Grégory Lamotte

DECRET RETROACTIF ET RADIOACTIF

2010-12-29T15:52:00.000+01:00

Bonjour,

Pièce jointe téléchargeable sur : http://dl.free.fr/g6YMqof0r

Suite à la publication du nouveau décret le 9 Décembre, la filière PV est face à des enjeux de très grandes tailles auxquelles elle n’a jamais été encore confrontée. Sera-t-elle capable de la surmonter et d’y survivre ? Tout n’est pas encore joué et dépend de la mobilisation des acteurs du terrain.

1) Les éléments qui menacent la filière

PRECARITE JURIDIQUE :

-Le décret du 9 décembre est imprécis, (nous attendons des précisions du ministère dans les prochaines semaines sur l’article 4). Si le décret est interprété de manière défavorable, même si vous avez payé votre PTF avant le 2/12/2010, vous risquez de perdre le tarif si vous mettez en service plus de 2 mois après les travaux de raccordement. (Dans le doute nous vous conseillons de demander à ERDF de retarder les travaux de raccordement si votre planning de votre chantier n’est pas fiable à 100%, voir planning complet dans la pièce jointe). Comme le montre ce dernier exemple, la précarité juridique est très forte et c’est une épine dans le pied de tous ceux qui souhaitent développer cette énergie d’avenir qu’est le PV.

LE RAPPORT DE MR CHARPIN NE DEVIE PAS DE SA TRAJECTOIRE : LE ROULEAU COMPRESSEUR AVANCE

-La proposition de Mr Charpin de plafonner le marché à 500 MWc va de manière certaine bloquer la filière

Ce n’est pas le plafond des 500 MWc qui est mortel, mais le mécanisme complexe qui va être mis en place et qui va donner à EDF des outils pour étouffer sans bruit toute la filière.

C’est exactement ce qui a été fait fin 2008 en Espagne. Pour quel résultat ? : un plafond de 500Mwc a été décidé par le gouvernement et le marché espagnol a été anéanti. (il est passé de 2,6 Gwc en 2008 à 170 Mwc en 2009 car la complexité des corridor à rendu les investissements très incertains).

Imaginez le dialogue suivant dans quelques mois :

-Acteur du PV : « Je voudrais faire une demande de contrat d’achat et de raccordement pour un projet qui est très avancé (PC et études bouclées) »

-EDF : « Pas de problème, je vous inscris dans la liste d’attente, vous êtes en 2 853 ème position, merci de régler 10% des frais de raccordement afin que je puisse prendre en considération votre demande »

-Acteur du PV : « pas de problème, pouvez vous m’indiquer le tarif de rachat et une date pour mon projet, la banque en a besoin pour accorder les fonds ? »

-EDF : « mais Messieur vous n’avez pas lu la 8eme circulaire relative au 73eme décret publié cette année sur le Photovoltaïque ??? Elle stipule qu’en fonction du nombre de désistements dans cette file d’attente, vous connaitrez le tarif d’achat applicable le jour du raccordement. (dans 1, 2 ou 3 ans, pour un tarif variant de 0.20 à 0.45€/kwh). Mais vous avez de la chance votre projet rentre dans la catégorie de corridor 8B4 des projets dont la puissance est comprise entre 127,5Kwc et 187,8kwc, cette catégorie est un peu moins chargée que les autres. »

-Acteur du PV : « dans combien de temps je saurais à quelle date et à quel prix ? »

-EDF : « mais Messieurs comment voulez vous que je le sache, cela ne dépend pas de EDF mais du nombre de demandes de contrat, il faut poser donc poser la question à votre syndicat. Revenez dans 1 an pour voir si la file d’attente à évoluée. »

-Acteur du PV : « non je pense que le projet est mort, la banque ne va jamais suivre un projet qui va se faire à un tarif et à une date inconnue. »

-EDF : « je vous donne un tuyau car je vous trouve sympathique : vous savez que EDF EN rachète les projets en perdition ? »

Que faire pour que ce scénario catastrophe ne se produise pas ?

