TermeLe futur réseau de chaleur du Grand Dijon à 80% renouvelableLa réalisation et la gestion du nouveau réseau de chaleur du "Grand Dijon" qui vient d'être confié à Dalkia dans le cadre d'une Délégation de Service Public pour une durée de 25 ans sera approvisionné à 80% par des énergies renouvelables. Ce réseau de chaleur basse température, d'une longueur de 30 km, alimentera à terme des logements (dont de nombreux éco-quartiers) ainsi que des équipements publics. Il disposera de 2 points de production de chaleur : au sud de la ville, une chaufferie biomasse d'environ 30 MW qui consommera à terme environ 50 000 tonnes de bois-énergie issues en majorité de l'exploitation des forêts privées et publiques de Bourgogne, mais également des sous-produits de la filière de transformation du bois bourguignonne, et au nord, l'usine d'incinération des déchets ménagers du Grand Dijon.
La production de chaleur sera assurée par 80 % d'énergies renouvelables et de récupération.
L'utilisation de biomasse devrait permettre de renforcer la filière bois-énergie locale qui prévoit la création de 20 emplois directs et indirects non délocalisables. La mise en place du réseau, conforme aux objectifs fixés par le Grenelle de l'environnement, est soutenue par le Fond chaleur géré par l'Agence de l'environnement et de la maîtrise de l'énergie (Ademe).
« En anticipant les mesures du Grenelle de l'environnement, comme la mise en ?uvre de son Plan Climat Energie Territorial, le Grand Dijon a saisi l'opportunité des travaux liés au tramway pour installer à moindre coût les 5 premiers kilomètres de canalisations du futur réseau de chaleur. Les nouvelles installations viendront compléter ce dispositif technique pour alimenter en énergie verte l'équivalent de près de 20 000 logements » a expliqué François Rebsamen, Président du Grand Dijon.
Cette réalisation exemplaire permettra de réduire les coûts de chauffage et d'eau chaude sanitaire pour les futurs abonnés du réseau tout en s'affranchissant, à hauteur de 80% des hausses des combustibles fossiles.
« Le réseau du Grand Dijon participera donc efficacement d'une part à la lutte contre la précarité énergétique et d'autre part, à la réduction significative de l'empreinte carbone de l'agglomération de Dijon puisque 37 000 tonnes de CO2 seront évitées soit l'équivalent de l'émission de 16 000 voitures par an » a expliqué Franck Lacroix, Président de Dalkia. Le Grand Dijon fait le choix de la chaleur partagée
Extrait du Grand Dijon n° 26 - janvier 2012
Un enjeu à la fois écologique et économique Le Grand Dijon a engagé la construction d’un réseau de chaleur qui permettra de chauffer les logements collectifs et les bâtiments publics d’un large quart nord-est de l’agglomération.
Les premières canalisations enterrées ont été posées en profitant des travaux du tramway. À terme, 30 kilomètres de tuyaux fourniront une chaleur à la fois économique et écologique.
L'installation d’un réseau de chaleur de grande envergure sur le territoire de l’agglomération va contribuer à positionner la capitale bourguignonne comme une ville de référence en matière de développement durable.
Tandis que le Grand Dijon élabore actuellement son « plan climat-énergie territorial » (PCET), de nombreux projets ont déjà été mis en oeuvre en faveur de l’environnement. Citons le tramway, moyen de transport éco-performant où toute l’énergie qui peut l’être est réutilisée. Citons dans le quartier Clemenceau, la tour à énergie positive Elithis qui fait référence aujourd’hui dans le monde entier.
Il faut rappeler que, suite à la mise aux normes de l’usine d’incinération des déchets ménagers, la chaleur issue de la combustion des déchets servait déjà à produire de l’électricité via un turbo-alternateur. Demain elle permettra également de chauffer l’eau du réseau de chaleur.
Au final, le réseau de chaleur sera alimenté à hauteur de 20 % par l’usine d’incinération et à hauteur de 60% par une chaufferie bois à construire.
Premier mégawatt de chaleur fin 2013 Dans quelques années, le quart nord-est de l’agglomération devrait goûter aux joies de la chaleur partagée.
Profitant des travaux du tramway, le Grand Dijon a enterré des canalisations dans lesquelles va circuler une eau qui sera chauffée par deux sources : au nord, par la chaleur récupérée à l’usine d’incinération des déchets ménagers et une chaufferie gaz en appoint ; au sud, par une chaufferie bois. [ Réseau de chaleur / Chaufferie bois Grésilles ] A terme, les 30 kilomètres de conduites desserviront les quartiers Toison d’Or, Valmy, Drapeau, Clémenceau, Grésilles et Université.
Les nouveaux écoquartiers comme Heudelet 26 pourront s’y raccorder. Les bâtiments concernés, logements collectifs ou équipements comme le CHU, l’Université ou le Grand Dijon, pourront se connecter, en fonction de leurs besoins. Si les premières livraisons de chaleur interviendront fin 2013, 80 % du chantier devrait être réalisé à l’horizon 2016, avec à la clé 20 emplois directs ou indirects.
La construction, l’exploitation et l’entretien du réseau seront réalisés par Dalkia, qui prévoit d’investir près de 40 millions d’euros dans l’opération et bénéficie d’un contrat de délégation de service public d’une durée de 25 ans.
Cette décision intervient quelques mois après que le Grand Dijon ait décidé de prendre la compétence « production et distribution d’énergie ». Jean-Patrick Masson, vice-président de la communauté d’agglomération en charge de l’environnement, souligne, pour sa part, que « le réseau de chaleur est un moyen, pour une collectivité territoriale, de reprendre en main son destin énergétique »
Une énergie moins chère et plus accessible En développant sur l’agglomération le programme « Habiter Mieux », le Grand Dijon favorisait déjà les économies d’énergie en accordant une aide et des conseils aux propriétaires voulant effectuer des travaux d’amélioration de la performance énergétique de leur habitation.
Le réseau de chaleur présentera aussi ces avantages. Le prix se répartira entre un coût d’accès dépendant de la puissance souhaitée par l’abonné (syndic, organisme gérant le bâtiment collectif... ) et un coût de consommation, nettement moins élevé que celui de l’électricité ou des énergies fossiles (gaz, fioul), qui connaissent ces dernières années une hausse vertigineuse. Les habitants de Quetigny, par exemple, qui sont actuellement reliés au réseau de chaleur de la commune, paient le mégawattheure de chaleur un peu moins de 66 euros hors taxe… alors que le gaz ou l’électricité sont facturés jusqu’à 120 euros. Dans le quartier de la Fontaine-d’Ouche, le mégawatt-heure est même encore moins cher à 51,52 euros hors taxe (prix 2009).
