Neoen, filiale de Direct Energie dédiée aux énergies renouvelables (solaire photovoltaïque, éolien terrestre et en mer, biomasse) ouvre son capital à Crédit Agricole Private Equity, via son fonds Capenergie, et au groupe Louis Dreyfus, qui lui apportent 20 millions d’euros à hauteur de 10 millions d’euros chacun.

Direct Energie reste l’actionnaire de référence de Neoen.

Neoen produit déjà de l’électricité d’origine renouvelable, avec deux fermes éoliennes en exploitation et une première centrale solaire photovoltaïque. Cette levée de fonds va permettre à Neoen, qui a déjà en projets plusieurs centaines de mégawatts, d’accélérer encore son développement.

L’approche globale de Neoen lui permet de mener des projets dans leur intégralité, depuis la qualification de sites jusqu’à la mise en service et l’exploitation de ses centrales.

Neoen a pour objectif d’être l’un des principaux producteurs français d’électricité d’origine renouvelable à l’horizon 2014, contribuant à produire l’électricité nécessaire à l’alimentation d’un million de Français.

Serge Savasta, responsable de l’activité Energies Renouvelables chez Crédit Agricole Private Equity, expose les raisons qui l’ont conduit à investir dans Neoen : « Nous avons choisi Neoen pour la force de son équipe, la qualité de ses premières réalisations et la crédibilité de ses projets. Nous sommes convaincus que Neoen sera très vite un acteur majeur de la filière des énergies renouvelables. »

Xavier Barbaro, Directeur Général de Neoen, conclut : « Nous sommes un acteur intégré, c'est-à-dire que nous investissons dans les centrales que nous développons. Nous sommes heureux de partager cette vision globale avec nos nouveaux actionnaires : Crédit Agricole Private Equity a développé une expertise unique dans le secteur des énergies renouvelables en France et nous nous réjouissons de le voir rejoindre Direct Energie et le groupe Louis Dreyfus dans notre capital. »

Tout comme ses concurrents IBM et Google, Yahoo va prendre des mesures drastiques pour être plus respectueux de l'environnement.

Le géant de l'internet a annoncé mardi la construction prochaine d'un centre de données le plus économe en énergie au monde.

Situé à New-York, le centre de données de Lockport sera alimenté à 90% à partir d'énergies renouvelables provenant de la centrale hydroélectrique des chutes du Niagara. Yahoo indique que la moyenne du secteur est de 50% - voire moins - dont la moitié est souvent utilisée pour climatiser les serveurs.[BRK1]

Le bâtiment d'une conception unique appelé Yahoo ! Computing Coop sera incliné afin de profiter au maximum du microclimat local et refroidir intégralement les serveurs avec l'air extérieur.

Depuis plusieurs années, Yahoo cherche à réduire son empreinte écologique par divers moyens, comme l'acquisition de crédits carbone. La firme explique qu'elle va remplacer cette pratique par la construction de centres de données plus efficients en énergie.

Yahoo a pour objectif de réduire ses émissions de carbone de 40% d'ici 2014 en utilisant également les nouvelles technologies pour diminuer la consommation d'électricité.[BRK2]

Dans le cadre de son plan de relance, le gouvernement américain assure le financement de deux nouveaux projets de capture du CO2 associés à des centrales au charbon.

Les deux projets sont menés par Basin Electric Power Cooperative et Hydrogen Energy International. Elles recevront 408 millions de dollars (respectivement 100 millions et 308 millions de dollars) pour deux projets de démonstration dans le Dakota du Nord et en Californie.

La première est une centrale existante de 450 MW, au lignite. 90 % de ses émissions devront être captées, par un procédé à base de sulfate d'ammoniac. Elle produira également une solution de sulfate d'ammonium, transformable en fertilisant.

Le second projet concerne la construction d'une nouvelle centrale à cycle combiné à gazéification intégrée (CCGI) alimentée par un mélange de charbon et coke de pétrole, combiné à de l'eau non potable. Elle produira de l'hydrogène et du CO2. L'hydrogène, séparé du CO2, servira à produire de l'électricité, et le carbone sera injecté dans un gisement pétrolier proche, pour optimiser son exploitation. L'objectif est de capturer 2 millions de tonnes de CO2 par an.

La sélection de ces deux projets s'intègre dans le cadre de la Clean Coal Power Initiative (CCPI), une collaboration entre le gouvernement fédéral et l'industrie privée. Le plan vise à accélérer le développement de projets commercialement viables.

L’alliance Renault-Nissan et EDF annoncent une expérimentation à grande échelle de véhicules électriques en région parisienne.

Conformément à l’accord signé entre Pierre Gadonneix, PDG d’EDF, et Carlos Ghosn, PDG de Renault et de Nissan, le 9 octobre 2008, les deux partenaires souhaitent aujourd’hui entrer dans une phase concrète en testant, pour la première fois en France, le développement de la mobilité électrique en région parisienne.[BRK1]

A partir de septembre 2010 et pendant un an, 100 véhicules électriques de l’alliance Renault-Nissan (berlines et véhicules utilitaires légers) seront expérimentés par des clients particuliers, professionnels et employés de collectivités territoriales. Ils disposeront d’une infrastructure de charge disponible, aussi bien à leur domicile, que dans les locaux des entreprises et les parkings, ou sur la voie publique.

Par cette expérience pilote, l’alliance Renault-Nissan souhaite tester avec EDF, en grandeur nature, le fonctionnement et l’utilisation de ses futurs véhicules électriques. Les voitures proposées seront identiques à celles de série, lancées sur le marché à partir de début 2011.

Le projet de l’alliance Renault-Nissan et EDF, soutenu par la Région Ile de France et le Département des Yvelines, est construit sur la base d’une étroite collaboration avec l’Etablissement Public d’Aménagement du Mantois Seine Aval (EPAMSA).

Le projet SAVE (Seine Aval Véhicules Electriques) impliquera plusieurs partenaires privés. Ce projet fait l’objet d’un dossier déposé auprès de l’ADEME, dans le cadre de l’Appel à Manifestation d’Intérêt du 26 juin 2009. Ce projet ne sera lancé qu’après validation des financements nécessaires à sa concrétisation.[BRK2]

Un groupe de recherche de l'Université de Cádiz (intégré dans le Plan Andalou de Recherche TEP-181) étudie l'obtention d'hydrogène à partir des déchets organiques. Le groupe mène cette étude pour la production d'un biogaz riche en hydrogène qui pourrait être valorisé énergétiquement par son utilisation dans les piles à combustible à partir de résidus solides urbains.

Un projet d'excellence de la Junta de Andalucia (équivalent du Conseil Régional en France) intitulé "Production et Valorisation de biohydrogène à partir de résidus solides urbains" regroupe les travaux de recherche pour l'application d'un ensemble de procédés chimiques et microbiologiques afin de transformer les restes organiques contenus dans nos poubelles - ce que l'on appelle spécifiquement la fraction organique des résidus solides urbains (FORSU) - pour générer ce biogaz riche en hydrogène.

La finalité de ces travaux est d'arriver à une exploitation maximale des composants qui constituent la fraction organique des déchets en effectuant un traitement intégral du résidu. Ce projet se concentre sur l'optimisation de l'étape acidogénique de la digestion anaérobie (la conversion bactérienne durant la fermentation de la matière organique en l'absence d'oxygène) afin de générer du biohydrogène.

Il faut distinguer quatre phases au projet. D'une part, il faut obtenir la substance adéquate pour le procédé, ce qui requiert la caractérisation des agents impliqués, la sélection et l'enrichissement de la substance avec les micro-organismes les plus adaptés pour la production d'hydrogène, puis enrayer l'action des micro-organismes à l'aide de techniques spécifiques. Ces derniers étant ceux qui réduisent la production d'hydrogène en le transformant en méthane ou sulfure d'hydrogène. D'autre part, on procède au pré-traitement des résidus solides urbains (FORSU) afin d'augmenter la productivité de l'hydrogène. Une fois que l'on a sélectionné lors des étapes antérieures la substance la plus adéquate et le pré-traitement associé, la troisième phase est l'optimisation de l'étape acidogénique en prêtant une attention particulière à la sélection du type de réacteur chimique et des conditions d'opération favorables à la production d'hydrogène. Enfin, il faut envisager le traitement du biogaz produit afin de rendre possible sa valorisation énergétique, en le destinant principalement à des systèmes à haute efficacité tels que les piles à combustible.

L'avantage que l'on relève dans ce projet, c'est qu'une fois que la première phase d'obtention de l'hydrogène est passée, le résidu restant peut ensuite continuer à être traité à travers la biométanisation et le compostage pour une exploitation maximale de la fraction organique des résidus solides urbains.

Ce projet de Production et Valorisation de biohydrogène à partir de résidus solides urbains a pour date d'échéance 2011 et son investissement total atteint 321.195 euros. Les entreprises propriétaires et exploitantes de la municipalité de Jerez de la Frontera y participent ainsi que l'entreprise Biovalora (Empresa de Base Tecnológica) de l'Université de Cadix (UCA).


BE Espagne numéro 83 (29/06/2009) - Ambassade de France en Espagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59745.htm

Selon une expertise réalisée par l'Institut économique (Oko-Institut) de Darmstadt pour le Ministère fédéral de l'environnement (BMU), un rallongement des durées de vie des centrales nucléaires ne conduirait pas forcément à une réduction des prix de l'électricité.

Le Ministre fédéral de l'environnement Sigmar Gabriel compte ainsi contrecarrer l'un des principaux arguments de la branche nucléaire en faveur d'un rallongement des durées d'exploitation.

L'Institut économique a comparé les niveaux de prix de l'électricité dans des Etats européens considérés individuellement et est parvenu à la conclusion qu'il n'y aurait "pas de relation entre la part élevée de l'énergie nucléaire dans le mix énergétique et le prix de l'électricité. Au contraire : certains pays offrent des prix de l'électricité élevés pour les clients industriels et les particuliers malgré une part élevée d'énergie nucléaire, alors que d'autres présentent des prix de l'électricité faibles malgré une faible part de l'énergie nucléaire dans leur approvisionnement électrique." L'expertise s'attarde sur le marché électrique français : en France, la part du nucléaire s'élève à presque 80%, contre 30% seulement en Allemagne. Or, les prix de l'électricité en France seraient selon l'Oko-Institut plus élevés qu'en Allemagne sur certains segments du marché.

En ce début de campagne pour les élections parlementaires, l'énergie nucléaire se trouve au devant de la scène. La coalition SPD/CDU est divisée en ce qui concerne la question de la durée de vie des centrales nucléaires. La loi de sortie du nucléaire en 2002 a fixé la fermeture des 17 centrales nucléaires encore en activité en Allemagne d'ici 2021. Le SPD veut se conformer à cette décision de sortie. La CDU/CSU au contraire envisage de rallonger les durées d'exploitation [1], sans considérer toutefois la construction de nouvelles centrales nucléaires.

Les exploitants de centrales nucléaires affirment que l'Allemagne ne peut pas se permettre de sortir du nucléaire : ils s'appuient sur l'effet bénéfique de l'énergie nucléaire, non émettrice de CO2, dans la lutte contre le changement climatique, et mettent en garde contre une dépendance accrue des importations de sources d'énergie fossiles. La branche se dit prête à apporter des contributions financières de l'ordre de plusieurs dizaines de milliards d'euros pour un rallongement des durées d'exploitation : l'argent serait versé dans un fonds qui devrait permettre de financer des mesures pour l'augmentation de l'efficacité énergétique et pour le développement des énergies renouvelables. Les entreprises affirment en outre que des durées de vie prolongées des centrales nucléaires pourraient entraîner la diminution des prix de l'électricité.

Selon l'Institut économique cependant, une "sortie de la sortie" n'aurait pas cet effet escompté de réduction des prix. La décision de sortie du nucléaire prise en 2002 donnerait selon l'expertise un plan d'action transparent, qui conduirait à une propension aux investissements accrue et ainsi à un "amortissement à moyen ou long terme de la hausse des prix de l'électricité." Au contraire, l'absence de sûreté liée à un rallongement des durées de vie des centrales nucléaires "conduirait vraisemblablement à un processus de modernisation mitigé et ainsi plutôt à une augmentation des prix de l'électricité".

BE Allemagne numéro 443 (1/07/2009) - Ambassade de France en Allemagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59791.htm

En 2008, l'énergie solaire a connu une année de croissance sans précédent en Suisse.

Les ventes de capteurs solaires photovoltaïques ont doublé entre 2007 et 2008, quand celles du solaire thermique ont affiché une croissance de 66%.

2008 était une année record, qui a vu 11 000 propriétaires s'équiper au cours de l'année, et 110 000 mètres carrés de nouveaux capteurs. 1 nouvelle maison familiale sur 4 est équipée de systèmes de production d'eau chaude ou d'électricité solaire.

Ces chiffres proviennent de l'association de professionnels Swissolar, qui ajoute que 1 500 nouveaux emplois ont été créés. L'association s'attend à une nouvelle année de croissance à deux chiffres, mais indique que les capacités du secteur sont insuffisantes pour répondre à la demande.

Elle demande donc un soutien de la confédération suisse, à travers le 3ème paquet conjoncturel. Celui-ci pourrait concerner 2800 nouveaux projets actuellement en attente, pour une valeur de 700 millions de francs.

La ville de Güssing, dans le sud-est de l'Autriche, a inauguré la semaine dernière une centrale de gazéification du bois d'1 MW. Une étape supplémentaire pour la ville, qui produit davantage d'énergie qu'elle n'en consomme.

La nouvelle centrale produira 100 m3 de gaz par heure, à partir de copeaux de bois. Le biogaz sera soit consommé sur place pour le chauffage urbain, ou alimentera des centrales électriques ou des véhicules. Le projet a représenté 8 millions d'investissement.

Depuis une vingtaine d'années, le développement de la petite ville repose sur les énergies renouvelables, avec le soutien du centre européen pour les énergies renouvelables, et grâce au financement de l'UE. La biomasse (maïs, colza, déchets agricoles, bois) et le solaire, offrent 6 MW de capacité, à travers une série de petites centrales.

La production annuelle de la ville s'élève à 120 millions de kWh de chauffage et 45 millions de kWh d'électricité. Soit davantage que ce que recquièrent les habitants. La vente du courant rapporte 6,7 millions d'euros annuellement.

A la veille de la conférence d'experts, l'UFC Que Choisir estime que la future taxe carbone s'apparenterait à une "taxe sociale appliquée au secteur de l'énergie".

Dans un communiqué, l'association de consommateurs exprime son inquiétude concernant le l'installation du débat relatif à la taxe carbone.

Selon elle, la question cruciale de l'efficacité concrète du 'signal prix' est largement éludée et, surtout, la tentation est grande d'utiliser la taxe carbone payée par les consommateurs pour diminuer les charges sociales.

L'UFC s'appuie sur les documents officiels qui introduisent la conférence d'experts. Elle pointe le silence de l'Ademe et du Livre Blanc concernant la question de l'elasticité des prix de la consommation d'énergie. Les experts publics semblent considérer comme acquis le fait qu'augmenter le prix des énergies par le biais d'une taxe va amener les ménages à baisser de façon significative leur consommation.

Un postulat qui ne convainc pas l'association : lors de son intervention, elle mettra en avant que durant la période du choc pétrolier, la consommation de carburant n'a diminué que de 3 ou 4 % et la demande de gaz a continué de croître. Il a fallu l'entrée en récession pour que la consommation de carburant diminue réellement alors même que les prix chutaient, indique le communiqué : "Il est ainsi probable que la taxe carbone peine à influer sur les comportements et provoque surtout une forte hausse des dépenses."

Des déclarations du Président de la République au Congrès de Versailles, au Livre blanc ministériel, tout montre que le gouvernement veut « compenser » la taxe carbone par une baisse des charges sociales, ajoute l'UFC. "Dans ce schéma, le consommateur est le grand perdant puisqu'il va payer plus cher son énergie et que la baisse des charges sociales risque fort d'être peu répercutée dans les prix."

Ce dispositif surtaxerait donc la consommation pour abaisser le coût du travail. Selon l'UFC, il s'agit d'une TVA sociale appliquée au secteur de l'énergie.

L'Association de consommateurs affiche en revanche son soutien à la proposition de la Fondation Hulot : en redistribuant le produit de la taxe sous la forme d'un « chèque vert » uniforme à tous les particuliers, le dispositif assurerait un retour équitable pour les consommateurs tout en maintenant une vocation incitative.