-Après une analyse minutieuse du bilan du Grenelle de l’environnement réalisée avec l’ensemble des associations ayant contribuées au processus, il est facile de montrer que le Grenelle a fait beaucoup de communication pour au final accoucher d’une souris. Nous ne pouvons pas refaire l’histoire mais nous pouvons en tirer des leçons. NE LAISSONS PAS SEUL LES EXPERTS EN FACE D’UNE ARMEE DE HAUTS FONCTIONNAIRES TRES HABILES.

Pour que le processus permette de faire émerger un décret constructif, la pression des acteurs de terrain doit être forte et venir en complément des experts qui négocient au ministère. Loin de s’opposer ces deux forces sont complémentaires (voir planning complet dans la pièce jointe) elles doivent simplement se coordonner pour être efficace. C’est le moment de ranger les égaux au placard et d’être collectivement force de propositions.

2) Les éléments qui apportent une lueur d’espoir.

-LES DECRETS RETROACTIFS NE SEMBLENT PAS CONFORME AU DROIT EUROPEEN

(Extrait de l'arrêt rendu par le Tribunal des Conflits le 13 décembre 2010 (en cours de publication au JO) dans le dossier Green Yellow c./ EDF. Voir le détail sur le blog d’Ariane Vennin : http://www.arianevennin.fr/ et sur le Blog « Touche pas à mon panneau »).

Ce premier succès semble indiquer clairement qu’il n’est pas concevable de changer les règles en cours de route sous prétexte de ne pas avoir anticipé les problèmes. Ce n’est qu’une bataille mais elle redonne espoir à ceux qui ne sont pas des spéculateurs et qui se font maltraités depuis plusieurs mois.

-LES MODULES EUROPEENS AU PRIX DES MODULES CHINOIS (1er TIER)

Selon notre analyse des différentes marques de modules fabriqués en Europe, nous observons une importante baisse des prix (de l’ordre de 10%) à partir du 1er Janvier. Ainsi tous ceux qui souhaitent faire des projets avec des modules européens et qui au final devaient se rabattre sur des modules moins cher (par obligation de rentabilité imposée par les banques) n’ont plus aucune raison aujourd’hui de bouder les produits « Made in Europe ».

Si vous avez des questions ou des remarques... n'hésitez pas.

Meilleurs vœux pour 2011,

Gregory Lamotte
Directeur commercial France Geneviève BUBEL-THOMA
Directrice France

TRITEC France

55, impasse Jean Baptiste Say, Parc d’activités de l’Aéroport, 34470 Pérols / Montpellier, www.tritec-energy.com

Mob +33 679 590 923, T +33 467 686 456 F +33 499 533 390 gregory.lamotte@tritec-energy.com

Abou Dhabi va se doter de la plus grande centrale solaire au monde

2010-06-18T13:03:00.000+02:00

Les Emirats arabes unis, qui veulent s’imposer comme les champions des l’énergies renouvelables, vont se doter de la plus grande centrale solaire à concentration au monde, avec le concours du groupe pétrolier français Total et du groupe de BTP espagnol Abengoa.

"Nous avons sélectionné un consortium formé de Total et d’Abengoa Solar comme partenaires pour construire et faire fonctionner Shams 1, la plus large centrale solaire à concentration dans le monde et la première de ce genre au Proche-Orient", a annoncé Masdar, une société contrôlée par le gouvernement d’Abou Dhabi et chargée de promouvoir les énergies renouvelables, lors d’une conférence de presse.

D’un coût de 600 millions de dollars, la centrale, baptisée Shams (soleil) 1, sera réalisée par Masdar (60 %), Total (20 %) et Abengoa (20 %).D’une capacité de 100 mégawatts, elle comptera 768 miroirs paraboliques et couvrira une superficie de 2,5 km2 pour une puissance de 100 mégawatts.

