Catégories
Stockage Transition énergétique

Stocker l’électricité pour faire le plein d’énergies renouvelables

Réaliser l’équilibre entre l’offre et la demande en électricité, c’est le défi posé par les énergies renouvelables. À l’heure où la part des énergies éoliennes et solaires progresse, la maîtrise du stockage apparaît comme essentielle. Des solutions collectives ou individuelles déjà en place aux recherches en cours, où en est-on ? Inventaire.

C’est l’un des arguments les plus éculés des opposants à l’énergie éolienne ou solaire : l’intermittence. Soumises aux conditions météorologiques ou à la présence de soleil, ces énergies renouvelables (EnR) ne sont pas toujours en phase avec la demande en électricité. Toutefois, les objectifs fixés par l’État ne laissent aucune ambiguïté. Avec 40 % de production électrique issue des énergies renouvelables d’ici 2030, la transition énergétique va singulièrement s’accélérer. Dans ce contexte, la progression des capacités de stockage tout comme les innovations sont nécessaires pour accompagner la montée en puissance des EnR.

Produire c’est stocker

Les centrales solaires thermodynamiques ont un avantage majeur. Elles permettent de continuer à produire de l’électricité une fois la nuit tombée. Plusieurs technologies existent, mais le principe reste le même. Concentrer les rayons du soleil à l’aide de miroir afin de pouvoir chauffer un liquide caloporteur (huile ou sels fondus). Ce fluide peut ensuite être stocké, transformé en vapeur pour faire tourner une turbine. Ainsi, la production d’électricité peut être prolongée de 16 heures. Les centrales peuvent donc fonctionner jour et nuit avec un ensoleillement maximal. C’est pourquoi elles sont aujourd’hui situées en Californie, au sud de l’Espagne, ou encore au Maroc. Reste que le coût au kWh est plus cher que le photovoltaïque.

Courants porteurs

Si l’électricité ne se stocke pas de façon durable et efficace, des solutions matures existent. C’est le cas des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Le principe est simple et permet de stocker de grande quantité d’énergie électrique sous forme… d’eau. Située dans des bassins à des altitudes différentes, l’eau peut être pompée ou relâchée (turbinée). Le pompage utilise un surplus de la production électrique. À l’inverse, le turbinage injecte de l’électricité pour répondre aux pics de consommation. C’est la solution de stockage la plus utilisée dans le monde. La moitié des plus de 400 STEP en activité est en Europe. Sur le plan individuel, une autre solution bien connue est celle des ballons d’eau chaude. Associés à des panneaux photovoltaïques, ils peuvent ainsi restituer l’énergie, plus tard, et ce sous forme de chaleur.

En batterie

Stationnaires et décentralisées, les batteries sont un autre moyen de stockage quoique de plus petite intensité. Elles peuvent répondre aux besoins d’autoconsommation photovoltaïque des particuliers ou encore être déployées dans des microréseaux. Seule leur densité énergétique (nombre de kWh par kg ou litre) représente encore un frein. Si le XXe siècle s’est construit sur le pétrole, c’est en raison d’une densité énergétique 35 fois supérieure à celle d’une batterie au lithium. Et quand bien même ce métal rare et cher serait remplacé par le sodium-ion, les impacts environnementaux seraient loin d’être satisfaisants. De plus, aucune batterie n’offre une densité énergétique permettant un stockage massif à l’échelle des besoins de la transition énergétique.

L’heure H2

L’espoir viendrait-il alors de l’hydrogène ? Le « Power to Gaz » permet de transformer les surplus d’électricité d’origine renouvelable en hydrogène. Pour cela, le courant électrique passe dans de l’eau pour casser ses molécules et séparer l’oxygène de l’hydrogène. C’est ce dernier qui peut être stocké et transporté dans les réseaux de gaz naturel. Loin d’avoir l’efficience des STEP, le « Power to Gaz » à l’immense avantage de pouvoir se déployer partout à l’inverse du stockage hydraulique. Des projets ont été récemment lancés. Engie développe des solutions pour l’habitat et la mobilité à Dunkerque et GRTgaz construit un démonstrateur industriel Jupiter 1000 à Fos-sur-Mer.

