L’absorption de la lumière du soleil, presque parfaite !

Une équipe de chercheurs du Rensselaer Polytechnic Institute dirigée par le physicien Shawn Yu Lin a découvert et démontré l’efficacité d’un nouveau revêtement de cellules solaires qui améliore grandement l’absorption de l’énergie lumineuse. Ce revêtement antiréflexion presque parfait absorbe tout le spectre lumineux, des rayons ultra-violets aux infra-rouges, et ceci quel que soit l’angle d’incidence.

Une cellule photovoltaïque classique en silicium peut absorber 67,4 % de la lumière du soleil qui l’atteint, ce qui signifie que quasiment un tiers de cette lumière est réfléchie et donc irrécupérable. D’un point de vue économique, le potentiel ainsi perdu représente une barrière à la prolifération solaire. Pour récupérer tous les photons du spectre solaire, il faut faire en sorte que la réflexion des rayons incidents (réflexion Fresnel) à la surface d’une cellule solaire soit éliminée. Le revêtement nanostructuré multicouches conçu par l’équipe du Rensselaer Polytechnic Institute permet l’absorption quasi totale (96,21 %) de l’énergie lumineuse qui atteint sa surface, et ceci pour toutes les longueurs d’ondes du spectre : l’équipe de chercheurs a mesuré une réflexion Fresnel allant de seulement 1 % à 6 %, sur le spectre 400nm à 1600nm.

En plus d’une meilleure absorption des rayons lumineux, le revêtement antiréflexion conçu par l’équipe de Shawn Lin permet de résoudre le problème des angles d’exposition. La plupart des revêtements de cellules solaires sont conçus pour avoir un fonctionnement optimal sous une exposition normale à leur surface, c’est pourquoi dans les centrales photovoltaïques, les panneaux solaires sont mécaniquement automatisés pour suivre la course du soleil, comme les héliotropes, pour optimiser le rendement. Le prix à payer pour cette optimisation est la consommation du système automatisé, le prix de maintien, sans compter les erreurs d’alignement. Le revêtement de Lin absorbe plus de 95 % de la lumière sous une plage angulaire (par rapport à la normale au revêtement) de 0 à 60°, soit un cône de 120°.

Les deux couches supérieures sont faites de nano-bâtons obliques de SiO2, accrochés au substrat par dépôt chimique en phase vapeur. En effet, l’équipe démontre que le gradient d’indice et les bâtons obliques de la dernière couche permettent de minimiser drastiquement la réflexion Fresnel pour toutes les longueurs d’ondes et angles d’incidences, ce qui diffère totalement des traditionnels revêtements antiréflexion quart d’ondes.

D’après Shawn Lin, ce nouveau revêtement peut être appliqué à presque tous les matériaux photovoltaïques, y compris les multijonctions III-V et Cadmium Telluride même s’il reste à en améliorer la robustesse. Néanmoins, les résultats obtenus sont prometteurs : l’efficacité de conversion a été améliorée de 22,2 % entre un revêtement classique quart d’onde et le revêtement sept couches avec gradient d’indice.

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/56662.htm

Une batterie géante d’énergie éolienne testée aux Etats-Unis

La révolution énergétique passe par le stockage

Xcel Energy, le plus gros producteur d’énergie éolienne aux Etats-Unis, va tester une première dans le pays : une batterie géante pour stocker l’énergie éolienne. D’une taille de deux semi-remorques empilés l’un sur l’autre, cet appareil a été fabriqué au Japon par le groupe de céramiques industrielles NGK Insulators. Composée d’une série de 20 modules de 50 kW, cette batterie géante au sodium-soufre, - un type de batteries pourvues d’électrodes liquides, utilisées dans les installations à grande échelle - pèse environ 80 tonnes et a une capacité de 1 MW. Complètement chargée, elle pourra stocker 7,2 MW-heures d’électricité, de quoi alimenter 500 foyers pendant 7 heures environ.

Il en coûtera plus de 5,4 millions de dollars à Xcel pour l’acheter, l’installer, et analyser ses performances. Cette batterie, vise à résoudre le plus gros handicap de l’éolien : sa dépendance au vent. L’idée est de stocker une partie de l’électricité produite quand il y a du vent, et de la diffuser dans le réseau quand le vent tombe.

Source : http://www.usinenouvelle.com/article/une-batterie-geante-d-energie-eolienne-testee-aux-etats-unis.152219

Inauguration de la plus grande station solaire du monde en Espagne

La station solaire SPEX (Solar Park Extremadura) 30MW a été inaugurée le 3 octobre dernier

C’est la plus grande station photovoltaïque du monde en son genre, avec un dispositif de suiveurs de trajectoire solaire. Celle-ci occupe une surface équivalente à 192 terrains de football. Les deux terminaux de la station solaire SPEX de 30MW sont situés dans les municipalités de Mérida et Don Alvaro. Ils ont dû mobiliser un investissement de près de 250 millions d’euros et une surface de 195 hectares.

L’entreprise promotrice du projet, Solar Parks Extremadura, dont le siège social est à Badajoz, est formée à 50% par l’entreprise de la région Eco Energías del Guardiana et la banque allemande Deusche Bank AG. Le parc solaire possède près de 170.000 modules photovoltaïques de première qualité, importés d’Allemagne, des Etats- Unis et du Japon. Ces modules ont été installés sur 1875 suiveurs solaires, dont chacun supporte une superficie de 130 mètres carrés de modules photovoltaïques . Près de 500 personnes de nationalités différentes ont participé à la construction et la mise en service de la station.

Selon les estimations, la station produira 63.000 MWh (63GWh) par an ; énergie suffisante pour l’approvisionnement de près de 30.000 familles, ce qui rendrait auto-suffisante une population supérieure à celle de Merida, c’est à dire 120.000 personnes. De plus, celle-ci évitera l’émission de plus de 17.600 tonnes de CO2 que rejetterait le pétrole pour produire la même quantité d’énergie. Sur la durée de vie de la centrale solaire, il s’agit donc d’éviter l’émission de 606.000 tonnes de CO2 et autres gaz toxiques dans l’atmosphère.

La réalisation du projet a mobilisé la participation et la collaboration de Sevillana- Endesa, Endesa Ingeniería, SACYR, ARRAM Consutants, Mediprex et Atex Energies, ainsi que de nombreuses autres entreprises régionales et locales de services. La région d’Estrémadure a été choisie pour ce projet car elle figure parmi les régions d’Europe ayant un indice d’ensoleillement des plus élevés, dépassant les 3200 heures par an. Cette communauté autonome produit 20% de toute l’énergie solaire produite en Espagne.

Source : http://www.clean-auto.com/Inauguration-de-la-plus-grande-station-solaire-du-monde-dans-la-region-d-Estremadure?4931.html

Le Danemark mise sur l’énergie des océans

Aujourd’hui, le pays se lance un nouveau défi, celui de l’énergie houlomotrice, dont il parie qu’elle connaîtra une évolution similaire au cours des vingt prochaines années

Le gouvernement vient ainsi d’allouer 20 millions de couronnes (3 millions d’euros) à la construction d’un prototype à l’échelle 1/2 de la "machine à récupérer l’énergie des vagues". Les mers et les océans renferment la plus dense et la plus continue des énergies renouvelables. Exploiter 0,2 % de l’énergie renfermée dans les vagues suffirait à alimenter la planète entière en électricité. De nombreux projets sont actuellement en développement à travers le monde, et la première centrale commerciale a été inaugurée en septembre 2008 au large du Portugal. Wave Star est un concept qui se démarque des autres projets par sa conception originale. Plutôt que de couper les vagues dans le but de récupérer le maximum d’énergie disponible, il épouse leur trajectoire permettant ainsi une production d’électricité continue.

De part et d’autre de la longue machine disposée dans le sens de la houle, une vingtaine de flotteurs hémisphériques sont partiellement immergés. Au passage d’une vague, le premier flotteur se soulève puis se rabaisse alors que le second se soulève, et le mécanisme se poursuit ainsi jusqu’à l’extrémité de la centrale. Les flotteurs sont reliés à des cylindres hydrauliques qui alimentent, via un système de transmission classique, un moteur hydraulique relié à un générateur qui produit l’électricité.

Le premier prototype à l’échelle 1/10ème a été connecté au réseau électrique en avril 2006 à Nissum Bredning dans le Nord-Ouest du Danemark. Son fonctionnement a pu être observé avec satisfaction pendant 4.000 heures durant lesquelles la machine a dû faire face à sept tempêtes majeures. Selon Per Resen Steenstrup, l’un des directeurs du projet, la résistance aux intempéries est l’un des facteurs déterminants pour la viabilité économique d’une centrale houlomotrice. La stratégie adoptée par Wave Star consiste à remonter les flotteurs en cas de tempête afin de les protéger. Sur le modèle "grandeur nature", les flotteurs pourront être remontés jusqu’à une hauteur de 20m.

Le prochain prototype devrait voir le jour au cours de l’année 2009. D’une longueur de 120 m, il fournira une puissance de 500 kW, permettant ainsi d’alimenter 200 maisons. Le modèle final, qui devrait être commercialisé en 2011, sera long de 240 m et produira 6 MW. Afin de réduire les coûts d’exploitation, l’entretien de la machine sera effectué en moyenne tous les dix ans.

Source : http://www.ddmagazine.com/20081023754/Actus/Le-Danemark-capte-l-energie-des-oceans.html

Les hydroliennes : prometteuses !

Après 133 jours d’immersion à l’embouchure de l’Odet (sud Finistère), la Française Sabella DO3 réalisée dans les ateliers du groupe public de construction navale militaire DCNS (ex-DCN) de Brest, n’a subi aucun dommage

Un des concepteurs de ce modèle réduit au tiers, Jacques Suer, a fait le choix de la simplicité pour son hydrolienne qui a très bien fonctionné "à marée montante comme descendante" sans nuire à l’environnement, se félicite le chercheur. Le pari semble gagné pour cette machine entièrement sous-marine à un détail près : l’hydrolienne n’a pas été raccordée au réseau électrique. "Trop compliqué", a regretté l’ingénieur qui s’est résolu pour cet essai à disperser la production électrique (4 kW) dans le flot.

Outre-Manche, les concepteurs ont une longueur d’avance. Le branchement au réseau, pourtant délicat, n’a pas été un problème pour l’entreprise irlandaise OpenHydro lors de ses essais d’une hydrolienne d’une puissance de 25O kW, la première du genre dans le nord de l’Ecosse. En revanche, trouver sur le marché les moyens de levage adapté, en dehors de ceux dédiés aux plateformes pétrolières, a été le principal obstacle. "L’implantation offshore dans l’environnement réel est un défi", reconnaît James Ives PDG de OpenHydro qui a préféré créer de toute pièce le matériel dont elle avait besoin.

OpenHydro qui prévoit la mise en production en 2009 d’une hydrolienne de 20 mètres de diamètre capable de délivrer 1 mW a aussi besoin d’étoffer ses équipes d’ingénieurs hydrauliciens. "Nous recrutons beaucoup ! ", a ainsi déclaré M. Ives profitant de la conférence pour lancer un appel à candidatures. Dans le tableau des concepteurs d’hydroliennes, Marine Current Turbines fait figure de doyen tant ses premiers essais en mer (1994) sont anciens. Depuis, l’entreprise a mis sur le marché SeaGen, la "première hydrolienne de dimension commerciale", selon Peter Frenkel, le directeur technique qui souligne la difficulté de construction dans des courants forts.

