L’Ocean Energy Europe Conference & Exhibition qui s’est déroulée du 1^er au 4 décembre a été l’occasion pour l’Écosse et le Pays Basque d’annoncer le projet EuropeWave de 20 millions d’euros, dans lequel ces territoires collaboreront sur 5 ans dans le but de promouvoir l’énergie des vagues, dite houlomotrice. Tous deux engagés dans un processus de décarbonisation de l’économie, ils souhaitent devenir leaders dans ce secteur émergent en aidant l’Europe à atteindre l’objectif d’énergie marine de 100 MW pour 2025 et de 1 GW pour 2030. EuropeWave vise à repérer et évaluer les technologies en développement et à sélectionner les plus prometteuses en termes techniques et économiques pour les tester sous forme de démonstrateurs dans les eaux écossaises et basques. Pour le ministre de l’énergie écossais, il s’agit d’une opportunité pour continuer à travailler avec ses partenaires de l’Union européenne en France et en Espagne notamment.

Le groupe allemand Weltec, spécialiste de la construction et de l’exploitation d’installations de biogaz et de biométhane vient d’annoncer la mise en service de l’unité de biométhanisation de Vire en Normandie. Ce projet de 11 millions d’euros, réalisé en partenariat avec Agripower France, un regroupement d’une quarantaine d’exploitations agricoles locales, permettra de traiter environ 70 000 tonnes de substrats qui seront transformés en biogaz et en biométhane. Les 200 tonnes d’intrants quotidiens provenant d’un rayon de sept kilomètres sont issues d’effluents animaux comme le fumier de bovins, les lisiers de porcs et de rebuts d’abattoirs. Cette unité innove aussi en utilisant la chaleur fatale d’une usine spécialisée dans la fabrication d’aliments pour animaux domestiques située à 500 mètres : les deux sites ont été reliés par une conduite d’eau chaude. Avec ce système, les intrants sont chauffés à 70°C et il n’est pratiquement pas nécessaire de réchauffer les trois digesteurs, les matières entrantes étant déjà à la température requise pour la digestion anaérobie. L’unité de Vire injecte environ 270 m³ de gaz vert par heure dans le réseau public et sont ainsi directement disponibles au niveau national comme source d’énergie ou carburant alternatif.

Quarante fois moins d’émissions de CO₂ que le gaz. Trois fois moins que la biomasse. L’analyse de cycle de vie (ACV) de la chaleur consommée par la société alsacienne Roquette montre un avantage net à la centrale géothermique de Rittershoffen qui lui fournit 25 % de ses besoins (contre 50 % pour le bois et 25 % pour le gaz). Selon une étude présentée mercredi 18 novembre, un kilowattheure produit grâce aux calories du sol génère précisément 5,9 kg de CO₂, dont la moitié liée à la consommation d’électricité, des pompes de production notamment, durant la phase exploitation. « Pour chaque installation, le chiffre dépend donc du mix du pays », insiste Mélanie Douziech, assistante de recherche à Mines ParisTech et co-autrice de l’étude. L’ACV s’intéresse à d’autres paramètres environnementaux et le bilan des radiations ionisantes, qui évaluent l’impact des déchets radioactifs issus de l’électricité d’origine nucléaire, donne a contrario l’avantage au bois et au gaz, du fait du mix électrique français. N’émettant pas à l’usage de particules fines, la géothermie reprend l’avantage en revanche sur le gaz ou même la biomasse quand on parle d’impact sur la santé humaine ou sur la toxicité des eaux. 
Ces résultats ont un double intérêt pour les spécialistes de la géothermie profonde : d’abord, donner des arguments aux développeurs qui ont parfois du mal à vendre les vertus de leur technologie. Ensuite, optimiser certains choix. À Rittershoffen toujours, le forage effectué par un équipement diesel pèse assez lourd sur le bilan CO₂ global. Choisir une foreuse électrique n’aurait donc rien eu d’anecdotique. Au-delà de ces conclusions, cette étude est un test du nouvel outil d’ACV simplifié développé dans le cadre du projet européen Géoenvi, « avec des académies et des exploitants, car son but est de prendre en compte des données réelles, par exemple sur les quantités de ciment ou d’acier nécessaire », insiste Guillaume Ravier, ingénieur d’études et développement chez ES-géothermie, qui a lui aussi contribué à ces travaux. Une utilisation généralisée des lignes directrices de cet outil simplifié va donner des gages de sérieux à des analyses que chacun faisait jusqu’alors avec ses propres choix méthodologiques. Les industriels et les réseaux de chaleur ayant souvent plusieurs sources d’énergie, l’intégration de la distribution de la chaleur n’a ainsi pas été retenue dans les calculs. Plusieurs unités fonctionnelles ont parallèlement été définies, comme la durée de vie de l’installation, estimée dans l’ACV à trente ans.