** filiale commune de Veolia Environnement et d'EDF
* Ce contrat générera pour Dalkia un chiffre d'affaires cumulé estimé à plus de 200 millions d'euros. Le taux à 10 ans de l'Espagne repasse sous les 5%Au-delà du seuil des 5% depuis cet automne, le taux à long terme espagnol s'est détendu ce vendredi, grâce au plan de rigueur budgétaire du gouvernement Rajoy, et au succès remporté par une émission obligataire italienne. Afghanistan : retrait total des troupes françaises fin 2013Le rapatriement des troupes françaises combattantes déployées en Afghanistan sera achevé dès la fin de 2013, soit une année plus tôt que le terme retenu par l'Otan, a annoncé Nicolas Sarkozy. Afghanistan : retrait total des troupes françaises fin 2013Le rapatriement des troupes françaises combattantes déployées en Afghanistan sera achevé dès la fin de 2013, soit une année plus tôt que le terme retenu par l'Otan, a annoncé Nicolas Sarkozy. Sondages : un effet "post-Bourget" pour Hollande ?Après son meeting au Bourget, François Hollande n'a pas progressé en terme d'intentions de vote dans la dernière vague IFOP pour Paris-Match mais il a cnosolidé son image de présidentiable. Compte à terme (CAT)Compte à terme 2012 (CAT) : Taux proposés, rendement, plafond, fiscalité, taux et fonctionnement des comptes à terme, comment placer son capital auprès des banques ?
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Algérie : "Premières centrales solaires thermiques en 2016-2017"Le PDG de la Société nationale de l'électricité et du gaz - Sonelgaz, Nourredine Boutarfa, a annoncé lundi à la radio algérienne Chaîne I, vouloir mettre en service d'ici 4 ans, la première centrale solaire thermique qui sera implantée à 650 km au sud-est d'Alger. "Nous comptons mettre en service les premières centrales solaires thermiques en 2016-2017, la première sera opérationnelle à El Oued avec une capacité de 150 MW", a indiqué M. Boutarfa cité par l'agence APS.
Une transition vers les énergies renouvelables Par décision datée du 28 Août 2011, un comité d'intégration nationale des énergies renouvelables a été créé, au sein des sociétés du Groupe Sonelgaz. Ce dernier a pour mission notamment de développer l'engineering dans le domaine des énergies renouvelables et arrêter la stratégie de fabrication des composants associés à la réalisation des centrales photovoltaïques.
Dans son programme de développement des énergies renouvelables, Sonelgaz prévoit la réalisation de 67 projets de centrales électro-solaires, dont 27 centrales photovoltaïques, 27 centrales hybrides, 6 centrales solaires thermiques et 7 centrales éoliennes.
Les plus puissantes centrales solaires seront de type solaire thermique, avec une capacité maximale de 400 MW pour l'une d'entre elle. Pour une question d'efficacité optimale, elles seront toutes installées dans les régions du sud, notamment dans les préfectures d'El Oued et de Bechar.
L'Algérie compte ainsi investir 60 milliards de dollars dans le renouvelable afin de développer une capacité installée de 12.000 MW à l'horizon 2030, soit à terme 40% de ses besoins. Le pays d'Afrique du nord consacrera quelque 15 milliards de dollars d'ici à 2020, à la transition énergétique, afin de s'affranchir progressivement des combustibles fossiles.
Mise en exploitation de la centrale hybride (solaire-gaz) de Hassi R’Mel La centrale hybride de Hassi R’Mel est entrée en exploitation en juillet 2011, avec une capacité de production de 150 MW dont 120 MW produits à partir du gaz et 30 MW à base d’énergie solaire. Connectée au réseau électrique national, cette centrale constitue une source d'énergie alternative renouvelable
Cette centrale hybride a été réalisée dans le cadre d'une jointventure entre la société algérienne NEAL (New Energy Algeria) et la firme espagnole Abener pour un investissement de 350 millions de dollars. La gestion de cette station est assurée actuellement par des ingénieurs algériens et espagnols, avant d’être confiée totalement, après une échéance de cinq ans, à des ingénieurs algériens.
Implantée dans la région de Tilghemt, à 25 km au nord du complexe industriel de Hassi R’mel, cette centrale couvre une superficie de 152 hectares dont 18 Ha servent d'assiette à l'installation des équipements et à prés de 3.000 panneaux photovoltaïques. Il est à noter que le choix du site d’implantation de ce projet énergétique dans la région répond à la réunion de plusieurs facteurs, dont la proximité du champ gazier de Hassi R’Mel et l’ensoleillement de la région, avec près de 3.000 heures par an. France : la politique d'aide aux biocarburants passée au cribleLa Cour des comptes (CdC) a publié mardi l'évaluation de la politique publique en faveur des biocarburants dans les transports routiers et notamment celle qui concerne les aides accordées à la filière. Les politiques en faveur des biocarburants ont d'abord été liées aux politiques agricoles, puis ont visé l'indépendance énergétique, et enfin ont eu pour objet de répondre aux préoccupations environnementales. Chaque priorité s'est ajoutée à l'autre sans remise en cause de la précédente.
En conséquence, il est devenu de plus en plus difficile d'isoler les effets des différents instruments mis en place : réglementations prises aux niveaux mondial, européen, national (normes d'incorporation, protection aux frontières), instruments fiscaux (exonération de taxe intérieure à la consommation associée à des agréments de production, taxe générale sur les activités polluantes). La politique en faveur des biocarburants subit enfin l'influence des actions menées par d'autres pays et se trouve continuellement au centre de débats publics sur ses implications environnementales controversées.
1) Les biocarburants et leur contexte
Les biocarburants qui sont actuellement sur le marché, sont utilisés en mélange avec les hydrocarbures. En France, ils sont distribués pour la circulation automobile sous deux formes, le biodiesel en addition au gazole, le bioéthanol en addition à l'essence.
Le biodiesel est fabriqué en France à partir d'huile extraite du colza et du tournesol, qui poussent sur place, du soja et du palmier qui sont importés, mais également à partir de graisses animales ou d'huile alimentaires usagées.
Il convient, enfin, de noter que l'énergie par unité de volume des biocarburants, dit « pouvoir calorifique inférieur », est plus faible que celui des carburants fossiles. Cela signifie que l'on consomme plus de biocarburant pour parcourir une même distance. Cette différence est plus forte pour l'éthanol ( 34 %) que pour le biodiesel ( 8,5 %).