L’énergie de l’air comprimé

Beaucoup moins connu est le stockage par air comprimé. Cette fois, l’excès de production d’électricité permet de comprimer de l’air. Injecté sous pression dans un réservoir, il est ensuite restitué par turbinage pour répondre aux besoins en énergie électrique. Toutefois, la compression induit un réchauffement de l’air, qu’il faut refroidir. Idem pour la décompression, l’air doit être réchauffé avant d’être turbiné. Pour s’affranchir des pertes d’énergies induites par ces étapes, une solution de compression adiabatique est en cours de développement. Si le stockage par air comprimé reste techniquement complexe à mettre en place, il offre l’avantage de grandes capacités de stockage, ce qui explique l’essor des projets à travers le monde.

En résumé

Si des solutions de stockage existent, si de nombreux facteurs plaident pour leur développement, la question du coût revient sans cesse. Certes, les batteries pourraient être le moyen le plus évident pour faire correspondre offre et demande sur le réseau électrique. Toutefois, beaucoup de contraintes techniques, réglementaires et économiques freinent leur développement. Ne faut-il pas encore diminuer les impacts environnementaux ? Arriver à limiter l’autodécharge ? Une chose est sûre, pour la plupart des technologies citées, un important effort de recherche et développement doit être poursuivi pour parvenir à des solutions économiquement viables. La récente hausse des prix du pétrole et les prévisions des cours du brut d’ici 2025[1] pourraient toutefois aider à débloquer les investissements nécessaires à la transition énergétique.

Cyrille Arnoux, responsable éditorial web

[1] Prévisions de Deloitte sur les prix du pétrole et du gaz, 30 juin 2018.

Catégories
Marché de l'énergie Transition énergétique

Biocarburants : des solutions d’avenir ?

La polémique estivale autour de la bioraffinerie de la Mède du groupe Total, relance l’intérêt sur les biocarburants. Déjà présents dans nos réservoirs, ils sont loin de faire l’unanimité. Pourtant, leur avenir continue de susciter de nombreux espoirs. Interrogés sur ce blog comme sur les réseaux sociaux, nos lecteurs ont plébiscité les solutions de deuxième génération.

Volatil par nature, le sujet des biocarburants l’est particulièrement cet été pour le gouvernement. Malgré ses assurances, la colère des agriculteurs (FNSEA/JA) et des ONG de défense de l’environnement (Amis de la Terre, Greenpeace FranceFrance Nature Environnement) ne retombe pas. L’importation par Total de 300 000 tonnes d’huile de palme, chaque année, pour produire du biodiesel dans la bioraffinerie de la Mède (Bouches-du-Rhône) apparait comme à contresens de l’histoire. Les conséquences environnementales catastrophiques de la culture intensive en Asie du Sud-Est, la décision européenne de supprimer, d’ici 2030, l’huile de palme dans les biocarburants, sont autant d’éléments qui alimentent la défiance du grand public. Et la Fédération des producteurs d’oléagineux d’insister : 71 % des Français sont contre l’utilisation des huiles de palme dans les carburants[1].

Dans nos réservoirs

Issus de cultures agricoles destinées traditionnellement à l’alimentation, biodiesel et bioéthanol sont des agrocarburants de première génération. Largement critiqués ces dernières années, ces agrocarburants entrent en compétition avec la production alimentaire et ne sont pas sans impacts sur les cours et la disponibilité des matières premières alimentaires à travers le monde. Le biodiesel est produit à partir d’huiles de colza, de tournesol, de soja, de palme. Toutefois, à la tonne, l’huile de palme est 100 € moins chère en moyenne que ses concurrentes[2]. Pas étonnant que sa part ait augmenté de 36 % en 2017[3] dans le biodiesel. Pour le bioéthanol, destiné lui aux véhicules essence, il faut extraire l’amidon de la biomasse (blé, maïs, canne à sucre). Le sucre obtenu est transformé en éthanol, grâce à la fermentation, avant d’être mélangé à de l’essence. Le SP95 et le SP98 contiennent ainsi jusqu’à 5 % d’éthanol. Le SP95-E10 (contenant jusqu’à 10 % d’éthanol végétal) est aujourd’hui l’essence la plus consommée en France, contrairement à l’E85 (contenant entre 65 % et 85 % d’éthanol) encore très limité.

Deuxième génération

Pour remplacer les biocarburants disponibles à la pompe, industriels et chercheurs travaillent à de nouvelles solutions. Le principe est d’utiliser à la fois les cultures pour produire des aliments, mais aussi de l’énergie. Ainsi, en utilisant les parties non comestibles de la plante ou bien encore les déchets agricoles, il est possible de produire des biocarburants qui résolvent les problèmes de compétition avec la production alimentaire. Le développement de cultures spécifiques dans des zones peu fertiles est aussi une des voies de recherche actuellement suivies. En France, deux projets soutenus par le gouvernement fondent beaucoup d’espoirs. BioTfuel et Futurol sont en phase de développement avancé. À chaque fois, il s’agit d’utiliser des déchets de cultures (comme la paille de blé ou des chutes de bois) pour produire des biocarburants participant à la réduction des émissions de gaz à effet de serre (le CO2 dégagé lors de leur combustion est compensé par le CO2 absorbé par les végétaux lors de leur croissance). Enfin, la production de biocarburants à partir d’algues est aussi une autre possibilité explorée.