Seagen ressemble à une éolienne terrestre mais équipée de chaque côté de son mat de deux grandes hélices de 16 m de diamètre délivrant quelque 600 kW. Cette société qui envisage de vendre des turbines de 3 jusqu’à 20 m de diamètre sera un concurrent sérieux dans l’équipement de la ferme hydrolienne qu’EDF va implanter à partir de 2011 entre Paimpol et l’île de Bréhat (Côtes d’Armor). Quatre à dix hydroliennes d’une capacité de 4 à 6 MW, soit l’équivalent de la consommation de 5.000 foyers, seront immergées et progressivement raccordées au réseau d’électricité entre fin 2011 et fin 2012 dans un secteur où l’intensité des courants atteint des niveaux parmi les plus élevés d’Europe.

Source : http://www.liberennes.fr/libe/2008/10/les-hydrolienne.html

Coproduire l’eau et l’électricité grâce aux énergies renouvelables : un défi mondial

Le volume d’eau sur terre est d’environ 1.4 Milliards de km³. Mais il s’agit essentiellement d’eau salée : les mers représentent 97 % de l’eau disponible sur terre (360 millions de km2, soit 71 % de la surface du globe), au total : 1320 millions de km3 d’eau de mer + 24 millions de km3 de glace.

Les ressources en eau douce ne sont que de 35 millions de km³, soit 2.5 % du total. De plus, 68.9 % de cette eau douce, soit 24 millions de km³ sont stockées sous forme de glace et de neiges éternelles, dans les montagnes et aux deux pôles - ce qui les rend difficilement exploitable pour des usages humains. La majeure partie des ressources restantes, soit 8 millions de km³ (30.8 % des ressources en eau douce) se trouve emprisonnée dans les sols (sous forme de nappes phréatiques, de marais, de permafrost...).

Au total le stock d’eau disponible pour les humains, mais aussi pour le reste de l’écosystème, n’est donc que d’environ 200 000 km³, ce qui représente moins de 1 % du volume total d’eau douce sur terre. Et la quantité effectivement utilisable se situe entre 12500km³ et 14000km³ si l’on ne veut pas compromettre le renouvellement des ressources. Le monde arabe, de l’Afrique du Nord au Moyen-Orient, ne dispose que de 0.67 % des ressources en eau douce renouvelable de la planète. La disponibilité moyenne y frise les 1000 m³ par personne à peine.

L’eau est une ressource renouvelable, disponible en permanence grâce à l’énergie solaire. Sous l’effet du soleil, l’eau s’évapore des océans et de la terre et se retrouve dispersée de nouveau tout autour de la Terre. Cette eau s’écoule dans les rivières, pénètre dans la terre et alimente les nappes souterraines. Sur les continents, les précipitations sont annuellement supérieures de 44 000 km3 à l’évaporation. Les continents vont donc renvoyer ce volume d’eau aux océans, à mesure que l’eau des rivières et des nappes souterraines s’écoule. C’est ce qu’on appelle le cycle de l’eau.

La ressource en eau renouvelable et potentiellement disponible est estimée à 12 000 km3 par an. Sur cette quantité, les prélèvements d’eau représentent 35 %, soit environ 4 500 km3, et la part d’eau consommée 20 %, autrement dit 2 500 km3. A l’échelle planétaire la situation de l’eau n’est pas alarmante, mais certains pays souffrent de pénurie d’eau en raison de l’inégale répartition des ressources. Si le ruissellement mondial de l’eau était réparti de manière régulière dans l’espace et dans le temps, les ressources en eau douce seraient largement suffisantes pour approvisionner l’ensemble de la planète. Un rapide calcul montre que l’eau disponible pour la consommation humaine représente 15 000 litres par personne et par jour. Ce chiffre ne reflète cependant pas la réalité, étant donné que les ressources en eau douce sont inégalement réparties.

Les usages de l’eau sont multiples. L’eau est essentielle à la survie de l’homme mais sa consommation domestique (pour la boisson, la cuisine et l’hygiène personnelle) ne représente que 8 à 10 % de la consommation totale sur la planète. L’industrie est responsable d’environ 20 % de la consommation mondiale d’eau douce, et cette consommation industrielle augmente beaucoup depuis les années 1950. L’eau est en effet essentielle pour beaucoup de processus industriels.

Mais c’est l’agriculture qui est la plus gourmande en eau, occasionnant environ 70 % de toute la consommation d’eau douce sur la planète. Cette consommation est essentiellement le fait de l’agriculture irriguée, qui n’occupe qu’environ 17 % des terres cultivées, mais qui assure 40 % de la production agricole mondiale (le reste étant assuré par l’agriculture dite pluviale). Les surfaces irriguées ont environ doublé dans le monde depuis 1960.

Depuis le début du XXème siècle, la consommation d’eau douce a été à peu près multipliée par sept sur la planète. Or d’ici à 2025, les besoins en eau de l’agriculture devraient augmenter encore de 20 %. 4 millions de personnes meurent de maladies liées au manque d’eau, ou à la qualité de l’eau. Plus de 25 pays sont dans une situation de stress hydrique important, et subissent de grave pénuries. 1.5 Milliard de personnes n’ont pas accès à l’eau potable et d’ici 2050 2,3 milliards de personnes -4 terriens sur 10- devraient souffrir de stress hydrique et 1,7 milliard se retrouveront dans un contexte de pénurie hydrique.

La pénurie d’eau touche déjà tous les continents et plus de 40 pour cent de la population de la planète. D’ici 2025, 1,8 milliard de personnes, sur les 8 milliards de terriens (22 %) vivront dans des pays ou des régions victimes de pénuries d’eau absolues, soit environ 450 millions de foyers. Si l’on considère que le niveau de confort domestique correspond à une consommation moyenne d’eau par foyer de 150 m³ par an, cela veut dire que les besoins domestiques de cette population en situation de stress hydrique seront de l’ordre de 68 km³ en 2025.

Face à cette situation, le dessalement de l’eau de mer à grande échelle est devenu une nécessité au niveau mondial. Près de 50 millions de m3 d’eau douce sont produits chaque jour par 12 000 installations, à partir des mers et des océans, soit 0,5 % de l’eau consommée sur la planète. Au rythme actuel, qui enregistre un doublement de la production tous les 10 ans, les spécialistes estiment que cette production grimpera à 60 millions de m3 par jour en 2010. Et pourrait à nouveau doubler d’ici à 2025 pour atteindre 120 de m3 par jour, soit 44 km3 par an (contre 18 km3 par an en 2008), ce qui correspond aux deux tiers des besoins domestiques en eau des 450 millions de foyers qui seront sous le seuil minimum d’accès à l’eau en 2025.

Ce prélèvement de 44 millions de km3 par an d’eau de mer peut sembler important mais il ne représente que 2 % de la totalité de l’eau consommée sur terre (environ 2500 km3 par an). Ramené à la surface totale des océans (360 millions de km2), il ferait baisser le niveau global des océans d’à peine plus d’un 10eme de mm, une valeur très faible comparée à l’élévation moyenne annuelle du niveau des mers provoquée par le réchauffement climatique et la dilatation thermique, qui est de 2 à 3 mm par an, selon les méthodes de mesures.

Si l’on voulait fournir à ces 450 millions de foyers l’eau domestique nécessaire à l’aide d’usines de dessalement au monde utilisant la technologie membranaire d’osmose inverse, il faudrait environ 620 usines, sachant que la plus grande usine de dessalement au monde utilisant la technologie membranaire d’osmose inverse produit 110 millions de m3 par an. Sachant que la consommation d’énergie de cette technologie est de l’ordre de 4 kWh/m³, une telle production d’eau potable représenterait une consommation totale d’énergie de l’ordre de 272 milliards de kWh (272 TWh), soit environ la moitié de la consommation électrique totale prévue en France en 2025.

Cette quantité d’énergie représente la production annuelle de 49 réacteurs nucléaires de 900 MW ou encore la production annuelle de 11 000 éoliennes géantes maritimes ou encore la production annuelle de 210 Km2 de panneaux photovoltaïques (deux fois la surface de Paris). Cette consommation mondiale d’énergie serait tout à fait modeste par rapport à la consommation mondiale d’énergie prévue en 2025 (de l’ordre de 16 GTEP par an) et ne représenterait qu’environ 1 % des 25 000 TWh d’électricité que consommera la planète en 2025.

Sur le plan financier, sachant que le coût actuel de dessalinisation par osmose inverse est de l’ordre de 0,50 € le m3, il faudrait investir 34 milliards d’euros au niveau mondial pour permettre à l’humanité de ne plus connaître le manque absolu d’eau, soit seulement 0,1 % du produit mondial brut. On voit donc ce défi de l’eau pour tous n’est nullement hors de notre portée à condition que nous en ayons la volonté politique.

Dans cette perspective il faut évoquer le remarquable concept « DESERTEC » qui pourrait permettre aux pays d’Afrique et du Moyen Orient de coproduire énergie et eau douce grâce à l’énergie solaire. Selon le Centre Aéronautique et Spatial Allemand (DLR), des centrales thermiques solaires installées dans le désert du Sahara pourraient générer autant d’électricité qu’il en est consommé respectivement par la région Moyen-Orient et Afrique du Nord (MENA) et par l’Europe (UE-25) aujourd’hui.

A partir d’études satellites réalisées par le Centre Aéronautique et Spatial Allemand (DLR), il a été démontré qu’en occupant moins de 0.3 % de la surface entière désertique de la région Moyen-Orient et de l’Afrique du Nord (MENA) par des centrales thermiques solaires, il serait possible de produire assez d’électricité pour satisfaire aux demandes actuelles en énergie de l’Europe (UE des 25) et de la région MENA. L’électricité d’origine solaire et éolienne issue de Desertec serait acheminée vers l’Europe au moyen de lignes CCHT (Courant Continu à Haute Tension ou HVDC pour High Voltage Direct Current) avec des pertes n’excédant pas 10 à 15 %.

Les centrales thermiques solaires (appelées aussi Concentrating Solar Power - CSP) constituent la meilleure technologie pour assurer un rendement énergétique sûr et important. Elles utilisent des miroirs pour concentrer la lumière du soleil créant ainsi suffisamment de chaleur pour générer de la vapeur et actionner les turbines produisant l’électricité. L’excès de chaleur produit le jour peut être stocké, sous forme de gaz ou d’air comprimé et servir à actionner les turbines pendant la nuit ou bien lors de pics de consommation.

Afin de garantir une production électrique ininterrompue en cas de longues périodes de mauvais temps, on peut coupler aisément les turbines avec des chaudières classiques utilisant le pétrole, le gaz ou la biomasse (cela rend ainsi inutile le maintien en état de coûteuses centrales électriques de substitution). La chaleur résiduelle ayant servi à générer l’électricité peut permettre (par cogénération) de dessaler l’eau de mer et de produire du froid, ceci au profit de la population locale.

D’ici 2050, entre 10 et 25 % des besoins en électricité de l’Europe pourraient être importés des déserts. Une dépendance trop large vis à vis d’un pays ou d’un petit nombre de centrales électriques pourra être évitée grâce à l’installation et la mise en réseau d’une multitude de centrales thermiques solaires (puissance moyenne 200 MW) et de fermes éoliennes dans de nombreux pays. De plus, l’utilisation de plusieurs lignes de transport CCHT à destination de l’Europe et d’installations appartenant à un grand nombre de propriétaires (publics et privés) permettra d’accroître la sécurité de l’approvisionnement de l’Europe.

La construction de nouvelles centrales thermiques solaires a déjà commencé en Espagne et aux Etats-Unis (Andasol 1 et 2, Solar Tres, PS 10, Nevada Solar One). Il y a de plus des projets en cours en Algérie, en Egypte, au Maroc et d’autres sont planifiés en Jordanie et en Libye. Dans les pays de l’Europe du Sud tels que l’Espagne et l’Italie, l’énergie solaire venant d’Afrique du Nord sera moins chère dès 2020 que celle produite par les nouvelles centrales utilisant les combustibles fossiles ou nucléaires.