Installée à Madinat Zayed, à environ 120 km au sud-ouest d’Abou Dhabi, la capitale des Emirats, elle utilisera la technologie dite de l’énergie solaire à concentration : des miroirs paraboliques concentrent l’énergie du soleil pour produire de la vapeur d’eau destinée à faire tourner des turbines électriques. Les travaux de construction vont commencer au troisième trimestre 2010 et la centrale sera achevée d’ici environ deux ans, selon Masdar.Abou Dhabi s’est fixé un objectif de 7 % d’énergie renouvelable d’ici 2020.

"Nous sommes sur la bonne voie pour faire d’Abou Dhabi la principale source et la capitale internationale de l’énergie renouvelable et du développement durable", a affirmé le PDG de l’Abu Dhabi Future Energy Company (Masdar) Sultan al-Jaber. Abou Dhabi est la capitale des Emirats arabes unis, une fédération de sept membres dont les réserves prouvées d’hydrocarbures s’élèvent à 97,8 milliards de barils pour le pétrole (5e rang mondial) et à plus de 6.000 milliards de m3 pour le gaz naturel (4e rang mondial).

Source = Sénateur Trégouët

Produire de l’énergie solaire...sur la Lune

2010-06-18T13:01:00.000+02:00

Une société japonaise du nom de Shimizu Corporation a mis en place un projet étonnant qui aurait pour finalité d’alimenter la Terre en énergie solaire. Du nom de « Lunar Ring », le concept serait simple, créer une sorte de « ceinture solaire », constituée de panneaux photovoltaiquesd’une largeur plus ou moins importante en fonction de leur emplacement (de seulement quelques kilomètres jusqu’à 40km !) et longue de plus de 10 920km !

Le système selon ses concepteurs serait simple, il suffirait de transférer l’énergie produite par les panneaux solaires installés sur la Lune, vers des installations de transports. Ces dernières pouvant être de deux sortes :

des antennes d’une vingtaine de kilomètres de diamètre environ qui véhiculeraient l’énergie produite sous la forme de micro-ondes.

des stations de transmission basée sur des lasers à haute densité énergétiques. Ces ondes et ces lasers seraient alors guidés par un mécanisme de guidage (radio « beacon ») pour assurer leur destination exacte et que l’énergie soit réceptionnée sur Terre par des stations conçues à cet effet.

Afin de mettre en place cette « ceinture solaire », la société nippone a pensé à tous. Ainsi la majeure partie du matériel serait récupéré sur la Lune : la production de l’eau se ferait sur place en mélangeant des matériaux lunaires et de l’hydrogène terrestre.

Les briques de verre et autres matériaux de construction seraient créés à partir de processus de chaleur solaire.

Les matières de cimentation qui seront utilisées pour la construction de la ceinture, seraient puisées sur la Lune directement.

Enfin tout cette installation serait construite par des robots qui seraient pilotés 24h/24 sur Terre par des professionnels. La véritable révolution de ce procédé est que les intempéries ne viendraient plus déranger la production d’énergie solaire, qui serait alors assurée à tout moment et disponible partout sur Terre.

Source = senateur Tregouet

L'Allemagne revoit à la baisse son tarif d'achat photovoltaïque

2010-05-11T16:09:00.001+02:00

Le gouvernement allemand a décidé de modifier la loi sur les énergies renouvelables (loi EEG) afin de revoir à la baisse les tarifs d'achat de l'électricité produite à partir d'installations photovoltaïques. Cette modification fait suite à la croissance massive du marché solaire allemand. ''Nous effectuons ainsi les corrections nécessaires pour réduire la rémunération à un niveau approprié, limiter les frais pour les consommateurs et malgré tout augmenter la part de l'électricité solaire'', a expliqué le ministre fédéral de l'environnement Norbert Röttgen dans un communiqué.

