF)89 ; le projet de Saint-Brieuc a été attribué au consortium Ailes marines90 ;
2. Dans le cadre du deuxième appel d'offres (AO2), les projets de Dieppe et Yeu Noirmoutier ont été attribués au consortium LEMS, mené par Ocean Winds91 ;
3. Un troisième appel d'offres (AO3), lancé en décembre 2016 en vue de l'implantation d'un parc éolien en mer sur la zone de de Dunkerque, a été attribué en 2019 au groupement composé d'EDF Renouvelables, Innogy et Enbridge, avec une puissance proche de 600 MW.
4. Un quatrième appel d'offres a été lancé en janvier 2021 pour un parc de 1 GW au large de la Normandie.

eolien flottant

.
Les parcs attribués (AO1 et 2) représentent 2920 MW. Les raccordements pour les parcs AO1 sont en cours et il est programmé une mise en service en 2024. Ceci sans compter avec la contestation locale en cours comme à Saint Brieuc.

En 2028 l'ensemble des parcs soit 4520MW seront peut-être en service. C'est inférieur à l'objectif.

Par ailleurs, l'ADEME a lancé en 2016 un appel à projet portant sur le développement de fermes éoliennes expérimentales basées sur la technologie de l'éolien flottant. Trois projets pilotes de 30MW chacun ont été retenus : un en Bretagne et deux en Méditerranée. Ces projets, en phase d'expérimentation, doivent permettre de démontrer la viabilité technique et économique de cette filière.

Les objectifs 2028 de la PPE pour l'éolien terrestre et maritime semblent donc difficilement atteignables.
.
.
.
.

PHOTOVOLTAÏQUE

La puissance installée en Métropole fin 2020 était de 10 428MW dont 3710MW d'installations inférieures à 100kW en toiture.
La cible définie par les pouvoirs publics dans le cadre de la PPE est de 20,1 GW à fin 2023 et comprise entre 35,1 et 44 GW à fin 2028.

En 2006 la publication d'un tarif réglementé d'achat du kWh très avantageux a provoqué un démarrage rapide des installations photovoltaïque au sol et en toiture. En décembre2010 cette envolée fut stoppée brutalement. Les projets ayant signé un contrat d'achat ont pu être construits. Une procédure d'appels d'offres périodique a été mise en place à partir de 2011 pour les projets de puissance supérieure à 100kW. En toiture un tarif réglementé jusqu'à 100kW subsiste.

parc solaire de Roquefumade (Aude) de Soleil du Midi

Les appels d'offres depuis 2011 représentent une puissance totale de 11558MW à installer avant fin 2023. Compte tenu de ce qui a été installé en 2011/2013 plus les installations en toiture l'on obtient un potentiel installable de 15000MW fin 2023 . Il manquera encore 5000MW pour atteindre l'objectif et à condition qu'en 2021, 2022 et 2023 l'on installe 1500MW par an. Est-ce possible ? Compte tenu des réalisations des années passées qui sont autour de 800/1000 MW il semble difficile de tenir cet objectif de 2023.

Tenir l'objectif de 2028 c'est installer 3000MW/an à partir de 2021. C'est impossible à prévoir compte tenu des inconnues qui pèsent sur cette filière.

Pourquoi ce décalage entre l'objectif de la PPE et la réalité ?

Les explications sont multiples :
• En premier la procédure d'appel d'offre qui introduit un élément d'incertitude surtout depuis la mise en place du complément de rémunération au prix du marché.
• Priorité des installations dans les secteurs urbanisés en continuité des constructions (?),
• Contraire aux objectifs de la loi d'autoriser globalement les centrales solaires au sol en zone agricole ou en zone naturelle des plans locaux d'urbanisme sauf si les terrains sont dégradés (carrières, sites pollués, délaissés routiers…) dont l'appréciation est laissée au bon vouloir de l'Administration
• Les constructions et installations autorisées en zone A ou N [1] ne doivent pas aboutir à porter atteinte aux paysages.
• Quasi interdiction dans les périmètres classés au titre du patrimoine
• Absence de tarif ou d'appel d'offre pour les parcs au sol de puissance inférieure à 500kW

CONCLUSION

L'atteinte de l'objectif 2023 pour l'éolien n'est pas impossible mais l'objectif 2028 semble hors de portée.
Pour le photovoltaïque l'objectif de 2023 ne sera pas tenu alors que dire de celui de 2028.

Pour l'éolien comme pour le photovoltaïque, on a l'impression que les services instructeurs ne tiennent pas compte des objectifs définis par les différentes lois.