? Les biocarburants dans le contexte agricole et environnemental
Les biocarburants utilisent en France pour la culture de leur matière première un peu moins de 6 % de la surface agricole utile, c'est-à-dire 1,7 Mha en 2010, dont 1,45 Mha pour le biodiesel et 250 000 ha pour le bioéthanol.
Au plan de l'environnement, les biocarburants ont initialement fait l'objet d'un a priori positif. Toutefois, à partir de 2008 et de l'envolée du prix des matières premières agricoles, des critiques ont été faites sur la compétition existant entre la production de biocarburants et celle de nourriture pour les hommes ou les animaux. Par ailleurs, le bilan en termes d'émissions de gaz à effet de serre (GES) a été constamment révisé dans un sens plus restrictif. De surcroît, les analyses des coûts/avantages ont commencé à tenir compte plus correctement de l'énergie nécessaire à leur production par rapport à celle restituée lors de leur combustion, ainsi que des changements d'affectation des sols.
L'ADEME a été chargée de coordonner plusieurs études sur ces points, la première en 2002 présentant un bilan plutôt positif, la dernière en 2009/2010, dont les conclusions, d'ailleurs controversées, sont plus en retrait.
? Des règles nombreuses et parfois incohérentes
Au plan international, les droits de douane s'appliquent en partie seulement aux biocarburants. Par ailleurs, les oléagineux (dont le biodiesel) sont libres de droits pour des raisons historiques. De plus, le bioéthanol, en principe solidement protégé s'il est produit agricole, ne l'est pratiquement plus s'il est mélangé, si peu que ce soit, à de l'essence. Enfin, un nombre croissant de fournisseurs bénéficient de régimes douaniers préférentiels.
Au plan européen les soutiens fiscaux sont autorisés à condition de ne pas entraîner de surcompensation de l'écart de coût de production par rapport aux carburants fossiles. Les biocarburants doivent satisfaire à des critères de durabilité définis dans la directive EnR concernant les énergies renouvelables ; des niveaux minima d'incorporation de biocarburants sont recommandés et des niveaux maxima sont fixés au titre de la qualité des carburants. La valorisation des déchets est soutenue par une règle dite du "double comptage" des huiles animales ou usagées.
Il existe, enfin, un projet de directive sur la fiscalité de l'énergie qui consisterait notamment à taxer l'énergie en fonction des émissions de CO2 ainsi que du contenu énergétique (c'est-à-dire de l'énergie réelle) qu'un produit permet d'obtenir.
En France, les règles sont rassemblées dans le plan biocarburants mis en place par le gouvernement en 2005. Il prévoit notamment, à partir de 2010, des taux d'incorporation supérieurs au taux maximal autorisé d'incorporation pour respectivement le B7 et le SP95E10. Ces objectifs d'incorporation vont au-delà de l'ambition européenne. Ils ne sont compatibles ni avec les contraintes techniques de qualité descarburants (maxima d'incorporation), ni avec la réalité des infrastructures de distribution, ni avec la stratégie des acteurs industriels.
Dans la mesure où ces objectifs ne sont pas une obligation légale, une taxe générale sur les activités polluantes (TGAP) a été créée en 2005, très pénalisante, payable en cas de non atteinte du taux d'incorporation.
2) Une politique dont le coût a été essentiellement supporté par le consommateur
La taxe intérieure sur la consommation (TIC) a fait l'objet d'une réduction significative, plus importante pour l'éthanol que pour le biodiesel. La réduction n'est accordée que dans le cadre de licences de production ou "agréments", accordés pour six ans à des unités de production choisies par appels d'offres.
Sur la période 2005- 2010, le cumul de réduction de TIC a été de 1,8 Md? pour la filière biodiesel et de 0,85 Md? pour la filière éthanol, soit au total 2,65 Md?.
Du fait de la densité énergétique moindre des biocarburants, qui implique un surcroit de consommation, les recettes de l'État ont mécaniquement augmenté sur la période 2005-2010, de 1 Md? pour le bioéthanol et de 0,5 Md? pour le biodiesel. Quant à la TGAP, les montants cumulés perçus par l'État sur la même période sont de l'ordre de 0,33 Md?, soit un total de 1,83 Md?.
Au total les filières des biocarburants ont reçu 2,65 Md?, essentiellement supportés par les consommateurs.
Si la filière éthanol a rapporté à l'Etat (à hauteur de 0,47 Md?) alors qu'elle reste fragile, la filière biodiesel a bénéficié d'une rente de situation importante : elle a coûté au final à l'État 1,29 Md? et elle a bénéficié de soutiens dont le montant est supérieur à celui de ses investissements.
En définitive, si le cout total des deux filières pour l'État n'aura pas dépassé 820 M? sur 2005-2010 et lui rapportera à l'avenir, le consommateur a supporté un supporté un surcoût de près de 3 Md?, auquel s'ajoute le prix plus élevé des biocarburants répercuté à la pompe, contribuant pour l'année 2010 à un renchérissement estimé entre 0,5 et 0,7 Md?.
3) Résultats et pertinence de la politique d'aides aux biocarburants
Le Plan Biocarburant n'a été respecté que grâce à la prise en compte du gazole dit "non routier ", c'est-à-dire celui utilisé par les trains, les engins de chantier et les tracteurs. Il s'agit d'une pure manipulation statistique.
Les cibles nationales, plus élevées que celles fixées au niveau européen, s'avèrent désormais impossibles à respecter faute d'un réseau de distribution suffisant et du fait d'incohérences techniques. L'instrument le plus efficace pour faire respecter les cibles est la TGAP.
? Pour l'agriculture, un bilan mitigé quoique légèrement positif
Une partie des unités de production agréées ont été construites, ce qui est une incontestable réussite au plan agro-industriel. Les agréments ont toutefois été nettement surdimensionnés, surtout pour le bioéthanol, qui reste une filière fragile au plan financier.
Si l'objectif de mettre fin à la jachère a été atteint, celui concernant les effets sur les revenus agricoles est nettement plus difficile à mesurer. Quant à la diversification des débouchés, elle est salutaire pour la betterave, extrêmement modeste pour le blé, un peu plus importante pour le maïs.
L'impact sur les filières d'élevage à travers les coproduits, tout spécialement les tourteaux de colza, est important mais contesté. S'agissant de l'impact sur les prix des denrées, le bilan est difficile à établir compte tenu de la volatilité observée entre 2007 et 2010. A cela, s'est ajouté un déséquilibre brutal de la filière des huiles végétales, créé par la concurrence des huiles animales et usagées avec la règle du double comptage.