Ainsi à partir du 1er juillet prochain, les tarifs d'achat baisseront de 11% pour les centrales solaires au sol à 16% pour tous les nouveaux panneaux installés sur les toits. L'obligation d'achat sera même totalement supprimée pour les centrales installées sur des espaces agricoles.
Le ministère de l'environnement allemand (BMU) estime que la parité réseau qui désigne le moment à partir duquel l'électricité produite par une installation photovoltaïque peut être proposée au même prix que l'électricité conventionnelle sera atteinte en 2013 en Allemagne contre 2015 en France selon l'analyse du cabinet PricewaterhouseCoopers. À cette date, le tarif d'achat ne sera plus nécessaire.

En 2009, environ 3.800 MWc de nouvelles installations de photovoltaïque ont été connectées au réseau allemand. Le parc cumulé a donc atteint les 9.800 MWc contre 290 MW pour la France. L'Allemagne a donc confirmé son rang de premier producteur mondial d'électricité solaire avec, selon le BMU (ministère de l'environnement allemand), une production de 6,2 TWh (4,4 TWh en 2008), en croissance de 40% par rapport à 2008. Le solaire représente pour la première fois 1% de l'approvisionnement en électricité du pays, et ce pourcentage pourrait doubler d'ici 2011.

source : ENERGIES - Actu-Environnement.com - 11/05/2010

Le tarif Français reste le plus élevé mais aussi le plus contraignant

2010-05-10T11:19:00.001+02:00

Le coût des piles à combustible pourrait être réduit de 80 %

2010-05-07T08:29:00.005+02:00

Une équipe de chercheurs de l'Université technique de Berlin, dirigée par Peter Strasser, membre du cluster d'excellence UniCat, a décrit, en coopération avec des scientifiques américains de renom, le mécanisme d'action d'un nouveau catalyseur permettant de réduire la quantité de platine nécessaire dans les piles à combustibles, et donc, par là-même, leur coût, de l'ordre de 80 %. Les résultats sont publiés dans l'édition de mai de "Nature Chemistry" .

La méthode employée consiste à synthétiser des catalyseurs sphériques d'un diamètre de quelques nanomètres à partir de particules de platine et de cuivre, dont les particules de cuivre sont par la suite partiellement extraites. Il en résulte une coquille de platine, épaisse de quelques atomes. La particularité de la méthode réside dans le fait que le mécanisme de mélange et de séparation des particules provoque un resserrement des atomes de platine en surface. Ainsi, la capacité de fixation de l'oxygène sur ces particules est réduite, ce qui favorise la réaction de formation d'eau et améliore donc la performance électrique de la pile à combustible.

D'autre part, les scientifiques sont parvenus à prouver que l'activité du catalyseur peut être régulée en continu, ce qui devrait permettre de l'optimiser. De manière plus générale, M. Strasser affirme que ce procédé est également applicable à d'autres métaux, ce qui entraînerait une nette réduction des coûts de tous les procédés chimiques impliquant des métaux précieux. Un exemple d'un tel procédé est la synthèse d'hydrogène à partir d'eau et d'électricité (électrolyse de l'eau), qui permettrait le stockage d'énergie excédentaire, issue d'éoliennes ou de panneaux solaires, sous forme chimique. (source : René Trégouët)

l'écologie a davantage besoin de d'actions courageuses que de combats de Coqs

2010-05-05T11:15:00.001+02:00

Les polémiques stériles et les préjugés sont les deux plaies d'un véritable développement de l'écologie en France.

95% des politiques de gauche ou de droite pensent que pour exister publiquement il faut s'opposer a tout ce que "l'adversaire" propose. En faisant cela ils confondent "politique" et "boxe". Les combats de boxes c'est du spectacle pour les journalistes(qui se régalent de manière malsaine) mais au final il n'y a que des perdants.

Pour oser dire publiquement que des personnes d'un parti politique "concurrent" peuvent avoir de bonne idées est un positionnement courageux, et l'écologie a davantage besoin de d'actions courageuses que de combats de Coqs.