La construction d’un réseau EU-MENA exigera certes un investissement de 45 milliards d’Euros d’ici à 2050, mais elle permettra des économies annuelles de 10 milliards d’euros sur le coût de l’électricité. L’énergie propre des déserts deviendra alors l’option la moins chère et la connexion EU-MENA apparaîtra comme une nécessité pour les économies européennes.

Vers le milieu du 21ème siècle, les pays du MENA pourraient, grâce au projet DESERTEC, avoir valorisé leurs déserts comme sources d’énergie propre et inépuisable, faisant d’une pierre quatre coups : ils produiraient de manière propre leur énergie et une bonne partie de celle de l’Europe, ils pourraient, grâce à cette énergie propre et abondante, dessaler l’eau de mer et résoudre leur problème d’accès à l’eau potable, ils trouveraient les moyens de développer sur le plan économique et agricole des régions arides ou désertiques et ils contribueraient ainsi à réduire considérablement les émissions de gaz à effet de serre au niveau européen et mondial. Il est donc dans l’intérêt de l’Europe à long terme de nouer un nouveau et ambitieux partenariat énergétique avec l’Afrique et le Moyen Orient et d’aider massivement ces régions à pouvoir exploiter leur immense potentiel énergétique.

Source : René Trégouët - Sénateur honoraire - Fondateur du Groupe de Prospective du Sénat
http://www.tregouet.org/article.php3?id_article=552

Ouverture de la première centrale à "suiveurs solaires"

Une centrale solaire inédite, dont les panneaux photovoltaïques suivent la course du soleil, vient d’ouvrir à Martillac, près de Bordeaux

Elle permet un gain de 30 % en moyenne de la capacité de production d’énergie. Conçue pour EDF Energies nouvelles par Exosun, jeune société née dans la pépinière d’entreprises de la Technopole Bordeaux-Montesquieu à Martillac, la centrale pilote compte 126 suiveurs solaires ou "trackers". Ils sont implantés sur un terrain de 3.500 m2 de telle manière qu’à aucun moment ils ne puissent se faire de l’ombre entre eux. Ces "trackers", qui portent chacun un module photovoltaïque de 6 m2, ont pour fonction de suivre le soleil de l’aube à la tombée de la nuit afin d’optimiser le rendement. "Cela permet d’augmenter les performances de 20 à 40 % par rapport aux panneaux fixes", a déclaré à Reuters Daphné de Baritault, chef de produit marketing d’Exosun.

Connectée au réseau EDF, la centrale a une capacité de production de 100kW, soit l’équivalent de la consommation d’une trentaine de foyers mais sans émettre de CO2. Un autre projet de centrale de ce type est en cours d’élaboration avec la Communauté de communes de Gabardan, dans les Landes. Exosun se tourne également vers le marché mondial de l’énergie solaire qui connaît une croissance de 40 % par an depuis trois ans.

Source : http://fr.news.yahoo.com/4/20081002/tts-france-environnement-solaire-ca02f96.html

Solaire thermodynamique : le béton, une solution avantageuse pour le stockage thermique de l’énergie solaire

Le Centre allemand de recherche aérospatial (DLR) et son partenaire industriel Züblin AG ont présenté le 16 septembre 2008 un nouveau système pilote de stockage de chaleur pour centrales solaires thermiques à concentration (centrales CSP)

Installé dans la zone de tests de l’Université de Stuttgart, le démonstrateur stocke la chaleur dans du béton et représente une solution performante et à bas coût en vue d’une application commerciale. L’objectif du projet, soutenu par le Ministère fédéral de l’environnement (BMU), était de démontrer la faisabilité technique du système, après une phase de calculs et d’expériences menée en laboratoire. Les nombreux tests effectués ont maintenant confirmé la performance du système : "Les essais effectués sur l’installation pilote représentent un pas en avant vers un accumulateur commercial combinable avec une centrale", a déclaré Dr. Thomas Voigt, Directeur technique chez Züblin AG.

Par rapport aux systèmes de stockage thermique par sel fondu actuellement disponibles sur le marché, l’accumulateur testé représente une solution très économique. Ceci a déjà été démontré avec succès en Espagne, sur la Plataforma Solar de Almerìa, où le DLR exploite des installations solaires expérimentales. Dr. Rainer Tamme, Directeur du département "génie des processus thermiques" de l’Institut de thermodynamique technique du DLR, insiste également sur les avantages de la conception modulaire : "Grâce au principe de montage du système de stockage à partir de modules élémentaires, l’accumulateur en béton peut être adapté à n’importe quelle puissance. Il est non seulement approprié pour des applications dans des centrales CSP, mais il trouve également sa place pour le stockage de la chaleur d’échappement dans l’industrie par exemple ou encore dans le domaine de la cogénération".

Le stockage de l’énergie est un facteur clef pour le succès des technologies solaires thermiques haute température. La combinaison d’une centrale CSP avec un accumulateur de chaleur permet d’augmenter la durée de fonctionnement de la turbine (fonctionnement pendant la nuit ou plus généralement dans les moments de plus faible ensoleillement) et donc la disponibilité de l’installation de production d’électricité solaire.

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/56064.htm

Les promesses du photovoltaïque

Cet été, l’énergie solaire a frappé très fort. Le laboratoire américain des énergies renouvelables (NLREL) a annoncé avoir conçu une cellule photovoltaïque de 41 % de rendement

Autrement dit, les chercheurs ne sont plus très loin de savoir transformer la moitié de l’énergie solaire qui arrive sur Terre en électricité. A Valence, il y a une semaine, lors de la Conférence européenne sur l’énergie solaire réunissant 4.000 chercheurs, d’autres records sont tombés. Pratiquement toutes les technologies photovoltaïques sont concernées. Ces bêtes de course ne sont pas uniquement des prouesses de laboratoires, elles laissent entrevoir dans leur sillage une évolution rapide de ces technologies. « C’est un grand cru scientifique, estime Daniel Lincot, directeur du Laboratoire d’électrochimie et de chimie analytique et président du congrès de Valence. On voit sortir des laboratoires de nouveaux concepts avancés, en parallèle des efforts de recherche pour diminuer les prix des technologies au silicium. »

Tous les chercheurs ont aujourd’hui le regard vissé sur le rendement maximum théorique : 84 % de l’énergie des photons pourraient être convertibles en électricité. Dans cette course de fond, les stratégies divergent. Certaines technologies produisent des performances élevées mais d’un coût prohibitif. D’autres laboratoires partent au contraire de procédés économiques pour en faire des technologies à meilleur rendement. L’optimum est actuellement détenu par la technologie à silicium cristallin, qui truste 94 % du marché. Les meilleurs laboratoires, comme celui de Sanyo ou de Sunpower, dépassent les 20 % de rendement, et les usines sortent des produits à peine moins performants. Mais cette filière utilise les galettes de silicium de l’industrie microélectronique de 200 microns d’épaisseur. Elles sont donc coûteuses à fabriquer, et leur disponibilité est limitée.

Les cellules à couches minces pourraient prendre le relais de la filière classique, car elles s’approchent de l’industrialisation. Elles consistent en un substrat de type verre recouvert d’une couche de quelques microns de silicium amorphe. L’économie de matière offre des coûts de production trois fois inférieurs, mais leurs rendements tombent autour de la dizaine de pourcents. Certains laboratoires et industriels veulent maintenant désaccoutumer le photovoltaïque de son addiction au silicium. Ils reprennent le concept des couches minces mais avec des revêtements de matériaux alternatifs. Deux substances ont émergé parmi les centaines déjà testées : le CdTe et le CIGS (cuivre-indium-gallium-sélénium). Le laboratoire de Daniel Lincot travaille sur cette dernière piste et frôle actuellement les 20 % de rendement.

Cette technologie de déposition a pour autre intérêt de pouvoir produire des surfaces importantes de capteurs, alors que le silicium reste cantonné aux petites galettes. Plusieurs fabricants d’écrans plats, maîtres dans l’art de la déposition de couches, se reconvertissent actuellement dans cette filière. D’autres secteurs comme les industriels du revêtement d’étain cherchent également à exploiter leurs savoir-faire. Le californien Nanosolar utilise, lui, des procédés d’imprimerie pour sortir ses premières cellules flexibles. L’investissement de telles capacités de production promet des réductions importantes de coûts. Les premiers exemplaires de cellules de 30 cm de large plafonnent toutefois à 7 % de rendement.

Pour parcourir les dizaines de pourcents qui les séparent du rendement théorique, les chercheurs explorent des voies plus radicales. Les cellules actuelles ne savent transformer en électricité qu’une petite partie du spectre de la lumière entre l’infrarouge et le proche ultraviolet. Cela vient du fait qu’un matériau photovoltaïque ne sait récupérer qu’un sursaut précis des électrons quand ils sont excités par la lumière. Tous les photons qui ont une longueur d’onde inférieure ne permettent pas aux électrons du matériau d’aboutir à un courant : ils retombent dans leur trou. Ceux qui ont une énergie supérieure ne livrent que le sursaut absorbable par le matériau.

Pour élargir le spectre des cellules, les chercheurs redoublent d’inventivité. La première voie consiste à empiler plusieurs couches photovoltaïques ; chacune spécialisée dans un spectre. C’est grâce à trois empilements que le NREL a atteint son record de 41 % de rendement. D’autres laboratoires misent sur un filtre en amont de la cellule pour compresser les longueurs d’onde des photons incidents pour les faire rentrer au « chausse-pied » dans le spectre du matériau photovoltaïque. Mais le congrès de Valence a couronné une démarche plus prometteuse encore, celle du chercheur australien Martin Green. Il intègre dans le silicium des nanoparticules de dioxyde de silicium au comportement quantique. Ce matériau ouvre la bande infrarouge à l’effet photovoltaïque.

Reste enfin la stratégie des cellules organiques (en plastique). Cette voie vise des coûts très bas mais ses rendements restent faibles. L’école polytechnique fédérale de Lausanne vient toutefois de dévoiler un prototype de cellule à colorant qui dépasse les 11 %, prouesse inimaginable il y a quelques années. Cette technologie est la plus proche de la photosynthèse végétale, le processus parfait de conversion d’énergie solaire. Les plantes transforment les photons grâce à des molécules de colorant comme la chlorophylle qui savent stocker l’énergie dans leurs électrons.

Les cellules organiques sont des films poreux recouverts d’une très fine couche de particules de pigments en contact avec une solution électrolyte. Quand un photon frappe la cellule, il produit une charge négative dans le pigment et une charge positive dans l’électrolyte, menant à un courant. Pour doper cet effet photovoltaïque assez faible, les scientifiques ont eu l’idée d’augmenter les interfaces entre le colorant et l’électrolyte. Les prototypes comportent ainsi des surfaces actives dont la géométrie rappelle les poumons ou les arbres. Ces organisations vivantes savent maximiser les surfaces de contact, à la manière des fractales. Ce sont du coup les chimistes, et non les physiciens qui sont les plus en pointe dans ce domaine.

Il est actuellement impossible de savoir laquelle de ces technologies couvrira à terme les toits et les champs du XXIe siècle. « Il ne faut pas les opposer, la compétition reste ouverte », promet, optimiste, Daniel Lincot.

Source : http://www.lesechos.fr/info/metiers/4774594.htm

La Green Box : le plein d’énergie à domicile

Les coûts de l’essence et des factures énergétiques atteignant des sommets, un système qui produit et stocke de l’hydrogène de façon écologique et à un prix abordable, risque de révolutionner le marché énergétique mondial

La société ITM Power, basée à Saffron Walden (Essex), estime qu’une partie de la solution réside dans son électrolyseur de taille domestique qui rappelle un réfrigérateur-congélateur. Cette station à hydrogène, la Green Box, qui va bientôt entrer en phase d’industrialisation, fonctionne via un électrolyseur utilisant de l’eau et de l’électricité produite en amont grâce à l’énergie solaire ou éolienne. Par ailleurs, un générateur à combustion interne convertit le gaz (ici l’hydrogène) en électricité, alimentant ainsi la maison en énergie.