Une solution d’avenir ?

Biocarburants d’aujourd’hui ou de demain ? Un avenir sans agrocarburants ? Nous avons voulu savoir ce que nos lecteurs en pensaient. Après quatre semaines, 121 personnes se sont finalement prononcées sur le blog et les réseaux sociaux. Des résultats de nos sondages, deux enseignements se dégagent. Premièrement, 87 votants (72 %) estiment que les biocarburants de deuxième génération constituent une solution viable pour notre avenir énergétique. Ce résultat peut apparaître comme une position très pragmatique en vue d’un désengagement progressif des énergies fossiles et de l’épuisement des réserves mondiales de pétrole. Le second enseignement est corrélé au premier. La perspective de solutions innovantes et renouvelables semble réduire l’opposition systématique aux agrocarburants. 31 votes (25,6 %) se sont pourtant exprimés en ce sens, preuve qu’une part non négligeable de nos lecteurs sont encore loin d’être convaincus par les promesses des biocarburants de deuxième génération. Enfin, trois lecteurs (2,4 %) se prononcent en faveur de la production d’agrocarburants à base de tous types de cultures. Reste une certitude, il est très difficile de savoir quel sera l’avenir des biocarburants.

Cyrille Arnoux, responsable éditorial web

[1] Sondage Odoxa, réalisé les 12 et 13 avril 2018.

[2] Avril 2018, source : ISTA, Mielke GmbH, Département américain de l’Agriculture, Banque mondiale.

[3] Communiqué de l’AGPB (blé), l’AGPM (maïs), et la CGB (betterave) se basant sur un rapport annuel des Douanes, directement transmis aux filières concernées, source La France Agricole, 5 juillet 2018.

Catégories
Éolien

Éolien : après l’incertitude, fendre le vent !

Après sept mois de blocage, les professionnels du secteur apparaissent confiants. Si des centaines de projets de parcs éoliens sont menacés, un récent projet de décret gouvernemental fait souffler un vent d’optimisme. Pour France énergie éolienne, l’exécutif doit accélérer pour ne pas compromettre les objectifs de la transition énergétique.

Depuis décembre 2017, les professionnels de l’éolien font face à des vents contraires. L’annulation par le Conseil d’État (décisions du 6 et du 28 décembre) des décrets réformant l’autorité environnementale empêche toute décision administrative sur les projets de parcs éoliens. Aux yeux de la plus haute instance juridique administrative, le préfet ne peut pas être juge et partie. Être l’autorité environnementale qui valide les études d’impact et à la fois l’autorité qui in fine autorise la construction du projet. Légitime au regard du droit européen, la décision du Conseil d’État n’en paralyse pas moins l’appareil administratif jusqu’à aujourd’hui.

Appel d’offres en souffrance

Cette situation n’est pas sans conséquence sur le dernier appel d’offres éolien. Sur les 500 MW attribués par l’État, pas plus de 300 MW de projets ont postulé selon France énergie éolienne (FEE). L’explication est simple : pour candidater, les projets devaient avoir obtenu leurs autorisations. Or, en l’absence d’autorité environnementale, les projets ne pouvaient pas obtenir d’autorisation, ils ne pouvaient donc pas candidater. Pour Olivier Perot, président de France énergie éolienne «cette situation est d’autant plus regrettable que, lors du 1er appel d’offres dont le succès a été salué par le gouvernement, la filière éolienne a fait la preuve de sa capacité à assimiler rapidement les nouveaux mécanismes d’attribution et de sa maturité économique. »

Nouveau décret à promulguer

Depuis décembre 2017, le porte-parole historique des professionnels de l’énergie éolienne assure être en contact avec Matignon et le ministère de la Transition écologique et solidaire pour trouver une solution. Hasard du calendrier, un projet de décret a été publié quelques jours avant la montée au créneau de la FEE. Le nouveau texte prévoit de nommer les missions régionales d’autorité environnementale comme instance de validation des études d’impact. Les préfets de régions ne prendraient plus que la décision définitive d’autorisation des projets.