Produire avec précaution : un impératif

2010-04-30T13:07:00.000+02:00

Attention aux dégâts collatéraux !
La production du polysilicium nécessaire aux cellules
photovoltaïques est très polluante. La Chine en fait
l’expérience.
source| Ariana Eunjung Cha | The
Washington Post

La première fois que Li Gengxuan a vu les
camions-bennes de l’usine voisine entrer dans son
village, il n’en a pas cru ses yeux : s’arrêtant devant
les champs de maïs et la cour de l’école, les ouvriers
ont déversé sur le sol des seaux d’un liquide blanc
bouillonnant, après quoi ils ont fait demi-tour et sont
repartis sans un mot là d’où ils venaient. Et, depuis
neuf mois, affirment M. Li et d’autres villageois, ce
rituel se répète quasiment tous les jours. Comme la
Chine est engagée dans une course effrénée à la
croissance industrielle, les cas de pollution de
l’environnement n’y sont pas rares. Mais l’entreprise
Luoyang Zhonggui High Technology, installée dans les
plaines centrales de la province du Henan, non loin du
fleuve Jaune, se distingue des autres pollueurs sur un
point : son cœur de métier est lié à l’environnement.
Elle fabrique en effet du polysilicium pour les
panneaux solaires du monde entier ; ce faisant, elle
produit du tétrachlorure de silicium, une substance
très toxique. “La terre sur laquelle vous déversez ce
produit devient stérile. Ni l’herbe ni les arbres ne
repoussent. […] C’est de la dynamite ! Toxique,
polluant ! Il ne faut surtout pas le toucher”, souligne
Ren Bingyan, professeur à l’Ecole de science des
matériaux de l’Université industrielle du Hebei.

Avec l’envolée des prix du pétrole et du charbon, le
recours à d’immenses fermes solaires pour réchauffer
l’eau et produire de l’électricité est à nouveau
tentant. Mais, depuis quatre ans, une pénurie de
polysilicium – le composant de base des cellules
photovoltaïques, qui captent les rayons solaires et les
transforment en électricité – accroît le coût de la
technologie solaire et nuit à son développement. Le
cours du polysilicium ayant lui-même grimpé de 20
dollars le kilo à 300 dollars en l’espace de cinq ans
[avec la crise économique, il est retombé à environ 150
dollars début 2009], les entreprises chinoises se sont
jetées sur le créneau. Les usines de polysilicium
vivent la même situation que les start-up du web voici
peu. Bénéficiant d’une abondance de capital-risque et
de généreux dons et prêts bonifiés provenant d’un
gouvernement clamant son intérêt pour l’énergie propre,
plus de vingt entreprises chinoises se sont lancées
dans la production de polysilicium. Leur capacité de
production prévue est de l’ordre de 80 000 à 100 000
tonnes, soit plus du double de la production mondiale
actuelle, qui s’élève à 40 000 tonnes. Les méthodes des
entreprises chinoises pour traiter les déchets n’ont
pas été améliorées dans le même temps. Dans les pays
développés, les fabricants de polysilicium remédient
aux risques environnementaux liés à ce composé en le
recyclant lors du processus de production. Mais les
importants coûts d’investissement ont découragé de
nombreuses usines chinoises d’en faire autant.

L’an dernier, l’usine Luoyang Zhonggui a produit moins
de 300 tonnes de polysilicium, mais elle prévoit d’en
fabriquer dix fois plus cette année, ce qui en fera la
plus grande usine chinoise du secteur.

La production d’une tonne de polysilicium génère au
moins quatre tonnes de tétrachlorure de silicium, un
déchet liquide. Exposé à l’air humide, ce composé dé
gage du chlorure d’hydrogène, qui peut provoquer des
troubles respiratoires en cas d’inhalation. Alors qu’il
faut généralement deux ans pour construire une usine de
polysilicium et faire en sorte qu’elle fonctionne
correctement, de nombreuses entreprises chinoises
tentent d’y parvenir en moitié moins de temps, souligne
Richard Winegarner, président de Sage Concepts, un
cabinet de conseil basé en Californie. Pour ce faire,
certaines stockent les substances dangereuses en
espérant pouvoir un jour trouver le moyen de les
éliminer. Mais d’autres entreprises, comme Luoyang
Zhonggui, préfèrent déverser leurs déchets là où elles
peuvent.

