En janvier 2017, trois hydroliennes devraient être en test dans la Garonne. Ce site d’expérimentation, baptisé Seeneoh Bordeaux, est le seul au monde à proposer des essais d’hydroliennes en estuaire. Celui de la Gironde reproduit les conditions naturelles d’une rivière, mais également celles d’un océan, avec l’influence des marées. Avec deux ans de retard, le site sera prochainement opérationnel avec notamment un flotteur de 44 tonnes et 27 mètres de long, sorte de catamaran géant en cours de construction. Il permet de ne tester que la turbine de l’hydrolienne. Deux autres raccordements sont prévus le mois prochain pour tester le couple hydrolienne et flotteur du fabricant. Pendant 6 à 24 mois, pour 200 000 €/an, des ingénieurs du site étudient les performances de l’engin : le bureau d’études Energie de la Lune mesure l’impact environnemental, Valorem, spécialiste de l’éolien, les performances énergétiques et Cerenis, un bureau d’études bordelais, les performances mécaniques. « Nous avons mis en place les protocoles nécessaires, avec Bureau Veritas, pour aller jusqu’à la certification de la courbe de puissance. Ce service permet aux fabricants de commercialiser rapidement leur hydrolienne après le test », explique Marc Lafosse, instigateur du projet. Quatre entreprises sont pressenties pour les premiers tests : Hydroquest, Hydrotube, Bertin Technologies (groupe Cnim), et Instream Energy System.

Grande nouvelle pour les acteurs des énergies renouvelables ! 42 % de croissance dans les cinq prochaines années avec 825 GW de nouvelles capacités électriques renouvelables, selon le rapport annuel 2016 de moyen terme sur les énergies renouvelables de l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Un chiffre revu à la hausse de plus de 13 % par rapport aux estimations de l’Agence en 2015. Résultat : en 2021, les énergies renouvelables représenteront 28 % de la production d’électricité mondiale contre 23 % fin 2015, année record en termes d’investissements et de déploiement. L’AIE explique son optimisme par l’évolution des politiques, notamment aux États-Unis, en Chine, en Inde et au Mexique, où l’Agence a relevé ses prévisions. En cinq ans, les coûts du solaire devraient aussi encore baisser de 25 %, tandis qu’ils diminueront de 15 % dans l’éolien terrestre.

Signe des temps, Autolib a souscrit à l’offre d’énergie verte de Direct Énergie. Depuis le 1er octobre, les bornes de charge du service d’autopartage de voitures électriques d’Île-de-France s’alimentent en électricité auprès d’un fournisseur qui s’engage à acheter, en France, des garanties d’origine correspondant à la quantité d’électricité consommée par les voitures électriques. « Les autres services d’autopartage français du groupe Bolloré (Bluely à Lyon et Bluecub à Bordeaux) ont choisi, sur le même principe, des offres de fourniture qui garantissent l’injection dans le réseau de l’électricité consommée en énergie renouvelable et reçoivent ainsi leurs garanties d’origine correspondant à la fourniture d’électricité renouvelable », assure le groupe dans un communiqué.

Il avait bien besoin d’une cure de jouvence ! Le réseau de chaleur de Saint-Pierre-des-Corps, dans l’agglomération de Tours (Indre-et-Loire), qui date des années 70, subit une modernisation de ses canalisations et passera aux énergies renouvelables au deuxième trimestre 2017. La ville et Corpo Energies, filiale d’Engie Réseaux, le délégataire, ont opté pour du bois à 64 % et pour du solaire thermique à 1 %. Les capteurs seront positionnés sur les toits des immeubles et raccordés aux sous-stations. « La part de solaire est modeste, car contrairement à une chaufferie bois, l’emprise foncière est importante, explique Sébastien Gohier, responsable d’exploitation chez Engie Réseaux, mais nous souhaitions mixer les énergies et être le plus efficient possible pour la production d’eau chaude sanitaire », . Deux chaudières biomasse de 2 et 2,5 MW seront installées. Ce montage permet de n’utiliser qu’une chaudière l’été, à son rendement optimum. La ville, très engagée, a fait raccorder neuf bâtiments publics (centre technique, bibliothèque, écoles, etc.). À terme, ce sont environ 3 700 équivalents logements qui seront desservis par un réseau qui atteindra 7 km en 2021 contre 3 km aujourd’hui. L’investissement total s’élève à 10 M€. Engie Réseaux espère une subvention de l’Ademe entre 20 et 30 % de l’investissement. Grâce à cette modernisation et un combustible bon marché, le prix de la chaleur, qui était de 93 € MWh TTC en solution gaz, sera stabilisé sur le long terme et devrait un peu diminuer. 9 000 tonnes de CO2 seront ainsi économisées par an.

Présentée comme une première en France et en Europe, une « centrale de géothermie marine » a été inaugurée le 17 octobre par Engie à Marseille. Baptisée Thassalia, l’installation puise de l’eau de mer à 7 mètres de profondeur dans le port de Marseille. L’eau salée (à 14° C l’hiver et 22° C l’été), passe ensuite dans des pompes à chaleur pour alimenter en froid ou en calories le réseau de chauffage d’une partie d’Euroméditerranée, le nouveau quartier d’affaires de la cité phocéenne. Au total, trois kilomètres de réseau sont prévus, dans cet ensemble encore en partie en construction, pour alimenter 500 000 m2 de bâtiments, assure le groupe dans un communiqué. Cette centrale d’une puissance de production de 19 MW de chaud ou de froid représente un investissement de plus de 35 M€, dont près de 7 M€ d’argent public. Engie développe un projet comparable sur l’île de la Réunion, à Sainte-Marie et Saint-Denis, pour assurer notamment la climatisation de l’aéroport, de l’hôpital et de l’université.