C'est dans ces conditions que RTE a lancé sa consultation sur 8 scénarios pour 2050,
Si l'on veut réellement développer l'éolien et le photovoltaïque il me semblerait préférable avant de développer des scénarios, d'ouvrir une conférence de consensus avec tous les acteurs concernés pour examiner les obstacles qui freinent le déploiement de l'éolien et du solaire photovoltaïque.

[1] dans le cadre d'un PLU A = terre agricole, N = espace naturel

Réduction des émissions de CO2, quelle contribution du chauffage électrique dans les bâtiments à l'horizon 2035 ? Impact sur le système électrique

Alain Argenson (ECN 62) — 2021-03-03T17:42:20Z

Introduite par la Loi de Transition Energétique pour la Croissance Verte ( LTECV ), La Stratégie Nationale Bas Carbone (SNBC) est la feuille de route de la France pour lutter contre le changement climatique.

Adoptée pour la première fois en 2015, la SNBC a été révisée en 2018 2019, en visant d'atteindre la neutralité carbone en 2050,
La neutralité carbone c'est un équilibre entre :
• les émissions de GES sur le territoire national ;
• l'absorption de carbone : par les écosystèmes gérés par l'être humain et par les procédés industriels (capture et stockage notamment)

Pour le bâtiment l'objectif de réduction des GES est en 2050 une décarbonation complète. Le secteur du bâtiment c'est en 2018, 53 millions de tonne de CO² attribuable au chauffage soit 15% de celles du territoire.

La Stratégie Nationale Bas Carbone repose sur 3 piliers :
1 Une très forte amélioration de la performance des bâtiments via des normes plus strictes pour la construction neuve et un grand programme de rénovation performante des logements et bureaux anciens permettant d'amener le parc au niveau d'un bâtiment basse consommation (BBC) en moyenne d'ici à 2050. Dans un rapport récent l'ADEME a écrit : le nombre de rénovations « BBC ou équivalent » est à ce jour négligeable au regard des rythmes à atteindre. Pourrons nous faire plus ?
2 L'amélioration du rendement des solutions de chauffage – via le choix de solutions performantes comme la pompe à chaleur ;
3 Le remplacement des installations de chauffage utilisant des énergies fossiles par des solutions bas-carbone – comme les modes de chauffage électrique performants, les réseaux de chaleur utilisant des sources renouvelables et de récupération, ou l'utilisation du bois et de la biomasse

En résumé l'on peut dire que cette stratégie repose principalement sur l'utilisation de l'électricité soit sous forme de Pompe à Chaleur soit utilisation de l'effet joule. Cette dernière ne pouvant être utilisée que dans des bâtiments performants de niveau BBC donc principalement des bâtiments neufs.
L'étude garde un % du chauffage par les réseaux de chaleur et les chaudières et poêle à biomasse.

Cet accroissement du recours à l'électricité dans le chauffage n'est pas sans poser de problème pour le réseau électrique. RTE et l'ADEME ont donc étudiés l'incidence sur le réseau de ce recours massif à l'électricité, notamment pendant les pointes hivernales. (Voir rapport complet : https://www.ecologie.gouv.fr/etude-ademe-rte-decarboner-chauffage-dans-secteur-du-batiment-lhorizon-2035)

L'étude RTE-ADEME évalue les conséquences de la politique engagée dans le secteur du bâtiment à long terme, en se situant à l'horizon 2035. Celui-ci se situe à mi-chemin de l'atteinte de la neutralité carbone et correspond au cadrage global utilisé depuis 2017 pour le mix électrique (c'est notamment l'échéance à laquelle la part du nucléaire dans la production d'électricité devrait être de 50%).

