Le programme européen des baromètres EurObserv’ER vient de livrer son dernier opus consacré à la filière des pompes à chaleur. Portée à la fois par une volonté politique forte de certains États membres de décarboner leur production de chaleur, et également par une demande accrue de confort d’été pour faire face aux vagues répétées de surchauffes estivales, le marché des pompes à chaleur de l’Union européenne a écoulé près de 3,9 millions d’unités en 2019. Dans ce total, les équipements aérothermiques représentent plus de 97 % des ventes (3 792 855 unités sur un marché de 3 886 530), mais pour la première fois depuis longtemps la filière géothermique affiche un taux de croissance important (8 %). Lancées à grande échelle, il y a une quinzaine d’années, les pompes à chaleur représentent aujourd’hui un parc évalué à 40 millions d’unités pour une production d’énergie renouvelable de 12,7 millions de tonnes équivalent pétrole (tep), soit environ 12 % du total de la chaleur et du refroidissement renouvelable au sein de l’UE. De plus en plus de pays membres utilisent les pompes à chaleur, notamment les technologies aérothermiques, comme principal équipement de chauffage pour les logements neufs. Un chemin que prend d’ailleurs la France avec plus de 815 000 pompes à chaleur aérothermiques vendues en 2019. L’annonce toute récente de la fin du chauffage au gaz dans les logements individuels neufs dès 2021 devrait encore renforcer ce marché.

Mi-parcours pour Pixil. Contrairement à ce que son nom semble indiquer, « the Pyrenees Imaging eXperience : an InternationaL network » n’est pas une initiative anglophone, mais un projet de recherche franco-espagnol. Des deux côtés de la frontière, des entreprises locales et des scientifiques testent ensemble de nouveaux outils de modélisation du sous-sol basés sur l’imagerie géophysique afin de faciliter l’émergence de projets de géothermie profonde. Financé à 65 % par des fonds européens dans le cadre du programme Interreg (pour un investissement total de 1,3 M€), ce travail présente un double objectif. Il doit permettre de valoriser le potentiel du sous-sol pyrénéen et de valider des modèles innovants qui pourront être utilisés ailleurs pour limiter les risques de forage. En particulier dans les milieux complexes ou cachés que les spécialistes de la géothermie hésitent à investir, par peur d’un échec. « L’enjeu pour nos adhérents sera de s’approprier ces outils pour leurs propres recherches », souligne Emmanuelle Robins, responsable de projets du pôle de compétitivité Avenia, basé à Pau, qui est l’une des parties prenantes de Pixil. Les six partenaires du programme apportent chacun leurs compétences en géophysique, en mathématiques ou en informatique, à l’instar du Barcelona Supercomputing Center qui coordonne le réseau. Crise sanitaire oblige, son épilogue programmé à l’automne 2021 est finalement attendu en avril 2022.

Le Français Voltalia, producteur et revendeur d’électricité renouvelable vient d’annoncer la mise en service de la centrale de stockage de Mana située dans l’Ouest guyanais. D’une capacité de 10 MW et 13,6 MWh, cette nouvelle station vient compléter l’unité de stockage de Toco, inaugurée en 2019 et adossée à la centrale solaire de Savane des Pères, détenue par Voltalia et la Banque des Territoires. Le centre de stockage de Mana se décompose en deux parties : une première unité qui sera pilotée par EDF et chargera les batteries pendant les heures creuses pour les décharger aux heures de pointe, lorsque le coût de production est plus élevé. La seconde, permettra une injection rapide d’électricité pour une meilleure continuité de l’approvisionnement en cas de problèmes sur le réseau. Les deux unités de stockage ont été construites et assemblées à Quimper (Bretagne) avant d’être transportées en Guyane, où la société bretonne Entech SE a réalisé la mise en service. Elle s’occupera d’une partie de la maintenance et de l’exploitation. Principal lauréat d’un appel à projets de la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE) en 2018, le projet Mana bénéficie de contrats de rémunération d’une durée de 10 ans et dispose du soutien du Fonds Européen pour le Développement Régional (FEDER).