Le gouvernement a adopté la semaine dernière un projet de loi portant sur l’autoconsommation d’électricité et les énergies renouvelables. Il ratifie « les ordonnances du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables ». Le gouvernement veut, par ailleurs, s’assurer de pouvoir recourir à une procédure d’appel d’offres pour développer des capacités de production de biométhane destiné à être injecté dans le réseau de gaz. Pour ce faire, le projet de loi indique que les objectifs définis par arrêté de la ministre chargée de l’Énergie valent programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), jusqu’à la date de publication de celle-ci. Pour rappel, dans le projet de décret relatif à la PPE, les objectifs d’injection de biométhane dans le réseau de gaz sont, en termes de production globale, 1,7 TWh en 2018 et de 8 TWh en 2023.

Le biogaz carburant se démocratise. Dans deux semaines, le plus grande station d’Île-de-France ouvrira ses pompes à Bonneuil-sur-Marne (Val-de-Marne). Cette station proposera aux transporteurs et aux particuliers, de recharger leur véhicule avec du GNV, du bioGNV ou EcoGNV (30 % de BioGNV), 7 jours sur 7. La proportion de BioGNV sera variable. Le Sigeif (le Syndicat intercommunal de gaz, d’électricité en Île-de-France), propriétaire de la station, estime qu’il y aura un surcoût de l’ordre de 20 c€/kWh entre le GNV et le BioGNV.? Endesa, leader sur le marché électrique espagnol, a obtenu le droit d’exploiter le site pendant 3 ans. À compter du 1er novembre, sur 4 000 m2, deux pompes distribueront du gaz naturel véhicule, puis deux autres pourraient être installées. Pour l’alimentation en biogaz, pas de méthaniseur. Endesa s’appuie sur les certificats d’origine. Néanmoins, les unités de méthanisation se multiplient en Île-de-France, à commencer par le projet porté par le Siaap (syndicat d’assainissement), à 5 km de Bonneuil-sur-Marne. Le but de l’unité BioGNval est de produire du biométhane à partir des eaux usées d’une station d’épuration. Trois autres unités de biogaz agricoles injectent leur production sur le réseau en Seine-et-Marne. En face, l’offre de stations de GNV- BioGNV se structure. D’ici à cinq ans, le Sigeif et la Caisse des Dépôts, via la société Sigeif Mobilités visent une dizaine de stations et Endesa ambitionne d’en déployer une cinquantaine dans l’Hexagone.

EDF Énergies Nouvelles a annoncé, mardi 11 octobre, avoir remporté pas moins de 648 MW de nouveaux projets solaires et éoliens en Amérique latine. Au Mexique, le groupe a gagné un projet éolien de 252 MW et fait son entrée dans le solaire en remportant le projet « Bluemex », d’une puissance de 90 MWc, dans le cadre d’un appel d’offres national. Déjà présent dans l’éolien au Brésil, EDF EN investit le secteur solaire avec l’acquisition, auprès de Canadian Solar, de 80 % du projet de « Pirapora I » (191 MWc). Enfin, au Chili, EDF EN poursuit son développement dans le photovoltaïque avec “Santiago Solar”, un parc de 115 MWc détenu à parité avec le développeur local Andes Mining Energy (AME). L’ensemble de ces nouveaux programmes porte à 1 368 MW les projets du groupe, déjà opérationnels ou à mettre en service dans les prochaines années en Amérique latine, explique EDF EN dans un communiqué.

Selon une étude dévoilée récemment, un approvisionnement énergétique basé sur 100 % d’énergies renouvelables est possible en Inde dès 2030. La publication, réalisée par la Lappeenranta University of Technology et l’Energy Watch Group, avance que cette solution serait la plus efficace d’un point de vue économique. « Les énergies solaire et éolienne, fluctuantes, complétées par les énergies hautement flexibles que sont la bioénergie, l’hydroélectricité, la géothermie et le stockage, peuvent fournir à l’Inde l’électricité au coût le moins élevé d’ici 2030 tout au long de la journée et en toute saison, y compris durant la mousson », explique Christian Breyer, professeur d’économie solaire et principal auteur du rapport. Dans le scénario présenté, les capacités installées de solaire et d’éolien devront atteindre respectivement 727 GW et 191 GW et représenter 59 % and 18 % du mix électrique indien.

Une petite révolution s’annonce dans le solaire thermique. Alors que la filière résidentielle peine à trouver un nouveau souffle, que les réseaux de chaleur solaire sont encore au stade expérimental en France, Newheat, une start-up bordelaise, entend proposer de la chaleur solaire aux industriels, à grande échelle. Un montage calqué sur le modèle du photovoltaïque. « Au sein de la filière, il manque un acteur pour investir et porter le risque, explique Hugues Defréville, l’un des deux associés. Nous proposons à nos clients de financer et de construire une centrale solaire thermique et de leur vendre la chaleur avec un contrat sur 15 à 20 ans. » Pour réaliser leurs installations, les associés ont mis au point des innovations techniques. Les panneaux sont installés sur des trackers, ce qui optimise la production et évite les surchauffes. Un logiciel de prévision permet de connaître les quantités de chaleur produite et de modéliser les courbes de températures. Ces procédés, soutenus par l’Ademe, sont pour l’instant testés à l’échelle d’un pilote de 100 kW, pendant 18 mois. Mais, dès 2017, Newheat souhaite développer des installations de 1 à 2 MW. Un projet est déjà bien avancé avec un papetier en Aquitaine. Pour 2018, il vise des centrales de 5 à 10 MW pour atteindre un meilleur niveau de rentabilité.