Un dispositif qui serait collectivement neutre pour les consommateurs : le ménage économe en énergie serait récompensé parce que la taxe qu'il devra acquitter sera inférieure au chèque vert, tandis que le ménage énergivore paierait une taxe supérieure au chèque vert. Il serait cependant nécessaire d'élaborer des aménagements pour les ménages particulièrement captifs (milieu rural par exemple) dont une surtaxation serait injuste et improductive, prévient-t-elle.

Première grande opération d’épargne d'une entreprise industrielle ouverte au public depuis plusieurs années, l'emprunt lancé le 17 juin dernier par EDF auprès des particuliers, a suscité une large adhésion et a permis à l'entreprise de collecter en deux semaines plus de 2,5 milliards d'euros.

Le montant de cette souscription, qui dépasse les attentes, conduit EDF à avancer de quelques jours la clôture de cette opération.

Les particuliers pourront ainsi souscrire jusqu’au lundi 6 juillet prochain inclus dans toutes les agences bancaires et chacun recevra le nombre d’obligations qu’il aura demandé sans plafonnement.

Il est rappelé que cet emprunt, d’une durée de 5 ans, sera rémunéré annuellement à un taux d’intérêt fixe de 4,5 % avant prélèvements fiscaux et sociaux. La date de règlement de l’opération demeure fixée au 17 juillet 2009. L’intégralité du capital souscrit sera reversée au terme de l’emprunt et le premier versement des intérêts interviendra le 19 juillet 2010.

Pour Pierre Gadonneix, Président Directeur Général d’EDF : "Ce succès témoigne du formidable attachement des Français à EDF et de leur confiance dans le premier investisseur industriel du pays. Je remercie chaleureusement toutes celles et tous ceux qui, en souscrivant à cet emprunt, vont permettre à EDF de préparer l’avenir en continuant à investir en France en particulier dans le nucléaire et les énergies renouvelables pour contribuer à sécuriser l’approvisionnement énergétique de demain."

La compagnie Infinite Power Solutions (IPS) a développé une nouvelle gamme de batteries ultra-minces d'une durée de vie de 10 000 cycles (charges / décharges).

Les batteries "thin-film" rechargeables offriraient la même densité d'énergie que les batteries classiques avec une puissance de sortie similaire aux supercondensateurs.

En l'absence de liquide, les batteries peuvent être rechargées et donc réutilisées sur une période plus longue sans besoin d'entretien. L'entreprise affirme que la MEC perd uniquement 1% de sa capacité de charge sur un an en mode veille.[BRK1]

Elle peut être intégrée comme unité de stockage dans des applications de génération d'énergie (solaire, cinétique et thermoélectrique).

Le modèle MEC101 propose une superfice de 6,5cm2 (2,54 x 2,54 cm) et la MEC120 de 3,23cm2 (2,54 x 1,27). La cathode est en Lithium Cobalt Oxide (LiCoO2) et l'anode en Lithium métal (Li) ; Ensemble, elles forment une batterie rechargeable de 4V.

Deux modèles sont disponibles à l'heure actuelle (MEC101 ; MEC120) avec une capacité allant jusqu'à 1.0mAh et 0.4mAh. Les deux autres modèles seront proposés plus tard cette année (0.2mAh et 2.5mAh).

[BRK2]

Les tarifs réglementés du gaz ne baisseront pas cet été, a confirmé Hervé Novelli, secrétaire d'Etat à la Consommation.

Le secrétaire d'Etat a mis en avant la volatilité des cours du pétrole : "En quelques mois, on peut passer d'une baisse vertigineuse à une ascension vertigineuse", a-t-il argué.

"Il me semble logique qu'après une baisse de 12% en avril, nous entretenions une pause durant cet été pour voir comment apprécier" les variations du prix du baril, a-t-il justifié au micro de RMC.

Les tarifs réglementés du gaz sont indexés sur le cours du baril. Ils sont revus tous les 3 mois en fonction des 6 mois précédents.

Ces derniers jours, l'association de consommateurs CLCV avait réclamé une baisse de 20% des tarifs réglementés du gaz. Selon elle, la baisse appliquée en avril n'a pas suffit à rattraper l'écart entre le prix du gaz et celui du pétrole. "les prix du pétrole brut ont (...) retrouvé leur niveau du début de l'année 2005 alors que le prix du gaz, lui, est toujours supérieur de près 40% à ce qu'il était à cette époque".

Patrice Lambert, analyste chez CM-CIC, estime que le prix du gaz aurait dû baisser de 3,5% au 1er juillet, rapporte l'AFP.

Concernant l'électricité, Hervé Novelli a assuré qu'il n'y avait "aucune raison qu'il y ait une mauvaise surprise" pour les consommateurs, en dépit des demandes d'EDF.

Le rendement des cellules photovoltaïques (PV) est déterminant pour le succès de la production d'électricité à partir de la lumière solaire.

Des systèmes concentrant la lumière 400 fois dans les cellules PV grâce à des lentilles optiques se montrent particulièrement avantageux. Grâce à cette technologie de concentration, les matériaux semi-conducteurs peuvent être remplacés par des systèmes à lentilles meilleur marché, et le rendement est ainsi amélioré.

Le physicien Marc Steiner (en photo) de l'Institut Fraunhofer des systèmes énergétiques solaires (ISE, [1]) à Fribourg a démontré dans son mémoire de maîtrise une possibilité d'augmenter encore l'efficacité de telles cellules PV à concentration : l'interconnection des couches semi-conductrices exerce une influence déterminante. Le nouveau programme de simulation développé par Marc Steiner permet d'optimiser la structure et la disposition des grilles de contact métalliques.

De ses calculs ont découlé des rendements de cellules PV à concentration jamais atteints jusqu'à présent. Pour son mémoire de fin d'étude "Minimisation des pertes de résistance en série dans des cellules solaires III-V [2] avec l'aide d'une simulation réseau-SPICE", Marc Steiner s'est vu décerner le deuxième prix Hugo Geiger lors de l'assemblée annuelle de la société Fraunhofer le 23 juin 2009.

[1] ISE : Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme

[2] Semi-conducteurs de type III-V : semi-conducteurs de Ga0.35In0.65P/Ga0.83In0.17As avec des substrats de Gallium-Arsenic ou de Germanium



BE Allemagne numéro 443 (1/07/2009) - Ambassade de France en Allemagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59790.htm

L'Allemagne, le Royaume-Uni et la France se placent en tête des pays du G8 en termes de politique de lutte contre le changement climatique, selon le dernier baromètre du WWF.

Le rapport « G8 climate Scorecards » du WWF et d'Allianz classe les huit pays les plus industrialisés et évalue les cinq pays en développement les plus importants par rapport à leur politique de lutte contre le changement climatique.

Selon le rapport, malgré certains efforts, les actions restent toutefois insuffisantes pour mettre le monde sur la voie d’une économie sobre en carbone.[BRK1]

Il apparaît qu’il manque un réel meneur parmi les nations notées, estime le WWF, bien que l’Allemagne affiche quelques améliorations. En revanche, le Canada ou la Russie ont totalement échoué au test, pointe l'organisation.

Bien que l’Allemagne, le Royaume Uni et la France ont déjà atteint leurs objectifs de Kyoto, leur
performance de long terme n’est pas jugée suffisante pour limiter la hausse de la température mondiale à moins de 2°C.

Les Etats-Unis passent du dernier rang à la septième place grâce aux initiatives pour le climat prévues ou annoncées jusqu’ici par l’administration Obama. La Russie est elle aussi à la traîne, et l’Italie et le Japon sont moins bien classés que dans les éditions précédentes.

Dans la préface du rapport, James Leape, directeur du WWF et Joachim Faber, membre du Directoire d’Allianz, appellent les nations à mener des actions immédiatement et à contribuer à sceller un bon accord à Copenhague. « Alors qu’on trouvera probablement le moyen de renflouer la crise financière, aucune somme d’argent ne permettra de sauver la planète une fois que le changement climatique aura franchi son seuil critique » ont déclaré James Leape et Jaochim Faber.

« C’est pourquoi, il est crucial de limiter l’augmentation de la température en dessous de 2°C par rapport au niveau pré-industriel ».

Le « G8 Climate Scorecards 2009 » mesure les performances et tendances dans des domaines tels que l’évolution des émissions de gaz à effet de serre depuis 1990, la distance par rapport à l’objectif de Kyoto, la part d’énergies renouvelables et l’efficacité des politiques climatiques.

L’évaluation est basée sur les améliorations effectuées depuis 1990, le niveau actuel des émissions et les politiques prévues pour le futur.

Extrait du rapport traduit en français « Baromètre Climat du G8, 2009 »

Rapport intégral en anglais, « G8 Climate Scorecards 2009 » [BRK2]

GDF-Suez, Total et la société nationale Socar ont signé un contrat d’exploration, de développement et de partage de production pour le bloc offshore d’Absheron, situé dans la partie azerbaïdjanaise de la mer Caspienne.

GDF Suez a acquis 20% de ce contrat, Total et la société nationale Socar, en détiennent une participation de 40% chacun.

La licence, opérée par Total, est en phase d’exploration et contribuera, en cas de succès, à l’augmentation des réserves du groupe GDF SUEZ de manière significative. Cette acquisition en Azerbaïdjan s’inscrit dans la stratégie de croissance des réserves prouvées et probables du Groupe, qui s’élevaient à 704 millions de barils équivalent pétrole fin 2008.

L’Azerbaïdjan dispose d’importantes réserves d’hydrocarbures, estimées à 7 milliards de barils équivalent pétrole et à plus de 1 200 milliards de m3 de gaz naturel, provenant notamment du champ géant de Shah Deniz. Le pays est un exportateur important de pétrole et de gaz vers les marchés européens et internationaux.

En 2008, l'énergie solaire a connu une année de croissance sans précédent en Suisse.

Les ventes de capteurs solaires photovoltaïques ont doublé entre 2007 et 2008, quand celles du solaire thermique ont affiché une croissance de 66%.

2008 était une année record, qui a vu 11 000 propriétaires s'équiper au cours de l'année, et 110 000 mètres carrés de nouveaux capteurs. 1 nouvelle maison familiale sur 4 est équipée de systèmes de production d'eau chaude ou d'électricité solaire.

Ces chiffres proviennent de l'association de professionnels Swissolar, qui ajoute que 1 500 nouveaux emplois ont été créés. L'association s'attend à une nouvelle année de croissance à deux chiffres, mais indique que les capacités du secteur sont insuffisantes pour répondre à la demande.

Elle demande donc un soutien de la confédération suisse, à travers le 3ème paquet conjoncturel. Celui-ci pourrait concerner 2800 nouveaux projets actuellement en attente, pour une valeur de 700 millions de francs.

Le rendement des cellules photovoltaïques (PV) est déterminant pour le succès de la production d'électricité à partir de la lumière solaire.

Des systèmes concentrant la lumière 400 fois dans les cellules PV grâce à des lentilles optiques se montrent particulièrement avantageux. Grâce à cette technologie de concentration, les matériaux semi-conducteurs peuvent être remplacés par des systèmes à lentilles meilleur marché, et le rendement est ainsi amélioré.

Le physicien Marc Steiner (en photo) de l'Institut Fraunhofer des systèmes énergétiques solaires (ISE, [1]) à Fribourg a démontré dans son mémoire de maîtrise une possibilité d'augmenter encore l'efficacité de telles cellules PV à concentration : l'interconnection des couches semi-conductrices exerce une influence déterminante. Le nouveau programme de simulation développé par Marc Steiner permet d'optimiser la structure et la disposition des grilles de contact métalliques.

De ses calculs ont découlé des rendements de cellules PV à concentration jamais atteints jusqu'à présent. Pour son mémoire de fin d'étude "Minimisation des pertes de résistance en série dans des cellules solaires III-V [2] avec l'aide d'une simulation réseau-SPICE", Marc Steiner s'est vu décerner le deuxième prix Hugo Geiger lors de l'assemblée annuelle de la société Fraunhofer le 23 juin 2009.

[1] ISE : Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme

[2] Semi-conducteurs de type III-V : semi-conducteurs de Ga0.35In0.65P/Ga0.83In0.17As avec des substrats de Gallium-Arsenic ou de Germanium



BE Allemagne numéro 443 (1/07/2009) - Ambassade de France en Allemagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59790.htm

Dans le cadre du projet national "863" du onzième plan quinquennal chinois, la construction d'un système de centrales photovoltaïques de plusieurs Megawatts constitue un jalon important.

L'objectif du projet est de construire des centrales photovoltaïques de 3 types différents, l'un permettant une harmonisation avec l'architecture et le paysage urbaine (Building Integrated PhotoVoltaics ou BIPV), le second destiné à être exploité dans les déserts et le troisième mettant à profit la focalisation du rayonnement solaire. Ce projet sera développé à Shanghai, Yiwu (province du Zhejiang), Wuwei (province du Gansu), Xichang (province du Sichuan) et Yangbajing (Tibet) ...

Actuellement, des centrales photovoltaïques de type BIPV ainsi que de grandes centrales de type "désert" ont été construites successivement à Yiwu, avec la plus grande centrale photovoltaïque chinoise de 1,295 MW, à Shanghai, avec une centrale photovoltaïque de 1,028 MW de type BIPV et à Wuwei, où existe une centrale photovoltaïque de 500 kW dans le désert.. La plus grande centrale est en construction pour l'exposition universelle de Shanghai en 2010.

Dans une région exposée, une centrale photovoltaïque peut produire près de 1,8 million de kilowatts heure d'électricité par an, soit 45 millions KWh d'électricité pendant sa durée de vie (25 ans) et permettre d'économiser 17794 tonnes de charbon, et réduire ainsi les émissions de CO2 de 46264 tonnes, de dioxyde de soufre de 427 tonnes et de dioxyde d'azote de 125 tonnes.

Le gouvernement chinois met en place une série de mesures pour favoriser le développement du photovoltaïque. Certains grands projets sont en préparation. Un appel à projet a été lancé par la Commission Nationale pour le Développement et la Réforme (NDRC) pour la centrale photovoltaïque de 10 MW de Dunhuang dans le Gansu. Le gouvernement local de la province du Qinghai souhaite fonder le plus grand parc photovoltaïque d'ici 2015, incluant la création d'une centrale de 20 MW à Xining, et un parc de type "désert" de 30 MW dans la région de Sanjiangyuan.

BE Chine numéro 70 (24/06/2009) - Ambassade de France en Chine / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59675.htm

Le groupe Strategeco Solar Eneovia a annoncé avoir obtenu le financement bancaire de 1,45 million d'euros nécessaire à la construction de deux centrales solaires installées sur les toitures d'entrepôts de 2500 mètres carré dans les Pyrénées.

L'ensemble des autorisations administratives lancées en 2008 étant toutes obtenues, les travaux de construction des deux bâtiments et des centrales solaires photovoltaïques d'une puissance cumulée de 260 Kwc débuteront cet été.

Ces équipements appartiennent au groupe Strategeco Solar qui prévoit de générer environ 200.000 euros de revenus annuels récurrents pendant 20 ans pour ces réalisations.

Les entrepôts seront loués à une municipalité située dans le département de l'Aude pour le stockage du matériel communal.

Pour rappel Strategeco Solar a levé 1,34 million d'euros le 15 juin 2009 pour mener à terme 1,5 mégawatts supplémentaires de construction de nouvelles centrales solaires photovoltaïques pour son compte propre.

La plupart des adultes sont conscients des dangers liés à une exposition excessive aux rayons ultraviolets (UV) du soleil. A l’occasion de grands déplacements, les passagers les plus exposés sont les enfants, les personnes âgées et les animaux.

Pourtant, moins de 5% des véhicules français sont à ce jour équipés de film solaire pour protéger leurs passagers des risques liés aux UV et à la chaleur solaire, face auxquels les vitres standard des véhicules n’ont aucun effet.

En prévision des grandes vagues de chaleur, Solar Gard annonce le lancement en France de nouveaux films de protection solaires. Les films Solar Gard Ultra Performance sonts recouverts d’une finition composée de nanoparticules dans laquelle des millions de microscopiques particules travaillent ensemble pour intercepter les rayons infrarouges émis par le soleil, Au final, 99% des UVA et UVB sont ainsi bloqués et jusqu’à la moitié de l’énergie solaire est rejetée, permettant de conserver dans l’habitacle de la voiture une température fraîche et constante. Au delà du confort, ceci permet avant tout de réduire l’utilisation de l’air conditionné et ainsi diminuer la consommation de carburant.