Jim Heathcote, directeur général d’ITM Power, affirme que ce nouveau système résout l’un des problèmes fondamentaux du stockage de l’énergie produite par les récupérateurs et convertisseurs d’énergies renouvelables (panneaux solaires, éoliennes, etc). Ce système permet donc de produire et de stocker un combustible utile. En effet, selon lui, la bataille pour la sécurité énergétique consiste à fabriquer de l’hydrogène à un coût compétitif face aux combustibles concurrents.

La force de la technologie inventée par ITM Power se trouve dans la membrane de polymère de l’électrolyseur. En règle générale, l’électrolyse reste un procédé difficile, en raison de l’environnement chimique agressif qu’il entraîne. D’une façon générale, les électrolyses alcalines utilisent un électrolyte liquide qui peut absorber les gaz produits, rendant le système potentiellement explosif et nécessitant des coûts supplémentaires de dégazéification en usine. Les électrolyseurs acides utilisent, eux, une membrane de polymère fluorée afin de séparer efficacement l’oxygène de l’hydrogène. Cependant l’utilisation d’un catalyseur de platine rend ce procédé extrêmement coûteux. La production d’une membrane de polymère coûte environ 250 livres/m2 (environ 319 euros/m2).

Celle conçue par ITM Power ne reviendrait qu’à seulement 2,50 livres/m2 (environ 3,19 euros/m2). Afin d’arriver à un tel coût de production, ITM Power a développé une nouvelle classe de polymères, dits réticulés hydrophiles à haute conductivité ionique. Au départ, les réactifs, sous forme liquide, sont versés dans un moule et subissent une réticulation par rayonnement ultraviolet ou gamma. Cette réticulation, permet de lier de façon permanente, par polymérisation, les macromolécules constitutives de la substance initiale.

Les molécules se rassemblent alors en 3D afin d’éviter toute dégradation en bouts de chaînes, ce qui rend inutile l’utilisation de fluor. ITM Power, affirme être capable d’ajouter un composant alcalin avant la phase de polymérisation, ce qui permet d’éviter l’étape de dégazéification nécessaire lors d’électrolyses alcalines traditionnelles. Cela permet également de se débarrasser du platine dans le cas d’une électrolyse acide. En termes de production d’hydrogène la Green Box peut assurer à une voiture une autonomie d’environ 40 km. Les différentes recherches actuellement en cours dans les laboratoires d’ITM Power visent à atteindre 160 km d’autonomie.

David Hart, chercheur à Imperial College London, commentant l’efficacité et les failles d’un tel système, explique que la Green Box est un système tout à fait plausible. Cependant, le fait qu’elle utilise l’électricité pour assurer son fonctionnement risque de contrecarrer l’objectif zéro émission, à moins que les futurs acheteurs n’utilisent qu’une électricité "verte" d’origine éolienne ou solaire. L’autre barrière qui reste à franchir, est selon lui, l’acceptation par le public d’un tel système dans une maison.

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/55988.htm

La recharge électrique sans fil progresse

Le concept de « WiTricity » ( Wireless Electricity ou électricité sans fil) progresse

Depuis plusieurs années, quelques sociétés comme Powermat, Wildcharge ou Wipower étaient déjà à pied d’oeuvre. Mais cette fois c’est le numéro un mondial des semiconducteurs, Intel, qui est sur la brêche. Des chercheurs ont expliqué qu’il était désormais possible de transmettre 60 watts sur une distance de moins d’un mètre, et ce, par induction magnétique.

Les recherches d’Intel sont basées sur des travaux conduits au MIT (Massachussets Institute of Technology) par le physicien Marin Soljacic, pionnier de la transmission d’énergie sans fil. Intel affirme avoir amélioré l’efficacité du système. La déperdition d’énergie, habituellement de l’ordre de 50 % avec ces dispositifs, aurait été ramenée à 25 %. Les répercussions que pourrait avoir une telle technologie dans notre vie quotidienne sont intéressantes. C’est un ordinateur portable, un téléphone mobile, un baladeur, dont on pourrait recharger la batterie sans fil ni câble, simplement en le posant sur une surface équipée. Les restaurants, les transports en commun, les lieux publics, pourraient ainsi être équipés de stations de recharge.

Source : http://www.intel.com/pressroom/index.htm?iid=ftr+press

Record mondial de rendement électrique pour un système de concentration solaire par luminescence

L’Institut Fraunhofer de recherche sur les systèmes énergétiques solaires (ISE) de Fribourg a établi un record mondial de rendement électrique pour un système de concentration solaire par luminescence : 6,7 %

Le principe de cette technologie, déjà formulé en 1976 par Adolf Goetzberger, fondateur de l’ISE, est le suivant : des feuillets colorés recueillent une partie du spectre de la lumière du soleil, qui est ensuite conduite par réflexion totale jusqu’aux extrémités des feuillets où sont placées des cellules photovoltaïques (PV). Si la surface des bords des feuillets est plus petite que leur surface supérieure (surface d’incidence), on peut parler de concentration de la lumière. Ainsi, ce système permet de diminuer la quantité de cellule nécessaire et donc d’augmenter le rendement PV.

Les chercheurs de Fribourg avaient déjà développé le collecteur à fluorescence dans les années 1980. Ils espèrent aujourd’hui améliorer sa rentabilité à l’aide de nouveaux matériaux et de nouvelles techniques. "Aujourd’hui, les cellules photovoltaïques à haut rendement existent. Nous avons repris nos recherches sur les collecteurs à fluorescence depuis un moment. Nous avons prouvé expérimentalement que nos calculs étaient bons", commente Jan Christoph Goldschmidt, directeur de projet à l’ISE.

Le record a été atteint avec un empilement de deux feuillets fluorescents (jaune et rouge), recouverts par un thermoplastique transparent très répandu (PMMA ou polyméthacrylate de méthyle), et représentant une surface incidente de 4 cm2. Sur les bords, 4,8 cm2 de cellules photovoltaïques InGaP ont converti la lumière sortante en électricité. Au total, 6,7 % de l’énergie solaire incidente a ainsi été convertie en électricité. Une autre expérience, réalisée cette fois avec un unique feuillet d’une très grande surface et un matériau novateur à la place du PMMA, a également conduit à des résultats intéressants.

"Jusqu’à maintenant, plus de 25 % de la lumière réémise par les molécules fluorescentes se perdaient à travers la surface supérieure des feuillets, explique M. Goldschmidt. L’emploi de nouvelles couches-filtres, des structures photoniques, a déjà permis d’améliorer de 20 % le rendement. Avec seulement un feuillet, nous avons ainsi atteint un rendement supérieur à 3 %. Et cela avec une surface de cellule PV correspondant à seulement un vingtième de la surface collectrice. Dans une prochaine étape, nous combinerons les deux approches : empilement de plusieurs couleurs et structures photoniques." Les chercheurs de l’ISE se montrent confiants : selon eux, la technique sera utilisée pour des applications intégrées aux façades ou aux fenêtres des bâtiments.

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/55570.htm

EDF va construire au large de la Bretagne le premier parc hydrolien français

EDF va lancer la construction au large de la Bretagne du nord du premier projet pilote au monde de parc hydrolien, destiné à produire de l’électricité à partir de l’énergie contenue dans les courants des marées, a annoncé le groupe

Trois à six hydroliennes, d’une capacité de 4 à 6 MW, seront immergées et "raccordées au réseau d’électricité dès 2011" dans un secteur "où l’intensité des courants atteint des niveaux parmi les plus élevés d’Europe", a expliqué EDF. Cette "première mondiale" représente "l’aboutissement de plus de quatre années de concertation et d’études sur les côtes bretonnes et normandes", précise le groupe.

Le choix du site de Paimpol-Bréhat "s’est imposé au regard de critères techniques et économiques". En outre, "l’accueil du projet (...) fait l’objet d’un fort consensus de la part des élus, des associations de protection de l’environnement et de tous les acteurs de la mer", souligne EDF. L’énergie hydrolienne, qui "n’émet pas de gaz à effet de serre et présente l’avantage d’être totalement prévisible" pourrait, "à long terme, contribuer significativement à la production d’électricité d’origine renouvelable", selon EDF. La France est bien placée avec le Royaume Uni puisque les deux pays concentrent à eux seuls 80 % du potentiel européen hydrolien, soit une production d’électricité de 10 TWh par an, ce qui représente un peu plus de 2 % de la consommation annuelle française d’électricité.

Concrètement, ces hydroliennes expérimentales seront installées à une quinzaine de kilomètres des côtes et seront arrimées sur des blocs de béton posés sur les fonds, compris dans ce secteur entre 35 et 40 mètres. De même, elles seront invisibles à la surface de l’eau. Depuis 2002, EDF s’est impliquée, à travers sa filiale EDF energy, dans le développement de la société Marine Current Turbine (MCT) qui a engagé les projets pilotes Seaflow (prototype de 300 kw installé en 2003 au large de Bristol), puis Seagen (hydrolienne de 2x600 kw, dont l’installation est prévue en 2008 en Irlande du nord). Après le début de la production, une évaluation sera menée sur deux ans (2011-2013) avant de décider du développement ou non de cette filière énergétique.

Source : http://www.maire-info.com/article.asp?param=10072&PARAM2=PLUS

Le stockage d’énergie par air comprimé prêt à remplacer les batteries au plomb

Stocker de l’énergie solaire et éolienne n’est pas toujours simple. Quand le vent souffle fort, par exemple, les éoliennes produisent plus d’électricité que les habitants n’en ont besoin. Il s’agit de stocker cet excédent énergétique et de le restituer lorsque le vent faiblit. Enairys Powertech, une start-up en cours de création, a développé une méthode pour stocker et restituer l’énergie par air comprimé.
L’ingénieur et fondateur d’Enairys, Sylvain Lemofouet, a conçu avec le professeur Alfred Rufer, directeur du Laboratoire d’électronique industriel de l’Ecole polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL) et le professeur Daniel Favrat, directeur du Laboratoire d’énergétique industrielle, une batterie qui ne contient pas de métaux lourds. Explications de Sylvain Lemofouet : « L’air, comme tous les gaz, est compressible. En d’autres termes, il peut prendre le volume qu’on lui impose. En l’obligeant à occuper un plus petit espace, sa pression augmente et crée un potentiel d’énergie comparable à l’élévation de l’eau dans un barrage hydroélectrique. »
Le stockage d’énergie par air comprimé n’est en soi pas nouveau mais cette technique n’a pour ainsi dire jamais été exploitée, du fait du faible rendement des machines à air existantes. En effet, l’air s’échauffe quand on le comprime et cette chaleur, une fois évacuée, génère des pertes importantes. La quantité d’énergie récupérée à la détente de l’air est faible par rapport à celle qui a été initialement stockée. On parle d’un rendement de l’ordre de 20 à 30%.
La machine à air comprimé d’Enairys fonctionne non pas avec un piston mécanique mais grâce à un concept de compression et de détente d’air basé sur le principe du « piston liquide ». L’eau refroidit l’air pendant la phase de compression et le réchauffe pendant la phase de détente permettant de réduire les pertes thermiques au minimum et donc d’avoir un bien meilleur rendement. Dans le système d’Enairys, l’électricité est employée pour comprimer l’air en alimentant un moteur électrique couplé à un compresseur hydropneumatique.
L’air est ensuite stocké dans des bonbonnes, reliées les unes aux autres. Lorsqu’il y a une demande en électricité, l’air comprimé est utilisé pour faire tourner la même machine hydropneumatique et entraîne la machine électrique qui fonctionne alors en alternateur pour reproduire du courant. « Le rendement énergétique de notre système est de l’ordre de 60-65% et s’approche ainsi du rendement des batteries au plomb qui est de 70% », souligne Sylvain Lemofouet.
Le grand avantage d’un tel système est qu’il est écologique et économique. Aujourd’hui, le stockage de l’énergie solaire ou éolienne se fait par des batteries d’accumulateurs électrochimiques. Celles-ci contiennent des métaux lourds qui sont polluants. En outre, leur durée de vie n’est que de quelques années. « Sur le long terme, notre système est moins coûteux », précise l’ingénieur.
Des brevets ont été déposés par l’EPFL et Enairys en détient une licence exclusive. Le premier prototype est aujourd’hui terminé. La start-up développe un prototype industriel qui servira de démonstrateur. De telles installations seront essentiellement destinées à l’alimentation en énergie d’applications autonomes en région isolées à partir de panneaux photovoltaïques et d’éoliennes par exemple, ou encore comme alimentation de secours pour les applications sensibles connectées à des réseaux électriques instables.
« Nous visons également le marché de la production d’air comprimé à haute pression et à plus long terme celui des voitures urbaines à air comprimé », souligne Sylvain Lemofouet qui recherche actuellement 0,5 million de francs pour développer les premiers produits commerciaux. Puis, il devra encore lever entre 2 à 3 millions de francs pour passer à la phase d’industrialisation.
Le projet a déjà bénéficié de plusieurs aides. Coup de cœur du jury lors du trophée Perl 2008 (Prix Entreprendre Région Lausanne), Enairys a également été primé par Venturelab et bénéficie du coaching de la CTI Start-up. Le marché du stockage énergétique est bel et bien présent. Selon le cabinet de recherche Lux Research, le marché est estimé à 60 milliards de dollars.
Source : http://www.letemps.ch/template/recherche.asp?page=rechercher&contenupage=identification&types=search&artID=234720