Rattraper le temps perdu

Actuellement soumis à la consultation publique, le futur décret ne devrait pas être promulgué avant plusieurs mois. Un délai qui inquiète France énergie éolienne. « Il est impératif que l’exécutif permette d’accélérer le traitement des dossiers bloqués », souligne Olivier Perot. « Nous estimons qu’au moins 170 projets éoliens représentant plus de 3 GW sont actuellement à l’arrêt. » L’association des professionnels de l’éolien rappelle que la filière a besoin de visibilité et de stabilité pour respecter les objectifs de la transition énergétique. Si les 1,2 nouveaux GW prévus en 2018 devraient être atteints, rien n’est moins sûr pour les années à venir. Compte tenu des délais de développement d’un projet (5 à 7 ans), le blocage actuel devrait retarder les volumes installés à l’horizon 2020-2021 assure la FEE.

Cyrille Arnoux, responsable éditorial web

Catégories
Transition énergétique

Transition énergétique : citoyens et territoires veulent accélérer

Le débat public sur les orientations de la politique énergétique française s’est achevé. Après trois mois de consultations, la dernière s’est tenue jeudi 28 juin à Paris au siège du groupe La Française. L’ONG Green Cross France a réuni de nombreux acteurs de l’énergie, des représentants des collectivités et des financiers devant un public averti.

« Il n’y a pas de remise en cause de la transition énergétique, le débat se joue plutôt sur le rythme, globalement le pays considère que l’on est en retard. » À quelques heures de la clôture d’une consultation inédite, Florent Augagneur, vice-président de la Commission nationale du débat public (CNDP) livre les premiers enseignements de la centaine de débats organisés depuis le mois de mars sur l’ensemble des territoires. La question du financement a notamment été mise en avant. « Qui paie ? Le sujet est important et va l’être ne serait-ce que pour l’acceptabilité. Si l’on met en place des politiques publiques, il va falloir répondre à ces questions » ajoute Florent Augagneur. Les débats publics ont aussi fait ressortir des demandes sur les questions de gouvernance. « Plus de démocratie, plus de décentralisation et plus de place pour les citoyens et les territoires ressortent », confie le vice-président de la CNDP.

Pas de transition réussie sans efficacité énergétique

La feuille de route est connue. Premier accord universel sur le climat, l’accord de Paris prévoit de contenir d’ici à 2100 le réchauffement climatique « bien en dessous de 2 °C par rapport aux niveaux préindustriels ». Dans cette perspective, les études sur un scénario 100 % énergie renouvelable font apparaître une certitude. « On ne fait pas en France 100 % d’EnR sans une politique importante d’efficacité énergétique » rappelle Michel Gioria, directeur Île-de-France de l’ADEME[1]. La bonne nouvelle, c’est que les économies d’énergie permettent aussi la viabilité économique d’un projet. L’exemple de la future smart city de Dijon métropole l’illustre. « Le projet va permettre une économie d’énergie de l’ordre de 62 %, essentiellement sur l’éclairage public, et ce sont ces économies qui permettent de financer une grande partie des infrastructures sur la durée », indique la directrice générale de Citelum, filiale d’EDF spécialisée dans l’efficience énergétique.

Le modèle dunkerquois

« Dunkerque c’est le Qatar de la chaleur fatale[2] » aime à rappeler Rizlane Bibaoui, directrice de l’attractivité de la communauté urbaine. Les premières captations de chaleur fatale d’Arcelor Mittal pour le réseau de la ville datent de 1983. À l’avant-garde de la transition énergétique, l’agglomération vient de voir son travail d’accompagnement auprès des industries reconnu par l’État. Ce n’est d’ailleurs pas un hasard si la ville accueille en janvier prochain la 20e édition des Assises européennes de la transition énergétique. « C’est presque une question de survie pour le territoire » dont le déclin démographique est très lié à sa structure économique et à ses industries extrêmement friandes d’énergie carbonée. « On n’a pas d’autres choix que d’être dans une transition inclusive et durable », déclare Rizlane Bibaoui.