"C’est un peu comme si vous aviez un écran total permanent et invisible sur votre voiture", explique Lawrence Constantin, Regional Manager EMEA Solar Gard. "La plupart des automobilistes français ne pensent pas à protéger leurs enfants avec de la crème solaire lorsqu’ils se trouvent en voiture, alors que les dangers liés aux UV existent, y compris durant le voyage. Les films Solar Gard pour vitrages automobiles sont l’une des meilleures méthodes pour protéger sa famille du soleil tout en gardant la fraîcheur du véhicule."

Les films de protection solaires Solar Gard à base de nanotechnologies ne provoquent aucune interférence avec les signaux électroniques de la navigation satellite, les outils de contrôle du véhicule, les téléphones portables ou encore la radio.

Disponibles dans six teintes différentes, ces films Solar Gard répondent aux obligations légales locales.

Photon Technologies, filiale d'EDF ENR, inaugurera prochainement une centrale solaire de 126 kWc en toiture du nouveau centre d'élevage de Poisy, en Haute-savoie.

Le Centre d’Élevage de Poisy, plateforme de formation, de recherche & développement, de contrôle et de promotion de la filière lait en Rhône-Alpes, finalise un vaste programme de rénovation débuté en 2001. Dans le cadre de ce projet, le centre a choisi d’installer une centrale solaire intégrée en toiture d’une superficie de 980 m2 répartie sur trois bâtiments. Cet équipement se compose de 738 panneaux de silicium monocristallin pour une puissance installée de 126 kWc.

Le centre est également équipé d’une citerne de récupération des eaux de pluie d’une capacité de 120 m3 et d’une station de traitement des eaux par filtre roseaux.

La centrale produira environ 134 000 kWh/an, soit l’équivalent de la consommation électrique d’une cinquantaine de foyers (hors chauffage et eau chaude sanitaire). Cette production génèrera une recette d’environ 80 000 ? par an, prévoit la société. Sur le plan environnemental, l’énergie produite permettra d’éviter le rejet de 45 tonnes de CO2/an dans l’atmosphère soit l’équivalent de 300 000 km en voiture.

Photon Technologies est une filiale à 51 % d’EDF ENR, créée en 2006. Elle enregistrait 35 M? de chiffres d'affaires en 2008 et plus 80 000 m2 de panneaux solaires déjà installés auprès des particuliers, des entreprises et des agriculteurs.

L’énergie solaire photovoltaïque est prête à devenir une ressource majeure et concurrentielle sur le marché de l’électricité en Europe : c’est la conclusion de l’ambitieuse étude menée par l’EPIA (European Photovoltaic Industry Association) en collaboration avec A.T. Kearney, le cabinet-conseil en management stratégique.

Le rapport « SET For 2020 » explore les différents scénarios de déploiement possibles. Dans les conditions actuelles du marché, l’énergie photovoltaïque fournirait entre 4% et 6% des besoins de l’Europe en électricité à l’horizon 2020. Toutefois, si des conditions plus favorables étaient établies par les décideurs européens, les régulateurs et le secteur de l’énergie au sens large, l’électricité photovoltaïque pourrait satisfaire jusqu’à 12% de cette demande : une hausse considérable au regard de la part inférieure à 1% constatée aujourd’hui.

"Dès l’année prochaine, la production d’électricité photovoltaïque sera déjà compétitive dans une partie de l’Europe du Sud" précise le Dr. Winfried Hoffmann, Président de l’EPIA. "L’étude montre qu’avec le scénario des 12%, l’électricité photovoltaïque serait compétitive par rapport aux autres sources d’énergie pour 75% du marché européen de l’électricité d’ici 2020, sans subventions ou autres formes d’aides extérieures".

Basée sur un ensemble sans précédent de faits, de chiffres et d’analyses, l’étude démontre qu’en stimulant la part de l’énergie photovoltaïque, l’Europe et son tissu économique peuvent en tirer une source de bénéfices considérables. En matière d’énergies renouvelables, l’électricité photovoltaïque est en effet la technologie dont la croissance est la plus rapide. Et l’on s’attend à ce que ses coûts baissent plus vite que ceux des autres sources d’énergie.

"L’Europe doit désormais reconnaître le rôle important que l’électricité photovoltaïque peut jouer pour lui permettre d’atteindre ses objectifs de production d’énergies renouvelables", affirme Adel El Gammal, le Secrétaire Général de l’EPIA. « L’industrie photovoltaïque est résolument engagée à offrir l’accès à une technologie énergétique à la fois durable et compétitive à grande échelle. Nous en appelons aux décideurs politiques, aux régulateurs et aux acteurs du secteur de l’énergie pour que, dès aujourd’hui, ils soutiennent le déploiement du photovoltaïque".

[DEVIS|14]

En juillet prochain sera lancé à Munich le consortium Desertec, qui réunira parmi les groupes industriels les plus importants d'Allemagne. Son objet : poser les premiers jalons d'un projet pharaonique de production d'énergie solaire dans le désert africain.

Le projet Desertec pourrait répondre à 15% de la demande énergétique européenne, pour un investissement évalué à 400 milliards d'euros, dont 50 employés à la mise en oeuvre d'un réseau électrique jusqu'en Europe.

Un tel projet pourrait être mis en place en l'espace de 10 ans, estime-t-on à l'Institut de thermodynamique technique du centre aéropspatial allemand (DLR). Les plans concrets pourraient être proposés dans les deux à trois ans.

Desrrière ce projet figure l'idée que les déserts reçoivent suffisamment d'énergie pour alimenter l'humanité en énergie pour une année entière, en seulement 6 heures.

La centrale de Desertec pourrait recouvrir plusieurs milliers de kilomètres carrés de miroirs paraboliques, pour ptroduire de la vapeur d'eau. L'électricité produite par turbinage serait acheminée vers l'Europe, alimenterait les industries locales, ou les centrales de dessalinisation.

La fondation Desertec, initiée par le Club de Rome, réunira des groupes tels que la Deutsche Bank, E.ON, RWE et Siemens, plusieurs ministères allemands et des représentants de la Commission européenne.

Le producteur indépendant d’électricité photovoltaïque Sun'R a annoncé hier avoir réussi une levée de fonds réalisée dans le cadre de la loi Tepa auprès des redevables à l’ISF.

Sun’R Invest 2 a ainsi recueilli près de 10,3 millions d'euros au terme de l’offre publique lancée en mars 2009 et clôturée le 25 mai dernier.

Par ailleurs et afin de répondre aux demandes de quelques investisseurs intervenues après la période de souscription, une levée complémentaire de 1 million d’euros a été réalisée en direct au travers de la PME photovoltaïque, Sun’R Investissement 2009.

Le montant final de l’opération s’élève donc à près de 11,3 millions d’euros réinvestis dans 12 PME de production d’électricité photovoltaïque.

Les fonds collectés doivent permettre de financer l’installation de plus de 10 MWc répartis sur plusieurs dizaines de nouvelles centrales solaires photovoltaïques majoritairement intégrées au bâti de surfaces industrielles, agricoles et commerciales. Ces projets photovoltaïques dont Sun’R a d’ores et déjà sécurisé le foncier, seront mis en chantier dans les prochains mois.

JMB Energie, producteur d'électricité solaire et éolienne et Aehlios Installation, installateur de toits solaires photovoltaïques, annoncent la signature d'un contrat d'installation de 11 centrales solaires photovoltaïques d'une puissance totale de 3 MWc.

Les projets, financés et exploités par JMB Energie, sont tous situés dans la région de Béziers. L'énergie produite par l'ensemble de ces centrales représentera l'équivalent de la consommation de 1 000 foyers, et permettra l'économie de 36 000 tonnes de CO2 sur 20 ans, avancent les deux sociétés.

Les chantiers démarreront en août, et s'échelonneront sur 6 mois environ. Ils représentent plus de 10 000 de travail, et emploieront une bonne vingtaine d'ouvriers-poseurs d'Aehlios Installation a cours des six mois à venir.

JMB est spécialisée dans l'installation de toits solaires intégrées dans le tissu local. Ces toits solaires viennent se substituer à d’anciennes toitures conventionnelles tout en assurant l’étanchéité et la production énergie renouvelable.

Pour Jean-Marc Bouchet, Président de JMB Energie, le choix de Aehlios Installation s'est fait surla mise à disposition de "d'équipes qualifiées nombreuses et performantes, localisées à proximité de nos projets. Cela représente pour nos projets un gage de sécurité quant aux délais de réalisation, et nous garantit de surcroit une grande rapidité de réaction si nécessaire", précise-t-il.

La commune de Chaillac, dans le département de l'Indre, s'apprête à lancer la construction d'une centrale solaire de 4,4 MW.

Le chantier devrait débuter à la fin du mois, et durer quatre mois.

Pour cette première phase du projet, quelques 50 000 panneaux solaires seront installés sur 12,5 hectares du site industriel de la Barytine. Les capteurs mesurent 1,20 m de haut et 80 cm de large. Ils seront inclinés à 25 degrés et alignés à la manière de pieds de vigne, précise la République du Centre.

Le projet est mené par Eco Delta Développement, qui investit 50 millions d'euros. A terme, ce sont 200 000 capteurs qiu pourraient être implantés sur un trentaine d'hectares. Pour la commune, le projet représente une manne de 300 000 euros de taxe professionnelle par an.

Le gouvernement indien vient de détailler un vaste programme de développement de ses capacités de production d'énergie solaire.

En 2050, l'Inde devra disposer de 200 GW de capacités installées, en passant par des étapes de 1 GW en 2012 et 20 GW en 2020. Dans un premier temps, une première phase de 100 MW de panneaux sera installée sur les bâtiments du secteur public. Le pays assurera la promotion des centrales photovoltaïques à une échelle industrielle et implantera sur son territoire des capacités de production de modules. Il s'agira de produire 2 GW de modules polycristallins par an, grâce à deux ou trois sites de production.

Pour atteindre ces objectifs, le gouvernement compte investir 20 milliards de dollars sur les trente prochaines années. Environ 1 milliard de dollars seront investis dans les 5 ans, estime le cabinet Barclays.

La 7ème ville du Michigan teste actuellement un nouveau système de parcmètre solaire.

Baptisé "e-parc", l'installation a été implantée dans le centre ville d'Ann Arbor (115 000 habitants) et couvre environ 150 places de stationnement.

Le parcmètre via son écran et son clavier demande à la personne de saisir le numéro de l'emplacement où est positionné le véhicule, ainsi que le temps de stationnement désiré. En plus de pouvoir payer avec la carte de crédit (Cf Monéo en France), l'automobiliste aura la possibilité d'utiliser son téléphone portable ou une autre borne de parking pour augmenter son temps de stationnement.

Ces nouvelles fonctions offrent des perspectives intéressantes, notamment en termes de statistiques sur le niveau d'activité de chaque emplacement.

Enfin, même si les parcmètres sont alimentés à l'énergie solaire, ils ont la capacité de fonctionner par temps couverts.

Le principal acteur français des chaufferies biomasse dans l’industrie, NextEnergies va voir entrer dans son capital, Frey Nouvelles Energies, une filiale de la Compagnie Financière Frey.

Déjà présent sur les filières du photovoltaïque, de l’éolien et du biogaz, ce rapprochement permet à Frey Nouvelles Energies de s’engager dans le secteur de la biomasse, première énergie renouvelable utilisée en France, représentant plus de la moitié de l’énergie verte produite dans l’hexagone.

NextEnergies, fondée en 2006 par Jorge Boucas et David Sineau, a réalisé les deux plus importantes chaufferies biomasse dans le secteur industriel : la première de 20 MW chaleur équipe la laiterie Ingredia située à Saint-Pol-sur-Ternoise (62) ; la seconde, de 15 MW chaleur, mise en place dans la coopérative Isigny-Sainte-Mère (14). En valorisant les sous-produits végétaux (connexes de scieries, palettes cassées, rémanents forestiers…), ces deux centrales biomasse produisent de la vapeur principalement utilisée pour la déshydratation du lait. A elles seules ces installations évitent le rejet dans l’air de plus de 45 000 tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent des émissions annuelles des véhicules d’une ville de plus de 20 000 habitants.

"La finalisation de cette prise de participation - à terme majoritaire - dans NextEnergies doit avoir lieu dans les jours à venir. Pour Frey Nouvelles Energies c’est une très belle opportunité de diversification de son portefeuille d’activités, la biomasse étant une énergie importante en France. Suite aux dernières déclarations de Monsieur Nicolas Sarkozy, Président de la République, elle devrait davantage se développer dans les années à venir. Avec NextEnergies nous avons à faire à une vraie équipe de professionnels qui se différencie de ses concurrents par sa capacité à proposer aux meilleures conditions des projets bois-énergies dans leur globalité. A plusieurs reprises, nous avons été sollicités sur des projets biomasse en France métropolitaine, en Guyane et en Nouvelles Calédonie. Aujourd’hui, avec cette prise de participation dans NextEnergies, nous allons pouvoir y répondre.", précise Arthur Rozen, Président de Frey Nouvelles Energies.

L'Institut solaire de Jülich (SIJ, [1]) de l'école supérieure spécialisée (FH) d'Aix-la-Chapelle va débuter prochainement une étude de faisabilité pour la construction d'une tour solaire thermique en Algérie - dont elle partagera la responsabilité avec la société IATech, filiale de la compagnie des centrales de Munich (KAM, [2]), et le Centre allemand de recherche aérospatiale (DLR, [3])

L'installation devrait être entre deux et cinq fois plus grande que l'installation pilote de Jülich et devrait fonctionner selon le même principe technique. Le SIJ réalise cette étude de faisabilité sur la demande du gouvernement algérien et avec le soutien du Ministère fédéral de l'environnement, de la protection de la nature et de la sécurité nucléaire (BMU).

Le gouvernement algérien poursuit l'objectif, avec la construction d'une telle installation, de développer l'économie nationale, qui s'appuie actuellement et à long terme essentiellement sur des recettes liées au pétrole et au gaz, pour la transformer en une économie durable et solide s'appuyant sur le solaire. Dans le cadre de l'étude, à côté de la production d'électricité, la faisabilité d'intégrer des procédés supplémentaires dans l'environnement de la centrale solaire sera analysée, comme la réfrigération solaire, le traitement de l'eau et le dessalement de l'eau de mer, ainsi que la production de chaleur industrielle solaire. L'étude devrait aussi avoir une influence sur le concept d'un centre de formation professionnelle en énergies renouvelables qui doit être érigé au voisinage de la centrale.

"Avec cette commande, nous avons démontré, avant la mise en activité officielle de la centrale solaire de Jülich, que la construction de la tour solaire thermique était le pas stratégique adéquat pour placer la technologie des tours solaires, développée par les institutions économiques et de recherche allemandes, sur le marché d'avenir que constitue l'Afrique du Nord", selon le Prof. Bernhard Hoffschmidt , directeur du SIJ. La première étape dans cette direction est la signature d'un contrat de coopération de longue durée entre le gouvernement algérien et le SIJ.

[1] SIJ : Solar-Institut Jülich
[2] KAM : Kraftanlagen München GmbH
[3] DLR : Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V.

BE Allemagne numéro 440 (10/06/2009) - Ambassade de France en Allemagne / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59458.htm

Le Pays de Galles a lancé le projet " Grassohol " qui vise à transformer les plantes fourragères (ray-grass) en production d'éthanol destiné aux véhicules.

Ce programme de recherche a pour objectif de mettre au point des procédés commercialement et économiquement viables permettant de fabriquer de l’éthanol à partir de ray-grass pluriannuel, la plante fourragère la plus communément semée au Royaume-Uni et habituellement destinée à être pâturée ou ensilée.

Le ray grass est généralement cultivé en association avec du trèfle blanc, qui fixe l’azote dans le sol et agit comme un engrais naturel, et permet de ce fait de minimiser les coûts de production, tout en réduisant les émissions de gaz à effet de serre générées par la fabrication d’engrais de synthèse. Les chercheurs s’attacheront à mettre en évidence les meilleures méthodes d’extraction et de fermentation des sucres, ainsi que les techniques permettant d’obtenir des rendements et des taux de production d’éthanol maximum.

D’après Joe Gallagher, de l’IBERS, le ray-grass constitue une solution beaucoup plus durable, qui ne remet pas en cause les intérêts de l’industrie alimentaire. "Le ray-grass est parfaitement adapté à nos conditions climatiques et à nos sols. Sa culture d’affectera ni les paysages écologiquement sensibles ni la biodiversité, et il a une teneur élevée en hydrates de carbone extractibles. Toutes ces qualités associées en font une plante très intéressante pour la production de bioéthanol, d’un potentiel supérieur à nombre d’autres candidats. Si un nouveau débouché rentable est trouvé pour l’herbe, les agriculteurs pourront augmenter leur production pour répondre à la demande. Techniquement, une même parcelle pourrait servir aussi bien au pâturage des animaux, à la production d’ensilage et à la production de carburant."