Efficacité énergétique : l’Europe s’attaque au mode « veille » des appareils électriques

Les États membres de l’Union ont approuvé la proposition de règlement de la Commission européenne visant à réduire la consommation d’électricité, en mode veille, des appareils électroménagers et des équipements de bureau

Ce règlement découle de la directive 2005/32/CE sur l’éco-conception des produits. Il fixe les exigences d’efficacité énergétique que devront respecter tous les produits commercialisés en Europe dans le but de diminuer de 73 % d’ici à 2020, la consommation d’électricité en mode veille de ces appareils dans l’Union.

Le règlement proposé s’applique à tous les appareils électriques utilisés à la maison et au bureau tels que les téléviseurs, les ordinateurs, les fours à micro-ondes, etc. Suivant les fonctionnalités du produit, la consommation maximale autorisée en mode veille sera limitée à 1 ou 2 watts d’ici à 2010. À compter de 2013, le niveau de consommation électrique admissible sera abaissé à 0,5 watt ou 1 watt, un seuil proche des niveaux réalisables avec les meilleures techniques disponibles. Les modalités de mise en œuvre graduelle laissent aux fabricants le temps nécessaire pour adapter leurs produits aux nouvelles exigences, explique la Commission.

À l’heure actuelle, la consommation d’électricité liée aux veilles des appareils avoisine les 50 TWh par an dans l’Union européenne. Selon un rapport publié par le service scientifique interne de la Commission européenne en 2007, cette consommation est en hausse : usage généralisé d’appareils comme le lave-vaisselle, le sèche-linge ou encore le climatiseur, essor de l’électronique grand public et des équipements informatiques et de communication, augmentation du nombre d’appareils détenus en double ou en triple exemplaire dans les ménages...

En l’absence de toute action politique visant à contrer cette tendance, la Commission estime que cette consommation devrait encore augmenter fortement au cours des vingt à trente prochaines années. À travers ce règlement, la Commission espère ainsi ralentir cette progression. La réduction de 73 % de consommation prévue par ce texte équivaut à la consommation annuelle d’électricité du Danemark et représente une économie d’environ 14 millions de tonnes d’émissions de CO2 par an.

Source : http://europa.eu/index_fr.htm

Un projet de peinture solaire au Pays de Galles

Aujourd'hui à la pointe du secteur de l'énergie solaire et photovoltaïque, le Pays de Galles vient de découvrir la possibilité de développer une peinture « solaire »

Une fois appliquée sur des surfaces métalliques, elle serait capable d'absorber l'énergie de rayons lumineux, même de faible intensité, et de la transformer en courant électrique. Cette innovation récente vient conforter la position du Pays de Galles comme pionnier dans ce secteur. L'importance des ressources techniques et universitaires a déjà séduit deux entreprises leaders, G24i et Sharp.

En observant la façon dont la peinture réagissait au contact du soleil, un doctorant de l'Université de Swansea au Pays de Galles est parvenu à développer une peinture permettant d'absorber l'énergie solaire. Cette peinture « solaire » vise à être utilisée sur des surfaces métalliques, telles que le bardage dans la construction des bâtiments. Alors que traditionnellement la technologie photovoltaïque repose sur le silicium, cette innovation, basée sur la fusion de la peinture et de la surface métallique, représenterait un moyen de produire de l'énergie solaire à un coût bien moins important.

Ce projet bénéficie de l'appui du Conseil gallois sur la recherche en sciences physiques (Physical Sciences Research Council) qui est prêt à le subventionner à hauteur de deux millions d'euros. La prochaine étape vise à commercialiser ces matériaux photovoltaïques qui pourraient être utilisés par la sidérurgie. L'équipe de Swansea va ainsi collaborer avec le fabricant d'acier Corus Colours, situé à Deeside aux Pays de Galles, pour développer les techniques les plus performantes d'application de peinture photovoltaïque sur les surfaces métalliques.
Plus de détails

Source : http://www.plein-soleil.presse.fr/VisuNews.asp?Id=1618

Record mondial pour un câble électrique supraconducteur

C'est une inauguration d'un genre particulier qui a eu lieu le mercredi 25 juin, sur l'île de Long Island (New York)

Pas de bâtiment officiel, pas de stade, pas de monument, mais... trois câbles. Trois câbles électriques très spéciaux, parce que supraconducteurs : l'électricité qui les parcourt sur 600 mètres n'y rencontre aucune résistance. Cette propriété curieuse, mise en évidence en 1911, nécessite toutefois une très basse température, de l'ordre de - 200° C dans le cas présent, condition difficile à obtenir.

Le câble inventé par le français Nexans - numéro un mondial du secteur - pour le compte de l'opérateur américain Long Island Power Authority, est donc un bijou de technologie de 15 cm de diamètre. Au coeur de cette nouveauté, un ruban de seulement 4 mm de largeur, une matrice d'argent sur laquelle sont "brodés" des filaments supraconducteurs à base de bismuth. Autour coule le liquide réfrigérant, de l'azote liquide. L'enveloppe cryogénique, qui empêche l'ensemble de se réchauffer, est réalisée avec un système de deux tubes concentriques séparés par un excellent isolant : le vide.

300 000 FOYERS ALIMENTÉS

"Il s'agit du câble supraconducteur de transport électrique le plus long et le plus puissant du monde", résume Jean-Maxime Saugrain, directeur de l'activité supraconducteurs chez Nexans. La liaison doit alimenter en électricité quelque 300 000 foyers avec une tension de seulement 138 000 volts, alors qu'avec un câble traditionnel, il faudrait tripler la tension pour transporter une puissance équivalente. Comme le souligne Jean-Maxime Saugrain, "le but de la manoeuvre, c'est de montrer la faisabilité du système, mais aussi d'éviter de tirer une ligne aérienne à haute tension de 345 000 volts", avec tous les inconvénients que cela suppose dans un milieu fortement urbanisé. "Le câble supraconducteur ne génère, par construction, aucun champ magnétique, poursuit Jean-Maxime Saugrain. Il n'a donc aucun impact électro-magnétique sur l'environnement. Il n'y a pas non plus d'impact thermique, à la différence d'un câble standard, qui chauffe et dont il faut évacuer la chaleur."

Les avantages d'un système supraconducteur sont multiples : placé dans les points stratégiques du réseau, il permet de le désengorger et d'éviter qu'il s'effondre en cas de demande subite ; à la différence des lignes à haute tension, les câbles peuvent être tirés dans des conduites existantes, sur des ponts ou dans des tunnels de service, à condition toutefois d'installer des stations de refroidissement tous les 5 kilomètres ; par son absence de champ magnétique et son absence d'échauffement, il répond aux attentes des protecteurs de l'environnement.

Reste la question du prix. L'installation de Long Island a coûté 50 millions de dollars - "essentiellement en coût de développement", précise M. Saugrain. Nexans, qui compte une longueur d'avance sur ses concurrents, le japonais Sumitomo et l'américano-danois Ultera, travaille déjà sur une version plus commerciale, pour minimiser les coûts. Une quatrième ligne devrait être tirée à Long Island en 2010, avec un supraconducteur à base d'yttrium, moins cher que celui au bismuth.

Source : http://www.lemonde.fr/sciences-et-environnement/article/2008/06/24/record-mondial-pour-un-cable-electrique-supraconducteur_1062158_3244.html?xtor=RSS-3244

Afrique : Des cheminées solaires géantes pour produire une énergie propre et économique

Le plus grand projet de centrale solaire aérothermique au monde est actuellement à l’étude dans plusieurs universités allemandes

Une cheminée solaire de 1500 m de haut, d’une capacité de 400 MW, associée à des plantations assurant une séquestration de CO2 importante, devrait voir le jour en Namibie et proposer l’énergie renouvelable la moins chère du marché mondial.

Plusieurs équipes de chercheurs allemands, mettent au point, à la demande de l’énergéticien namibien NamPower, une centrale solaire aérothermique de 1500 m de haut. « The Greentower » est une immense serre circulaire en verre de 25km² qui chauffe l’air au sol afin de créer un courant chaud dans une cheminée centrale dotée de turbines. La nuit, la chaleur résiduelle émise par le sol suffira à maintenir la production.

L’installation devrait avoir une capacité de 400 MW, et offrirait l’énergie durable la moins chère du marché : 1,5 centime d’euros/kWh entre 30° nord et sud et 2,0 centimes d’euros/kWh en moyenne aux latitudes européennes. En plus de la production d’énergie, la serre accueillera également des plantations particulièrement voraces en CO2, qui séquestreront 5 fois plus de CO2 que n’en produit une centrale à charbon de capacité équivalente. But du jeu, proposer la première source d’énergie véritablement neutre en carbone. Par ailleurs, 30 000 emplois devraient être créés autour de la centrale. Reste à trouver les investisseurs, pour couvrir un coût global d’environs 600 millions d’euros. Les promoteurs du projet assurent un retour sur investissement de 50 %, très alléchant sur un marché de l’énergie en crise.

Source : http://www.innovationlejournal.com/spip.php?article2807

Appel de scientifiques internationaux en faveur de l’énergie photovoltaïque

Une cinquantaine de scientifiques internationaux ont lancé à Paris un appel en faveur d’une meilleure prise en compte de l’énergie solaire photovoltaïque dans les grands choix énergétiques mondiaux

"Nous, scientifiques de différents domaines, considérons que l’électricité solaire photovoltaïque doit être un élément clé de la réponse qui doit être apportée dès maintenant pour répondre aux défis énergétiques, environnemental et climatique", indique le texte rendu public lors d’un point de presse à Paris.

Les chercheurs signataires - notamment allemands, français, japonais, américains - réclament le lancement d’une "action internationale coordonnée de très grande ampleur" pour accélérer le développement de cette filière. "Le photovoltaïque est complètement sous-estimé au niveau de ses capacités dans les grandes instances internationales", a souligné Daniel Lincot, directeur de recherche au CNRS, à l’origine de cet appel. "Je regrette par exemple que le G8 n’ait pas parlé de photovoltaïque", a ajouté M. Lincot, qui présidera la Conférence européenne sur l’énergie photovoltaïque qui aura lieu en septembre 2008 à Valencia en Espagne.