? Un bilan énergétique pas aussi favorable qu'on pourrait le croire En dépit de la prudence des estimations et de quelques controverses, le rapport énergie fossile dépensée/énergie produite est considéré comme positif. Cela dit, pour avoir un impact significatif en termes d'indépendance énergétique, il faudrait des taux d'incorporation plus élevés qui, de ce fait, poseraient de nombreux problèmes, aussi bien pour l'adaptation des moteurs que du point de vue de la superficie des terres nécessaires pour satisfaire les besoins.
? Une pertinence du point de vue de l'environnement très difficile à mesurer et de plus en plus contestée
Les polémiques sur les conséquences environnementales des biocarburants se situent à plusieurs niveaux.
La première consiste à avancer que l'objectif en matière de transport est de moins se déplacer, de sorte que les biocarburants ne seraient qu'une excuse pour continuer à rouler autant qu'avant. Sur le plan des émissions de GES, les débats se concentrent aujourd'hui sur la répartition des contenus en énergie respective des biocarburants et des coproduits.
En prenant comme référence la cible de prix fixée par la Commission européenne, soit 32 ? en 2010 et 56 ? en 2020, plusieurs études indépendantes estiment que le prix résultant de l'introduction des biocarburants à la place des carburants fossiles est de l'ordre de 186 à 259 ? pour l'éthanol produit à partir de betterave, et de 263 à 347 ? pour le biodiesel produit à partir du colza. Au vu de ces chiffres en apparence très élevés, on doit cependant remarquer que le prix de la tonne de CO2 évitée est toujours plus élevé dans le domaine des transports que dans d'autres secteurs de l'économie.
En l'absence de certitudes sur la question de la concurrence entre cultures destinées aux biocarburants et à l'alimentation humaine ou animale, la plupart des rapports récents sur ce sujet recommandent, par précaution, un assouplissement des obligations d'incorporation dans les pays développés et l'arrêt des différentes subventions soutenant la production de biocarburants.
Le constat de la Cour est qu'au terme de 15 ans de politique en faveur des biocarburants, dont les six dernières plus engagées que les précédentes, les seuls équilibres qui ont été réellement modifiés par ces politiques sont de nature agricole (culture du colza, production d'huile alimentaire, de tourteaux, nouveaux débouchés pour la betterave). Les autres équilibres, que ce soit l'indépendance énergétique ou la réduction des émissions de gaz à effet de serre, n'ont été que peu ou pas modifiés.
4) Recommandations
La Cour recommande en conséquence de poursuivre le soutien à la production et à la vente de biocarburants de première génération en respectant les conditions et les exigences ci-après :
? Prendre acte que la volonté des autorités françaises d'être plus ambitieuses que leurs partenaires européens a eu pour résultat des incohérences dans les objectifs qui se traduisent désormais par l'impossibilité de respecter les cibles d'incorporation de biocarburants dans les carburants fossiles ;
? redéfinir en conséquence, de façon plus réaliste, ces cibles, qui doivent être adaptées aux contraintes techniques aussi bien de la distribution (adaptation des réseaux) que des motoristes. Ces derniers peuvent certes se plier à la plupart des contraintes, à condition qu'elles soient clairement formulées et stables dans le temps ;
? ce qui peut être compatible avec le choix d'établir des taux d'incorporation flexibles à l'intérieur de ces plages pour tenir compte des fluctuations des prix des denrées alimentaires ;
acquérir une véritable connaissance, qui fait encore défaut, des données comptables et financières de la filière ;
? accélérer la réduction de la défiscalisation TIC, tout en maintenant l'écart existant entre la filière biodiesel et la filière éthanol jusqu'à l'extinction de la défiscalisation, qu'il conviendrait d'envisager sans nouvel agrément pour 2015 ;
? maintenir la TGAP (taxe générale sur les activités polluantes) à un niveau assez élevé est, en revanche, la garantie que les objectifs d'incorporation sont respectés tant qu'ils ne sont pas formellement obligatoires ;
? satisfaire ensuite les exigences de transparence vis-à-vis des citoyens, consommateurs et contribuables, en faisant clairement savoir à l'opinion si la politique en faveur des biocarburants est une vraie composante d'une politique de protection de l'environnement ou un simple volet d'une politique agroindustrielle ;
? s'attacher aussi à des exigences de présence dans les instances européennes pour y défendre la filière dans son ensemble face aux importations aidées ou contournant les règlementations et pour anticiper la négociation qui va s'engager avec nos partenaires européens sur la fiscalité de l'énergie. US / Eco : la Fed fixe sa cible d'inflation à long terme à 2%Pour la première fois, la Fed a fixé son objectif d'inflation de long terme à 2%... Thales : remporte un appel d'offres au MexiqueAu terme d'un appel d'offres international, le fournisseur de services de navigation aérienne mexicain Seneam a choisi, pour la deuxième année... Compte à terme : fiscalité, imposition des intérêtsCompte à terme : imposition des intérêts produits par les comptes à terme : déclaration sur les revenus ou prélèvement libératoire, détails fiscalité du compte à terme...
"Eole en stock", ou comment stocker une énergie intermittenteLe boom des énergies renouvelables amène au premier plan des problèmes restés jusqu'ici marginaux. L'électricité d'origine éolienne, en particulier, a suscité récemment de nombreux débats, certains politiques, d'autres techniques. L'un des plus stimulants est lié à l'intermittence de la production, qui oblige à explorer des pistes innovantes, comme le stockage à grande échelle de l'électricité. Les coûts de l’intermittence Les producteurs d’électricité le savent depuis longtemps, tous les kWh ne se valent pas. Non seulement ils n’ont pas le même coût, mais surtout certains sont garantis, quand d’autres ne le sont pas. La production d’électricité à partir d’énergie solaire et, plus encore, éolienne, est ainsi marquée par une variabilité qui joue non seulement à l’échelle de la journée, mais aussi sur plus longues périodes. En Europe de l’ouest, par exemple, les pics de consommation électrique correspondent aux périodes de froid hivernal et aux chaleurs estivales, c’est-à-dire à un régime anticyclonique marqué par l’absence de vent.
Cela n’a guère de conséquence quand l’électricité d’origine solaire ou éolienne ne représente que quelques pourcents de la production totale, mais la montée en puissance de ces sources d’énergie oblige à s’intéresser au problème de façon sérieuse. En Espagne, par exemple, l’énergie éolienne a été au mois de mars 2011 la première source d’électricité, avec une production de 4750 GWh qui représentait 21% de la demande (sur un an, la moyenne de l’éolien est désormais proche de 15%, en troisième position devant le charbon). Red Eléctrica de España fournit des informations en temps réel qui montrent l’existence de pics : le mardi 14 janvier 2010 à 1 heure 33 du matin, la production d’énergie éolienne a ainsi représenté 42% de la demande espagnole en électricité, avec une puissance instantanée de 11700 MW.