Selon Joe Gallagher, la production britannique de biocarburant est très limitée et l’essentiel du bioéthanol entrant dans la composition des carburants vendus actuellement au Royaume-Uni est importé. Ce bioéthanol est produit à partir de cultures qui ont avant tout vocation de nourrir la planète, comme le maïs, le blé ou la canne à sucre, ce qui représente un risque pour la sécurité alimentaire mondiale.

Au Pays de Galles, 1,04 million d’hectares, soit 62% des terres disponibles, sont occupés par des prairies permanentes et constituent donc une source de matière première, qui peut être récoltée sur plusieurs mois.

A titre d’exemple, un hectare de prairie pourrait produire jusqu’à 4 500 litres d’éthanol. Des raffineries pourraient être créées au niveau local, dans les exploitations, un peu comme cela se passe actuellement pour les coopératives vinicoles.

Les algues représentent une formidable source d'énergie pour le futur. C'est notamment ce qu'en pensent les organismes de recherche tchèques. Il s'agit du végétal qui a le plus fort taux de croissance sur Terre.

Les algues, qui n'ont pratiquement besoin que de CO2, n'entraînent aucune interférence avec la production alimentaire. Elles peuvent donc être cultivées toute l'année. De plus, leurs besoins en eau sont 99% fois moindre que ceux des plantes dites "conventionnelles". Les deux premiers facteurs placent les algues en première ligne des sources de biomasse pour la production d'énergie. En effet, elles nécessitent simplement du CO2, de chaleur et de l'eau pour leur croissance. L'apport énergétique est celui de la lumière naturelle du soleil ou, le cas échéant, d'une source de lumière artificielle de faible puissance, donc de basse consommation.

La plate-forme technologique tchèque sur les biocarburants s'efforce de coordonner la recherche pour la production de grands volumes de biomasse. Des ingénieurs chimistes et des experts dans le domaine de l'efficacité énergétique des sources lumineuses ont désormais remplacé les macro-biologistes.

Les algues sont principalement cultivées dans les zones marines. Compte tenu de la situation géographique de leur pays, les chercheurs tchèques s'intéressent aux microalgues. Il n'existe à l'heure actuelle aucune barrière à une cultivation de masse des algues, si ce n'est le niveau d'investissements et l'absence d'une technologie suffisamment développée pour une production à grande échelle.

Il y a plus de 100.000 espèces d'algues et de microalgues. Elles sont entre autres différenciées en fonction de leur adaptation aux conditions environnementales (sensibilité aux fluctuations de chaleur ou de lumière par exemple), de leur taux de croissance, du volume d'huile produit et de leur composition élémentaire. Certaines algues sont plus appropriées pour la production d'huile, alors que d'autres sont plus appropriées pour une utilisation dans les processus de gazéification ou de production d'hydrogène. Grâce à son utilisation répandue dans le domaine médical, la Spiruline est une algue bien connue. Une autre espèce étudiée est Chlorella, dont l'Institut de Microbiologie de l'Académie des sciences de la République tchèque a une vaste expérience de la culture.

La plate-forme technologique de biocarburants axe ses gros volumes de production sur ces deux algues. Les premières analyses ont confirmé l'obtention de très bons rendements avec une production de bio-gaz de 0.5 m/kg de matière sèche (0.365m/kg de méthane), ainsi qu'une utilité dans les processus de gazéification (chaleur de combustion de 23.65 MJ/kg de matière sèche ; valeur calorifique de 22,21 MJ / kg de matière sèche).



BE République Tchèque numéro 10 (23/06/2009) - Ambassade de France en République Tchèque / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59635.htm

Boeing a révélé que les biocarburants analysés au cours d’une série de vols d’essais affichent des résultats concluants par rapport au carburant issu du pétrole.

Selon cette étude intitulée "Evaluation of Bio-Derived Synthetic Paraffinic Kerosene" (Bio-SPK), des essais menés en laboratoire, au sol et en vol entre 2006 et 2009 indiquent que le comportement des carburants testés est identique, voire supérieur, à celui du Jet-A, le kérosène classique issu du pétrole. Les essais ont été effectués sur plusieurs types de moteurs d’avions de ligne en utilisant des mélanges comprenant jusqu’à 50 % de carburant de type Jet-A/Jet-A1 et 50 % de biocarburants durables.

Cette étude montre également que les mélanges de carburants Bio-SPK utilisés dans le programme d’essais en vol satisfont ou dépassent les exigences techniques applicables au carburant utilisé par l’aviation civile. Ces paramètres standard sont notamment le point de cristallisation, le point d’éclair, la densité et la viscosité du carburant.

Les tests ont révélé que l’utilisation de mélanges de carburants Bio-SPK n’avait aucun effet négatif sur les moteurs ou leurs composants. Ils démontrent également que les carburants ont un contenu énergétique par masse typiquement supérieur au kérosène issu du pétrole, ce qui pourrait permettre de réduire la consommation de carburant par kilomètre parcouru. Les carburants renouvelables issus de sources bio-dérivées sont envisagés en raison de leur aptitude à réduire les émissions de gaz carbonique.

« Ces résultats sont très valorisants », déclare Bill Glover, Directeur général en charge de la stratégie environnementale au sein de la division Aviation Commerciale de Boeing. « Tous les membres de l’équipe, issus de tous horizons industriels, travaillent d’arrache-pied pour que les carburants durables deviennent une réalité et permettent de réduire l’empreinte carbone de l’industrie aéronautique. Ces résultats montrent que nous touchons bientôt au but ».

Ce document est validé par Boeing, le groupe UOP (société du groupe Honeywell), les motoristes GE Aviation, CFM International, Pratt & Whitney, Rolls-Royce et Honeywell, ainsi que les compagnies aériennes Air New Zealand (ANZ), Continental Airlines (CAL), Japan Airlines (JAL) et Virgin Atlantic. Les essais en vol ont été effectués sur un 747-400 d’ANZ équipé de réacteurs Rolls-Royce, un 737-800 de CAL équipé de moteurs CFM et un 747-300 de JAL doté de moteurs Pratt & Whitney. De plus, GE a procédé à des essais statiques sur son site de l’Ohio et Virgin Atlantic a démontré la viabilité technique des biocarburants à haute altitude lors de son premier vol d’essai effectué début 2008.

Chaque vol d’essai a été effectué avec un mélange de carburant particulier : un carburant dérivé du jatropha pour le vol d’Air New Zealand ; un carburant à base de jatropha et d’algues pour le vol de Continental ; et un carburant mélangeant du jatropha, des algues et de la cameline pour le vol de Japan Airlines.

S’agissant des prochaines étapes, Boeing, en coopération avec UOP et le laboratoire de recherche de l’US Air Force, prépare un compte-rendu de recherche complet qui sera remis dans le courant de l’année au Comité international en charge des carburants aéronautiques de l’ASTM (American Society for Testing and Materials). Ce rapport soutiendra les initiatives prises en vue d’obtenir l’autorisation d’utiliser le carburant Bio-SPK dans des mélanges à hauteur de 50 % maximum, en vue d’en accélérer la disponibilité et l’utilisation, conformément aux objectifs industriels.

Electrabel, la filiale de GDF-Suez annonce le début de la construction d’une centrale fonctionnant à la biomasse et au charbon de 800 MW à Rotterdam, sur le site du Maasvlakte.

Ce projet représente un investissement global de 1,2 milliard d’euros et s’inscrit dans le programme d’investissement de GDF-Suez qui prévoit une enveloppe d’investissements de 30 milliards d'euros sur la période 2008 ? 2010. Il est principalement destiné à renforcer la sécurité d’approvisionnement en électricité en Europe de l'Ouest.

L’installation fonctionnera pour moitié avec de la biomasse et pour moitié avec du charbon, diminuant l’empreinte de CO2.

La centrale, construite à partir des technologies les plus récentes, offre un rendement énergétique d'environ 46%, contrairement aux centrales à charbon de l'ancienne génération limitées a un rendement d'environ 36%. Grâce à l’amélioration de rendement, plus d'électricité sera produite avec moins de combustibles fossiles, ce qui entraînera une baisse d’environ 25% des émissions de CO2.

Le site du Maasvlakte a notamment été retenu pour les possibilités qu’il offre en matière de capture et stockage du CO2 (CCS pour CO2 Capture and Storage). La centrale anticipe en effet les développements que devraient connaître ces technologies dans les prochaines années. Le groupe finalise actuellement un dossier de participation à un projet pilote industriel à grande échelle de CCS sur le site, dans le cadre du European Economic Recovery Plan.

Par ailleurs, Electrabel collabore actuellement à un projet de mise au point et d’exploitation d’une installation test de capture du CO2 ; cette installation sera opérationnelle en 2010 dans la centrale de Gelderland à Nimègue aux Pays-Bas.

La Région Picarde a officiellement lancé sa première SCIC régionale d'approvisionnement en biocombustibles pour les chaufferies collectves et industrielles.

A l’origine du développement de la filière figure la volonté conjointe du Conseil régional de Picardie et des Conseils généraux de la Somme, puis de l’Aisne et de l’Oise, de mettre en place des chaufferies fonctionnant au bois dans les lycées et collèges, en remplacement des énergies fossiles.

De plus, une chaufferie dédiée à un collège ou un lycée peut être optimisée par son raccordement à un réseau de chaleur urbain, en capacité de desservir localement l’habitat collectif, les bâtiments publics, etc. La commune devient alors l’autorité compétente pour monter ce réseau de chaleur.

Si elle est une ressource importante en Picardie, la filière bois est encore insuffisamment développée, indique la Région. Celle-ci a lancé une étude sur l’intérêt économique, technique et territorial de la mise en place de réseaux de chaleur autour des 100 lycées picards. A termes, ce sont 55 projets qui devraient être concrétisés.

Un réseau de chaleur est déjà opérationnel à Montdidier ; la construction de ceux de Laon et de Beauvais ont démarré en mars dernier. Plusieurs autres seront en fonctionnement à l’horizon 2010-2011 (Breteuil-60, Creil-60…) ; parallèlement, 17 projets sont à l’étude. Les projets ont été rendus possibles grâce aux apports financiers des fonds européens, de l’Etat, de l’ADEME et du Conseil régional, par ailleurs pilote du dispositif sur l’ensemble du territoire.

Pour la Picardie, le potentiel de développement est important : la création des réseaux de chaleur et des chaufferies bois devrait permettre de générer 800 à 1 000 emplois dans les entreprises de la construction, alors que l’exploitation nécessitera entre 150 et 200 emplois par an. A titre indicatif, à terme, sur ces premiers projets, ce sont 80 à 100 millions d’euros d’investissement, 18 millions d’euros de chiffre d’affaires annuel pour l’exploitation des réseaux de chaleur.

Cependant, les réseaux de chaleur nécessitent un approvisionnement en bio combustible au prix stable sur le long terme. La mobilisation de la ressource, le transport, la transformation et la distribution doivent être organisés. Ce n’était jusqu'à présent pas le cas en Picardie.

Le Conseil régional a donc mené un important travail de structuration et de sécurisation de la filière d’approvisionnement, avec les trois Départements de l’Aisne, l’Oise et la Somme, l’ADEME et tous les professionnels de la filière.

Ainsi le projet de SCIC Picardie énergie bois est-il né : cette Société coopérative d’intérêt collectif est particulièrement intéressante pour des projets répondant aux besoins collectifs d’un territoire et d’une filière d’activité donnée. Ainsi réunit-elle, au sein de son actionnariat, des collectivités, qui organisent la demande sur leur territoire, et les professionnels du bois, qui peuvent y répondre de façon organisée. Plus de 50 professionnels du bois sont ainsi représentés au sein de la SCIC.

L’Assemblée générale constitutive de Picardie énergie bois s'est déroulé mardi 16 juin.

La Commission européenne a fixé, avec une directive datant de 2003, un objectif intermédiaire de 5,75% d'utilisation des biocarburants dans les transports en 2010 pour arriver en 2020 à 10%.

Cet objectif a été décliné de façon différente dans chaque Etat membre, les biocarburants faisant débat notamment à cause de la concurrence avec les produits alimentaires. Pour sa part, la Suède s'est montrée encore plus ambitieuse que la Commission et a prévu la suppression des carburants fossiles dans le secteur des transports pour 2030. L'objectif de 20% d'énergies renouvelables en 2020 (tous secteurs) incite aussi les Etats membres à accomplir des efforts dans le domaine des bioénergies.

L'objectif de 10% d'énergies renouvelables en 2020 concernait au départ exclusivement les biocarburants mais l'électricité d'origine renouvelable devrait finalement être incluse dans cet objectif (jusqu'à un certain pourcentage). A titre d'exemple, l'électricité représente près de 3% de la consommation énergétique des transports en Suède, en particulier pour les trains, celle-ci étant produite essentiellement par des installations nucléaires et hydroélectriques.

Il n'y a pas de précision quant à la proportion de biocarburants qui sera importée par rapport à la production domestique pour remplir l'objectif zéro carburant fossile utilisé dans les transports en 2030. A l'heure actuelle, la Suède importe près de 80% de l'éthanol qu'elle consomme. Certains pensent qu'un marché libre favorisera les solutions les plus économiques et permettra les meilleures réductions de CO2. D'autres souhaitent voir l'instauration d'une taxe à l'importation pour favoriser la production en Suède essentiellement pour des questions de respect de l'environnement, par exemple pour prévenir la déforestation dans les pays producteurs.

Le rôle de l'Agence suédoise de l'énergie est de définir les mécanismes incitatifs adéquats pour l'atteinte des objectifs de réduction de GES. Pour accompagner et stimuler ces développements, l'Agence dispose d'un budget de R&D pour le développement de prototypes industriels prometteurs. L'ensemble de l'attribution des fonds de R&D se fait de façon concurrentielle. L'Agence de l'énergie dispose d'un budget de 200 millions SEK dédié à la R&D dans les secteurs des transports. De plus, récemment, 875 millions supplémentaires ont été attribués sur trois ans, essentiellement pour les biocarburants.

Les biocarburants utilisés pour atteindre ces 10% devront être compatibles avec la définition européenne qui impose des conditions en ce qui concerne la réduction des émissions de gaz à effet de serre que permet l'utilisation de ces biocarburants, comparée aux carburants fossiles. Actuellement, cette réduction est voisine de 35%, mais on peut envisager une exigence de 60% d'ici à 2020. Par exemple, l'unité de production de bioéthanol de Norrköping (l'une des plus importantes en Suède), affirme obtenir déjà un taux de réduction de 80% des émissions de GES. Avec le DME (diméthyle éther), on pourrait atteindre une réduction de 95%. La société Chemrec à Piteå, met, en ce moment, au point une technique de gazéification de la liqueur noire pour produire du DME testé par Volvo dans ses camions. La production devrait débuter en 2010. Ce carburant a été choisi, entre autres, car le rendement énergétique (de la conversion biomasse -> liquide) diminue quand on augmente la taille de la chaîne carbonée que l'on veut obtenir.

D'autres projets de production de biocarburants de seconde génération sont également en cours en Suède, l'Agence de l'énergie ne privilégie pas une voie de recherche particulière. Ces carburants, produits à partir de composés lignocellulosiques, pourraient par ailleurs compter double dans l'objectif fixé pour les transports. Le projet CHRISGAS vise ainsi à produire du DME à partir du bois (18 MWth) en utilisant des techniques thermochimiques. SEKAB AB, le plus important acteur du marché de l'éthanol à l'heure actuelle, poursuit ses efforts dans la voie enzymatique à Ornsköldsvik (Suède septentrionale).

L'Agence de l'énergie soutient aussi le projet GoBiGas à Göteborg qui prévoit la construction de 2 unités (100 MW en tout), produisant 800 GWh de biométhane en 2016 (utilisé entre autres comme carburants dans les véhicules). Cela sera fait à partir de biomasse cellulosique en produisant d'abord du gaz de synthèse. Le projet Värmland (100 MWth), prévoit la construction d'une unité de production de méthanol à partir du bois, ayant une capacité de 116.000 millions de litres par an. La recherche se déroule aussi dans les grandes universités : KTH, Ecole royale polytechnique (gazéification de la biomasse), Lund (éthanol de seconde génération), Umeå (troisième génération), Chalmers (biogaz, life-cycle-assesment) et Uppsala (en coopération avec l'Université des sciences de l'agriculture - SLU).