Événement annuel dédié aux professionnels de la filière des énergies renouvelables et de l’efficacité énergétique, le Forum EnerGaïa 2020 a dû être annulé cette année en raison de la pandémie. Une partie du programme des conférences prévues aura cependant lieu sous format digital les 9 et 10 décembre prochain. Le premier jour, la conférence plénière d’ouverture accueillera des personnalités de premier plan, telle la sociologue et philosophe Dominique Méda, pour méditer sur le sujet de la matinée « Accélérer la transition, pour une société plus résiliente ». L’après-midi, les Assises Régionales de l’Énergie se focaliseront sur la façon de rendre la rénovation accessible à tous, et les outils développés par la Région pour le faire. Le lendemain, le 10  décembre, deux grands sujets sont au programme. Le matin sera dédié à l’éolien offshore flottant et à la préparation des acteurs aux prochains appels d’offres pour des fermes flottantes commerciales. L’après-midi sera consacré à l’émergence de la nouvelle industrie de l’hydrogène, en faisant intervenir plusieurs industriels de la chaîne de valeur. Partenaire de l’événement, Le Journal du Photovoltaïque a préparé une édition spéciale EnerGaïa, gratuite et téléchargeable ici. L’an prochain, le Forum EnerGaïa se tiendra les 8 et 9 décembre 2021 au Parc des Expositions de Montpellier.

Le 24 novembre, le ministère de la Transition écologique a détaillé les grandes lignes de la future Réglementation Environnementale 2020 (RE2020), et a notamment annoncé la fin du gaz dans les nouveaux logements individuels. La nouvelle RE2020 est depuis de nombreux mois le théâtre d’une bataille entre gaziers et électriciens, et cette annonce semble avoir tranché en défaveur du gaz. Pour l’habitat individuel, le gaz sera banni des constructions neuves, dès l’été 2021. Nous savions déjà que la RE2020 comprendrait un nouveau critère sur les émissions de gaz à effet de serre. Aujourd’hui, nous savons que la limite sera de 4 kg de CO₂ par m² et par an, dès son entrée en vigueur à l’été 2021, éliminant de facto le gaz. Pour les logements collectifs, l’objectif à terme est le même, mais les contraintes seront progressives avec une limite d’émission de gaz à effet de serre fixée 14 kg de CO₂/m²/an entre 2021 et 2024. Critiqué sur le risque de voir ressurgir le chauffage à résistance électrique, le gouvernement répond vouloir limiter son recours, car « s’il est peu coûteux à installer, ce mode de chauffage est cher à l’usage et pèse plus fortement sur le réseau électrique au plus fort de l’hiver ». Heureusement pour le secteur du bâtiment, les mesures concernant les émissions associées à la phase de construction seront appliquées progressivement pour lui permettre de s’approprier les nouvelles techniques, notamment l’ossature bois et les matériaux biosourcés. Autre information importante, le confort d’été est pris en compte dans la construction des logements, grâce à un critère intégrant les périodes de canicule.

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.