Le groupe franco-belge spécialisé dans les systèmes de stockage d’énergie John Cockerill annonce vouloir implanter une gigafactory d’équipements de production d’hydrogène bas carbone sur son site d’Aspach-Michelbach dans le Haut-Rhin. Le site serait doté d’ici 2022 d’une annexe lui permettant de produire jusqu’à 200 MW d’électrolyseurs annuellement. John Cockerill souhaite également commercialiser d’autres solutions permettant la production et le stockage d’hydrogène vert, basé sur le savoir-faire français et européen. En effet, l’entreprise prévoit la création de 400 emplois en Europe dont 250 emplois directs en France. Allié à d’autres sites européens, comme celui de Seraing en Belgique, le site envisage de progressivement augmenter sa capacité de production jusqu’à 1 GW à l’horizon 2030. L’entreprise McPhy spécialisée dans les électrolyseurs et stations de recharge hydrogène annonce elle aussi vouloir développer des capacités de production. Situé à Grenoble, ce nouveau site industriel devrait multiplier par sept les capacités actuelles de production de station de McPhy (soit près de 150 stations annuellement), en créant plus de 100 emplois directs. Il rassemblera dès 2022 les équipes, actuellement à La Motte-Fanjas et à Grenoble, sur ce site de 4 000 m². Ce changement d’échelle et de site pourrait permettre de fortement diminuer les coûts de production et les délais de livraison d’après McPhy. Ces stations seront destinées à la recharge de tous types de véhicule.

L’entreprise spécialisée dans l’énergie houlomotrice Seabased va installer une centrale de 10 MW en Bretagne. La région, qui soutient ce projet via Bretagne Ocean Power, souhaite montrer que la Bretagne est une région avant-gardiste en ce qui concerne ce type de technologie marine. Bretagne Ocean Power a été créé dans ce but, et coordonne l’action de tous les acteurs économiques impliqués dans le développement des énergies marines en Bretagne. Pour ses systèmes électroniques Seabased a déjà travaillé avec l’entreprise bretonne ENAG, spécialisée dans les systèmes de conversion d’énergie en milieu hostile. Fort de ces divers partenariats, Seabased développe une centrale houlomotrice pilote de 2 MW dans la baie d’Audierne qui évoluera jusqu’à une puissance de 10 MW. Il s’agit d’un système de bouées à la surface de l’océan qui soulèvent l’arbre d’un générateur linéaire grâce au mouvement des vagues. Ce générateur constitué d’aimants, appelé Wave Energy Converter (WEC), est posé sur le fond marin. L’électricité produite par de nombreux systèmes bouée-générateurs est ensuite transportée sur le fond marin jusqu’à une sous-station avant de rejoindre le réseau électrique.

Mardi 15 juin se sont déroulés les 8^e États généraux de la chaleur solaire, un évènement co-organisé par Enerplan et Atlansun. Les échanges ont rassemblé un large panel d’industriels ou d’institutions engagés dans cette technologie. Ils ont été l’occasion de faire le bilan d’un secteur trop souvent oublié et parent pauvre de la transition énergétique du pays. Outre l’orientation positive du marché en 2020 et pour les premiers mois de 2021, les États généraux ont été l’occasion de rappeler la pertinence des réalisations solaires thermiques, qui constituent des solutions à des applications très variées. Il a ainsi été question de la dynamique des chauffe-eaux solaires individuels et des systèmes solaires combinés qui, après une année 2020 encourageante, connaissent une très forte progression en 2021. Dans le neuf, le positionnement du solaire thermique dans la prochaine RE2020 semble intéressant même si tous les détails de la prochaine réglementation ne sont pas encore connus. Autre sujet débattu, la place de la chaleur solaire dans les opérations du Fonds chaleur. Si les contrats d’objectifs territoriaux ou patrimoniaux ont permis ces dernières années de faire émerger plusieurs projets intéressants, il reste du chemin à parcourir pour que cette technologie puisse faire mieux que la cinquantaine de réalisations aidées en 2020 pour environ 4 % du budget total du dispositif. La concurrence avec le gaz fossile mais également avec les autres technologies renouvelables sont des obstacles difficiles pour un secteur souvent mal connu des acteurs du bâtiment. Pour l’avenir, les demandes des professionnels au gouvernement portent sur trois axes : le maintien des aides actuelles (notamment MaPrimeRénov qui semble donner de l’air au secteur depuis début 2020), la simplification des démarches administratives et enfin davantage de communication et d’information.