Les bioénergies sont essentiellement utilisées pour la production de chaleur (notamment pour le chauffage urbain très développé en Suède). Les bioénergies sont exonérées de taxes CO2 (qui concernent les combustibles fossiles). Cela a encouragé leur utilisation dans le secteur des transports. Une autre loi impose également aux stations services d'une certaine taille, de proposer du E85 aux usagers. Il existe aussi une aide incitative pour la construction de pompes à biogaz. Le système de certificat vert pour l'électricité (elcertifikatsystemet) fournit aussi un avantage aux bioénergies utilisées pour la production d'électricité (par exemple en cogénération). Des avantages offerts aux voitures de services classées écologiques (pas seulement des véhicules utilisant des biocarburants, mais égalemment des véhicules à faible consommation) ont aussi suscité de l'intérêt pour ces véhicules.

La tendance actuelle délaisse, par ailleurs, quelque peu l'E85, dont la Suède est la championne, pour l'E95 développé par Scania AB et SEKAB AB. L'E95 est utilisé dans des moteurs modifiés de type diesel, et permet aux véhicules lourds de rouler à l'éthanol avec une efficacité proche de celle obtenue avec le diesel.

BE Suède numéro 5 (17/06/2009) - Ambassade de France en Suède / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59529.htm

Le groupe pétrolier Maurel & Prom se tourne vers les biocarburants de deuxème génération : elle vient d'obtenir une exclusivité d'un mois sur la licence d'un procédé reposant sur la cellulose de bois.

Greenext Energy Europe SA réserve au groupe pétrolier une exclusivité d’un mois pour décider de la prise de licence d’un procédé reposant sur l’hydrolyse enzymatique de la cellulose du bois. Cette exclusivité concerne la France et les pays dans lesquels Maurel & Prom est présent.

Le groupe pétrolier évoque le "saut technologique" que permet ce procédé. Il ouvrira la porte à l’arrivée sur le marché d’un carburant « vert » à un prix compétitif avec celui des ressources fossiles. Il utilise non seulement les sous produits du bois mais aussi les autres plantes grossières (paille, herbe à éléphant, …).

Mélanger la biomasse au charbon, pour une combustion mixte dans les centrales déjà existantes et fonctionnant actuellement au charbon, pourrait être la solution pour augmenter la part des bioénergies en Europe.

Ces résultats sont présentés par des chercheurs de l'université technologique Chalmers, à Göteborg, et rentrent parfaitement dans le cadre des objectifs fixés par l'Union européenne en ce qui concerne l'utilisation des énergies renouvelables. Ainsi, en remplaçant partiellement le charbon brûlé dans les centrales par du combustible bois ("co-firing"), les centrales existantes peuvent, sans investissement lourd, réduire leurs émissions de dioxyde de carbone et produire de l'électricité considérée comme partiellement renouvelable.

L'étude porte sur la faisabilité de cette technique en considérant la situation actuelle (centrales thermiques existantes, ressources de biomasse...) dans l'Union européenne. Ainsi, l'utilisation potentielle de cette technique de mélange a pu être établie. Une limite de cette technique est, entre autres, le pourcentage de biomasse que peuvent accepter les centrales actuelles d'un point de vue technique. Le résultat diffère beaucoup d'un Etat membre à l'autre, essentiellement en fonction de la part actuelle du charbon dans la production d'électricité. La Pologne ou l'Allemagne, par exemple, ont beaucoup à gagner en développant cette pratique, pour atteindre les objectifs fixés par l'UE pour la production d'électricité renouvelable.

D'après l'équipe de chercheurs, le mélange de biomasse dans les centrales à charbon pourrait représenter de 50 à 90 TWh par an, soit un quart de l'effort requis par l'UE pour 2010, et serait même suffisant pour certains pays. Ils reconnaissent qu'il est peu probable que cette technique soit généralisée aussi rapidement, mais affirment qu'elle peut jouer un rôle clé pour atteindre les objectifs à court terme de l'UE pour 2020.

Il ne serait pas non plus nécessaire, d'après cette étude, de favoriser une production domestique de biomasse. Presque la moitié des installations actuelles produisant de l'électricité à partir de charbon se situent à proximité des côtes ou des grands axes de communications fluviales, ce qui permet d'importer facilement la biomasse nécessaire. En Suède, les opportunités sont limitées, puisque le charbon est peu utilisé, mais les possibilités d'exportation sont importantes.

Cette étude est réalisée dans le cadre des projets Européens Elobio et ReFuel ainsi que d'un projet de recherche intitulé Pathways to Sustainable European Energy Systems.

BE Suède numéro 5 (17/06/2009) - Ambassade de France en Suède / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59526.htm

La Région Rhône-Alpes a décidé d'allouer 1,6 million d'euros supplémentaires par an pour la filière-bois.

La Fédération Forêt Bois Rhône-Alpes (FIBRA), a signé avec la Région une convention de partenariat et d’objectifs sur la période 2009 - 2013. Ce partenariat prévoit un engagement financier de la Région 1,6 M? chaque année sur la période.

Le renforcement du secteur du bois énergie, et l'organisation de la filière biomasse forestière sont présentés comme les objectifs principaux du soutientrégional.

Parmi les autres objectifs affichés par la Région figurent la pérennité et le renouvellement de la ressource à long terme, en particulier en montagne, en augmentant la récolte,la promotions des différents usages des espaces forestiers : définir un projet économique local pour la forêt en y impliquant, dans leur diversité, les acteurs locaux. Et le rapporchement des acteurs de la filière : pour améliorer l'articulation amont / aval, afin de favoriser l'emploi.

Avec 1,3 million d’hectares de forêts, Rhône-Alpes est la deuxième région forestière de France.La grande variété des conditions de sol, de climat, de pente et d’altitude est à l’origine de la grande diversité des peuplements forestiers rhônalpins.

Le secteur du bois exploite chaque année plus de 2,4 millions de m³

Une étude présentée par des chercheurs de l'Université de Twente au Pays-Bas, montre que la quantité d'eau nécessaire pour cultiver la biomasse est nettement supérieure à celle d'autres formes de production d'énergie. Ainsi, un litre de biodiesel fabriqué à partir de cultures à base de colza ou de soja, nécessite en moyenne 14 000 litres d'eau !

L'étude a également révélé que la production d'électricité à partir de la combustion "biomasse" possède une plus faible empreinte sur l'eau que la production de biocarburants (un facteur 2). Cependant, dans ce mode de production, il existe de grandes différences entre les cultures.

Autre constatation. La betterave à sucre possède la plus petite empreinte d'eau. Utilisée dans la fabrication d'éthanol, elle a besoin de 1 400 litres d'eau. En revanche, la canne à sucre a besoin de 2 500 litres d'eau pour produire un litre d'éthanol. Autre exemple, le Jatropha bien que possédant un excellent rendement énergétique a besoin d'une plus grande quantité d'eau, avec 20 000 litres d'eau, pour un litre de biodiesel.

En corrélant la consommation d'eau d'une culture spécifique à un endroit géographique et aux données climatiques, les chercheurs ont indiqué être en mesure de sélectionner la région la plus appropriée à sa production. Cette approche permettrait d'éviter de compromettre la production alimentaire dans certaines régions du globe subissant des problèmes d'approvisionnement en eau.

Les chercheurs se sont basés sur l'empreinte d'eau provenant de treize cultures différentes. Par empreinte, il faut entendre le volume d'eau - irrigation & pluie - requis par gigajoule de production d'énergie.

Les résultats sont publiés dans l'édition PNAS (Proceedings of the National Academy of Sciences) du 2 Juin.

Shell Canada a commencé à tester depuis hier et dans certaines de ses stations, du biocarburant dit de 2ème génération, dérivé de la paille de blé.

Durant un mois, l'essence ordinaire vendue à une station-service Shell d'Ottawa (Ontario), aura une teneur de 10 % en éthanol cellulosique. Ce biocarburant est produit localement à partir de matières brutes non alimentaires à un rythme de 40 000 litres par mois dans l'usine pilote d'Iogen Energy.

Comme carburant final, l'éthanol cellulosique est identique à l'éthanol ordinaire mais il peut entraîner, comparativement à l'essence, jusqu'à 90 % moins d'émissions de CO2 sur le cycle de vie complet. Il constitue un élément clé du programme de développement et d'investissement stratégique de Shell dans le domaine des biocarburants durables.

"Nous sommes fiers de cette première mondiale", a déclaré Brian Foody, le directeur d'Iogen Corporation. "Une fois l'usine pilote construite, il nous fallait encore mettre au point la technologie et l'exploiter à cette échelle, en tirer des leçons, la modifier et abaisser les coûts. Compte tenu des volumes que nous produisons aujourd'hui, nous envisageons l'avenir avec confiance."

"Nous faisons un grand pas en avant à cette petite station d'Ottawa", a ajouté le ministre des Transports et de l'Infrastructure John Baird, qui milite depuis longtemps en faveur de l'éthanol cellulosique. "C'est un grand jour pour la technologie canadienne et cet événement est la preuve que l'engagement du Canada à mettre au point des carburants à faibles émissions de CO2 commence à donner des résultats pour l'environnement, les agriculteurs et les consommateurs."

Un vol d'essai réalisé par la compagnie Air New Zealand a montré qu'1,4 tonnes de carburants peut être économisée en 12 heures de vol, en utilisant un carburant composé à 50% de jatropha.

L'étude a été menée sur un Boeing 747-400 construit par Rolls-Royce. Le vol d'essai réalisé en décembre 2008 été alimenté par un carburant composé à 50 % de carburant issu de jatropha, en complément au traditionnel JetA1.

Les tests ont été conduits au sol et en vol, à différentes altitudes et dans des conditions de vol variées. Le moteur et les composants ont été étudiés.

L'utilisation de ce mélange sur un vol de 12 heures réduirait de 1,2% la consommation de l'avion, soit 1,43 tonnes de carburant. Sur de plus courtes distance, l'économie de consommation serait de 1%. Du point de vue des émissions de CO2, la réduction serait de 4,5 tonnes, soit 60 à 65% de moins qu'avec un carburant conventionnel.

"Il est certain que les données de notre vol d'essai au biocarburant constitue une composante critique destinée à aider les biocarburants à devenir un carburant aérien certifié" s'est félicité le Commandant David Morgan.

"Actuellement, notre équipe recherche différentes options de biocarburants. Nous restons fidèles à notre ambition de répondre à hauteur de 10% aux besoins de carburants en 2013 par l'usage de carburants alternatifs, mais reconnaissons qu'il existe plusieurs étapes à franchir par les experts dans d'autres domaines." a-t-il ajouté.

L'initiative était réalisée conjointement par Air New Zealand, Boeing, Rolls-Royce, et Honeywell UOP.

Le SRI Consulting (SRIC) a publié son rapport 2009 intitulé : "Global 2009 Ethanol report". Les principales conclusions concernent les prévisions sur la consommation de bioéthanol avec une demande américaine qui devrait augmenter annuellement de 9,3% au cours des 5 prochaines années.

Les Etats-Unis sont actuellement les plus grands consommateurs de bioéthanol avec près de 50% de l'utilisation de l'offre mondiale. Ces données devraient permettre de clarifier le positionnement de cette industrie et ses perspectives de développement dans un contexte très évolutif. L'auteur principal de ce rapport, Eric LINAK, confirme que le nouveau défi de l'industrie des biocarburant sera en grande partie lié à la capacité de production et de commercialisation de l'éthanol cellulosique. Par ailleurs, concernant le prix des matières premières, le rapport précise que les inquiétudes sur les conséquences de l'augmentation de la production d'éthanol sont moins grandes ; le prix du maïs ayant chuté de manière significative en ce début d'année 2009.

Le gouvernement américain a mis en place une politique très favorable au développement des biocarburants ; le nouveau Secrétaire à l'agriculture, Tom Vilsack (photo ci-dessus), s'est engagé devant le Sénat à promouvoir les énergies renouvelables et en particulier les biocarburants à travers les instruments et programmes portés par son département. Depuis 2007, l'USDA dispose d'un budget annuel de 1.6 milliards de dollars pour la recherche sur les biocarburants, avec 210 millions dédiés depuis 2008 à la recherche sur l'éthanol cellulosique. Dans le cadre de ce plan, le département de l'énergie (DoE) attribuera, d'ici 2012, un milliard de dollars aux entreprises privées investissant dans la recherche et le développement sur les biocarburants ainsi que dans la construction d'usines de production d'éthanol cellulosique.

Le 6 mai dernier, Steven Chu, Secrétaire à l'énergie a annoncé un plan de 786 millions de dollars pour accélérer les avancées en matière de R et D et fournir des fonds supplémentaires pour mener à bien les différentes phases liées à la commercialisation des biocarburants. Ces subventions permettront le financement de nouveaux projets tout en apportant des fonds supplémentaires aux programmes en cours. Elles visent en priorité les quatre secteurs suivants :

• 480 millions de dollars pour la réalisation de projets pilotes de bio raffineries opérationnelles d'ici les trois prochaines années.
• 176 millions de dollars pour des projets d'optimisation de la commercialisation des biocarburants.
• 110 millions de dollars pour des programmes de recherche fondamentale allant des nouvelles sources de biomasse à la durabilité des ressources énergétiques. L'objectif est de créer un consortium de recherche avancée pour la mise au point de nouvelles technologies et infrastructures compatibles avec la production de biocarburants. Une des priorités concerne le développement des biocarburants à partir d'algues.
• 20 millions de dollars pour la recherche concernant l'optimisation des véhicules flex-fuel fonctionnant à l'E85 (Etude d'impact sur l'augmentation de la proportion d'éthanol dans les mélanges...).

De son côté, le département de recherche du ministère américain de la défense (DARPA) s'inscrit également dans la dynamique de réduction de la dépendance énergétique et de son empreinte environnementale lors des missions militaires. L'annonce vient d'être faite, le 13 mai dernier, de la mise au point d'un biocarburant pour moteurs à réaction, produit à partir de résidus de la production d'éthanol, et qui serait aussi "efficace" que le carburant actuellement utilisé.


BE Etats-Unis numéro 166 (22/05/2009) - Ambassade de France aux Etats-Unis / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59221.htm

En visite en Alsace, Nicolas Sarkozy a annoncé une série de mesures destinées à valoriser davantage les ressources en bois du pays.

"Cet atout demeure considérablement sous-exploité", a pointé le Président. La balance extérieure de la France [dans le bois et l'ameublement] affiche un solde négatif de plus de 6 milliards d'euros en 2008. il s'agit du "deuxième poste de déficit commercial français", a-t-il ajouté

Une situation contrastant avec la bonne santé de la ressource naturelle : depuis 1950, la forêt a vu sa superficie doubler. Or, "40% de l'accroissement naturel [..] n'est pas prélevé", a-t-il souligné. La filière bois représente en France quelques 450 000 emplois.

La filière bois devra donc s'intégrer au sein des objectifs énergétiques français et européen. Elle devra participer à hauteur d'un tiers à l'effort consistant à porter à 23% la part d'énergie renouvelable dans la consommation énergétique du pays. Pour y parvenir, ce sont "21 millions de mètres cubes de bois supplémentaires qu'il faudra sortir de nos forêts", de quoi produire l'énergie équivalente à la production de 6 centrales nucléaires.

Une série de mesures ont été annoncées afin d'atteindre ce but. En premier lieu, les tarifs d'achat de l'électricité provenant de la cogénération bois seront doublés. Ils sont actuellement de 50 euros/MWh.

Alors que 70% de la forêt française appartient à des propriétaires privés, les aides publiques et allègements fiscaux dont ils bénéficient seront conditionnés dès 2010 à l'exploitation effective du bois. L'ONF pourrait être autorisée à gérer les forêts privées non exploitées.

Par ailleurs, un fonds d'investissement stratégique sera créé, d'un budget de 20, puis 100 millions d'euros. Il sera alimenté par des aides de l'Etat, mais également et en grande partie par des groupes privés tels Eiffage ou le Crédit Agricole. Cette enveloppe servira à renforcer et restructurer les capacités de production de la filière, alors qu'aucune entreprise française de scierie ne se classe parmi les 20 premières européennes.

Parmi les autres mesures annoncées par le Président figure la suppression des permis de construire pour les travaux d'isolation, et un objectif, celui de multiplier par 10 l'utilisation du bois dans la construction.

Ce discours intervient alors que la colère monte du côté des sylviculteurs du Sud-Ouest, victimes de la tempête Klaus, qui ne voient pas venir les aides promises par le gouvernement. Jusqu'à ce week-end, où le gouvernement a publié les décrets de mise en place de 600 millions d'euros de prêts bonifiés pour renforcer les capacités de stockage du bois abattu.

