Air Liquide a annoncé le 20 octobre le rachat de la société H2V Normandy à H2V Product, en portant sa participation à 100 %, contre 40 % auparavant. Rebaptisée Air Liquide Normand’Hy, la société porte un projet d’installation d’électrolyseurs situés dans la zone industrielle de Port-Jérôme (Seine-Maritime) devant entrer en service en 2025. Avec ses 200 MW de capacité, il fournira jusqu’à 28 000 tonnes d’hydrogène vert par an pour des applications industrielles et de mobilité lourde, et évitera ainsi 250 000 tonnes de CO₂. La technologie d’électrolyseur retenue est celle des membranes échangeuses de protons (PEM). Ce projet est notamment qualifié pour le deuxième tour de l’appel à projets European Union Emissions Trading System (EU ETS) Innovation Fund 2020, et a été notifié par les autorités françaises à la Commission européenne dans le cadre de l’appel à Projet Important d’Intérêt Européen Commun (PIIEC) concernant l’hydrogène. D’ici 2030, Air Liquide prévoit de porter sa capacité de production d’hydrogène par électrolyse à 3 GW.

Avant une publication officielle mardi 26 octobre, l’association d’experts indépendants NégaWatt vient de dévoiler les premiers éléments de son nouveau scénario à 2050. Plus qu’un simple exercice de projection énergétique, Negawatt propose à travers son travail un véritable projet de société qui couvre de nombreux aspects (énergie, économie, santé…). L’un de ses messages forts étant « Pas de transition écologique sans transition sociétale ». À partir d’une ligne de conduite basée sur deux objectifs, la neutralité carbone en France en 2050  (émissions « importées » incluses) et la réduction de 55 % des émissions de gaz à effet de serre au niveau européen d’ici à 2030, le scénario négaWatt conclut à la possibilité d’un mix énergétique reposant à 100 % sur des énergies renouvelables. Afin d’y parvenir, la première des conditions est une sobriété de la demande en divisant par deux la consommation d’énergie finale du pays en 2050 par rapport à aujourd’hui. Cela doit passer par une accélération de la rénovation énergétique des bâtiments et sur une évolution plus rapide des modes de mobilité. Côté production d’électricité, le scénario prévoit un parc reposant principalement sur l’éolien (pour 300 TWh de production annuelle en 2050), le photovoltaïque (160 TWh) et le biogaz (140 TWh). Il ne serait alors plus nécessaire de conserver un parc nucléaire. Aucun des 56  réacteurs actuellement en activité ne serait prolongé au-delà d’une durée de fonctionnement de cinquante ans, certains seraient arrêtés dès quarante ans et aucun nouveau réacteur ne serait mis en service. En complément du volet énergétique, le nouveau scénario propose deux autres volets analytiques : négaMat et Afterres 2050. Le premier porte sur l’évolution de la consommation des matériaux et des matières premières, le second est consacré à la transition agroalimentaire. Au-delà de la seule question du bilan énergétique français, une telle transition conduirait à éviter plus de 10 000 décès par an entre 2035 et 2050 liés à la pollution et permettrait de créer jusqu’à 300 000 emplois dans le secteur de la rénovation des bâtiments et 135 000 dans celui des énergies renouvelables.

Le CEA avait déjà approuvé l’idée de l’entreprise de travaux publics Eurovia, selon laquelle la chaleur estivale du bitume peut être valorisée énergétiquement, grâce au dispositif Power-Road. La chaleur est collectée grâce à un échangeur thermique, constitué de tubes dans lesquels circule un fluide caloporteur, disposé à l’horizontale et positionné sous la couche de roulement, n’entravant ainsi pas les autres usages de la route. Sur le salon lyonnais Pollutec, mercredi 13  octobre, la filiale de Vinci a présenté les résultats d’une seconde étude, réalisée quant à elle par le BRGM, et qui prouve que sa technologie Power Road peut utiliser le sous-sol comme solution de stockage intersaisonnier. « Pour rester dans une géothermie de minime importance, avec un cadre réglementaire simplifié, nous nous sommes appuyés sur un champ de sonde. En circuit fermé », rapporte Antoine Voirand, spécialiste de la géothermie et du stockage d’énergie au BRGM. L’énergie collectée sous le bitume peut en effet être envoyée et stockée dans le sous-sol grâce à des sondes géothermiques. Antoine Voirand a modélisé un bâtiment ayant besoin à la fois de chauffage et de rafraîchissement, avec une pompe à chaleur géothermique alimentée par ces sondes chauffées par l’énergie emmagasinée grâce à Power Road. Le coût global d’un tel système pourrait d’après ses calculs diminuer de 10  à 35 % sur vingt-cinq ans celui d’une installation sans stockage intersaisonnier. Notamment parce que le besoin de sondes dans le sol est moindre. De même que la consommation de gaz pour l’appoint. « Les technologies sont matures, ce sont des solutions de géothermie et des pompes à chaleur, souligne Sandrine Vergne, responsable du développement de cette offre chez Eurovia. L’innovation, c’est le captage de l’énergie solaire thermique de la chaussée. » D’ores et déjà testée en conditions réelles pour chauffer des bâtiments ou déneiger des routes, cette solution pourra, selon l’entreprise, être déployée sur quelques dizaines de mètres carrés dans un lotissement, comme sur des surfaces de plusieurs milliers de mètres carrés.