Ces pics sont gérés via une baisse momentanée des autres modes de production, notamment l’hydroélectrique qui est à cet égard très souple. Les prévisions météos permettent aux régulateurs d’ajuster la production globale, par exemple en abaissant la puissance des centrales thermiques d’ajustement jour/nuit lorsque le vent se lève. Mais l’exercice a ses limites, et si l’éolien confirme sa montée en puissance (l’objectif des Espagnols est d’en faire d’ici 2040 la première source d’énergie électrique), le caractère intermittent de sa production peut devenir problématique.
Ce sujet fait aujourd’hui l’objet d’un débat assez vif au Royaume-Uni, où le développement de vastes parcs éoliens offshore a conduit cette source d’électricité à atteindre 10% de la demande d’après le National Grid. Plusieurs rapports contradictoires ont été publiés depuis 2005, soit pour souligner le coût élevé du kWh d’origine éolienne, soit au contraire pour ramener les estimations de coûts à la baisse.
Dans d’autres contextes, c’est la question de la localisation des parcs éoliens qui fait problème. En Allemagne, l’essentiel de la production sera due à des parcs offshore, sur la Baltique et la mer du Nord, loin des centres industriels de la Ruhr et de Bavière, qui sont de gros consommateurs d’électricité. Le développement du réseau à haute tension est évidemment l’une des réponses à ce problème, mais il est coûteux, prend du temps et pose des questions d’acceptabilité sociale ; en outre, l’acheminement sur 700 ou 800 km représente une perte en ligne significative.
Partout dans le monde, enfin, l’éolien représente comme le solaire une solution pertinente pour les îles qui ne sont pas interconnectées, en complément des moyens de production classiques. Mais là encore l’intermittence pose problème.
C’est dans ce contexte que la question du stockage prend aujourd’hui un intérêt nouveau. Soit comme un outil supplémentaire donné aux exploitants pour gérer la production, soit, dans le cas des îles, comme le moyen de réduire significativement la part des petites centrales alimentées au charbon ou au fuel ou au gaz. Mais peut-on stocker du vent ?
Les solutions mécaniques Une première solution consiste à convertir l’énergie cinétique de l’éolienne en une autre énergie mécanique. On peut distinguer trois modèles, aux usages différents.
Les volants d’inertie ont pour principal intérêt de lisser la production : une partie de l’énergie électrique de l’éolienne sert à faire tourner un disque rotatif en acier, assez lourd, à haute vitesse. La rotation du disque consomme dans un premier temps beaucoup d’énergie, mais en régime de croisière la faiblesse des frottements limite cette consommation ; et si le vent baisse l’inertie du disque lui permet de produire de l’énergie. Utile pour lisser la production, cette méthode est simple dans son principe mais pour être efficace elle requiert une technologie coûteuse (pour une réduction maximum des frottements, le disque doit tourner dans le vide).
Deuxième modèle, l’articulation des éoliennes à des installations hydroélectriques, via des stations de pompage. Il s’agit simplement de profiter des moments où le vent souffle et où la demande est faible (par exemple les weekends) pour remonter de l’eau. Ce principe est déjà utilisé en France, où des turbines réversibles permettent de pomper de l’eau vers le haut en utilisant l’électricité du réseau au moment où elle est le moins cher. Le rendement de ces opérations est de l’ordre de 80%, ce qui est remarquable. Dans l’absolu, rien n’interdit d’utiliser directement des éoliennes au lieu de faire appel au réseau, et dans certaines vallées ventées la solution peut avoir du sens, même si elle demande une évaluation économique. Mais on observera que les parcs offshore et les éoliennes situées en plaine sont généralement éloignées des barrages hydroélectriques, ce qui limite considérablement l’utilisation directe de l’énergie éolienne pour alimenter des turbines. En revanche, même si c’est plus complexe, on peut parfaitement l’utiliser indirectement, à travers le réseau.
Le stockage sous forme d’air comprimé peut apparaître anecdotique, mais il offre des possibilités très intéressantes et surtout apparaît moins tributaire de la géographie. Des applications industrielles fonctionnent depuis 1978 en Allemagne (Huntorf, 290 MW) et depuis 1991 en Alabama, mais leur rendement est assez faible, de l’ordre de 40%. EnBW, le numéro 3 allemand de l’énergie, a récemment développé une solution plus performante, qui permettrait d’atteindre un rendement de 70% grâce à la récupération de la chaleur produite par la compression.
Toutes ces formules, notamment l’air comprimé et le stockage par volant d’inertie requièrent des installations plus complexes et mobilisent donc des investissements. On en est aujourd’hui à la phase d’expérimentation, et une évaluation économique est nécessaire.
Batteries, accumulateurs et supercondensateurs C’est encore plus vrai des solutions que nous allons aborder à présent. D’emblée, il faut noter que les technologies de type pile ou batterie sont connues depuis longtemps, et qu’en une centaine d’années les progrès, relativement modestes, ont été réalisés sur un mode incrémental. Le seul véritable lieu d’innovation a été les applications militaires, dans un contexte budgétaire très différent de celui de l’industrie civile : les solutions développées sont très coûteuses. Mais la situation évolue. Depuis quelques années, la montée en puissance des véhicules électriques a ouvert des perspectives et relancé la R&D sur ces sujets ; le développement de l’éolien a conduit à d’autres innovations.
D’une façon générale, et ce quels que soient les progrès réalisés, le stockage d’énergie électrique par ces moyens n’est aujourd’hui pertinent qu’à petite échelle, et entre le coût du kWh issu de l’électricité du réseau et celui du stockage dans des batteries, il y a une différence variant entre un à 100 et un à 1000. Il existe pourtant plusieurs initiatives visant, dans des contextes particuliers comme les milieux insulaires, à développer des applications à relativement grande échelle.
On a beaucoup parlé par exemple des unités de stockage avec des batteries au sodium soufre du japonais NGK, qui pèsent 80 tonnes et peuvent stocker jusqu’à 7,2 MWh, ce qui représente la consommation de plusieurs centaines de foyers. Son prix est d’environ 5,4 millions de dollars, une somme certes importante mais qui n’est pas hors de proportion avec le budget d’une communauté insulaire. Des tests à grande échelle ont été lancés récemment par Systèmes électriques insulaires, l’entité d’EDF qui gère les réseaux des îles françaises. Une batterie NGK de 1 MW a été installée sur l’île de la Réunion, et au terme d’un test de six mois l’expérimentation a été jugée concluante. Aux Etats-Unis, on peut citer l’expérience lancée par Xcel Energy.