Leviers pour une utilisation massive des énergies renouvelables

2010-04-30T12:56:00.000+02:00

Le stockage et la gestion intelligente de l'énergie ouvrent la voie à une utilisation massive des énergies renouvelables

En 2020, notre pays a prévu un parc éolien de 25 000 MW qui devrait permettre d’éviter l’émission par le secteur énergétique de 16 millions de tonnes de C02 par an. L’éolienne (ou le module photovoltaïque) est certes intermittent, mais prévisible à court terme et peut contribuer significativement à l’équilibre du réseau à l’échelle du territoire.

Le caractère intermittent de l’énergie d'origine photovoltaïque ou éolienne est une réalité physique mais les progrès de la modélisation et de la prévision météorologique permettent d’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.

Les études réalisées par RTE démontrent que la productivité du parc photovoltaïque et éolien français est largement supérieure à la moyenne européenne. Cette spécificité s’explique par le caractère particulièrement avantageux des régimes de vent/soleil français.

En France, nous disposons de trois régimes climatiques différents et complémentaires : océanique, continental et méditerranéen. De ce fait, le vent souffle toujours dans une région ; C’est ce qu’on appelle le « foisonnement ».

Par ailleurs, contrairement à certaines affirmations, l’électricité d'origine Photovoltaïque ou 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.

En 2020, nos éoliennes produiront de manière quasi continue 3 000 MW. La production oscillera entre 1 000 MW et 5 000 MW pendant 70 % de l’année. La production dépassera 5 000 MW pendant 15 % de l’année et se situera sous 1 000 MW pendant les 15 % restants. Il s’agit d’une production bien plus régulière que l’on ne le dit parfois. Son installation permet d’éviter d’avoir recours à un certain nombre de centrales thermiques.

Selon l’étude effectuée par RTE à ce sujet, une puissance éolienne de 10 000 MW correspond en réalité à une puissance moyenne de 2 860 MW. Par ailleurs, une telle installation de 10 000 MW éoliens permet en fait de produire 24 TWh en l’espace d’une année, ce qui correspond à la production de 3 000 MW thermiques qui fonctionneraient pendant 8000 heures par an. 10 000 MW éoliens se substituent ainsi à 3 000 MW thermiques à la fois en énergie et en puissance.

Cette étude conclut donc au fait que 10 000 MW d’éolien offrent une capacité de substitution de 3 000 MW de thermique à niveau de sécurité équivalent. Par conséquent, les besoins à l’extrême pointe pour RTE, qui atteindront 1 000 MW par an à partir de 2009, seront couverts par la capacité de substitution qu’offrira alors l’éolien entre 2009 et 2012.

Cette capacité de production d'origine Photovoltaïque ou éolienne nous épargnera des investissements dans le thermique.

Par ailleurs, il faut rappeler que les avancées technologiques récentes ouvrent la voie à une utilisation massive des énergies renouvelables.

En Allemagne, le Ministère fédéral de l’économie (BMWi) finance des technologies innovantes en stockage de l’électricité permettant d’intégrer la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (en particulier éolienne), en forte croissance, dans le système d’approvisionnement électrique.

L’un des premiers projets soutenus par la nouvelle initiative du BMWi est la réalisation d’un accumulateur adiabatique à air comprimé en Allemagne. Cet accumulateur nommé ADELE est développé par un consortium d’entreprises, et le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR), la coordination du travail étant assurée par RWE.

L’objectif de ce projet est de stocker efficacement une grande quantité d’énergie et de la restituer au bon moment dans le réseau électrique. Une première installation de démonstration devrait être construite d’ici 2013, avec une capacité de stockage de 1 GWh et une puissance électrique de 200 MW. Ainsi ADELE devrait être en mesure de fournir pendant 5h une quantité d’électricité constante au réseau, de la même manière que 40 éoliennes ultramodernes.