Les scénarios étudiés pour 2035

1 Un « contrefactuel ». Poursuite des tendances actuelles sur l'efficacité des bâtiments, des solutions de chauffage et le chauffage électrique, et atteinte des autres objectifs de la SNBC de développement des réseaux de chaleur et de la biomasse.
2 Le scénario A-SNBC 1. Il constitue le scénario de référence de l'étude. Les objectifs sur l'efficacité (des bâtiments et des solutions de chauffage) et le recours accru à l'électricité (via des PAC) y sont atteints ;
3 Un scénario (B). La rénovation des bâtiments est menée à bien et l'efficacité énergétique se déploie rapidement, mais sans inflexion vers l'électricité s'agissant de la part des différentes solutions de chauffage.
4 Un scénario (C). L'inflexion vers le chauffage électrique se matérialise par le développement de solutions efficaces (pompes à chaleur électriques). En revanche, les efforts sur les performances des bâtiments et notamment l'accélération de la rénovation des bâtiments existants ne parviennent pas à se concrétiser
5 Un scénario (D). L'inflexion vers le chauffage électrique se matérialise dans le cadre de la bascule vers les vecteurs décarbonés, mais ni la politique de rénovation des logements, ni les mesures de renforcement de l'efficacité des solutions de chauffage ne se traduisent dans les faits. Ce scénario fait office de stress-test pour le système électrique, avec le développement des radiateurs électriques dans des logements mal isolés.
6 Un scénario (X). Apparu en cours d'études. L'objectif de la SNBC sur les réductions d'émission est recherché en priorisant la rénovation sur les « passoires énergétiques », et en mettant l'accent sur l'amélioration de la performance des opérations. La bascule vers des solutions de chauffage bas-carbone est encouragée.

Les conclusions de l'étude sont les suivantes

1 Sur l'ambition générale : l'étude confirme que la rénovation des bâtiments couplée au développement des solutions de chauffage électriques efficaces constitue une solution pertinente pour faire baisser les émissions selon la trajectoire et les budgets carbone définis par la SNBC (scénario A-SNBC 1) soit une baisse de 53MtCO² à 25MtCO². La consommation électrique annuelle associée au chauffage serait stable (55TWh) voire diminuerait légèrement à l'horizon 2035.
L'atteinte du niveau BBC pour la moitié des bâtiments en 2035 est très incertaine au rythme actuel si l'on se réfère à l'ADEME.

2 L'étude souligne que la non-atteinte d'une seule des dimensions étudiées (efficacité du bâti, performance des solutions de chauffage, bascule vers des solutions de chauffage bas-carbone dont l'électricité) conduirait à un retard par rapport à la trajectoire de la SNBC. (Scénarios B, C et D).
Dans le cas où le développement des solutions de chauffage électrique se produit selon la trajectoire du scénario de la SNBC via des solutions efficaces comme les pompes à chaleur, mais sans inflexion notable sur le rythme et la performance de rénovation du bâti à l'échelle française, l'écart demeure de +5 MtCO2/an par rapport à l'objectif.

3 Un dernier scénario propose la rénovation des passoires thermiques (catégories F et G) au niveau BBC et des solutions de chauffage efficaces pour tous les bâtiments. Dans ce cas l'objectif de la SNBC peut être atteint avec une consommation électrique en augmentation à 60TWh

4 L'électrification progressive du chauffage, si elle est accompagnée de progrès d'efficacité énergétique, ne conduit pas à faire augmenter la consommation d'électricité à moyen terme. L'étude souligne l'importance que les réglementations « bâtiments » qui orientent vers l'électricité et d'autres vecteurs bas-carbone y associent une bonne isolation du bâti et des équipements de chauffage efficaces.

5 Les scénarios où l'électrification s'accélère mais où les objectifs d'efficacité ne sont pas atteints engendrent une augmentation de la consommation d'électricité du chauffage et la pointe peut dépasser le niveau actuel de 100GW.
Il apparaît par conséquent nécessaire d'accroître le développement des solutions de flexibilité pour assurer la sécurité d'approvisionnement.
Le scénario X de rénovation des passoires thermiques n'augmente pas la pointe de consommation.

6 Sur le bilan économique : l'étude conclut à l'importance de prioriser les efforts de rénovation vers les logements les plus énergivores (« passoires thermiques ») et souligne l'intérêt des approches de rénovation performantes.
Le ciblage des logements les moins performants couplé à l'exigence de performance sur les rénovations présente des atouts pour la lutte contre le changement climatique. Le ciblage des passoires thermiques permet d'éviter pratiquement l'émission de la même quantité de CO2 (à 1,5 MtCO2/an près) qu'un scénario de rénovation généralisé (scénario A-SNBC 1), mais avec deux fois moins de rénovations annuelles du bâti. Sous les mêmes hypothèses d'électrification et d'efficacité que le scénario A-SNBC 1 le coût est moindre pour la collectivité (de l'ordre de 300 € par tonne de CO2 évitée, en prenant en compte l'effet rebond, contre 430 €/tCO2 quand les rénovations ne sont pas ciblées)

Conclusion
Sur la base des éléments présentés aux paragraphes précédents, le ciblage des rénovations sur les logements les plus énergivores apparaît un choix économique efficace du point de vue de la collectivité, permet de réduire la précarité énergétique et permet d'atteindre l'objectif de réduction dans le bâtiment des GES de 50% en 2035.