La province du Cap Oriental (Capitale Port Elizabeth) a été choisie comme site d'accueil d'un projet pilote de production de biocarburant issu d'algues marines.

En décembre dernier, une convention de partenariat a été signée entre l'entreprise allemande Phytolutions, propriété de l'Université Jacobs et divers investisseurs, et l'institut de technologie chimique Innoventon de la NMMU (Nelson Mandela Metropolitan University). Cet accord vise à adapter en Afrique du Sud les techniques utilisant la photosynthèse des microalgues pour la conversion du dioxyde de carbone en biomasse.

Les recherches menées par l'Université Jacobs en Allemagne ont conduit cette dernière à installer en Août 2008, dans deux centrales thermiques allemandes, des photobioréacteurs de 800 m2 à microalgues. Le projet prévoit dans une première étape l'installation, à la NMMU d'un photobioréacteur de 200 m2 capable de produire 2 t de biomasse par an. Cette phase pilote sera suivie de la mise en place de deux photobioréacteurs, de 1000 m2 chacun, sur des sites industriels adjacents pour évaluer la technique en conditions industrielles.

Afin de maintenir les coûts de productions aussi bas que possible les photobioréacteurs, seront construits par des PME locales relevant de la politique du Black Economic Empowerment. Le gaz est insufflé dans des sacs plastiques contenant les algues et posés sur des cadres métalliques. Phytolutions a développé un logiciel de suivi et contrôle de l'installation.

Le professeur Ben Zeelie de Innoventon indique que l'activité industrielle couplée à des conditions de température et d'ensoleillement idéales pour la croissance des microalgues ainsi que la présence d'expertise au sein de la NMMU ont conduit Innoventon à choisir la province du Cap Oriental comme site pilote pour l'adaptation de la technique avant diffusion sur d'autres sites.

BE Afrique du Sud numéro 21 (19/05/2009) - Ambassade de France en Afrique du Sud / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59132.htm

L'énergie éolienne danoise a connu une année de forte croissance en 2008 : 39 MW de capacité ont été installés l'année dernière.

La capacité de production éolienne devrait poursuivre sa progression en 2009, a estimé la ministre en charge des questions climatiques Connie Hedegaard.

Le pays devrait notamment voir la mise en service du parc de Horns Rev II, de 200 MW et celle de deux parcs éoliens offshore à Sprogo et Avedore Holme.

En 2007, le marché avait connu une chute de 12 MW, en raison de l'attente du nouveau tarif d'achat par les acteurs du marché. Cette contribution n'a été mise en oeuvre qu'en février 2009 : désormais, les producteurs danois bénéficient d'un tarif d'achat de 25 ore (3,37 centimes d'euros) par kWh produit, contre 10 ore, soit 1,34 centime d'euros jusqu'à présent.

Les exportations de technologies énergétiques, éoliennes en tête, se montaient en 2008 à 64 milliards de couronnes, soit 8,6 milliards d'euros. Leurs 19% de croissance sont 4 fois supérieurs à celle des autres exportations, indique un rapport de l'Agence de l'énergie.

Theolia et RheinEnergie ont signé un accord portant sur la vente de fermes éoliennes en exploitation et de projets éoliens, représentant 100,6 MW.

Le portefeuille comprend 19 fermes éoliennes en Allemagne. Sur les 100,6 MW vendus, environ 80 MW sont en exploitation et il est prévu de mettre le solde en production d’ici la fin de l’année, nous apprend Theolia.

La vente a été réalisée par Natenco, la filiale allemande de Theolia, qui exploitera les fermes pour leur durée de vie.

"L’un des principaux objectifs de notre concept à long terme ’Energie et Climat 2020’ est d’atteindre une part significative d’énergie renouvelable en substitution à l’énergie produite par les centrales conventionnelles", a expliqué le Dr Dieter Steinkamp, Directeur Général de RheinEnergie. "Notre objectif est que les énergies renouvelables représentent 20 % de notre capacité de production d’énergie. RheinEnergie entend assumer ses responsabilités à l’égard des 2,5 millions d’habitants de la région rhénane ; notre devoir est d’?uvrer afin de prévenir toute dégradation du climat et de l’environnement" a-t-il ajouté.

Cette transaction est soumise à l’autorisation du Bundeskartellamt allemand (autorité fédérale de la concurrence). Son montant n'a pas été communiqué.

Innovative Windpower AG, un fabricant allemand d'éoliennes a développé le Falcon 1,25 MW, un modèle conçu pour être plus efficace et surtout plus polyvalent.

Plusieurs facteurs sont à prendre en considération lors de l'implantation d'un champs d'éoliennes : la difficulté d'accessibilité au site, les infrastructures locales de transport existantes, les conditions environnementales et climatiques... Ces éléments ont la capacité de faire ou de défaire un projet.

C'est pourquoi, au lieu de construire des turbines plus grandes et plus puissantes, IW a créé une turbine de taille moyenne qui pourrait être appliquée à une large variété de projets.

Selon IW, la conception modulaire du Falcon permet une installation d'éoliennes dans des régions éloignées ou dans des environnements réputés difficiles. Les composants peuvent être transportés dans des conteneurs standards, ouvrant l'accessibilité à des sites potentiels jusque là inexploités.

En outre, le Falcon a été conçu pour un maximum de fiabilité grâce à l'intégration de capteurs de surveillance et de contrôle à distance.

Le rotor du Falcon 1,25 MW offre des pales d'un diamètre allant de 62 m à 70 m. La boîte de vitesse et le générateur sont optimisés pour des vents circulant à vitesse moyenne.

Sachez pour finir que IW a prévu de fabriquer des turbines de 3,5 - 4,5 MW pour une utilisation à plus grande échelle.

Weole Energy, spécialiste du petit éolien, lance une nouvelle gamme de turbines à axes vertical.

Ces turbines dotées de pales pales torsadées sont destinées aux particuliers et entreprises en milieu urbain et périurbain : elles s'adaptent aux vents variables ou tourbillonants.

Elles sont disponibles pour des puissances de 1, 4 et 10 kW.

Contrairement aux éoliennes traditionnelles à axe horizontal, elles utilisent la technologie Darrieus hélicoïdales, c’est à dire des pales en spirale omnidirectionnelles.

Selon le fabricant, la robustesse de ses produits a été renforcée, grâce à une plus grande atténuation des vibrations et une meilleure résistance aux vents instables.

Les modèles sont disponibles à partir de 19 000 ? HT, pour une puissance de 4 kW.

EDF Energies Nouvelles annonce la mise en service de la première tranche de 30 MW du parc éolien offshore de Thorntonbank, développé en Belgique avec ses partenaires dans le cadre du consortium C-Power.

Pour cette première phase pilote d’une capacité de 30 MW, six éoliennes de très grande puissance (5 MW chacune) ont été installées au large de Zeebrugge, sur le banc de sable de Thorntonbank.

Premier projet offshore construit en Belgique, il devrait au final comporter une soixantaine d’éoliennes pour une capacité installée totale de 300 MW, soit l’équivalent de la consommation électrique annuelle d’une ville de 600 000 habitants. L’énergie produite permettra ainsi d’éviter l’émission d’environ 450 000 tonnes de CO2. La construction de l’ensemble du parc éolien, réalisée en plusieurs phases, devrait durer jusqu’en 2013.

EDF Energies Nouvelles a une participation de 18,3% dans ce projet détenu par un groupement de sociétés, réunies au sein du consortium belge C-Power.

L'Espagnol Acciona a inauguré le week-end dernier une ferme éolienne de 82 unités (123 MW) située à Red Hills dans l'Etat de l'Oklahoma (USA).

C'est l'usine de production d'éoliennes d'Acciona dans l'Iowa qui fournira la plus grande partie des 82 turbines AW-1500 (1,5 MW chacune).

La centrale produira de l'électricité correspondant à la consommation de près de 40 000 foyers chaque année, évitant ainsi l'émission de 294 000 tonnes d'émissions de CO2 dans l'atmosphère. L'électricité produite sera délivrée à la coopérative électrique des fermiers de l'Ouest (WFEC) en vertu d'un contrat d'approvisionnement à long terme.

Acciona a déjà installé 489,63 MW de capacité éolienne aux Etats-Unis dans cinq fermes différentes. Elle est propriétaire à 100% de quatre d'entre elles : Red Hills (Oklahoma), Tatanka (180 MW Dakota Nord et Sud), Velva (11,8 MW Dakota Nord) et EcoGrove (100,5 MW Illinois). La société détient enfin une participation minoritaire dans le parc "Blue Canyon" (74,25 MW Oklahoma).

Par ailleurs, l'entreprise exploite et possède la plus grande centrale thermique solaire au monde depuis 18 ans (64 MW, dans le Nevada).

Poursuivant son développement éolien en Europe, EDF Energies Nouvelles annonce la mise en service d’un parc de 32 MW au sud de l’Italie.

Le parc éolien de Minervino est situé dans la région des Pouilles, dans la province de Bari. D’une capacité installée de 32 MW, il comporte seize turbines (2 MW) fournies par le fabricant allemand REpower. Ce parc est détenu à part égale par EDF EN Italia, filiale à 95 % d’EDF Energies Nouvelles, et par Fri-El-Green Power, un partenaire local.

La centrale de Minervino est la cinquième réalisation d’EDF Energies Nouvelles dans l’éolien en Italie et la deuxième dans la région des Pouilles.

A ce jour, EDF Energies Nouvelles a mis en service 266,1 MW bruts en Italie, dont 126,4 MW détenus en propre.

Romande Energie et les Services Electriques de la Ville de Zurich (ewz) se lancent conjointement dans un projet de parc éolien d'une quarataine d'unités, dans le Jura vaudois et neuchâtelois.

Les deux entreprises électriques entendent être les investisseurs et les maîtres d'oeuvre du projet, qui devrait produire 160 millions de kilowattheures (kWh) par an. Soit l'équivalent de la consommation de près de 45 000 ménages (moyenne de 3 600 kWh par ménage par an).

Un total d'environ 240 millions de francs suisses (160 millions d'euros) sera investi dans ce projet, prévu pour être mis en service à l'horizon 2013.

Les sites concernés, situés sur les communes de Provence, Romairon, Fontanezier et du Val-de-Travers, font partie des nombreux lieux identifiés par l'Office fédéral de l'énergie (OFEN) dans son rapport publié en 2004 "Concept d'énergie éolienne pour la Suisse" et par le Canton de Vaud dans le document établi en 2007 "Potentiel éolien du Canton de Vaud".

Ces sites répondent aux critères prenant en compte, outre le vent, les zones de protection nationales, les forêts, les zones urbanisées et les constructions habitées.

La production de ces éoliennes s'inscrit dans le cadre de l'objectif "Horizon 2025" fixé par l'OFEN, en vertu duquel 600 millions de kWh par an doivent provenir d'installations éoliennes implantées sur les sites cantonaux et les sites prioritaires déterminés par le "Concept d'énergie éolienne pour la Suisse".

Le projet est mené par un consortium formé par Romande Energie Renouvelable et EWZ, respectivement à hauteur de 60% et 40%. Pour Romande Energie, il s'agit du 2ème investissement dans un parc éolien, après celui de Sainte-Croix. Le groupe s'est fixé un objectif de production de 250 à 300 millions de kWh d'électricité grâce aux nouvelles énergies renouvelables d'ici 2020-25, soit 10% du courant livré à ses clients.

Actuellement 570 millions de francs de projets sont en cours de développement au sein de sa filiale Romande Energie Renouvelable, dans les domaines de l'éolien, de la petite centrale hydraulique, de la biomasse et du solaire.

Pour sa part, EWZ vise un approvisionnement annuel en énergie éolienne de 100 à 200 millions de kWh d’ici 2018, soit de 3 à 6 % de la quantité de courant qu’elle distribue actuellement.

Exploiter l'énergie du vent à haute altitude apparaît comme une solution prometteuse pour l'énergie éolienne.

Une étude, la première du genre, a mesuré l'énergie qu'il serait possible de capter à haute altitiude. Entre 500 et 12 000 m, la densité du vent peut atteindre les 16 kW/m², contre 1kW/m² au sol. La force du vent est également plus facile à prévoir qu'au sol.

"La ressource est vraiment, vraiment phénoménale", s'enthousiasme Christina Archer, de la California Stat University Chico. Mais elle nuance : "Il y a beaucoup d'énergie la-haut, mais elle n'est pas aussi stable que nous le pensions. Cela ne sera pas la solution miracle qui résoudra tous nos problèmes énergétiques, mais elle aura un rôle à jouer".

Son collègue de la Carnegie Institution souligne qu' "idéalement, il faudrait s'approcher du Jet Stream, à près de 9000 m".

Les mesures ont été réalisées dans cinq des plus grandes villes du monde : Tokyo, New York, Sao Paulo, Seoul et Mexico City. Les plus importantes ressources éoliennes en altitude correspondent à des régions très peuplées.

Des entreprises comme KiteGen, Sky Windpower, Magenn, et Makani testent actuellement des prototypes pour exploiter les vents de haute altitude.

L'étude a été publiée dans la revue Energies Open Access Journal

Windeo part à la conquête du petit éolien en France, en proposant à destination des particuliers, des PME-PMI et des collectivités locales, une offre de nouvelle génération de petites éoliennes.

"Alors qu’aux Etats Unis le marché du petit éolien en 2008 a explosé avec 78 % de croissance et une capacité installée de 17,3 MW soit 10.500 éoliennes installées, le formidable potentiel du marché Français n’est pas exploité. windeo met en place une approche qualitative et industrielle afin de satisfaire la demande de plus en plus avisée des Français en matière d’équipement en énergies renouvelables. windeo poursuit un double objectif : rendre accessible à tous et simplifier l’implantation du petit éolien à travers son approche de service de proximité pour ses clients", déclare Loïc Pequignot, Président de windeo.

60% des Français sont favorables aux éoliennes en ville (Source : étude Ifop pour windeo, Le petit éolien et les Français, juin 2009). Le potentiel du marché Français s’élève à 250 000 éoliennes, où l’on recense en France, 750 000 maisons possédant un terrain de plus de 1000 m2, et 500.000 exploitations agricoles. De plus, près d’un million d’emplacements potentiels se trouvent sur les ZAC, sièges sociaux et parkings d’entreprises soit plus de 2.000.000 d’emplacements disponibles pour le petit éolien.

L'offre de windeo se compose d'éoliennes clés en main (installation, financement et assurances) mariant efficacité et esthétisme (Philippe Starck).

Le projet de construction du plus grand parc éolien d'Australie a reçu l'approbation des autorités locales. Située près de Broken Hill en Nouvelle-Galles du Sud, l'installation comprendra 600 éoliennes réparties sur une superficie de 32 000 hectares.

"L'ensemble va fournir assez d'électricité pour 4,5% de la Nouvelle-Galles du Sud, suffisamment pour alimenter 430 000 foyers" a indiqué Donna Bolton, gestionnaire du projet pour le compte de Silverton Wind Farm.

D'une capacité de 1000 MW, la première phase de construction comprendra l'installation de 282 éoliennes. Pleinement opérationnelle, ce projet permettra d'économiser annuellement plus de 3 millions de tonnes de gaz à effet de serre.

L'Australie demeure l'un des plus gros pollueurs au monde par habitant à cause notamment de l'utilisation intensive du charbon comme source d'énergie. C'est pourquoi, le pays souhaite recourir davantage aux énergies renouvelables et atteindre le taux de 20% d'ici 2020.

Suzlon Energy, le fabricant indien de turbines éoliennes a annoncé la suppression de 160 emplois dans son usine américaine de Pipestone (Minnesota) qui compte 300 salariés.

Une lettre transmise par la direction de Suzlon au Maire de la ville fait état de la suppression de 70 postes en août et une réduction d'effectifs de 90 postes vers la fin septembre.

La raison invoquée demeure avant tout conjoncturelle. "Il y a eu un ralentissement. Il n'y a pas assez de travail pour occuper tout le monde", a déclaré un porte-parole du groupe.

Dans le même temps, Suzlon annonce avoir finalisé le rachat des parts de Martifer dans la compagnie allemande REpower. A l'issue de cette transaction, Suzlon détiendra 90,72 % du capital de REpower.

La société de gestion indépendante, 123 VENTURE a annoncé hier avoir investi 2 Millions d’Euros dans le parc éolien de 12 MW situé à La Faye en Charente (16) et détenu majoritairement par Voltalia.

Cette stratégie d’entrée de minoritaires, de cession partielle ou totale de projets, va permettre à Voltalia d'obtenir des fonds propres.