Concurrent principal du système de NGK, les accumulateurs au vanadium sont fondés sur un principe connu depuis les années 1950 mais qui a connu des développements industriels récents, notamment grâce à l’éolien. Le meilleur exemple aujourd’hui est la centrale de King Island, entre l’Australie et la Tasmanie, mais on cite aussi l’exemple du parc éolien de la société Tapbury, en Irlande. Ce système est fondé sur des échanges d’ions entre deux électrolytes séparés par une membrane. Ces échanges ont lieu au sein de cellules, et la puissance de l’ensemble dépend simplement du nombre de cellules : il ne s’agit pas d’une pile (comme les traditionnelles batteries au plomb), car le stockage des électrolytes est externe et non interne. La principale faiblesse de ce modèle est que l’installation prend beaucoup de place, et que par ailleurs le vanadium est toxique, ce qui oblige à un effort particulier en matière de sûreté. Mais les avantages sont importants : le rendement atteindrait 70% et surtout le vanadium, qui est un métal de transition, peut être oxydé et réduit de nombreuses fois, ce qui permet de pérenniser les installations. En outre, son temps de réponse est très rapide, ce qui est précieux dans le contexte de l’éolien où les changements de vitesse du vent sont fréquents. Dans l’absolu, on peut d’ailleurs noter que le développement d’accumulateurs au vanadium pourrait conduire à celui de nouveaux types d’éoliennes, plus réactives que celles d’aujourd’hui, qui sont précisément conçues pour lisser les à-coups.
A King Island, la proportion d’énergie éolienne est passée de 12 à 40%, ce qui a permis de limiter l’utilisation des générateurs au fuel. Le coût d’installation est comparable à celui du système NGK.
Dernière innovation dans ce domaine, l’utilisation de supercondensateurs en complément à des accumulateurs montés en série permet d’optimiser le stockage en offrant deux ressources différentes. Le supercondensateur (qui fonctionne comme un condensateur, en stockant l’énergie dans un champ électrostatique, mais dont la densité énergétique est beaucoup plus élevée que celle d’un condensateur ordinaire) fournit de l’énergie pendant les interruptions les plus brèves, et il n’est relayé par les accumulateurs que pour les interruptions d’une certaine durée. Ce système permet non seulement de mieux gérer les intermittences, mais aussi d’allonger la durée de vie des accumulateurs. La voie du gaz Il existe enfin une dernière solution au stockage, qui passera par le développement de centrales hybrides, mêlant les éoliennes à des centrales à gaz classiques, utilisant notamment l’hydrogène comme combustible. L’enjeu, ici, est de faire en sorte qu’une partie de la production électrique générée par les éoliennes permette de produire l’hydrogène, qui sera utilisé quand le vent faiblira.
Techniquement, il s’agit à la fois d’un principe simple et… d’une usine à gaz ! La production de l’hydrogène, en elle-même, n’est pas compliquée : il s’agit simplement de soumettre l’eau à une électrolyse, afin de séparer hydrogène et oxygène. Mais il faut ensuite stocker l’hydrogène et l’installation doit comprendre un moteur à combustion interne et un générateur.
Pour le moment, les rendements sont assez modestes, de l’ordre de 40%. Mais différentes expérimentations sont en cours pour chercher des améliorations. On peut citer le projet Wind to Hydrogen mené aux Etats-Unis par le National Renewable Energy Laboratory avec des partenaires publics et privés. En Europe, on peut signaler la centrale d’Utsira au large de la Norvège, les projets menés à Sotavento en Galice (Espagne).
La centrale hybride de Prenzlau, en Allemagne, présente enfin un dernier exemple : elle a la particularité d’utiliser du biogaz (du méthane pour l’essentiel) quand il n’y a pas de vent, et de produire de l’hydrogène quand il y en a. Cet hydrogène est ensuite mélangé au méthane pour produire un combustible plus performant.
Au total, que retirer de ces expérimentations ? Tout d’abord l’idée d’un moment particulièrement dynamique en termes de recherche et développement : la multiplicité des solutions atteste un effort de recherche porté par des acteurs caractérisés à la fois par un champ vierge ? tout reste à faire ? et par une forte concurrence. Ensuite, cette concurrence oppose surtout des technologies entre elles. A moyen terme, on devrait assister à une spécialisation des solutions : telle technologie pour tel contexte, telle technologie pour tel autre contexte.
La plupart des expériences menées suggère des rendements honorables, ou potentiellement honorables. Si la pertinence des solutions déjà trouvées s’impose déjà sur des espaces spécifiques (îles, lieux isolés), la plupart ne sont cependant que des compléments, plutôt que des alternatives. Enfin se pose la question du passage à une véritable exploitation industrielle, en concurrence avec les énergies classiques. Sur ce point il est encore trop tôt pour se prononcer sur l’intérêt économique des solutions développées aujourd’hui, mais à l’évidence les lignes bougent. [Article publié sous CC - ParisTech Review ] Restructuration en profondeur chez le Suisse AxpoLe Groupe énergétique suisse Axpo a annoncé lundi un net recul de son résultat d'exploitation sur l'exercice 2010/2011, s'élèvant à 139 millions de CHF (ou 115 ME), nettement inférieur à celui de l'exercice précédent : 538 millions de CHF (ou 445 ME). Axpo explique cette contre-performance par plusieurs facteurs, dont principalement "des turbulences sur les marchés financiers et monétaires, des conséquences de l'accident de Fukushima, de l'établissement des coûts liés à l'arrêt et au démantèlement des centrales nucléaires ainsi que de décisions réglementaires."
Afin d'anticiper un marché "difficile", le groupe helvétique a décidé de procéder à des restructurations, ainsi qu'à d'importants investissements en matière d'infrastructure qui selon lui "se révèlent nécessaires pour garantir la sécurité de l'approvisionnement."
Ainsi, d'ici à 2030, Axpo compte dégager "21 milliards de CHF (ou 17,4 Mds d'euros) afin d'accroître les capacités de production et développer les réseaux." En ce sens, il a annoncé 3 grandes orientations à venir.
Tout d'abord, dans la "flexibilisation de la stratégie de production" : après avoir renoncé aux centrales nucléaires de remplacement initialement prévues, Axpo va miser sur un mix flexible de sources d'approvisionnement, en Suisse comme à l'étranger.