EIT InnoEnergy, premier réseau européen pour l’innovation et l’entrepreneuriat dans l’énergie durable, a inauguré le 4 novembre le Centre européen d’accélération de l’hydrogène vert (EGHAC). L’EGHAC gérera plusieurs axes de travail, dont la promotion et la co-création de projets industriels, l’établissement de connexions avec d’autres chaînes de valeur industrielles et énergétiques, l’accélération du développement technologique, la stimulation de croissance du marché ou l’amélioration de l’acceptation sociétale de ce nouveau vecteur. Pour les prochains mois, l’une de ses principales priorités sera de réduire l’écart de prix entre les technologies émettrices de carbone et l’hydrogène vert. « Le Green Deal de l’Union européenne est le point de départ idéal pour le Centre européen d’accélération de l’hydrogène vert. S’appuyant sur l’élan politique, le centre utilisera l’hydrogène vert comme moteur de la décarbonation en profondeur de l’industrie européenne. Dans ce contexte, il créera un pipeline de projets pionniers à grande échelle, lancera une nouvelle génération de partenariats public-privé et accélèrera la vitesse de livraison de méga à gigawatts », a annoncé Ann Mettler, directrice principale de Breakthrough Energy. EIT InnoEnergy estime que le secteur de l’hydrogène vert devrait représenter un marché de l’ordre de 100 milliards d’euros d’ici 2025 et générer un demi-million d’emplois directs et indirects.

L’Agence spatiale européenne (ESA) et le Centre national d’études spatiales (CNES) annoncent un plan de transition énergétique, photovoltaïque et biomasse, sur le site du centre spatial guyanais situé à Kourou en Guyane. Cette zone de 700 kilomètres carrés, comprend un centre de contrôle, trois ensembles de lancements opérationnels (plus un autre en construction pour Ariane 6), ainsi que des usines de production d’ergols (carburants de propulsion). Le projet prévoit la construction d’une centrale solaire de 10 MW et deux unités de biomasse en cogénération pour alimenter la climatisation des bâtiments. « Cette combinaison pourrait permettre d’économiser environ 50 GWh par an, réduisant ainsi l’empreinte carbone d’environ 45 000 tonnes d’équivalent dioxyde de carbone », selon Teddy Peponnet, responsable ESA du projet de transition énergies renouvelables au Centre Spatial Guyanais (CSG). Ce plan vise à produire 90 % de l’énergie consommée par le Port spatial d’ici la fin 2025. La mise en service des installations est prévue début 2023.

La ministre de la Transition écologique, Barbara Pompili, en concertation avec Rodolphe Alexandre, président de la Collectivité territoriale de Guyane a décidé de réorienter le projet du Larivot, devant remplacer la centrale électrique au fioul de Dégrad-des-Cannes. La centrale de Dégrad-des-Cannes, pilier du système électrique guyanais, mise en service en 1982, a dépassé sa durée de fonctionnement initiale et devra impérativement cesser son activité en 2023 car non-conforme aux nouvelles normes réglementaires d’émissions de CO₂. La centrale du Larivot, initialement prévue pour marcher au fioul, va finalement être alimentée par des biocarburants dès sa mise en service, a confirmé la  la préfecture de Guyane lundi 26 octobre. Le nouveau projet, inscrit dans la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie de Guyane, validée par décret le 30 mars 2017, sera situé près du port de Larivot (Cayenne) et sera alimenté par de la biomasse liquide (issue de colza) couplée à du photovoltaïque. Des essais avec biomasse liquide ont été concluants à la centrale de Jarry en Guadeloupe en juillet 2020. Selon Frédéric Maillard, président d’EDF Production Électrique Insulaire, filiale du Groupe EDF, « Les filières d’approvisionnement en biomasse liquide, les plus pertinentes d’un point de vue environnemental et social, seront sélectionnées en totale conformité avec les directives européennes (réglementation RED 2 notamment). Toutes les filières non-éthiques comme l’huile de palme, ainsi que les OGM seront exclues. » Toujours selon Frédéric Maillard, 300 personnes seront en moyenne nécessaires, chaque jour, pendant les trois ans de la construction et 100 emplois durables sur la durée de vie de la centrale.

Pierre Dartou, le nouveau chef du gouvernement de la Principauté de Monaco et Thomas Battaglione, directeur général de la SMEG (Société Monégasque de l’électricité et du gaz) viennent de signer un traité de concession des boucles thalassothermiques du Larvotto et de La Condamine. Ces ouvrages, actuellement en cours de réalisation, seront exploités sur une durée de 30 ans par le groupement SMEG, SOGET et MES. Monaco s’est fixé comme objectif de réduire de 50 % ses émissions de CO₂ en 2030 et a interdit l’utilisation de fioul pour la production de chaleur à compter du 1^er janvier 2022. Ces projets permettront d’après la SMEG de produire 35 GWh par an d’énergie décarbonée, soit une économie de 6  925 tonnes de CO₂ Le réseau sera connecté à 3 500 logements, majoritairement des immeubles et fournira à la fois chauffage et eau chaude sanitaire, mais également rafraîchissement grâce à des pompes à chaleur réversibles. La surface raccordée représente 7 % de la surface utile totale des bâtiments de Monaco, soit 200 000 m². La ville était déjà précurseuse dans l’utilisation de pompes à chaleur sur son littoral avec l’installation en 1963 d’un système sur eau de mer pour chauffer une piscine.