Selon Voltalia "cette opération conforte le pôle d’activité de valorisation du portefeuille de projets de Voltalia comme le second volet de sa stratégie de producteur d’électricité à base d’énergies renouvelables."

Le gouvernement belge a accordé une nouvelle concession en mer du nord pour la construction d'un parc éolien de près de 300 MW.

Le ministre de l'énergie Paul Magnette a indiqué que le pays devrait dépasser son objectif initial de 900 MW d'énergie éolienne en mer du Nord.

Le parc sera implanté à 30 km du port de Zeebrugge. La concession a été accordée au consortium Rentel, qui construira 48 éoliennes de 6 MW.

Le parc se situe entre le projet Thorntonbank , de C-Power, et celui d'Eldepasco.

Le quotidien le Soir.be précise que le consortium "avait obtenu la faveur de la Commission de régulation de l'électricité et du gaz (Creg) et de l'administration de l'énergie". Il se compose d'Electrawinds, associé au holding Ackermans & van Haaren, et de la société de construction CFE.

Au total, le pays pourrait voir 500 éoliennes implantées au large de ses côtes, pour un investissement qui dépasse les 5 milliards d'euros, et une puissance comprise entre 2 300 à 2 700 MW.

Aker Verdal AS, filiale de la société Aker Solutions, fabrique et aménage des structures d'acier pour l'industrie du pétrole en mer depuis 1970.

Aujourd'hui, elle souhaite se diversifier et développer la production de substructures en acier pour les éoliennes offshore. Il nous faut développer une nouvelle activité à côté du pétrole et du gaz, et nous pensons qu'il s'agit d'un secteur porteur. Aker Verdal AS a toutes les compétences requises, aussi bien en matière de personnels que d'équipements", indique le directeur du Développement chez Aker Verdal AS, Age Tårnes.

Les substructures en acier ou "jackets", seront le produit phare de Verdal pour son investissement dans l'éolien. "Nous sommes leader mondial dans ce domaine et nous nous devons d'utiliser cette position. L'objectif est de livrer 100 substructures par an d'ici trois ans. Le défi sera de passer d'une production de prototypes pour l'industrie pétrolière et gazière à une production en série", indique le responsable du Développement, Snorre Fossum.

Ce dernier pense qu'Aker Verdal AS a une longueur d'avance sur ses concurrents : "nous sommes habitués à fournir des solutions complètes et nous avons une longue expérience de coopération avec les donneurs d'ordres. L'objectif est de devenir le producteur de référence d'éoliennes offshore, et nous avons l'intention de réussir cela sur le marché européen, en premier lieu en Allemagne et en Grande-Bretagne".

BE Norvège numéro 87 (2/06/2009) - Ambassade de France en Norvège / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/59298.htm

La société Géothermie Bouillante s'est vue accorder l'exploitation du site géothermique de Bouillante, en Guadeloupe, pour une durée de 50 ans.

Le décret publié au J.O. du 19 juin accorde à Géothermie Bouillante une "concession de gîtes géothermique à haute température, d'une superficie d'environ 24 kilomètres carrés portant sur partie du territoire de la commune de Bouillante (Guadeloupe) et sur les fonds marins du domaine public maritime ".

La centrale de Bouillante produit de l'électricité à partir de la géothermie depuis plus de 20 ans. Elle est exploitée par Géothermie Bouillante, une filiale du Bureau de Recherches Géologiques et Minières (BRGM) et d’EDF, Géothermie Bouillante.

La capacité de l’usine est de 15 MW, par l’intermédiaire de 2 turbines (soit environ 6% de la production électrique de l’île), indique le BRGM.

Un projet de réinjection partielle des fluides dans le réservoir géothermal est en cours de réalisation : la réhabilitation d’un des puits les plus anciens a été effectuée au 1er semestre 2009 ; la réinjection proprement dite sera réalisée au deuxième semestre. Ces travaux devraient permettre de remettre en service la turbine la plus ancienne, soit à la fin de l’année soit peut-être même dès l’été. Des démarches sont en cours avec le MEEDDAT à cet égard.

Par ailleurs, d’importants travaux de suivi et de modélisation sont en cours au BRGM pour conforter la compréhension du fonctionnement de l’aquifère.

40 ans après les premiers travaux d'exploration, l'exploitation du réservoir géothermique de Bouillante a acquis une taille significative : le réservoir géothermique s’étend largement autour de la Baie de Bouillante, nous apprend le communiqué du BRGM.

L’exploitation d’une portion de ce réservoir, située au nord de la baie, est envisagée dans le cadre d’un nouveau projet appelé "Bouillante 3". La capacité de production attendue est de 20 à 40 MWe. Une prochaine phase de forages d’exploration permettra de valider ce potentiel.

Chauffer un manoir n’est pas une mince affaire. Vincent Charpin, propriétaire du Manoir du Petit Plessis (Ste Luce-sur-Loire, 44) peut en témoigner.

"Lorsque l’on doit chauffer de telles surfaces ? le Manoir du Petit Plessis atteint 500 m2 et ses dépendances pas moins de 300 m2 ? et que l’on est équipé d’un système de chauffage à gaz propane, on a constamment l’angoisse de la fenêtre ouverte".

Il décide alors de s’intéresser aux énergies renouvelables pour une question économique mais aussi pour le côté écologique de la démarche. Le choix de la géothermie par captage vertical s’est rapidement imposé comme la solution la plus adéquate pour plusieurs raisons :

• Avec la géothermie, les appareils de chauffage existants (radiateurs en fonte et distribution acier) peuvent être conservés, minimisant ainsi l’investissement global.

• La géothermie par captage vertical est particulièrement adaptée aux grands volumes et s’avère être la solution la plus économique pour les bâtiments de plus de 150 m2. Une estimation sur 10 ans a permis d’évaluer le retour sur investissement à moins de 7 ans.

• M. Charpin, soucieux de son parc classé de 2,5 ha, souhaite également préserver l’aspect visuel de son terrain : "Le forage vertical est la technique la moins destructrice pour le paysage".

L’étude préalable qui comprend 4 phases, a été menée par GE-Thermie (analyse du besoin du client et des contraintes techniques, remise de l’offre, essai de forage pour mesurer la structure géologique, présentation de l’ensemble du projet forage et chauffage au client).

L'Université de Neuchâtel ouvrira sous peu un centre de compétence en géothermie. Objectif : favoriser le développement de cette source d'énergie dans le canton et dans toute la Suisse. 4 à 6 projets de production de chaleur pourraient y être développés dans les 5 prochaines années.

A l’Université de Neuchâtel, les compétences scientifiques en géothermie sont aujourd’hui représentées par deux entités : le laboratoire de géothermie créé dès 2009 grâce à la nouvelle chaire de géothermie - il n’en existe que deux en Europe - et le Centre de recherches en géothermie (CREGE). La création d’un Centre de compétence en géothermie permettra de regrouper les deux unités afin d’atteindre une taille critique et une force de travail d’environ douze personnes.

L’objectif de la création du centre est de développer l’utilisation de la géothermie dans le canton de Neuchâtel et en Suisse, en intégrant la formation directement dans les projets en cours.

Ce Centre de compétence jouera notamment un rôle d’incubateur et de stimulant pour les promoteurs de projets et leurs maîtres d’oeuvre, privés et publics. Pour l'Université, il s’agit d’établir un solide développement des méthodes et procédés et en particulier une capacité de transfert industriel, en vue de réalisations concrètes.

Sur 5 années de programme subventionné, le canton espère voir en sortir 4 à 6 projets de production de chaleur à partir de géothermie aquifère. A plus long terme, c’est la production d’électricité qui est visée, grâce aux systèmes géothermiques stimulés.

Le Centre de compétence en géothermie permettra de palier à l’absence de spécialistes en géothermie en Suisse et de monter des projets précis et détaillés que les investisseurs réclament aujourd’hui avant de se lancer dans le financement de réalisations géothermiques d’envergure, indique également le Conseil d'Etat.

Des projets dans la géothermie voient le jour aux Etats-Unis. C'est le cas notamment pour la centrale géothermique du comté de Beaver, basée dans l'Utah, qui a commencé à générer ses premiers mégawatts d'électricité à destination de la ville d'Anaheim, en Californie.

La société Hatch Geothermal a réussi à achever le complexe géothermique en seulement 6 mois. Cette réalisation rapide a été rendue possible grâce à la conception modulaire de la centrale dessinée par Raser Technologies.

D'un coût de 33 millions de dollars, la centrale est équipée de 50 générateurs capables de produire 14 MW de puissance. Environ 4 MW sont réservés exclusivement aux pompes afin qu'elles puissent extraire l'eau chaude de la source thermale et ensuite de la faire redescendre.

Il reste donc 10 mégawatts qui devraient suffire à alimenter environ 7 000 logements.

Le procédé utilisé est capable de traiter le cycle de l'eau à des températures comprises entre 93 et 148°C. La technologie à basse température a permis de produire de l'énergie à partir des vastes réserves de sources thermales qui auparavant n'étaient pas assez chaudes pour une production commerciale.

Deux autres centrales sont en cours de construction dans le Nevada et dans le Nouveau-Mexique.

Le secrétaire américain à l'énergie Steven Chu a anoncé le lancement de deux fonds d'un montant de 84 millions de dollars pour promouvoir le développement de technologies de géothermie stimulée (EGS).

Les systèmes de géothermie stimulée (Enhanced Geothermal Systems) permettent d'élargir la surface des zones géothermiques exploitées à l'Ouest des Etats-Unis, et de développer de nouveaux sites de production dans l'ensemble du pays.

Ces deux fonds pourront créer des millions d'emplois, a assuré le secrétaire d'Etat, tout en réduisant la dépendance du pays à l'égard des combustibles fossiles et et les émissions de gaz à effet de serre.

Les systèmes géothermiques actuels doivent être localisés près de sources d'eau facilement accessibles, ce qui limite la quantité de sites exploitables : le forage est réalisé sur des réservoirs à forte perméabilité capables de fournir des débits de production élevés.

Les technologies EGS permettent le développement de champs de faible perméabilité situés en périphérie des réservoirs hydrothermaux classiques, ou dans les roches profondes des bassins sédimentaires ou du socle fracturé. Il est possible d'exploiter plus complètement les champs hydrothermaux classiques, ainsi que d'implanter les sites de production géothermale en dehors de tout contexte volcanique.

Les fonds seront consacrés à deux aspects spécifiques de la technologie : la recherche et le développement de composants et leur analyse d'une part, et le lancement de projets de démonstration d'autre part.

Le premier fonds porte sur des aspects importants de l'ingénierie de la création de reservoirs géothermiques, leur gestion et utilisation. Le DOE y consacrera 20 à 30 millions de dollars.

Le deuxième volet du plan concerne les projets de démonstration. Il s'agira de financer des projets autour de différentes formations géologiques, qui devront valider les attentes des techniques de création des réservoirs. Ceux-ci doivent permettre un courant suffisant de fluide, et un taux d'extraction de chaleur pour 5 à 7 ans, qui produise au moins 5 MWe par projet. 5 à 10 projets seront désignés, pour un montant de 49 millions de dollars.

Le Conseil de Paris a donné son aval pour la signature d’une convention entre la Ville de Paris et la Compagnie parisienne de chauffage urbain (CPCU) afin de construire et d'exploiter des puits de production de chaleur par géothermie pendant 30 ans.

Des informations complémentaires données par la Mairie de Paris indiquent que "l’eau chaude sera puisée directement dans le dogger, une couche géologique située à 1 700 mètres de profondeur, depuis un terrain situé dans la ZAC Claude Bernard. Ce lieu est situé à l’est du Parc du Millénaire, en bordure du boulevard périphérique et du canal Saint Denis, dans le 19e arrondissement (...) un puits récupérera l’eau chaude pour la distribuer dans les immeubles et un second réinjectera l’eau dans la nappe phréatique pour ne pas l’épuiser."

La fin des travaux prévue en 2011 "permettra une réduction de 60% des émissions de gaz à effet de serre, dans un secteur situé entre la porte de la Chapelle et la porte de la Villette. La ressource géothermale couvrira 54 % des besoins du secteur soit, a terme, plus de deux millions cinq cent mille m² et 12 000 logements. Il sera réalisé ainsi une économie d’environ 14 200 tonnes/an de CO2".

La Ville de Paris s'est engagée sur une démarche de facteur 4 afin de réduire l’ensemble des émissions de son territoire et de ses activités propres de 75% en 2050 par rapport à 2004.

Pour ce qui concerne l’ensemble du territoire, le Plan Climat de Paris entend dépasser les objectifs européens. Il se fixe d’atteindre à l’horizon 2020 par rapport à 2004 :

• 25% de réduction des émissions du territoire
• 25% de réduction énergétique des consommations du territoire
• 25% de consommation énergétique du territoire provenant des énergies renouvelables.

[DEVIS|5]

Inventée en Italie il y a un siècle, son potentiel a été perdu de vue ces derniers temps. Ce sont les suédois du fameux magasin de meubles Ikea qui viennent nous rappeler la contribution précieuse de l'énergie géothermique avec l'inauguration à Corsico (province de Milan) d'une des plus grandes installations géothermiques d'Europe à basse enthalpie (qui utilise directement la chaleur naturelle).

Cette structure possède 304 sondes géothermiques capables de produire, selon les saisons, de l'air chaud ou froid, exploitant 'simplement' le gradient thermique présent entre la surface du sol (plus froide) et la partie située à une profondeur de 125 mètres (plus chaude).

Selon l'entreprise, l'investissement, considérable, sera rentabilisé à moyen-long terme grâce à une réduction de 50% de la consommation énergétique nécessaire pour refroidir ou réchauffer le magasin. De plus, la province de Milan montre son intérêt pour le lancement d'un projet pilote permettant de définir l'impact de l'installation de sondes géothermiques, étant donné le caractère fortement anthropique de la zone. "La structure inaugurée aujourd'hui- affirme le Conseiller Régional à l'Environnement Bruna Brembilla- est importante en plus d'être innovante, car elle met en pratique deux objectifs fondamentaux de la province de Milan : d'une part, la production d'énergie propre, assurée par les sondes géothermiques, d'autre part, une économie d'eau, grâce au système de recyclage des ressources hydriques utilisées par l'installation".

En Italie, malgré les potentialités, l'usage de cette ressource se limite pour l'instant à un petit nombre d'installations témoins. Un désintérêt qui se heurte à la suprématie du pays dans l'exploitation de la géothermie pour la production d'électricité. Le premier générateur installé à Larderello, en Toscane, pour transformer la vapeur qui sort de la terre en courant électrique remonte à 1904. Ce n'est donc pas par hasard qu'on l'appelle 'géothermie de première génération'. Le futur, selon les experts, se trouve dans l'EGS, pour Enhanced Geotermal Systems ou Systèmes Géothermiques de Puissance.

En Italie, c'est l'Aisga (Association Italienne des Systèmes Géothermiques Avancés) qui regroupe des instituts universitaires et de recherche, qui s'occupe de cette 'géothermie de troisième génération'. L'idée sur laquelle ils travaillent, comme l'expliquait récemment le professeur Giovanni Barla lors de l'inauguration de l'année académique de l'Université de Turin, est en résumé celle de positionner en profondeur des échangeurs de chaleur à circuit fermé qui permettraient de faire transiter le fluide qui devra se réchauffer suffisamment près de la roche chaude, pour ensuite rejoindre les turbines ou les échangeurs placés en surface'.

Si ce concept est sérieusement suivi, l'Aisga estime que l'Italie pourrait atteindre à des prix compétitifs, d'ici une dizaine d'années, l'objectif d'une contribution de la géothermie de troisième génération égale à au moins 10% de l'énergie produite. Un quota qui même revu à la baisse serait extraordinaire vu la difficulté du pays à se déplacer vers ces 17% d'énergies renouvelables que la directive européenne du 20-20-20 oblige énergiquement à atteindre.

BE Italie numéro 70 (22/01/2009) - Ambassade de France en Italie / ADIT - http://www.bulletins-electroniques.com/actualites/57412.htm

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Les roches chaudes souterraines de la vallée du Rift Est-africain offrent une solution de production d'énergie prometteuse. Les premiers tests menés sous l'égide de l'ONU ont donné des résultats très encourageants.

Des pays du monde entier, du Guatemala à la Papouasie Nouvelle-Guinée, commencent à se tourner vers l'énergie géothermique comme une nouvelle alternative prometteuse à la production d'énergie à partir de charbon ou de pétrole.

Le Programme des Nations Unies pour l'Environnement (PNUE) et le Fonds pour l'Environnement Mondial (FEM) ont annoncé à Poznan l'achèvement de tests de projet de techniques sismiques et de forage avancées au Kenya, qui ont dépassé toutes les attentes.