Ensuite, dans "l'amélioration de la rentabilité" : le regroupement des activités de négoce d'EGL SA et d'Axpo AG devrait offrir de nouvelles opportunités commerciales, grâce à une concentration des compétences et à une gestion optimisée du parc de centrales.
Enfin, une "réduction des coûts" : suite à la réorganisation des fonctions d'encadrement et de service ainsi qu'au regroupement de secteurs opérationnels, Axpo va supprimer jusqu'à 140 emplois à compter de mars 2012, "en partie par le biais de départs naturels et de départs à la retraite anticipée". Cependant, Axpo précise que "des licenciements sont également prévus".
Le groupe compte environ 4.400 collaborateurs.
Stratégie flexible, objectif de production doublé pour les énergies renouvelables Explications :
"Le revirement politique en matière énergétique, décidé par le Conseil fédéral et le Parlement suite à l'accident de Fukushima, a complètement changé la donne pour Axpo et modifié en profondeur les conditions d'un approvisionnement sûr en électricité. Il a aussi créé un contexte très instable pour ce qui est de l'évolution future."
"Axpo veut pouvoir réagir avec flexibilité à l'évolution, aujourd'hui difficilement prévisible, des conditions cadres. Dans un mix de production et d'achat encore plus large, l'énergie nucléaire produite par les centrales suisses et françaises restera un élément important pour les années à venir. L'énergie hydraulique restera/deviendra une source de production importante, en Suisse particulièrement, mais aussi dans les pays limitrophes. Vu le potentiel d'extension limité et compte tenu des règles plus sévères en matière de débits résiduels et de l'attitude vraisemblablement plus restrictive des concédants, le simple maintien des volumes de production existants en Suisse constitue déjà un objectif ambitieux."
"Le plus grand projet en Suisse reste Linthal 2015, avec la nouvelle centrale de pompage-turbinage de 1000 mégawatts de Limmern. Les installations éoliennes à l'étranger ainsi que la biomasse et la petite hydraulique en Suisse restent les piliers de la stratégie du groupe dans le domaine des nouvelles énergies renouvelables."
"L'objectif de production pour ces dernières passe de 2,2 milliards de kWh à 5 milliards de kWh à l'horizon 2030. Axpo restera ainsi le principal producteur d'énergie renouvelable en Suisse. Cela dit, plus de la moitié des gains de capacité se feront à l'étranger."
"A plus long terme, la construction de centrales combinées à gaz et éventuellement de centrales de cogénération ? pour autant que les critères légaux et économiques soient satisfaits ? sera également une option pour Axpo. Par ailleurs, Axpo s'emploiera encore davantage à améliorer l'efficacité énergétique de ses propres installations, bâtiments et véhicules, mais aussi au niveau des clients." Les larmes de glace de Serge LutensSerge Lutens avait joué au Monsieur Propre en donnant son interprétation de l?eau, au sens strict du terme, il y a deux ans. Après cette partition « pure white », le parfumeur va plus loin et plonge carrément dans un bain d?eau froide.Jacques Brel voulait offrir des « perles de pluie venues de pays où il ne pleut pas ». Serge Lutens, lui, provoque des « larmes de glaces », comme il dit, à partir d?un arbre du désert, le Boswellia sacra, d?où provient l?encens de Somalie. Pour composer un parfum baptisé L?Eau froide, on se dit qu?on a trouvé plus rafraîchissant comme note majeure. Certes, sauf que cet encens-là est bien différent de celui que l'on brûle chez soi. Plus sec, il en devient aussi plus glacial et se marie parfaitement à un quatuor de muscs, devenant ainsi un accord peau effectivement clair comme de l?eau de roche. Et si les premières minutes jettent un froid au creux du poignet et font l?effet d?une légère brise dans le cou, la suite se réchauffe doucement. Comme une sorte de transparence résistante aux changements de température, une étoffe invisible dont le contact devient vite addictif. On ne se lasse pas de respirer un simple ruban de coton parfumé noué à la main, un peu à la manière d?une étamine de cachemire. Froide cette eau ? Voire ! En tout cas, elle ne laisse pas de glace.Points de vente et e-shop sur www.sergelutens.comlire la suite de l?article sur http://madame.lefigaro.fr Le syndicat du renouvelable dévoile sa feuille de route pour 2020Le Syndicat des Energies Renouvelables (SER) a décliné ses 12 propositions en 49 outils concrets pour développer la production française d'énergies renouvelables et devenir un acteur important au niveau international. À titre d’exemple, quelques-uns de ces outils sont détaillés ci-dessous.
ÉOLIEN Donner un nouveau souffle à l’éolien terrestre Depuis 2006, la puissance éolienne terrestre a été multipliée par 13. Mais le rythme de développement annuel reste insuffisant pour atteindre l’objectif fixé par le Grenelle de l’environnement : 19 000 MW et 8 % de la consommation d’électricité. Le SER propose donc de desserrer le carcan administratif qui pèse sur la filière, en redéfi-nissant un cadre de développement plus lisible, plus efficace et plus rapide, tout en garantissant une parfaite prise en compte des attentes des riverains et des enjeux paysagers et patrimoniaux.
Ainsi, le SER recommande, notamment : ?La suppression de certaines procédures administratives redondantes
? La suppression de la règle des cinq éoliennes minimum
?La réduction du nombre des recours abusifs Déployer l’éolien en mer et les énergies marines Le premier appel d’offres pour l’installation de 3 000 MW éoliens en mer permet d’amorcer la structuration d’une filière industrielle offshore en France. Il faut maintenir dans la durée cet effort et prévoir très vite le lancement de la deuxième tranche de 3 000 MW prévus pour 2020.
À cet égard, le SER propose le lancement rapide de la seconde tranche de l’appel d’offres éolien offshore ainsi que le lancement de plusieurs tranches d’appels d’offres adaptés à chacune des énergies marines, en les accompagnant d’outils de type appels à manifestations d’intérêt ou équivalent
SOLAIRE PHOTOVOLTAÏQUE Reconstruire la filière photovoltaïque
Les freins au développement de la filière photovoltaïque sont nombreux : instabilité du cadre juridique ; délais d’instruction administrative ; mécanisme inadapté de décroissance trimestrielle du tarif ; dispositif d’appel d’offres inadéquat ; coûts de raccordement au réseau électrique de distribution en augmentation… Pour corriger le tir, le SER préconise :
?D’inscrire 20 000 MW en 2020 dans la PPI (Programmation pluriannuelle des investissements)
?De modifier l’arrêté tarifaire photovoltaïque pour étendre le système tarifaire aux installations de plus de 100 kWc
?De modifier le système de décroissance du tarif pour prendre en compte les volumes nécessaires au développement de l’industrie sur la base d’indicateurs adaptés : volume cible annuel de 1 700 MW en moyenne
HYDROÉLECTRICITÉ Profiter des atouts de l’hydroélecticité
L’hydroélectricité, source d’électricité renouvelable la plus développée dans notre pays, est un complément indispensable aux énergies renouvelables électriques variables comme l’éolien ou le solaire, notamment en raison des possibilités de stockage qu’elle offre. A l’horizon 2020, cette forme d’énergie fournira 3 TWh d’électricité supplémentaire indispensable à l’équilibre offre / demande et à la stabilité du réseau électrique.