Le fournisseur de chaleur renouvelable, Newheat, inaugure ce jeudi 21  octobre la centrale solaire thermique, Narbosol, qui alimentera le réseau de chaleur de la ville de Narbonne (Aude) avec une puissance de 2,8 MW et la réduction de 500 tonnes de CO₂ par an. Avec 3 232 m² de capteurs solaires, la centrale alimentera en chauffage et eau-chaude sanitaire plus de 900 logements, 7 écoles (4 élémentaires et 3  maternelles), 1 collège et d’autres bâtiments publics. Déjà équipée d’une chaudière biomasse, la ville de Narbonne poursuit sa transition énergétique, en passant de 64 % à plus de 70 % d’énergie issues des énergies renouvelables. Le projet Narbosol, financé et développé par Newheat est lauréat de l’Appel à Projet « Grandes Installations Solaires Thermiques » du Fonds Chaleur de l’Ademe, il est également soutenu par la Région Occitanie à hauteur de 100 000 € dans le cadre de son plan de soutien au développement des énergies renouvelables.

Vendredi 22 octobre à Vezin-le-Coquet (Ille-et-Vilaine) sera inaugurée la première station de recharge d’un futur réseau national de bornes ultra-rapides. L’évènement se fera en présence de Barbara Pompili, ministre de la Transition écologique, de Jean-Baptiste Djebbari, ministre délégué en charge des Transports et de Jean-Louis Borloo, président de la Fondation Énergies pour le Monde. Développé par le groupe NW, ce nouveau modèle de stations est innovant puisqu’il associe un système de stockage d’énergie basé sur des batteries (reposant sur la technologie JBox) à une borne de recharge ultra-rapide, baptisée IECharge. Sa puissance de charge maximale est de 320 kW, soit 16 fois plus rapide que celle des points de charge habituels. La partie batterie permet d’équilibrer le réseau électrique en se chargeant lorsque la production est trop importante tout en réinjectant l’électricité lorsque la consommation atteint un pic. Cette station d’un nouveau genre est la première d’un réseau qui devrait à terme représenter 600 unités dans les 24 prochains mois en France tout en proposant un prix de la charge 40 % inférieur à celui des autres stations ultra-rapides. Ce projet, qui est une étape dans la transition énergétique des transports (cf baromètre EurObserv’ER), a été retenu par la fondation Solar Impulse de Bertrand Piccard qui a labellisé plus de 1 000 solutions identifiées comme propres, rentables et ayant un impact positif sur l’environnement et la qualité de vie.

Portée par sept agriculteurs associés, l’unité de méthanisation de Green Gas Viry (Haute Savoie) sera inaugurée le 22 octobre prochain. Ce projet a été totalement imaginé et monté par un collectif d’agriculteurs qui en assurera l’exploitation au travers d’un contrat de 15 ans pour l’injection de biométhane sur le réseau GRDF. L’opération s’inscrit dans la politique énergétique des collectivités du Genevois français et a reçu le soutien de la Communauté de communes du Genevois, du Pôle métropolitain et de la Région Auvergne-Rhône-Alpes. Le méthaniseur produira du biogaz uniquement à partir de matière végétale (fumier de bovin et lisier pour 86 %) issue d’une collecte circonscrite dans un rayon de 10 km autour de l’unité. La production annuelle sera de 4 500 MWh, soit l’équivalent des besoins annuels de 900 foyers. Le digestat, sous-produit de la méthanisation, sera ensuite utilisé en tant que fertilisant naturel pour les champs alentour.