Des puits de vapeur se sont montré capables de générer 4 à 5 MW d'électricité, l'un d'entre eux étant même parvenu à une puissance de 8 MW, en utilisant de nouvelles solutions technologiques. Selon des experts cités par le PNUE, cette source d'énergie promet des économies substancielles : jusqu'à 75 millions de dollars pour le promoteur d'une installation de 70 MW.

Les résultats, dévoilés à la Conférence de l'ONU sur le climat de Poznan, en Pologne, ouvrent la voie à un effort international en 2009 pour l'expansion de la géothermie le long du Rift, qui s'entend du Mozambique, au sud, à Djibouti, au nord. Le projet, financé par le FEM et impliquant le PNUE et la compagnie d'électricité kenyane KenGen, pourrait aussi transformer les perspectives et les coûts pour la géothermie dans le reste du monde.

"Combattre le changement climatique tout en approvisionnant simultanément en énergie deux milliards de personnes qui n'y ont pas accès sont parmi les défis centraux de cette génération", a déclaré Achim Steiner, Secrétaire général adjoint de l'ONU et directeur exécutif du PNUE. "La géothermie est 100% autochtone, respectueuse de l'environnement et est une technologie qui a été sous-utilisée pendant trop longtemps."

"Il y a au moins 4.000 MW d'électricité prêts à être récoltés le long du Rift. Il est temps de mettre cette technologie en avant afin d'alimenter les moyens d'existences, le développement de carburants et de réduire la dépendance aux carburants fossiles polluants et imprévisibles, a-t-il ajouté. De l'endroit où l'humanité a fait ses premiers pas émerge une des réponses pour sa survie sur cette planète"

Pour Monique Barbut, Directrice générale et Présidente du FEM, "surmonter les obstacles économiques et techniques à la production d'énergies renouvelables fait partie de notre responsabilité partagée. Le travail dans la Vallée du Rift démontre que la géothermie n'est pas seulement technologiquement viable mais aussi rentable pour des pays en Afrique où il y a un potentiel global d'au moins 7 000 MW".

"En effet, la géothermie dans le monde entier fait l'objet d'une renaissance avec l'estimation que le nombre de pays commençant à utiliser cette source d'énergie passe d'environ 20 en 2000 à 50 d'ici 2010. J'espère que la Vallée du Rift d'Afrique deviendra un phare pour de nouvelles accélérations de la géothermie en termes de taille, de nombre de centrales et de couverture géographique dans le monde développé et en développement".

Le Projet au Kenya

Le projet financé par le FEM a, sur les trois dernières années, utilisé les techniques connues sous les noms d'études microsismiques et magnétotelluriques, pour identifier de nouveaux sites prometteurs sur des lieux incluant Olkaria et Naivasha, situés à environ une heure de voiture de la capitale Nairobi.

Une centrale géothermique générant 45 MW y a opéré pendant un quart de siècle. Une seconde centrale fut mise en service en 2000 avec une capacité de 70 MW.

Le principal défi à l'expansion le long du Rift au Kenya, comme ailleurs, a été le risque associé au forage, ainsi que les coûts élevés si la vapeur est manquée.

Le projet d'un million de dollars, baptisé « Joint Geophysical Imaging » a eu pour objectif de venir à bout de ces risques. Les anciens puits à Naivasha génèrent environ 2MW. Les nouvelles techniques ont non seulement permis d'augmenter les chances d'atteindre la vapeur mais aussi d'indiquer des puits au potentiel bien plus élevé, en moyenne de 4 à 5 MW.

Expansion géothermique du Rift

Il y a deux ans, le Conseil du FEM a approuvé la création de l'Africa Rift Valley Geothermal Development Facility (ARGeo) soutenue avec un financement de près de 18 millions de dollars et impliquant le PNUE et la Banque mondiale.

Le projet, qui garantit les risques du forage à Djibouti, en Érythrée, au Kenya, en Uganda et en Tanzanie, doit commencer au début de 2009 et permettra de faire appel à l'équipement et aux techniques expérimentées par KenGen et le PNUE.

Le Kenya et des investisseurs privés cherchent aussi un soutien financier du Mécanisme de Développement Propre (MDP) du Protocole de Kyoto pour une extension des 35 MW additionnels actuellement en phase de validation.

La demande en électricité actuelle au Kenya est d'environ 1 000 MW, rappelle le PNUE. Le pays dépend fortement de centrales hydroélectriques, systèmes qui ont souffert ces dernières années des faibles précipitations et réserves d'eau.

Le pays s'est fixé l'objectif de générer 1 200 MW à partir de la géothermie d'ici 2015.

Un contrat a récemment été attribué à une compagnie chinoise pour le développement de la centrale Olkaria IV. Comme conséquence du projet Joint Geophysical Imaging du PNUE-FEM, le nombre de puits probablement nécessaires pour parvenir à 70 MW pourrait être de 15 au lieu des 30 requis avec la technologie précédente. Ceci pourrait permettre d'économiser jusqu'à 5 millions de dollars par puits foré.

D'autres pays de la région, qui possèdent des ressources géothermiques, ont également manifesté leur enthousiasme à l'idée de participer à l'expansion géothermique. Il s'agit notamment des îles Comores, de la République démocratique du Congo et du Rwanda.

La ville d'Heerlen aux Pays-Bas a réhabilité une ancienne mine de charbon abandonnée en un générateur de source d'énergie géothermique.

Le projet tire profit des puits miniers inondés il y a 30 ans, et utilise leur énergie thermique pour alimenter un vaste réseau de chauffage. Surnommé "Minewater", le nouveau système mis en service le 1er octobre, prévoit d'équiper jusqu'à 350 maisons et entreprises disposant d'un système de chauffage et de refroidissement adapté.[BRK1]

Pour tester le concept de "minewater", cinq nouveaux puits ont été forés dans le sol en divers endroits de la ville pour accéder aux galeries de la mine souterraine. Chaque puits est situé à une profondeur de 700 mètres où près de 80 mètres cubes d'eau par heure peuvent être pompés.

La température de l'eau au fond du puits est de 32°C et se refroidit progressivement pour atteindre 28°C à la surface. L'eau chaude de la mine - à 450 mètres sous terre - est amenée à la surface par une pompe qui en extrait la chaleur. Au cours de l'été, l'eau est pompée à une profondeur d'environ 250 mètres, là où le différentiel de température est bien moins important.

Des calculs effectués en décembre indiquent que "minewater" deviendra une source géothermale économiquement viable à long terme avec un coût équivalent aux sources d'énergie traditionnelles.

La zone désservie par "Minewater" est relativement nouvelle et comprend un supermarché, un tout nouveau centre culturel, une bibliothèque (image ci-dessous) ainsi que de nombreuses maisons et entreprises.

[BRK2]

Fin novembre, le nouveau magasin Ikea de Tourville-la-Rivière (Seine-Maritime) a ouvert ses portes au public. Sa particularité : la moitié de sa consommation liée au chauffage et à la climatisation sera assurée par la géothermie.

Un prélèvement d’eau y est réalisé dans la nappe souterraine, à 35 mètres de profondeur, pour alimenter le système de climatisation/chauffage par pompe à chaleur. Ceci, pour chauffer une surface totale de 28 725 m².

Le Groupe Ikea s’est fixé des objectifs d'amélioration de son efficacité énergétique globale et de réduction de ses émissions à effet de serre. Pour y parvenir, le groupe compte notamment réduire de 25 % sa consommation énergétique totale par rapport à 2005 (par mètre cube vendu en magasin et par mètre cube déplacé dans les dépôts centraux), et parvenir à 100 % d’énergies renouvelables dans chacune de ses unités. Le cap de 15 % d’amélioration de l’efficacité énergétique par rapport à 2005 a été atteint dans les magasins.

Pour les nouveaux magasins conçus à partir de 2006 et qui ouvriront leurs portes à compter de cette année, les équipes Ikea ont cherché à substituer les systèmes de chauffages classiques (gaz et électricité) par la source d’énergie renouvelable la plus adaptée à chaque terrain.

Le futur magasin de la marque, à Reims, utilisera par exemple une chaudière à bois.

Le groupe suédois finance à 100 % le recours aux énergies renouvelables dans ses unités, avec un amortissement des investissements prévu sur 8 ans (maximum). Les autres magasins existants font l’objet parallèlement d’aménagements pour intégrer progressivement de nouveaux équipements et améliorer leurs performances énergétiques.

A ce jour, 50 % des magasins sont équipés de panneaux solaires thermiques permettant de couvrir jusqu’à 80 % des besoins en eau chaude sanitaire, des sondes de CO2 permettant une ventilation optimisée selon la fréquentation des magasins ont été installées depuis 2007, ainsi que des luminaires basse consommation, des détecteurs de présence….

En 2009, tous les bâtiments Ikea France utiliseront au moins 60 % d’énergie issue de sources renouvelables.Fin 2009, la marque cessera par ailleurs de vendre des ampoules à incandescence et proposera exclusivement des ampoules à basse consommation. Les magasins disposent de points de recyclage de ces modèles en collaboration avec l’organisme Recylum.

D'ici 2020, la Guadeloupe devra assurer 20% de sa consommation via l'énergie géothermique. Source de chaleur et d'électricité, elle bénéficiera de programmes de recherche pour une meilleure connaissance du sous-sol.

Enjeux

Les activités géothermiques se déclinent, en France, en quatre grands secteurs :

• la valorisation, en métropole, de ressources de basse et moyenne énergie pour la production de chaleur, essentiellement par le biais de réseaux de chaleur urbains,
• les usages thermiques dans les bâtiments, par l'utilisation des pompes à chaleur
  géothermiques,
• la production d'électricité dans les départements d'Outre-Mer,
• la géothermie des roches profondes et fracturées, avec le pilote européen d'expérimentation scientifique de Soultz-sous-Forêts.

La nature des ressources existantes a conduit à privilégier en France les usages thermiques de la géothermie. Ainsi, le Grenelle de l’Environnement a fixé un objectif de production de 2 Mtep (19) supplémentaire de chaleur à partir de géothermie et de pompes à chaleur à l’horizon 2020. La production d’électricité d’origine géothermale devra être développée en priorité dans les départements d’Outre-Mer.

[L'avis de l'Ademe concernant les usages thermiques dans le résidentiel sera publié demain sur Enerzine (ndlr)]

La valorisation thermique pour le logement collectif ou le tertiaire

Les ressources de basse et moyenne énergie se rencontrent à des profondeurs comprises entre 600 et 3 000 mètres. Les sources exploitées actuellement sont principalement situées dans le Bassin Parisien et le Bassin Aquitain.

Une soixantaine d’installations de production géothermique est aujourd’hui exploitée, pour moitié sous forme de réseaux de chaleur urbains, localisés essentiellement en région parisienne. Les autres installations sont des installations de chauffage de bassins de pisciculture, de serres horticoles, de piscines ou de centres nautiques.

L'ensemble de ces opérations permet d'économiser annuellement 1 265 GWh utiles en moyenne, soit environ 130 000 tep de combustible fossile pour un parc avoisinant 166 000 équivalent-logements.

On évalue à un peu plus de 400 000 tonnes, le tonnage annuel des émissions de CO2 ainsi évitées.

La production d’électricité dans les départements d’Outre-Mer

Grâce à leur contexte volcanique, les départements d'Outre-Mer - la Guadeloupe, la Martinique et la Réunion ? constituent des terrains privilégiés de production d'électricité d'origine géothermale. C'est en Guadeloupe, sur le site de la commune de Bouillante, que les projets sont aujourd'hui le plus avancés, avec la réhabilitation en 1995-1996 de la centrale double-flash de Bouillante 1 (toujours en fonctionnement depuis cette époque), la réalisation entre 1999 et 2004 d'une nouvelle centrale (Bouillante 2) et un projet en cours d'étude (Bouillante 3) depuis 2003.

A terme, l'électricité produite par géothermie devrait couvrir près de 20% de l'électricité consommée en Guadeloupe avec une fourniture en base, économiquement rentable, disponible en permanence, et non polluante.

Ces actions s'accompagnent depuis 2002 d'un programme de recherches, baptisé GHEDOM, conduit par le BRGM et co-financé par l'Ademe. Les efforts de recherche menés jusqu'à présent ont été axés majoritairement sur le champ géothermique de Bouillante avec un double objectif :

• améliorer les méthodes d'évaluation des ressources en contexte insulaire (souvent difficiles à mettre en ?uvre étant donné la petite taille des champs géothermiques rencontrés)
• modéliser l'évolution d'un réservoir géothermique comme celui de Bouillante afin de jeter les bases d'une stratégie optimale d'exploitation de la ressource géothermale.

Les résultats permettront d'accompagner le développement des extensions de production au voisinage de Bouillante, de fiabiliser des méthodes de prospection mises en ?uvre dans les travaux conduits entre 2002 et 2004 et de définir les schémas d'ingénierie de réservoir permettant une meilleure exploitation de l'énergie thermique considérable stockée dans les roches et les fluides géothermaux.

Parallèlement à ces actions, des campagnes d’exploration par forages sont prévues à La Réunion et en Martinique pour déterminer les potentiels de ces départements

La géothermie profonde des roches fracturées

La France est engagée depuis 1987 aux côtés de l'Allemagne et de l'Union Européenne dans le domaine de la géothermie des roches profondes et fracturées. Les travaux de recherche menés sur le site de Soultz-sous-Forêts (Alsace) et les résultats très encourageants obtenus ont conduit, en 1999, à proposer la réalisation d'un pilote scientifique d'expérimentation, destiné à montrer la pertinence du concept de géothermie profonde.

L'architecture du pilote proposé repose sur la réalisation de trois forages profonds de 5 000 m, avec un puits central d'injection et deux puits d'extraction déviés, situés de part et d'autre du puits d'injection. Les deux puits périphériques récupèrent le fluide injecté qui, lors de sa circulation dans le milieu rocheux et fracturé, s'est réchauffé. Après épuisement du contenu calorifique du fluide en surface, il est réinjecté par le puits d'injection.

Le pilote de Soultz-sous-Forêts a été conçu pour une capacité thermique de 30 à 50 MW (à 200 °C), dans l'optique de produire de l'électricité (puissance électrique installée de 4 à 6 MW). La période 2004-2008 est destinée aux travaux d'expérimentation avec notamment la réalisation d'essais de circulation de longue durée entre puits. L'objectif principal sera de déterminer la productivité hydraulique du réservoir créé en profondeur, d'évaluer sa productivité thermique et de travailler sur sa gestion à long terme.

Si les travaux sont concluants, ceux-ci devraient conduire à l'horizon 2010- 2015 à la réalisation d'un prototype industriel d'une puissance électrique de 25 MW.

Avis de l'Ademe

Plutôt ciblé initialement sur les réseaux de chaleur urbains et les usages thermiques, le domaine d’application de la géothermie s'est élargi ces dernières années à ceux de la production d'électricité et des pompes à chaleur sur capteurs enterrés.

La géothermie est une source d’énergie prometteuse pour atteindre les objectifs du Grenelle de l’Environnement, estime l'agence.

En matière de production de chaleur, l’Ademe recommande, afin de soutenir l’activité de la géothermie dans l’habitat et le tertiaire, de réactualiser les inventaires de données de sous-sols dans le but d’obtenir une meilleure connaissance des ressources exploitables. Un accent doit être mis sur l'information des maîtres d'ouvrage et maîtres d'?uvre concernés (mise à disposition d'outils cartographiques sur les ressources, aide au financement d'opérations exemplaires, formation, …).

De plus, l’accès à des mesures d'incitation comme la garantie AQUAPAC (garantie sur le succès de la campagne de forage) doit être facilité. Enfin, comme pour les autres filières d’énergies renouvelables, les démarches de qualité des installateurs, y compris les foreurs, doivent progresser vers une certification à l’échelle européenne.

En matière de production d’électricité, la recherche doit être poursuivie afin d’accroître la contribution de la production d'électricité d'origine géothermale dans les Départements d’Outre Mer et de mieux positionner les opérateurs géothermiques français dans les développements internationaux de la géothermie en contexte îlien.

Un autre objectif, poursuivi notamment dans le projet européen de recherche de Soultz-sous-Forêts, est d’approfondir la faisabilité de la géothermie profonde des roches fracturées.

Pour en savoir plus

www.geothermie-perspectives.fr : site Internet développé par l’ADEME et le BRGM

Voir aussi : Bilan de l'Ademe concernant :

le bois énergie

le solaire thermique

le solaire photovoltaïque

l'énergie éolienne