Pierre Dartou, le nouveau chef du gouvernement de la Principauté de Monaco et Thomas Battaglione, directeur général de la SMEG (Société Monégasque de l’électricité et du gaz) viennent de signer un traité de concession des boucles thalassothermiques du Larvotto et de La Condamine. Ces ouvrages, actuellement en cours de réalisation, seront exploités sur une durée de 30 ans par le groupement SMEG, SOGET et MES. Monaco s’est fixé comme objectif de réduire de 50 % ses émissions de CO₂ en 2030 et a interdit l’utilisation de fioul pour la production de chaleur à compter du 1^er janvier 2022. Ces projets permettront d’après la SMEG de produire 35 GWh par an d’énergie décarbonée, soit une économie de 6  925 tonnes de CO₂ Le réseau sera connecté à 3 500 logements, majoritairement des immeubles et fournira à la fois chauffage et eau chaude sanitaire, mais également rafraîchissement grâce à des pompes à chaleur réversibles. La surface raccordée représente 7 % de la surface utile totale des bâtiments de Monaco, soit 200 000 m². La ville était déjà précurseuse dans l’utilisation de pompes à chaleur sur son littoral avec l’installation en 1963 d’un système sur eau de mer pour chauffer une piscine.

La ministre de la Transition écologique, Barbara Pompili, en concertation avec Rodolphe Alexandre, président de la Collectivité territoriale de Guyane a décidé de réorienter le projet du Larivot, devant remplacer la centrale électrique au fioul de Dégrad-des-Cannes. La centrale de Dégrad-des-Cannes, pilier du système électrique guyanais, mise en service en 1982, a dépassé sa durée de fonctionnement initiale et devra impérativement cesser son activité en 2023 car non-conforme aux nouvelles normes réglementaires d’émissions de CO₂. La centrale du Larivot, initialement prévue pour marcher au fioul, va finalement être alimentée par des biocarburants dès sa mise en service, a confirmé la  la préfecture de Guyane lundi 26 octobre. Le nouveau projet, inscrit dans la Programmation Pluriannuelle de l’Énergie de Guyane, validée par décret le 30 mars 2017, sera situé près du port de Larivot (Cayenne) et sera alimenté par de la biomasse liquide (issue de colza) couplée à du photovoltaïque. Des essais avec biomasse liquide ont été concluants à la centrale de Jarry en Guadeloupe en juillet 2020. Selon Frédéric Maillard, président d’EDF Production Électrique Insulaire, filiale du Groupe EDF, « Les filières d’approvisionnement en biomasse liquide, les plus pertinentes d’un point de vue environnemental et social, seront sélectionnées en totale conformité avec les directives européennes (réglementation RED 2 notamment). Toutes les filières non-éthiques comme l’huile de palme, ainsi que les OGM seront exclues. » Toujours selon Frédéric Maillard, 300 personnes seront en moyenne nécessaires, chaque jour, pendant les trois ans de la construction et 100 emplois durables sur la durée de vie de la centrale.

La ville de Valence (Drôme) vient d’inaugurer sa première chaufferie biomasse pour alimenter son réseau de chaleur urbain qui fonctionnait à partir d’énergies fossiles (chaufferie gaz et cogénération gaz) depuis 1967. Cette mise en service intervient dans le cadre d’un contrat de délégation de service public, confié à Énergie Verte de Valence (groupe Coriance) en charge de l’exploitation, du développement et de la gestion du réseau de chaleur. C’est en 2017 que les travaux d’adaptation ont débuté : passage en basse pression du réseau, rénovation complète des 10 900 mètres linéaires du réseau de chaleur existant, construction de 24 sous-stations supplémentaires et mise en place de la chaufferie biomasse située rue de la Forêt et alimentée grâce aux ressources en bois du département. La puissance totale installée de la chaufferie est de 43 MW. Elle consommera, à terme, jusqu’à 20 000 tonnes de déchets de bois (bois-énergie) par an. Douze camions par semaine approvisionneront le site. Ce nouveau réseau couvrira les besoins en chauffage et eau chaude sanitaire de 7 500 équivalents-logements et permettra d’éviter les émissions de plus de 12 000 tonnes de CO₂ chaque année pour un investissement total de 24,5 M€, dont une partie, 5,6 M€, est financée par l’Ademe Auvergne-Rhône-Alpes.