La chaufferie biomasse de Blagnac située à six kilomètres de Toulouse a été inaugurée le 6 octobre dernier. Construite par Veolia, le site alimente le réseau de chaleur d’une partie de la ville, dont l’aéroport, les logements collectifs du quartier des Cèdres, le collège Guillaumet et la piscine des Ramiers. Les plaquettes forestières utilisées sont issues de forêts certifiées, situées à moins de 100 kilomètres de Blagnac. Cette nouvelle chaufferie s’inscrit dans un projet de rénovation du réseau de chaleur de la ville, initié, en 2017, par Toulouse Métropole et baptisé Blagnac Énergies Vertes. Le réseau de chaleur de Blagnac, créé en 1976 est alimenté par le puits géothermique du Ritouret grâce à une nappe se situant à 1 500 mètres de profondeur avec une eau à 58°C. Le réseau s’étale sur 4 km avec 37 postes de livraison. Avec la mise en service de la chaudière biomasse, la part des énergies renouvelables de l’ensemble du réseau de chaleur de la ville est désormais de 74 %.

Un an après la pose de la première pierre, le producteur nantais d’hydrogène renouvelable, Lhyfe, a inauguré le jeudi 30 septembre son unité de production située sur le port du Bec à Bouin dans le département de la Vendée. L’électricité produite par les huit éoliennes situées à proximité du site alimente désormais un électrolyseur qui délivre aujourd’hui 300 kg d’hydrogène vert par jour pour passer à une tonne dans les mois à venir. La production alimentera quatre stations-services situées dans l’Ouest de la France dont celle de La Roche-sur-Yon qui sera opérationnelle dans les prochains jours. Une cinquantaine de véhicules lourds, bus, bennes à ordures ménagères pourront rouler à l’hydrogène renouvelable dans les départements de la Loire-Atlantique, de la Sarthe, de la Vendée d’abord, puis dans d’autres départements, notamment via le projet Vallée Hydrogène Grand Ouest (VHyGO).

La société d’investissement Meridiam, Hydrogène de France (HdF) et la Société anonyme de la raffinerie des Antilles (SARA) viennent d’annoncer le lancement du chantier de la centrale électrique de l’Ouest Guyanais (CEOG) sur la commune de Mana. A partir de source solaire, cette centrale couplée à du stockage hydrogène et à des batteries fournira de l’électricité sans interruption pour l’équivalent de 10 000 foyers (50  GWh par an), pour un coût inférieur aux autres centrales du territoire fonctionnant au diesel. De jour (de 8h à 20h) le complexe disposera de 10 MW de capacité, et de 3 MW la nuit. Sa capacité de stockage s’élèvera à 128 MWh et elle permettra d’éviter 39 000 tonnes de CO₂ dans l’atmosphère par an. Représentant un investissement total de 170 millions d’euros, ce projet débutera le 30  septembre pour une mise en service prévue en avril 2024. Pendant les 25  années de son fonctionnement CEOG devrait générer un chiffre d’affaires de 17 millions d’euros auprès d’entreprises locales. Le projet se situe sur une parcelle de 140 hectares louée par l’Office national des forêts, incluant 62 hectares de forêt humide que les porteurs de projet s’engagent à préserver et protéger.

La malterie Boortmalt d’Issoudun, la société d’investissement Kyotherm, spécialisée dans la production de chaleur renouvelable, et l’Ademe annoncent la mise en service de centrale solaire thermique de la malterie d’Issoudun située dans l’Indre, en région Centre-Val de Loire. D’une surface de 14  252 m², la centrale produira 8,5 GWh de chaleur par an, soit 10 % des besoins du site et évitera le rejet de 2 100 tonnes de CO₂, soit l’équivalent des émissions annuelles de 1 050 véhicules thermiques. Le mix énergétique de la malterie d’Issoudun est désormais composé de 50 % de gaz, 15 % de cogénération, 25 % de biomasse et 10 % de solaire thermique. Le projet a été développé et financé par Kyotherm, pour un montant de 6 millions d’euros et a été subventionné à hauteur de 3  millions d’euros par l’Ademe.