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.

La société française, Enens, spécialisée dans la distribution de carburants et de combustibles, vient de créer Altens, une filiale dédiée à la production et la distribution de carburants alternatifs. Le Parlement européen ayant adopté un nouveau règlement imposant aux poids lourds de réduire leurs émissions de CO₂ de 30 % d’ici à 2030 (par rapport aux niveaux de 2019), les carburants alternatifs cherchent à se positionner dans le paysage de la mobilité décarbonée, notamment dans le transport routier de marchandises, dans les bus et les engins liés au BTP et à l’agriculture. La gamme de ce nouvel acteur est élaborée à partir de matières premières issues de filières locales : colza (produit localement), huiles alimentaires recyclées (récupérées notamment auprès des restaurants) et résidus viniques (filière viticole). L’usine de transformation est située à Poitiers et les cuves de stockage sur le port de La Pallice à La Rochelle. Les carburants alternatifs produits par Altens sont destinés exclusivement aux professionnels, car ils nécessitent une capacité de stockage dont ne disposent pas les particuliers.

La Française de l’Énergies (LFDE) a annoncé la mise en service de la première centrale solaire thermique de Moselle (qu’elle détient à 51 % via la société Cellcius), en partenariat avec la régie municipale de Creutzwald, Énes (49 %). Connectée au réseau de chaleur urbain, elle est composée de 5 300 m² de surface utile de panneaux, qui produiront 2 610 MWh par an (estimation), de quoi réduire de 560 tonnes les émissions d’équivalent CO₂ par an. Ce projet bénéficie d’une aide de l’Ademe de 1,3 million d’euros, conditionnée à la mise en service d’une centrale biomasse de 3,5 GW qui assurera la part croissante des besoins du réseau, prévue en 2021. LFDE est une entreprise locale spécialisée dans la récupération de gaz présent dans les charbons et anciennes mines, qui approvisionne également en électricité verte et en chaleur ses partenaires locaux comme Énes. Vous retrouverez l’article détaillé du projet de Creutzwald dans le numéro 253 du Journal des Énergies renouvelables, disponible fin octobre.

Un an après la présentation par la ministre de la Transition écologique et solidaire de l’époque de 25 actions pour développer les réseaux de chaleur et de froid renouvelables, les principaux acteurs de la filière tirent un bilan alarmiste de la situation. Le message est simple : sans un soutien réaffirmé et renforcé de l’État, ces 25 actions ne permettront pas, à elles seules, de soutenir la compétitivité de la filière, qui est aujourd’hui en difficulté. En effet, le fort décrochage du prix des énergies fossiles (plus de 30 %) a très fortement dégradé la compétitivité économique des énergies renouvelables. Cette situation est par ailleurs accentuée par les orientations de la future réglementation environnementale (RE 2020) et du décret tertiaire envisagées par le gouvernement, très défavorables aux réseaux de chaleur et de froid. Sur le terrain, les conséquences ont été un retour des donneurs d’ordres du secteur tertiaire aux énergies fossiles et à des installations de froid autonomes, qui aggravent les impacts des îlots de chaleur urbains. Les professionnels du secteur appellent solennellement les pouvoirs publics à prendre des mesures fortes et plus volontaristes, comme notamment la mise en place de mécanismes de soutien complémentaires à la chaleur et au froid renouvelables. Ils demandent également une révision urgente des orientations de la future « RE 2020 » et du projet de Diagnostic de Performance Énergétique (DPE).

La Française de l’Énergies (LFDE) a annoncé la mise en service de la première centrale solaire thermique de Moselle (qu’elle détient à 51 % via la société Cellcius), en partenariat avec la régie municipale de Creutzwald, Énes (49 %). Connectée au réseau de chaleur urbain, elle est composée de 5 300 m² de surface utile de panneaux, qui produiront 2 610 MWh par an (estimation), de quoi réduire de 560 tonnes les émissions d’équivalent CO₂ par an. Ce projet bénéficie d’une aide de l’Ademe de 1,3 million d’euros, conditionnée à la mise en service d’une centrale biomasse de 3,5 GW qui assurera la part croissante des besoins du réseau, prévue en 2021. LFDE est une entreprise locale spécialisée dans la récupération de gaz présent dans les charbons et anciennes mines, qui approvisionne également en électricité verte et en chaleur ses partenaires locaux comme Énes. Vous retrouverez l’article détaillé du projet de Creutzwald dans le numéro 253 du Journal des Énergies renouvelables, disponible fin octobre.

L’Association française des professionnels de la géothermie (AFPG) publie une étude sur les coûts de la géothermie de surface. Cinq ans après une première édition, la filière veut rappeler les atouts d’une technique de production de chaud et de froid souvent oubliée dans le spectre des énergies renouvelables, car elle demande des investissements importants. La géothermie n’a pourtant pas à rougir face à l’option gaz si l’on évalue non plus la mise de départ, mais le prix du kilowattheure sur la durée de vie de l’installation. Suivant les modèles et les technologies, les courbes de coûts peuvent par exemple se croiser après trois ou dix ans de fonctionnement en ce qui concerne les ménages. Estimant que jouer la concurrence entre énergies renouvelables n’est pas un pari gagnant, l’AFPG se refuse en revanche à se comparer aux options solaire ou biomasse. La géothermie a, il est vrai d’autres arguments à faire valoir. Les vagues de chaleur se multipliant, « c’est le rafraîchissement qui permet désormais de se démarquer », insiste Virginie Schmidlé-Bloch, secrétaire générale de l’AFPG. Dans le détail, le guide s’efforce de distiller les conseils en matière d’installation. Il différencie trois segments de marché (particuliers, collectif et tertiaire) et quatre solutions technologiques. « Les captages horizontaux ne sont pas adaptés au collectif et sauf quand la ressource est avérée, la géothermie sur aquifère n’est pas pour les particuliers, illustre Virginie Schmidlé-Bloch. Les sondes sont en revanche pertinentes quel que soit le segment de marché ». A noter que l’association vient aussi de publier un guide méthodologique à destination des bureaux d’études appelés à s’interroger sur l’option géothermie.