Quand le vent est fort, les accumulateurs à air comprimé permettent d’utiliser le surplus d’électricité produit par les éoliennes pour comprimer de l’air et l’injecter dans des réservoirs souterrains (de formations géologiques diverses : sel, roche, aquifère) à l’aide de compresseurs dans un circuit bidirectionnel. L’augmentation de la pression lorsque l’air est comprimé est accompagnée d’une forte croissance du potentiel énergétique du système.

En cas de besoin d’électricité, les accumulateurs des cavernes se déchargent de l’air comprimé qui va actionner des turbines. Cependant, cette technique, si elle n’est pas nouvelle, n’a jamais été exploitée, à cause du faible rendement des compresseurs existants.

Le stockage adiabatique par air comprimé est un développement à plus haute efficacité énergétique. Lorsque l’air est temporairement stocké à faible température dans les cavités souterraines, la chaleur de compression émise est également stockée ; puis cette chaleur est récupérée, afin de chauffer l’air comprimé réacheminé dans le récupérateur de chaleur, avant sa détente dans la turbine à haute température. L’intégration dans des accumulateurs à air comprimé de grande taille permet de réaliser une telle installation sans alimentation externe et avec un rendement de 70 %.

Le groupe énergétique EnBW, en partenariat avec Siemens et avec le soutien du Land de Basse-Saxe, compte également mettre en place d’ici 2011/2012 une centrale de stockage par air comprimé adiabatique en Basse-Saxe. C’est surtout dans le stockage d’électricité que GE Energy compte faire la différence.

Ce projet pilote développé par le groupe énergétique EnBW, en partenariat avec Siemens vise une capacité de stockage de 1 GWh et de restitution électrique de 200 MW. Le principe est de comprimer l’air ambiant à 20 ou 30 bars. Sa température grimpe alors à 600°C. Refroidi, l’air comprimé est stocké dans le sol. L’air sera ensuite ressorti du réservoir souterrain en cas de besoin d’électricité, réchauffé, puis envoyé dans une turbine. Le rendement devrait atteindre 70 %.

Mais d’autres voies technologiques prometteuses sont explorées, comme les batteries liquides. Une équipe d’ingénieurs australiens de l’université de Nouvelle-Galles du Sud, à Sydney, a trouvé le moyen de stocker l’électricité dans des cuves, sous forme liquide. La centrale éolienne de King Island, une île du sud de l’Australie, expérimente ainsi depuis 2003 un accumulateur à circulation qui emmagasine l’excédent d’électricité produit lorsque le vent souffle fort pour le restituer lorsqu’il faiblit.

Ce système pourrait lever l’un des obstacles qui freinent le développement des énergies renouvelables, en leur permettant d’alimenter le réseau en l’absence de vent ou de soleil. A King Island, le générateur thermique qui prend le relais des éoliennes quand il n’y a pas de vent a vu sa consommation de fioul diminuer de moitié.

Contrairement aux batteries classiques au plomb, ces derniers utilisent des électrolytes (liquides dans lesquels baignent les plaques de l’accumulateur) qui ne sont pas stockés à l’intérieur, mais dans deux réservoirs externes. C’est leur mise en contact, dans une cuve centrale, qui produit de l’électricité. Pour la recharge, l’apport de courant provenant des éoliennes assure la séparation des deux électrolytes, qui sont à nouveau stockés dans leurs réservoirs. L’avantage du système à circulation sur les batteries classiques réside dans sa capacité à fournir aussi bien un kilowattheure que plusieurs centaines de mégawattheures. L’accumulateur de King Island peut ainsi restituer 200 kilowatts d’électricité pendant quatre heures.