Les ministres de l’Energie des pays industrialisés du G8, qui se sont réunis à Aomori au Japon avec trois puissances économiques asiatiques (Chine, Inde, Corée du Sud), ont fait part de leur inquiétude concernant la flambée des prix du pétrole et réclamé une augmentation de la production.

L’énergie solaire photovoltaïque représente à ce jour une part infime du total de l’électricité consommée mondialement. La production mondiale enregistre cependant depuis quelques années des taux de croissance élevés. Selon l’Observatoire des énergies renouvelables (Observ’ER), elle est passé de 2.474 Mégawatts-crête (MWc, l’unité de puissance utilisée pour les cellules photovoltaïques) en 2006 à 3.733 MWc en 2007, soit une hausse de 50 %.

Source : AFP

Une éolienne flottante géante bientôt testée au large de la Norvège

La compagnie pétrolière norvégienne StatoilHydro va tester la première éolienne flottante géante

Pour ce dernier, un modèle réduit de trois mètres de haut a déjà été testé avec succès dans un bassin à vague à Trondheim. D’un coût de plus de 50,9 millions d’euros, il démarrera en grandeur réelle à l’automne 2009 en mer du Nord, au sud-ouest de la Norvège, à 10 kilomètres de l’île de Karmøy. Equipé de ballasts, la tour de 65 mètres de haut supportera des pales de 82,4 mètres de diamètre. Sa puissance nominale est de 2,3 MW pour un poids total de 138 tonnes. Une telle éolienne devrait pouvoir produire pplus de 9 millions de kWh par an, de quoi alimenter 2500 foyers en électricité.

Construite à terre puis remorquée sur son site final, ce type d’éoliennes présente de nombreux avantages. Contrairement à leur sœur fixe, contrainte de rester près des côtes, elles peuvent être mises en place au grand large, à des miles nautiques des côtes. La seule petite limite est le câble d’alimentation.

Elles profitent ainsi de vents plus constants, plus forts et moins turbulents. On améliore ainsi le rendement, la taille de l’éolienne n’étant pas limitée par le support mais par la flottaison, ces éoliennes pourraient atteindre 200 mètres de haut. Alexandra Bech Gjørv, chef de la division nouvelle énergie de StatoilHydro, précise : « si nous y parvenons, alors nous aurons fait un grand pas pour l’industrie éolienne offshore ». la Norvège, avec ses 2.500 kilomètres de côtes a théoriquement la capacité de générer 14.000 terawatt heure (TWH) d’énergie par an. En comparaison, la Norvège produit seulement 2.300 TWH par an à partir de son industrie pétrolière.

Source : http://www.technologyreview.com/Energy/20854/?nlid=1124

Feu vert pour la recherche allemande sur l'éolien en mer - parc de démonstration "Alpha Ventus"

Le Ministère fédéral de l'Environnement (BMU) a donné son feu vert le 8 mai 2008 pour le lancement de l'initiative "RAVE" de recherche sur l'énergie éolienne en mer

Cette initiative prévoit la construction du premier parc éolien "offshore" allemand. Surnommé "Alpha Ventus", le parc de démonstration est destiné à tester en conditions réelles les plus récentes technologies et à les optimiser : 12 machines géantes, de 5MW chacune, doivent prochainement voir le jour en mer du Nord, au large de l'île de Borkum, par 30m de fond. L'initiative vise à offrir un cadre structuré pour la coordination de divers projets de recherche, coordination menée par l'institut des techniques solaires de production d'énergie (ISET) de l'Université de Kassel. Un concept a été développé pour la mise en réseau efficace des différents projets. Le BMU soutient l'initiative à hauteur de 50 millions d'euros sur 5 ans.

Cette inauguration a été l'occasion pour le physicien Prof. Joachim Peinke de l'Université de Oldenburg, également porte-parole du centre de recherche sur l'énergie éolienne ForWind, d'exprimer son point de vue sur les coûts de production de l'électricité d'origine éolienne et d'origine fossile. Selon lui, l'électricité éolienne est, déjà aujourd'hui, meilleur marché que l'électricité fossile : en prenant un coût du baril de pétrole brut de 73 euros et un rendement de conversion d'énergie de 50%, le professeur abouti à un coût du kWh fossile de 9,12 ct contre 8 ct/kWh éolien.

Depuis 2001, la recherche sur l'éolien en Allemagne a bénéficié d'un financement public de 72 millions d'euros.

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/54717.htm

Une pile à hydrogène pour alimenter sa maison

La firme japonaise Panasonic a annoncé qu’elle commercialiserait l’année prochaine une pile à hydrogène capable de fournir 60 % de l’énergie utilisée dans une maison

Le journal japonais Nikkei à fièrement annoncé que Panasonic avait développé la pile à combustible la plus efficace du marché grâce à un système unique permettant une réaction chimique plus complète la rendant capable de convertir plus de 39 % de son hydrogène en énergie électrique et délivrant ainsi une puissance de 750 watts tout en réduisant de 37 % les émissions contaminantes pour l’environnement par rapport aux générateurs traditionnels.

Le système proposé par Panasonic utiliserait des électrodes polymérisées beaucoup plus efficaces que les électrodes habituelles. Pour fonctionner, la pile à combustible ne nécessite que de l’hydrogène et de l’oxygène.

Une centaine de ces piles seront mises à l’essai durant une année et si les tests s’avèrent concluants, Panasonic projette de vendre 10 000 unités de son générateur à pile à combustible pour 2010 et 100 000 unités pour l’année 2015 jusqu’à fournir 30 % des foyers nippons.

L’hydrogène sera-t-il en fin de compte l’énergie du futur ? Il ne pose aucun problème d’approvisionnement puisqu’il est l’élément le plus abondant de l’univers et il est non polluant dans le sens où sa combustion ne génère que de la vapeur d’eau, mais il faut prendre en compte la pollution générée lors de sa fabrication. Hélas, dans l’état actuel des techniques, sa production, son stockage et son transport posent encore de réels problèmes.

Source : http://www.come4news.com/une-pile-a-hydrogene-pour-alimenter-sa-maison-112357.html

Construction des deux plus grands parcs photovoltaïques au monde prévue fin 2009 dans le Brandebourg

Les deux plus grands parcs photovoltaïques (PV) au monde doivent voir le jour d'ici fin 2009 en Allemagne dans le Land de Brandebourg

Solar-Tech AG, fabricant allemand de panneaux PV, ambitionne en effet d'installer à l'emplacement d'un ancien terrain de manoeuvre militaire (au sud du Land) et d'un ancien aérodrome militaire (à l'ouest du Land) respectivement 50 MW et 80 MW. Le permis de construire vient d'être obtenu pour le premier projet, dont les investissements s'élèvent à 160 millions d'euros. Le deuxième projet devrait permettre de couvrir les besoins en électricité de 15.000 foyers. Solar-Tech a annoncé vouloir n'utiliser que des panneaux solaires à concentration qu'il a lui même développés et produits en Chine.

Le gouvernement du Land accueille très favorablement les projets du nouvel investisseur qui "s'intègrent parfaitement dans notre stratégie visant à faire du Brandebourg un lieu central des énergies renouvelables", selon Alexander Gallrein, porte-parole de l'Agence de l'énergie du Land (ZAB). De nombreux terrains inutilisés font actuellement l'objet de convoitise de la part d'industriels du secteur PV, en particulier dans le nord et le nord-est du Land, à proximité de la ville de Francfort-sur-l'Oder, où sont déjà implantées 3 entreprises de fabrication de module PV. Communes et ZAB sont actuellement en négociations avec un certain nombre d'autres investisseurs.

Le Ministère de l'environnement du Land se réjouit de la reconversion d'immenses surfaces militaires en sites de production d'électricité photovoltaïque. Le Professeur Klaus Vajen, Directeur du département des techniques solaires à l'Université de Kassel, y voit aussi une stratégie fondamentalement positive, non seulement parce qu'elle permet de valoriser des surfaces inutilisées, mais aussi parce qu'elle est rentable du point de vue énergétique : "l'ensoleillement dans le sud de l'Espagne n'est que moitié plus élevé" que dans le Brandebourg, où l'exploitation de parcs se justifie donc également.

Le plus grand parc allemand actuel totalise une capacité de 12 MW (près de Wurzbourg) et un parc de 40 MW est en construction à proximité de la ville de Leipzig.

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/54002.htm

Le toit d’un entrepôt du Gard va accueillir la plus grande centrale photovoltaïque d’Europe

La plus grande centrale photovoltaïque d’Europe, avec 2.560 panneaux solaires, produira l’équivalent de la consommation annuelle de 500 ménages

Elle sera installée en juillet 2008 sur le toit d’un entrepôt de Laudun, dans le Gard. Les panneaux photovoltaïques sont en cours d’installation sur le toit de cet entrepôt que FM Logistic va exploiter pour le compte de l’enseigne Carrefour. Installés à plat sur la toiture, les panneaux produiront 1,6 Mégawatt (MW) par an et couvriront près de 30.000 m2, sur une surface totale de toiture de quelque 55.000 m2, ont expliqué les responsables du projet, lors d’une visite du chantier. Ce bâtiment disposera d’une membrane d’étanchéité intégrant une centrale photovoltaïque d’une puissance de 1,4 mégawatt. Cet équipement produira 1 650 000 kWh par an, soit la consommation électrique de près de 500 ménages.

L’investissement, de quelque 8 millions d’euros, est financé par la société espagnole Akuo. L’électricité produite sera couplée au réseau EDF dans sa totalité, a indiqué lors de la visite Pierre Orsatti, le directeur de NG Concept, la division construction de FM Logistic. Akuo facturera la vente de l’électricité à EDF pendant vingt ans. Le marché du solaire photovoltaïque en France a représenté en 2007 une puissance d’environ 45 MW, selon l’association des entreprises du secteur. "L’objectif à l’horizon 2020 est de 7.000 MW", a déclaré à Laudun Arnaud Mine, le président de la filière photovoltaïque du Syndicat des énergies renouvelables. "Ce sont des objectifs ambitieux", a-t-il ajouté, précisant que "l’Allemagne a installé l’an dernier environ 1.200 MW" en photovoltaïque alors que la France en a installé de l’ordre de 20 MW.

Dans le cadre du développement des énergies renouvelables, la Commission européenne a fixé au mois de janvier, à chaque pays, une part à atteindre dans sa consommation énergétique totale d’ici 2020. Pour la France, cette part d’énergies renouvelables a été fixée à 23 %, contre 10,3 % en 2005. "Il faut que toutes les filières -biomasse, éolien, photovoltaïque...- apportent leur contribution pour arriver à cet objectif de 23 %", a souligné M. Mine. Pour le photovoltaïque, il faut "une démarche volontariste des pouvoirs publics", a-t-il ajouté. Aussi faut-il notamment que "le tarif qu’EDF reverse aux producteurs - 55 cts le kw/h - soit maintenu, qu’on ne le diminue pas ou qu’on ne le supprime pas".

Avant de livrer une centrale clés en mains, Urbasolar a assuré l’ensemble du montage du projet, depuis l’étude de faisabilité, l’ingénierie technique et financière, le lancement et le suivi des procédures administratives, l’interface avec les pouvoirs publics et le distributeur d’électricité soumis à obligation d’achat, jusqu’au raccordement. En novembre dernier, la société a déjà réalisé pour Carrefour la toiture photovoltaïque de son magasin de Nîmes Ouest.