Les chiffres 2020 du marché solaire thermique pour les applications individuelles viennent d’être publiés par Observ’ER. Dans son étude annuelle, l’observatoire évalue à 22 530 m² les surfaces de capteurs solaires thermiques vendues en 2020 en Métropole pour des applications de chauffe-eaux solaires individuels ou de systèmes solaires combinés (eau chaude sanitaire plus chauffage). Ce chiffre marque une croissance de 8 % par rapport à 2019. Si le secteur reste à un niveau d’activité très bas comparé à ce qu’il était il y a une dizaine d’années (près de 130 000 m² en 2011), les industriels ont tout de même le sentiment qu’une nouvelle dynamique peut s’enclencher. Les efforts faits sur les prix, qui sont restés très stables au cours des dernières années alors que celui des énergies fossiles a augmenté, commencent à porter leurs fruits. Dans le même temps, le développement des qualifications RGE (reconnu garant de l’environnement), acquises par les installateurs, a joué pleinement son rôle de tiers de confiance auprès des particuliers. Enfin, la mise en place en 2020 du dispositif gouvernemental MaPrimeRénov’, qui propose des aides réellement incitatives, a également participé aux bons résultats de 2020. Du côté des territoires d’Outre-mer, le marché présente un visage beaucoup plus dynamique avec 90 545 m² recensés l’an passé. Dans ces régions, la loi de transition énergétique pour la croissance verte a mis particulièrement l’accent sur la précarité énergétique en multipliant par trois la valeur des CEE provenant d’opérations réalisées chez des ménages en situation de précarité énergétique par rapport aux CEE hexagonaux. Le chauffe-eau solaire individuel est souvent l’équipement choisi dans le cadre de ce dispositif.

Le concepteur et fabricant français d’hydroliennes marines HydroQuest vient d’annoncer un partenariat avec Qair Marine, pour développer une centrale hydrolienne constituée de sept machines de 2,5 MW chacune, soit 17,5 MW. Leur association se matérialise par la création de la société́ « FloWatt, les hydroliennes du Raz Blanchard », dont l’ambition est de permettre un déploiement à l’échelle commerciale de l’énergie hydrolienne en mer d’ici à 2030. Situé sur la concession du Raz Blanchard, cédée par EDF Renouvelables et localisée à la pointe nord-ouest de la presqu’île du Cotentin, le futur site va s’appuyer notamment sur les retours d’expérience du projet OceanQuest, l’hydrolienne marine immergée depuis 2019 à Paimpol-Bréhat. Pour ce nouveau projet, HydroQuest a conçu une nouvelle turbine à double axe vertical plus légère, dont la puissance nominale passera de 1 MW à 2,5  MW. La mise en service de FloWatt est prévue pour 2025, sous réserve du soutien du programme d’Investissement d’Avenir, opéré́ par l’Ademe, avec un démarrage de la construction des hydroliennes à partir de 2023. La ferme pilote sera exploitée sur une durée de 20 ans et produira 40  millions de kWh/an, soit l’équivalent de la consommation de 20 000  habitants. L’ensemble de la gestion du projet sera effectué en France, de la fabrication des machines à leur maintenance en passant par les travaux de raccordement électriques.

Le 2 juin, le Conseil Européen de l’Énergie Géothermique (EGEC) a publié son rapport annuel : European Geothermal Market Report 2020. D’après ce dernier, 2020 a marqué une fin tourmentée de la décennie, mais également un regain d’intérêt pour l’énergie géothermique. En effet fin 2020, l’Europe au sens large, incluant jusqu’à la Turquie, comptait 3,5 GW de production électrique issus de géothermie, répartis en 139  centrales. La Turquie, premier pays avec 1 688 MW installés, est le seul à avoir entamé un nouveau projet en 2020. Le nombre de réseaux de chaleur et de froid urbains alimentés par la géothermie s’élève quant à lui au nombre de 350, avec plus de 232 nouveaux projets en cours, malgré les impacts de la crise sanitaire. À l’image de l’Islande qui exploite 2 632 MW de géothermie profonde, de nombreux pays ont dévoilé leur volonté de développer fortement cette énergie, afin de décarboner leurs besoins de chaleur et de froid. Avec plus de 2,1 millions d’équipement en fonctionnement, l’EGEC souligne que le marché des pompes à chaleur géothermiques, bien qu’il soit en croissance, reste très localisé dans certains pays, notamment scandinaves. Afin de soutenir la filière, l’EGEC appelle les pouvoirs publics à la soutenir via des subventions à l’achat et aux forages, à mettre en place des prix pour le carbone plus incitatif, à financer la recherche, et à simplifier les démarches administratives pour l’autorisation des projets.