Autre solution, un couplage optimal de l’hydraulique et de l’éolien qui pourrait permettre de diminuer de 90% le recours aux sources d’énergie traditionnelles généralement nécessaires pour compenser les irrégularités de production de l’éolien. Une étude de l’ingénieur Leif-Erik Langhans montre que les centrales hydrauliques à pompe se révèlent particulièrement adaptées : en cas de surproduction électrique par les éoliennes, le surplus peut être utilisé pour pomper l’eau du bassin inférieur jusqu’au bassin supérieur ; si l’offre électrique devient inférieur à la demande, l’énergie potentielle ainsi stockée est libérée en relâchant l’eau du bassin supérieur à travers une turbine et convertie en électricité.

Enfin, cette production massive d’électricité éolienne peut être intégrée et régulée grâce aux réseaux intelligents ou « smarts grids ».En améliorant la connaissance sur la consommation électrique à l’aide de compteurs intelligents, il serait plus facile d’éviter les pics de consommation et les pannes dues à une surcharge. La gestion de la consommation électrique serait gérée de manière intelligente. Par exemple, pendant les horaires où la consommation est réduite, on pourrait profiter de l’électricité produite pour charger sa voiture électrique.

On estime que les compteurs intelligents pourraient permettre de réduire les consommations de 10 %. La Commission européenne recommande d’ailleurs qu’à l’horizon 2020, 80 % des foyers soient équipés de compteurs intelligents afin de mettre en œuvre les engagements du Paquet énergie climat.

En 2008, ERDF, la filiale distribution d’EDF, a lancé une vaste opération d’un coût de 4 milliards d’euros en deux étapes. La première, expérimentale, prévoit l’installation chez les particuliers, d’ici à 2011, de 300 000 compteurs « communicants », qui permettent de recevoir et d’envoyer des données à distance.

Cette phase d’expérimentation sera suivie d’un déploiement de grande ampleur (35 millions de compteurs sur le territoire). Ces outils permettent au gestionnaire de réseau un suivi permanent du réseau basse tension, de la qualité de l’électricité, des fluctuations de l’offre et de la demande. On peut alors gérer le réseau électrique de façon beaucoup plus fine et économique, en ajustant en permanence l’offre et la demande.

À terme, les producteurs tablent sur le développement du demand response, « la gestion d’énergie négative » en français, un système déjà testé aux États-Unis, dans certaines villes de Californie. Le principe est simple : plutôt que de mettre en route une centrale thermique à flamme, on demande au client d’abaisser sa consommation, ce qui permet de « lisser » la demande.

Un rapport publié en 2008 par l’EPRI (l’Institut de recherche américain sur l’énergie électrique) indique que le déploiement du smart grid pourrait réduire les émissions de CO2 de 60 à 211 millions de tonnes en 2030. Le déploiement d’un réseau intelligent permet aussi aux producteurs de suivre et d’intégrer les énergies réparties, c’est-à-dire que la production d’une éolienne placée sur le toit d’une maison est elle aussi prise en compte.

En France, le pôle Transmission et Distribution (T&D) d’Areva a été sélectionné par RTE pour fournir une solution de gestion de réseau intelligent destinée à observer, estimer et anticiper l’énergie produite par les parcs éoliens reliés au réseau. Cette collaboration vise à mieux intégrer les sources d’énergie renouvelable au réseau, alors qu’un fort développement de la production d’énergie éolienne est prévu en France dans les prochaines années.

On voit donc que l’énergie d'origine Photovoltaïque ou éolienne peut être massivement intégrée aux réseaux électriques grâce aux avancées technologiques et informatiques récentes. A l’horizon 2020, les éoliennes/champs PV s’intégreront en outre dans des systèmes énergétiques globaux, interconnectés verticalement et horizontalement et capables de stocker et de restituer avec un excellent rendement l’électricité sous forme de gaz, d’air comprimé ou d’hydrogène. Combinés aux réseaux et compteurs intelligents (Smart Grid), ces réseaux seront également capables de prévoir, d’anticiper et de gérer en temps réel la production et la consommation d’énergie

source = René Trégouët (+ update GL) /Sénateur honoraire