Multi énergie et pragmatique du gaz

L’engagement des territoires dans la transition énergétique est vu comme une nécessité par le directeur général de GRTgaz. « On ne réussira la transition énergétique que si on la fait pour les territoires, par les territoires et si elle est économiquement soutenable » précise Thierry Trouvé. Dans la vision d’une transition multi énergie, au côté de l’électricité et du réseau de chaleur, « le gaz joue un rôle important, car il est soutenable et durable. » Soutenable, car c’est l’un des moyens d’avancer rapidement sur la pollution de l’air. Elle peut être fortement réduite par l’introduction de gaz naturel dans les transports lourds et maritimes. Durable, car le gaz renouvelable est en pleine explosion. La méthanisation doit notamment permettre d’atteindre 30 % de gaz renouvelable dans la consommation d’ici 2030. Locale, elle est neutre en carbone, offre des revenus pour l’agriculture et de l’emploi dans les campagnes.

Quid du financement participatif des citoyens ?

La place des citoyens dans le financement de la transition énergétique est aussi interrogée. « Je pense qu’en matière de financement, il faut ne s’interdire aucune initiative », assure la directrice de la stratégie de GRDF, filiale d’Engie. « Les restrictions sur les aides publiques sont là et c’est bien aussi d’être innovant. Je pense que ces types d’approches ont la vertu d’impliquer les citoyens et de les intéresser directement à la réussite du projet. Cela peut aussi participer à l’acceptabilité des projets » souligne Catherine Leboul Proust. Présent au débat, l’ancien directeur général de la Banque Mondiale croit aussi en la capacité de l’épargne citoyenne et locale. Fondateur du fonds d’investissement Blue Like an Orange Sustainable, Bertrand Badré travaille à une plus grande implication du secteur privé dans les objectifs du développement durable. Pour répondre aux besoins que pose la transition énergétique, une chose est certaine explique-t-il « il faut réussir à changer d’échelle ».

Cyrille Arnoux, responsable éditorial web

[1] L’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie

[2] Par chaleur fatale, on entend une production de chaleur dérivée d’un site de production, qui n’en constitue pas l’objet premier.

Catégories
Marché de l'énergie

Énergies renouvelables : un marché à concentration

Depuis des mois, les rachats et prises de participations s’accélèrent en France. Pour rattraper leur retard dans la transition énergétique, les poids lourds de l’énergie sont contraints de recourir aux fusions acquisitions.

Les annonces se succèdent et prennent l’allure d’un véritable bras de fer. D’un côté Engie, n° 3 mondial de l’énergie (hors pétrole), de l’autre Total, la « supermajor » pétrolière et gazière. Au centre, un marché en pleine mutation, celui des énergies renouvelables. Ces derniers mois, bon nombre de ses acteurs ont vu leur destin basculer à la faveur de rapprochements stratégiques.

Engie en tête

Dernier rachat en date, celui de Langa. Si Engie s’est offert la PME bretonne spécialisée dans la production d’électricité éolienne et solaire, c’est pour rester dans la course. Acquérir l’un des trois acteurs les plus dynamiques du marché français permet à Engie de conforter sa position de leader. Une première place acquise dans le solaire en 2015, après l’acquisition de Solairedirect. Pionnier français du solaire compétitif, le groupe développe, exploite, assure la maintenance et le financement de parcs solaires de grande taille sur quatre continents.

Total bouscule le marché

En position de challenger, Total se positionne sur le marché de la transition énergétique. L’année 2017 a été un tournant dans sa stratégie de conquête. Prise de participation de 23 % d’Eren Renewable Energy avec contrôle total en 2022. Rachat du spécialiste de l’efficacité énergétique GreenFlex. Déjà l’acquisition de Saft, le fleuron français des batteries, et la prise de contrôle du Californien SunPower, avaient éclairé une ambition. Désormais, elle apparait clairement : Total veut bousculer le marché, être incontournable de la production à la distribution. En témoigne, le rachat de Direct Energie, lequel venait d’acquérir Quadran, l’un des leaders indépendants de l’énergie verte.

Course à la taille

Avec un doublement du volume d’offres rien que pour les projets solaires, le gouvernement français a déclenché une course à la taille parmi les nombreuses petites et moyennes entreprises du secteur. Alors que l’entreprise publique EDF prévoit de construire 30 GW d’ici 2035, le marché se consolide très rapidement. La société solaire française Tenergie s’est ainsi associée au Crédit Agricole. De plus, les fonds et les groupes étrangers sont également de la partie. Ainsi, la société danoise d’investissement dans les énergies renouvelables Obton a fait l’acquisition du développeur français Coruscant. Amarenco a fait de même. L’entreprise irlandaise d’énergie a racheté le Groupe Carré, développeur et exploitant basé dans le Tarn. Nul doute : une reconfiguration des acteurs est en cours. Les contours du futur marché de l’énergie se dessinent.

Cyrille Arnoux, responsable éditorial web