Lhyfe, entreprise nantaise spécialisée dans l’hydrogène renouvelable, a été choisie pour faire partie du nouveau parc industriel danois « GreenLab », l’une des premières zones d’essai énergétique officielles et réglementaires en Europe. Lhyfe et ses partenaires y installeront un site équipé de 24 MW d’électrolyse pour une production d’environ 8 tonnes d’hydrogène renouvelable par jour. Cet hydrogène alimentera une production de méthanol utilisé pour la mobilité́ et les industriels du site, ainsi que pour la mobilité des usagers des alentours. La première phase du projet, qui comprend environ 12 MW, devrait être installée fin 2022. Le Français fait également partie du consortium du projet GreenHyScale, qui prépare un accord de subvention auprès de l’Agence exécutive européenne pour le climat, les infrastructures et l’environnement (CINEA) en réponse à l’appel de financement Green Deal de l’Union Européenne. GreenHyScale consiste en un projet de démonstration d’un électrolyseur d’une puissance minimale de 100 MW, utilisant la nouvelle génération d’électrolyseur alcalin multi-MW fournie par le Danois Green Hydrogen Systems. L’unité, dont la mise en service est prévue courant 2024, fournira environ 30 tonnes d’hydrogène renouvelable par jour. Le montant de la subvention s’élève à 30 millions d’euros.

La mairie de Saint-Gervais-les-Bains (Haute-Savoie) annonce que les travaux de la centrale hydroélectrique qui turbinera les eaux du torrent de Miage débuteront après l’été 2021. La construction se déroulera en trois temps  : la prise d’eau sur le torrent de Miage, une conduite forcée et un bâtiment usine qui sera fondu dans un environnement boisé à flanc de montagne pour une meilleure réduction de l’impact visuel. Pour l’acheminement des matériaux, la commune a opté pour un transport par câble téléphérique appelé « blondin », une solution technique respectueuse de l’environnement, qui évite des rotations d’engins motorisés. Un bail de 60 ans a été signé entre la commune et la SARL CH Miage (filiale du groupe Quadran) qui sera en charge de la construction et de l’exploitation de la centrale dont la puissance est estimée à 3  190 kW. La mise en service est annoncée pour 2023.

Le géant de la construction China Gezhouba Group Corporation (CGGC) se voit confier la construction du futur barrage de Chollet par les gouvernements camerounais et congolais. Ce projet vise à construire une centrale électrique de 600 MW sur la rivière Dja, aussi appelée rivière Ngoko, marquant la frontière entre le Cameroun et la République du Congo. Avec 108 mètres de hauteur, le barrage créera une chute de 85 m pour produire de l’électricité à destination du Cameroun et du Congo, mais ces derniers envisagent également d’en fournir à leurs voisins du Gabon et de la République centrafricaine. Ce projet de 700 millions de dollars (600 M€), notamment soutenu par la Banque africaine de développement (BAD), sera mené en trois étapes, à savoir études, construction puis mise en service par la CGGC, mais pour l’heure aucun planning ni potentiel exploitant n’a été dévoilé.

Dijon Métropole a annoncé le mercredi 19 mai le démarrage de la construction de sa première station de production d’hydrogène renouvelable qui sera située au nord de la ville. Ce site s’intègre au projet Smart Energhy, une coentreprise créée par Dijon Métropole et Rougeot Energie, et sera capable de produire jusqu’à 440 kilos d’hydrogène afin d’alimenter d’ici 2030, 44 bennes à ordures ménagères et 180 bus. L’électrolyseur sera alimenté par une électricité d’origine renouvelable issue de la combustion de déchets et d’une centrale solaire de 12 hectares pour une mise en service début 2022. Un projet de 100 millions d’euros au total, dont 20 % pour la construction des stations de production d’hydrogène et 80 % pour le renouvellement des bennes et des bus à hydrogène. Les investisseurs sont l’Ademe, la Région Bourgogne Franche Comté et l’Europe. Un second site de production, également situé au nord de Dijon, aura une capacité initiale de 880 kg/jour avec une mise en service prévue en 2023.