Annexe : La flexibilité
Encourager la flexibilité de la consommation alors que les usages électriques sont amenés à se développer fortement constitue une politique sans regret
a. Le chauffage est un usage thermosensible. Il n'est pas l'origine de la « pointe du soir » observée chaque jour de semaine, en hiver, aux alentours de 19h. En revanche, il constitue le principal facteur pour expliquer le niveau moyen de consommation durant une journée donnée l'hiver.
b. Dans le scénario central de la SNBC, l'évolution des pointes de consommation ne pose pas de difficulté. Pour autant, du fait du développement de nombreux usages électriques, encourager la flexibilité des usages rend le système électrique plus robuste à différents aléas et concourt par ce biais à accompagner l'atteinte des objectifs climatiques.

Plusieurs moyens d'accompagner la croissance des usages thermosensibles sont considérés dans l'étude :
1 Le pilotage de la recharge des véhicules électriques, qui est susceptible d'offrir jusqu'à 8 GW de flexibilité supplémentaires à condition d'être généralisé massivement.
2 Le pilotage du chauffage électrique, soit par le biais d'effacements courts « cascadocycliques » en roulement sur un parc – mais son effet agrégé est limité – soit par des effacements longs. En intégrant les effets de reports, un effet positif sur les marges de l'ordre de 2 GW apparaît atteignable.
3 Le développement de pompes à chaleur hybrides électricité/gaz. L'étude montre que la pointe pourrait être réduite de l'ordre de 1,4 GW par million de pompes à chaleur hybrides installées en substitution des pompes à chaleur électriques, par rapport au scénario central de la SNBC

BIO-Hydrogène - (Flash n°66)

Alain Argenson (ECN 62) — 2019-10-17T15:48:42Z

L'hydrogène est probablement appelé à être un vecteur d'énergie important dans la transition énérgétique. Aujourd'hui la majorité de l'hydrogène est produite par reformage du gaz naturel, Il faut donc orienter la production vers des technologies sans émission de GES.
Deux procédés existent soit l'électrolyse de l'eau soit la dissociation des molécules de l'eau par l'énergie solaire (photo-électrolyse)
Electrolyse
Dans le cas de l'électrolyse il faut donc utiliser de l'électricité produite sans émission de GES pour être cohérent. La production a un coût compétitif nécessite une électricité pas chère et un procédé d'électrolyse performant et peu onéreux.
Le nucléaire et les énergies renouvelables dans certains pays répondent à cette question de l'énergie.
Dubaï lance un projet pilote avec Siemens pour une installation solaire PV et électrolyse,
Des chercheurs de Rennes ont développé de nouvelles électrodes plus robustes et plus « propres » et donc plus économiques.
Photo-électrolyse
C'est le procédé par lequel de la lumière est utilisée pour dissocier la molécule d'eau en hydrogène et oxygène.
Plusieurs procédés sont en compétition :
• Hypersolar (Santa Barbara, CA) utilise des catalyseurs et des revêtements de stabilisation qu'elle a elle-même brevetés, et inclut des cellules photovoltaïques déjà disponibles dans le commerce, encapsulées avec de l'eau. Un projet pilote est en développement,
• Dans le même temps, HyperSolar travaille sur la seconde génération d'une technologie basée sur les nanoparticules
• A l'Université de Louvain (KUL)
l'équipe du professeur Martens a mis au point un panneau solaire qui convertit 15% de la lumière du soleil en hydrogène gazeux. L'hydrogène est produit à partir de la captation de l'humidité de l'air. Les cellules sont de type PhotoElecChimique.

• Des chercheurs suisses de l'EPFL (Ecole Polytechinique Fédérale de Lausanne) ont développé un système capable de produire de grandes quantités d'hydrogène en concentrant la lumière du soleil sur un dispositif photoélectrochimique optimisé. Leur prototype se compose de trois cellules solaires en silicium cristallin délivrant de hauts voltages. Elles sont connectées entre elles et reliées à un système d'électrolyse qui ne comprend aucun matériau rare.

La production de gaz renouvelable (Flash 62)

Alain Argenson (ECN 62) — 2018-12-22T15:07:00Z

Le gaz renouvelable, appelé aussi biogaz et biométhane lorsqu'il est épuré, est le gaz produit par la dégradation biologique de la matière organique dans un milieu sans oxygène ou méthanisation.
Elle peut avoir lieu naturellement dans certains milieux tels que les marais. Elle peut également être mise en œuvre volontairement à des fins de production énergétique et/ou de traitement de déchets dans des unités de fermentation anaérobie grâce à un équipement industriel appelé “méthaniseur” ou “digesteur”, ou encore être produite naturellement au cœur des centres de stockage de déchets non dangereux (centres d'enfouissement technique).