Pour réaliser ce projet, Urbasolar utilise la technologie du Groupe Sika Sarnafil, spécialiste de la membrane synthétique d’étanchéité, et de Solar Integrated, qu’il représente sur le territoire français. Associée à Akuo Energy, investisseur en projets d’énergies renouvelables qui, avec la Caisse des dépots et consignations, a financé l’opération, Urbasolar assurera, pendant 25 ans, l’exploitation de la centrale pour la vente de l’électricité produite par la toiture photovoltaïque à EDF.

Source : http://www.urbasolar.com/pdf/Communique_de_presse_FM_LOGISTIC_2008_01.pdf

Un réacteur expérimental exploitant l'énergie solaire pour produire de l'hydrogène par l'hydrolyse de l'eau a été mis en service le 31 mars 2008 sur la plate-forme de recherche solaire d'Almeria en Espagne

Cette inauguration marque le lancement de la deuxième phase du projet "Hydrosol" mené depuis 2004 par le Centre de recherche aérospatiale allemand (DLR) en coopération avec l'organisme de recherche énergétique espagnol CIEMAT.

Baptisé "Hydrosol II", le nouveau réacteur optimisé et automatisé est dix fois plus puissant que son prédécesseur "Hydrosol I" (100kW(th) contre 10kW(th)). La réalisation de ce prototype constitue une étape importante vers la conception d'une future installation industrielle. Le projet pilote, qui se caractérise par un cycle thermochimique particulièrement efficace (jusqu'à 50% de rendement), poserait ainsi les fondements d'une future et durable économie de l'hydrogène.

Le composant clef des réacteurs d'hydrolyse "Hydrosol" est une structure alvéolaire en céramique, proche de celle des pots catalytiques qui équipent les véhicules. Cette structure a été conçue pour capter de manière optimale le rayonnement solaire et a été recouverte d'un matériau capable de se lier facilement aux atomes d'oxygènes. Le DLR a déjà pu tester les réacteurs dans son four solaire expérimental (sur le site de Cologne-Porz) : les experts y ont démontré la faisabilité d'une production continue d'hydrogène en réalisant avec succès 50 cycles de production à des températures relativement basses (de 800 à 1200 degrés) qui rendent la technique maîtrisable du point de vue des matériaux.
En effet, contrairement à l'hydrolyse thermique directe qui nécessite des températures de plusieurs milliers de degrés, le procédé innovant du projet Hydrosol repose sur une combinaison de différentes réactions chimiques qui ont lieu à des températures inférieures à 1400 degrés.

Le projet Hydrosol, mené par un consortium regroupant des acteurs allemands (DLR), espagnols, grecs, danois (Stobbe Tech) et britanniques (Johnson Matthey Fuel Cells), est coordonné par le centre de recherche grec CERTH/CPERI. Soutenu par l'Union européenne, le projet pilote a d'ores et déjà été récompensé (1,15 millions d'euros) par le "Prix Descartes pour la recherche" de la Commission européenne (7 mars 2007) et par le "Technical achievement award" de l'organisation "International partnership for the hydrogen economy".

Source : http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/53807.htm

Grande-Bretagne : assemblage de la première éolienne sous-marine

LONDRES - Un générateur utilisant l'énergie des courants marins, présenté comme le premier au monde à produire commercialement de l'électricité, a commencé à être installé au large de l'Irlande du Nord et devrait alimenter un millier de foyers dès cet été, selon un porte-parole.

"Après plusieurs retards, l'installation de SeaGen a commencé lundi 31 mars 2008 et devrait prendre quatorze jours", a indiqué à l'AFP un porte-parole de la société Marine current turbines (MCT), conceptrice de l'infrastructure.

SeaGen s'apparente à une éolienne sous-marine qui produit de l'énergie verte grâce aux courants marins générés par les marées.

"Les usines marémotrices comme celle de la Rance en France sont des barrages. Avec SeaGen, nous ne retenons pas l'eau", a expliqué le porte-parole, précisant que les infrastructures similaires dans le monde sont encore au stade de prototype expérimental, à une moindre échelle et ne sont pas reliées au réseau national de distribution d'électricité.

Avec ses deux rotors de 16 mètres chacun, SeaGen a une envergure totale sous-marine de 43 mètres. Le dispositif --dont 9 à 13 mètres seront émergés en fonction de la marée-- doit reposer à 24 mètres de profondeur et à environ 400 mètres du rivage.

Ses concepteurs ont choisi le détroit de Strangford Lough (sud-est de Belfast) comme site d'accueil de la turbine de 1.000 tonnes qui, après trois mois de mise en service, devrait commencer à produire de l'électricité au début de l'été. SeaGen devrait produire 1,2 MW, l'équivalent de la consommation d'un millier de foyers.

"Le courant y est très fort, cela avait un sens du point de vue logistique avec sa proximité avec les infrastructures portuaires de Belfast et c'est un site relativement protégé", a expliqué le porte-parole.

MCT projette, en partenariat avec le producteur d'énergie Npower, d'installer une "ferme" de sept SeaGen au large d'Anglesey (nord-ouest du Pays de Galles), pouvant produire plus de 10 MW à horizon 2012.

Un prototype de turbine sous-marine, appelé hydrolienne et réalisé à l'échelle un tiers, a commencé à être installé lundi au large de Bénodet (ouest de la France). Si le projet était mis en oeuvre, le dispositif produirait 200 kW.

Source : http://www.romandie.com/infos/news2/080331165225.o2jlylio.asp

L’énergie des mers : l’or bleu du XXIème siècle

Si les vagues de la façade atlantique de la France pouvaient être entièrement converties en électricité, elles fourniraient 420 térawattheures par an, soit 90 % de notre consommation électrique annuelle

Actuellement, avec l’envolée irréversible du prix des énergies fossiles, une quarantaine d’organismes et laboratoires de recherche dans le monde travaillent au développement de technologies permettant de récupérer l’énergie des vagues.

Une quinzaine d’entre eux auront dès cette année des prototypes ou des machines définitives en fonctionnement dans des zones d’essai éparpillées de Portland, en Oregon, sur la côte ouest des Etats-Unis, à la Namibie, en passant par les îles Orcades, en Ecosse, les Cornouailles, en Angleterre, ou Porto, au Portugal. L’idée d’exploiter l’énergie des mers n’est pas nouvelle : l’usine marémotrice de la Rance, près de Saint-Malo, en Bretagne, par exemple, fut inaugurée dès 1966 par le général de Gaulle.

Aujourd’hui, les contraintes environnementales ne permettraient plus de construire une telle installation et les chercheurs s’orientent donc vers de petites unités de production pouvant être installées à quelques kilomètres des côtes. De nombreuses options technologiques sont à l’étude mais les machines houlomotrices (transformant la houle en électricité) semblent les plus prometteuses.

Jason Bak, président de Finavera Renewables, à Vancouver, au Canada, souligne le faible impact de ces systèmes sur l’environnement et précise que les bouées devraient produire de l’électricité au large de la Californie à partir de 2012. « En termes de ressources disponibles, les vagues représentent le plus gros potentiel de production », explique Hakim Mouslim, ingénieur de recherche au Laboratoire de mécanique des fluides, rattaché à l’Ecole centrale de Nantes et au CNRS ; il appartient à l’équipe qui élabore le Searev (système électrique autonome de récupération des vagues).

Il s’agit d’un système dit « flottant », l’un des quatre types de machines existants. Un cylindre semi-immergé de 1.000 tonnes contient un énorme pendule dont les oscillations alimenteront, via des moteurs hydrauliques, des générateurs. Il sera testé en 2009 ou 2010, sans doute au large du banc de Guérande, en face du Croisic.

Depuis le début des années 2000, les hausses successives du coût des énergies fossiles et les inquiétudes pour l’environnement ont donné un coup d’accélérateur aux travaux sur la houle.
Surtout, les nouvelles technologies - informatiques ou autres - ont permis de mettre au point des machines beaucoup plus performantes et résistantes. « Grâce aux logiciels de simulation, l’université de Munich, en Allemagne, a pu mettre au point pour nous des turbines beaucoup plus efficaces, capables de travailler avec moins de 5 mètres d’eau dans le réservoir », s’enthousiasme Hans Christian Soerensen, président de Wave Dragon, une société danoise dont le premier prototype à l’échelle 1 de machine à déferlement devrait être mis à l’eau l’année prochaine dans le comté de Pembroke, au sud-ouest du pays de Galles, sur les rives de la mer d’Irlande.

« Pour notre part, nous nous inspirons des dernières techniques mises au point par l’industrie pétrolière, les chantiers navals et la pêche », détaille Ted K. A. Brekken, professeur en systèmes d’énergie à l’université de l’Oregon, aux Etats-Unis, qui a testé à l’automne dernier une bouée avec un générateur linéaire. « Tous les éléments de notre bouée en contact avec la mer sont en fibres de verre. Et la connectivité provient de l’exploitation offshore. » Malgré toutes ces avancées, la production d’électricité en grande quantité à partir des vagues n’est pas pour demain. « Nous avons plus de vingt ans de retard sur l’énergie éolienne », avoue Ted K. A. Brekken.

Aujourd’hui, le prix de revient de l’électricité produite par une turbine éolienne de 1 mégawatt peut tomber à 4,1 centimes d’euro le kilowattheure. L’énergie houlomotrice en est très loin... Par exemple, l’objectif du Searev est d’arriver à un coût de production inférieur à 15 centimes d’euro le kilowattheure, tarif auquel EDF rachètera vraisemblablement l’électricité produite en mer.
Pour devenir rentable, la filière vagues devra faire le ménage. Trop de concepts se partagent en effet les financements publics, alors que l’industrie éolienne a depuis longtemps concentré son choix sur les turbines à trois pâles. Autre souci : le raccordement électrique aux installations à terre. « Nous devons utiliser des câbles enfouis à plus de 1,20 mètre, explique Hakim Mouslim. Soit plus de 200.000 euros le kilomètre de câble ensouillé ! »

Actuellement, l’exploitation de l’énergie cinétique des mers utilise deux grands types de technologie : des turbines immergées, ou "hydroliennes", qui utilisent l’énergie des courants marins et des convertisseurs d’énergie, qui sont des machines flottantes utilisant l’énergie de la houle.

la France dispose ainsi, au large des côtes bretonnes et normandes, d’un potentiel important grâce aux courants marins. Par ailleurs, à dimension égale, une hydrolienne produit plus d’énergie qu’une éolienne puisque la densité de l’eau est 800 fois plus élevée que celle du vent.
La société Hydrohelix Energies, leader français de la construction d’hydroliennes, assure qu’il est possible de produire, à l’aide de parcs hydroliens au large de la Bretagne et du Cotentin, 25.000 gigawattheures par an (GWh), soit 5 % de la production électrique française.

Les coûts de production sont estimés par la société à environ 3,5 centimes d’euro le watt installé, avec un retour sur investissement au bout de sept ans compte tenu d’un coût d’installation de 1 à 1,3 euros le watt.

L’autre voie, plus avancée, est celle du convertisseur d’énergie des vagues, de type Searev. Cette voie est dominée par des machines baptisées "Pelamis", développées par la société écossaise Ocean Power Delivery.

Un convertisseur Pelamis génère 750 kW, ce qui représente la consommation de 500 foyers et un parc machine d’une surface de 1 km2 devrait délivrer assez d’énergie pour 20.000 foyers.
Le Portugal vient de commencer la première exploitation commerciale de ces “turbines à vagues” au large des côtes d’Agucadoura, dans le Nord du pays. Le projet portugais fournira à ses débuts 2,25 mégawatts (MW) d’énergie propre, de quoi fournir l’équivalent énergétique de 1 500 foyers. A terme, le projet sera capable de générer l’énergie de 15 000 maisons, économisant ainsi l’émission de 60 000 tonnes de CO2 par an. en théorie, 125 km2 de surface maritime recouverts de machines Pelamis pourraient produire assez d’énergie pour alimenter 2,5 millions de foyers, 10 % des foyers français.