Le biogaz de méthanisation est décomposé en trois sous-filières, segmentées selon l'origine et le traitement des déchets :

La méthanisation de boues de stations d'épuration des eaux usées-STEP (“gaz de digestion des boues”).
Le biogaz des installations de stockage de déchets non dangereux – ISDND (“gaz de décharge”)
La méthanisation de déchets non dangereux ou de matières végétales brutes : déchets organiques (déchets de table, épluchures, tontes…), déjections animales (lisiers) et matières agricoles (“autres biogaz”) Les méthaniseurs peuvent être approvisionnés par des cultures alimentaires ou énergétiques (par ex maïs), cultivées à titre de culture principale, dans une proportion maximale en France de 15 % (60% en Allemagne) du tonnage brut des intrants par année civile.

Une quatrième filière biogaz est issue d'un processus de traitement thermique (“biogaz provenant de procédés thermiques”) par pyrolyse ou par gazéification de la biomasse solide (bois, rémanents forestiers, déchets ménagers solides et fermentescibles). Ces procédés permettent la production d'hydrogène (H2) et de monoxyde de carbone (CO), qui, recombinés, permettent la production d'un biogaz de synthèse substitut au gaz naturel (CH4).

Le biogaz est utilisé pour produire de l'électricité injectée sur le réseau électrique avec ou sans cogénération ou produire de la chaleur.
Le biométhane est injecté dans les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel et peut aussi être utilisé comme carburant dans les véhicules GNV.

Le digestat issu de la méthanisation a une excellente qualité agronomique. Selon la nature des matières méthanisées, le digestat est plus ou moins liquide et plus ou moins riche en azote.

Nombre d'installations au 30 juin 2018 (source Service de la donnée et des études statistiques (SDES)

Production brute (source Service de la donnée et des études statistiques (SDES)

Les gisements potentiels de substrats utilisables en méthanisation ont été estimés dans le cadre d'une étude réalisée par SOLAGRO et INDIGGO pour le compte de l'ADEME en 2013 à 56TWh d'énergies primaire.

Rappel : En France la consommation totale d'énergie primaire en 2016 était de 246,3Mtep (2860TWh) dont pour le gaz 38,1Mtep (442TWh)
En 2017 la production primaire totale de biogaz était de l'ordre de 9 TWh.

Les mécanismes de soutien

Un producteur de biométhane a la garantie qu'il pourra injecter sa production dans les réseaux de transports et de distribution de gaz naturel à un tarif qui lui permettra de couvrir les coûts d'investissement et d'exploitation de l'installation de production de biométhane tout en assurant une rentabilité normale du projet. L'obligation d'achat pour les gestionnaires de ces réseaux est contractée pour une durée de
15 ans. Les projets sont par ailleurs éligibles au fonds chaleur de l'ADEME pour l'investissement.

Il n'y a pas à ce jour de système de suivi qui permette de comptabiliser tout le biogaz (dit Bio GNV) utilisé comme carburant dans les véhicules.

Un producteur de biogaz peut produire de l'électricité qu'il pourra injecter sur le réseau de transport ou de distribution de l'électricité, Le tarif d'achat de l'électricité est garanti par une obligation d'achat sur 15 ans pour les installations de puissance inférieure à 500kWe. Pour les puissances supérieures il y a des appels d'offres.

Le fonds déchets finance les installations de méthanisation avec valorisation du biogaz par cogénération.

Conclusions

L'objectif d'installations de production d'électricité va être dépassé. Cependant, l'objectif d'installations d'injection de biométhane sera très loin d'être atteint.

La nouvelle Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE) en cours d'instruction pose quelques questions pour le développement de cette filière mais mélange biogaz produisant de l'électricité, biométhane injecté dans les réseaux et bioGNV.
Un groupe de travail méthanisation a remis ses conclusions en mars 2018. Dans les conclusions disponibles, le groupe de travail méthanisation ne semble pas s'être demandé pourquoi une filière se développe au-delà de l'objectif et l'autre nettement en deça. Les mesures proposées sont valables pour toutes les filières.

Mais produire du biométhane est plus complexe, notamment pour le fonctionnement, que de produire de l'électricité. Il faut par ailleurs être proche d'un réseau de gaz ce qui est moins courant qu'une ligne électrique. Des mesures spécifiques pour le biométhane et le bioGNV sont nécessaires si l'on veut un réel développement de ces filières.