Il reste que l’utilisation industrielle de l’énergie des mers doit surmonter encore de nombreux défis, parmi lesquels la longévité des équipements dans un milieu hostile, la maîtrise des coûts d’entretien et, bien entendu, l’impact réel sur la navigation. Mais la France, riche de ses trois grandes façades maritimes, se doit d’être à la pointe de la recherche dans ce domaine d’avenir qui commence à sortir des laboratoires et pourrait bien, à l’horizon 2030, prendre une place significative dans notre bouquet énergétique.

René Trégouët
Sénateur honoraire
Fondateur du Groupe de Prospective du Sénat

La plus grande centrale solaire du monde va être construite en Arizona

Le groupe espagnol de BTP Abengoa va construire en Arizona la plus grande centrale solaire du monde

Elle entrera en service en 2011 et pourra alimenter l’équivalent de 70.000 foyers en électricité, selon un communiqué. Le contrat a été conclu entre Abengoa Solar, filiale du groupe espagnol, et l’entreprise publique de l’Etat d’Arizona, Arizona Public Service (APS). Il prévoit la livraison d’électricité durant trente ans, ce qui devrait générer un chiffre d’affaires total de 4 milliards de dollars pour Abengoa.

La capacité de la centrale sera de 280 mégawatts (MW), produits grâce au procédé de concentration des rayons solaires sur une chaudière. La centrale sera située à une centaine de kilomètres au sud-ouest de Phoenix, la capitale de cet état désertique et très ensoleillé. Cette centrale va permettre la création de 1500 emplois et s’inscrit dans le cadre de la politique énergétique de l’Arizona qui vise à produire 15 % de son énergie de manière propre d’ici 2025.

Source : http://www.aps.com/general_info/newsrelease/newsreleases/NewsRelease_440.html

Le marché du solaire photovoltaïque en progression de +200 % en 2007

Le marché du solaire photovoltaïque en France a représenté en 2007 une puissance de 45 mégawatts (MW), dont 40 % dans les DOM, en progression de 200 % par rapport à 2006.

Quant au solaire thermique, qui sert à chauffer l’eau et/ou l’habitation, il a représenté en 2007 323.000 mètres carrés de capteurs installés, soit une puissance de 226 MW, en hausse de 15 % par rapport à 2006, ajoute l’association Enerplan dans un communiqué.

Pour établir le bilan du solaire photovoltaïque, qui sert à fabriquer de l’électricité, Enerplan cite une évaluation de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe) qui estimait le marché supérieur à 14,4 MW installés en 2006, dont 8,4 MW pour les Dom-Tom et la Corse. Compte tenu des demandes de raccordement évaluées à 50 MW, "avec un taux de 10 % de projets qui n’aboutiront pas, le marché photovoltaïque français serait de 45 MW", dont 40 % dans les Dom, en 2007, estime Enerplan.

Source : http://www.enerplan.asso.fr/index.php?option=com_content&task=blogcategory&id=27&Itemid=203

Energie éolienne : économique et écologique !

Une récente étude réalisée par la Fédération de l’environnement durable, rassemblant des associations opposées aux éoliennes, a comparé l’évolution des émissions de CO2 (gaz carbonique), le principal gaz à effet de serre, des pays qui ont le plus développé en Europe les éoliennes. Logiquement, puisque les éoliennes n’émettent pas de CO2, ces pays devraient présenter un bilan particulièrement favorable.

Mais les chiffres de l’office statistique européen Eurostat montrent que l’Allemagne, malgré un parc éolien de plus de 18 000 MW, a vu les émissions de CO2 par habitant provenant du secteur de l’énergie non pas décroître mais augmenter de 1,2 %, entre 2000 et 2005. L’Espagne, avec plus de 10 000 MW, a connu une augmentation de 10,4 % sur la même période. Seul le Danemark, champion mondial des éoliennes compte tenu de sa faible population, connaît une baisse de 11 %. Alors, faut-il déduire de cette étude, comme le voudraient leurs auteurs, que l’éolien est inutile et sans intérêt en matière d’environnement ? Certainement pas car cette étude, au demeurant salutaire, ne fait que montrer que la réalité énergétique est complexe et que l’éolien à lui seul ne résoudra évidemment pas le défi du réchauffement climatique.

Tout d’abord, ne pas séparer l’énergie éolienne de son contexte local spécifique de production. L’Espagne a connu un développement économique très important, qui a fait exploser la consommation d’électricité. L’Allemagne a intégré sa partie orientale, dont la consommation électrique a fortement augmenté pour rejoindre le niveau de la partie occidentale. Et ce que ne disent pas les opposants à l’éolien est que, sans éoliennes, les émissions de CO2 de l’Allemagne seraient encore bien plus élevées.

Mais au-delà de la prise en compte des contextes locaux, cette étude a le mérite de rappeler que le développement des énergies renouvelables doit s’inscrire dans le cadre d’une politique globale et cohérente de réduction de la demande et de la consommation d’énergie, comme le soulignent Raphaël Claustre, directeur du Centre de liaison des énergies renouvelables et Jean-Louis Bal, chargé des énergies renouvelables à l’Ademe.

En 2007, la puissance totale du parc éolien français a atteint près de 2 500 MW, ce qui place la France au 3ème rang européen en termes de puissance éolienne annuelle installée, derrière l’Allemagne et l’Espagne. Et contrairement à ce qu’affirment ses opposants, l’énergie éolienne permettra d’éviter l’émission de 1,65 MT de CO2 en 2008.

L’Union européenne et la France ont fixé des objectifs ambitieux de développement des énergies renouvelables. Ce développement, associé à une politique ambitieuse d’économies d’énergie, s’inscrit dans l’objectif de diversification des approvisionnements énergétiques de la France.

L’objectif européen fixé par le paquet "Climat-Energie" du 23 janvier est de réduire la part des énergies carbonées et d’augmenter la part des renouvelables de 37 Mtep (Millions de tonnes équivalent pétrole) en 2020 afin d’atteindre une proportion d’au moins 23 % d’énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie. Ceci suppose une augmentation de 122 % de toutes les énergies renouvelables d’ici 2020. Parallèlement, notre pays doit réduire de 14 % ses émissions de GES, ce qui représente 77 millions de tonnes d’équivalent CO2 (par rapport au niveau de 2005), soit une diminution annuelle de 6 millions de tonnes d’équivalent CO2.

Il est clair que pour parvenir à atteindre simultanément ces deux objectifs très ambitieux, il va falloir à la fois réduire de manière considérable nos besoins d’énergie "à la source" et augmenter de manière non moins importante notre production d’énergie renouvelable.

A cet égard, les données du gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité (RTE) indiquent que la consommation d’électricité continue à croître malgré les efforts de maîtrise de la demande d’électricité. Le premier objectif est donc de réduire la consommation d’énergie. A cet effet, l’ADEME vient de modifier sa politique d’accompagnement des projets portant sur les énergies renouvelables. Ses aides aux énergies renouvelables sont désormais conditionnées à une étude préalable d’efficacité énergétique : avant de produire plus d’énergie, il faut avant tout réduire au maximum les besoins de consommation.

Des scénarios prévisionnels du RTE démontrent la réduction des émissions de CO2 associée à la croissance du recours à l’éolien. La production éolienne se substitue essentiellement à des productions à partir d’énergies fossiles, comme le montrent les scénarios prévisionnels du RTE.

Le RTE (Bilan prévisionnel de l’équilibre offre demande d’électricité en France, édition 2007) a élaboré plusieurs scénarios de croissance des consommations et du parc de production d’électricité en France à l’horizon 2015. La majorité des scénarios intégraient un développement de l’éolien qui passait de 2 200 MW en 2006 à 15 000 MW en 2015.

Dans ces scénarios, une réduction nette des émissions de CO2 du système électrique est prévue entre 2006 et 2015 (entre 15 et 35 %). En 2020, un parc de 25 000 MW (produisant 43 TWh par an) devrait permettre d’éviter l’émission par le secteur énergétique de 16 millions de tonnes de C02 par an, soit 640 tonnes de CO2 par MW éolien installé, ou encore 300 000 tonnes par TWh éolien produit, en se basant sur le rendement éolien moyen constaté en 2007 qui est de 1,71 TWh produit par an pour 1000 MW éolien installé. Cette réduction de 16 millions de tonnes de CO2 grâce à l’éolien représente 20 % de l’effort final à accomplir (77 millions de tonnes de CO2 par an en 2020), ce qui n’est pas du tout négligeable.

L’énergie éolienne est certes intermittente, mais prévisible à court terme et peut contribuer significativement à l’équilibre du réseau à l’échelle du territoire.

La variabilité de l’énergie éolienne est une réalité physique mais les progrès de la modélisation et de la prévision météorologique permettent de les anticiper de mieux en mieux. En quelques décennies, malgré la variabilité de nos consommations électriques, les gestionnaires de réseaux électriques ont réussi à prévoir les variations de l’appel de puissance des consommateurs. Ceci en fonction d’une multitude de facteurs : jour de la semaine, heure, saison, température, humidité, ...

L’analyse du dernier bilan prévisionnel du RTE démontre que la productivité du parc éolien français est largement supérieure à la moyenne européenne. Cette spécificité s’explique par le caractère particulièrement avantageux des régimes de vent français (deuxième gisement éolien en Europe, derrière la Grande-Bretagne). En France, comme le montrent les atlas éoliens départementaux et régionaux réalisés par l’ADEME en partenariat avec les acteurs territoriaux, nous disposons de trois régimes climatiques différents et complémentaires : océanique, continental et méditerranéen. De ce fait, le vent souffle toujours quelque part dans l’hexagone, c’est ce que les spécialistes appellent "l’effet de foisonnement". Les éoliennes étant déployées sur l’ensemble du territoire, elles peuvent donc continuer à approvisionner le réseau électrique national.

Par ailleurs, contrairement à certaines affirmations des opposants irréductibles àl’éolien, l’électricité d’origine éolienne ne nécessite pas une puissance équivalente en centrale thermique pour pallier ses variations. Selon les experts du gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité, un parc éolien national d’une puissance de 10 000 MW, réparti sur les trois régions climatiques, apporte la même puissance garantie que 2800 MW de centrales thermiques à flamme, évitant ainsi les émissions de CO2 associées.

Une analyse de l’ADEME des données du RTE montre que les émissions de CO2 évitées par l’éolien sont de 300 g/kWh, soit 0,3 tonne par MWh. Une étude du RTE sera conduite prochainement pour affiner ce résultat. La Commission de Régulation de l’Energie (CRE) prévoit par ailleurs pour 2008 une production de 5,5 TWh qui représentera donc 1,65 million de tonnes de CO2 évitées (sur un total de 420 millions).

La montée en puissance de l’éolien se traduira, suivant les prévisions de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) par un coût de 92M€ ; cela équivaut à un coût de la tonne de CO2 évitée par l’éolien estimée à environ 56 €.

Quand au surcoût pour le consommateur, il reste modeste. En 2008, le montant de la CSPE (Contribution au service public d’électricité) a été fixé à 0,0045 euro par kWh, soit, en moyenne, 16 euros pour un foyer de 4 personnes.

On voit donc que l’énergie éolienne, dans le contexte géoclimatique français, dans la mesure où elle s’inscrit dans une politique globale de sobriété et d’efficacité énergétique, et compte tenu de notre potentiel éolien "offshore" considérable et des progrès technologiques remarquables qui permettent à présent la construction d’éoliennes géantes de 5 MW produisant en mer 18 millions de kWh par an (la consommation de 5000 foyers), est une énergie à la fois rentable sur la plan économique, vertueuse sur la plan écologique et, de surcroît, créatrice d’emplois.

René Trégouët
Sénateur honoraire
Fondateur du Groupe de Prospective du Sénat