Pour permettre ce développement et pour que notre pays continue de bénéficier des atouts de cette forme d’électricité dont les avantages (souplesse, modularité) sont précieux, les professionnels rappellent que des conditions économiques viables et pérennes doivent être mises en place pour la petite hydroélectricité, qu’un plan ambitieux et volontaire de détermination de zones propices doit être arrêté et que le classement des cours d’eau doit être effectué de façon scientifiquement fondée afin de préserver le po-tentiel. Enfin, le développement de cette énergie est source de création d’emplois locaux et industriels car cette production d’électricité repose sur un tissu industriel national historique.
Le SER préconise de : ?Publier une carte de France des zones propices au développement de l’hydroélectricité
?Lancer des appels d'offre pour la construction d'ouvrages nouveaux et l'équipement de seuils existants à l'échelle d'un département ou d'un grand bassin versant
?Encourager le développement des stations de pompage, notamment en révisant le tarif d’utilisation du réseau de transport public d’électricité et en développant le marché de capacité
CHALEUR RENOUVELABLE Amplifier l’essor de la chaleur renouvelable
Ce secteur énergétique très diversifié (bois énergie, géothermie, pompes à chaleur, solaire thermique, biogaz, valorisation énergétique des déchets ménagers ou industriels banals) a peu profité du soutien des pouvoirs publics avant le Grenelle. Si l’anomalie a été réparée avec la création du Fonds Chaleur en 2009, qui alloue des aides aux entreprises et collectivités qui s’équipent de systèmes de production de chaleur utilisant les énergies renouvelables, le fonds connaît dès aujourd’hui un plafonnement.
Ainsi, le SER recommande : ? De doubler la dotation annuelle du Fonds Chaleur
? De dynamiser l’exploitation forestière (réforme de la fiscalité) pour alimenter les chaufferies bois en combustibles
? D’actualiser et adapter le contexte législatif et réglementaire de la géothermie, en particulier pour la très basse énergie
? Réserver une enveloppe dédiée aux filières de la géothermie et du solaire thermique.
BÂTIMENT Placer les énergies renouvelables au c?ur du bâtiment et combattre la précarité énergétique
La Réglementation Thermique 2012 (RT 2012), mise en place à la suite du Grenelle de l’environnement, impose pour les bâtiments neufs, à compter de 2013, un seuil de consommation énergétique inférieure à 50 kWh par m2 et par an. Un label haute performance énergétique 2012, en cours d’élaboration, anticipera les exigences des bâtiments à énergie positive 2020 à forte composante énergies renouvelables. Ce label, comme l’a été le label BBC, sera plébiscité par les promoteurs les plus dynamiques. Par ailleurs la rénovation du parc des bâtiments existants représente un enjeu majeur. Les énergies renouvelables joueront, là aussi, un rôle central.
Dans ce domaine, le SER recommande de : ?Rénover les bâtiments classés F ou G lors du diagnostic de performance énergétique dans un délai de 5 ans
?Maintenir les aides financières : progressivité du Crédit d’impôt développement durable et allongement de la durée d’emprunt de l’éco-PTZ [ Cliquez sur l'image pour zoomer ]
FILIÈRES INDUSTRIELLES Consolider l’industrie des énergies renouvelables
Les énergies renouvelables ont représenté en France en 2010 10 milliards d’euros de chiffres d’affaires et près de 100 000 emplois. Pour assurer le développement de cette industrie capitale pour le pays, une politique de soutien ambitieuse et stable sur la demande, d’une part, et sur l’offre, d’autre part, est exigée.
Il nous paraît essentiel de :
? Pérenniser les dispositifs de soutien à la R&D et à l’innovation, en maintenant le dispositif des Investissements d’Avenir et le financement des démonstrateurs et plates-formes technologiques
? Favoriser l’investissement dans les filières, en utilisant mieux l’épargne du Livret Développement Durable
? Créer de nouvelles filières industrielles
La France possède des compétences historiques pour la plupart des nouvelles filières (énergies marines, solaire thermodynamique, solaire photovoltaïque à concentration, biocarburants avancés, géothermie des roches chaudes sèches, etc.) qu’il s’agit de confirmer et de développer afin de devenir leader sur ces marchés.
Le SER souhaite donc : ? Pérenniser les moyens de la recherche et développement, notamment par le soutien de l’Agence Nationale de la Re-cherche et de l'ADEME
? Lancer des appels d’offres réguliers permettant le financement et le développement des projets industriels et prenant en compte les évolutions technologiques et économiques BIOMASSE Exploiter tous les potentiels de la biomasse énergie
Abstraction faite du chauffage au bois, on distingue quatre grandes filières de production d’énergie renouvelable à partir de biomasse en France : l’incinération des déchets ménagers organiques, la production de biogaz, l’électricité produite à partir de la combustion du bois/biomasse, les carburants issus des végétaux. Les deux filières les plus matures et les plus importantes ? en terme de volume énergétique ? sont celles liées à l’incinération des déchets ménagers et aux biocar-burants. Une visibilité de développement doit leur être assurée.
Pour soutenir l’essor des deux autres filières, il est nécessaire : ?De baisser de 5 à 2 MWé le seuil d’obligation d’achat de l’électricité en fixant des seuils de rendement pour favoriser les installations dimensionnées en fonction du besoin thermique. La tarification sera d’autant plus rémunératrice que les projets seront de faible puissance
?De lever les freins au développement de la méthanisation en révisant les modalités de soutien (Fonds Déchets, tarifs…) de l’électricité produite à partir de biogaz afin d’encourager la mise en place d’installations collectives et territoriales
RÉSEAUX ÉLECTRIQUES Faciliter l’accueil des énergies renouvelables sur les réseaux électriques
Le développement des énergies renouvelables et l’intégration de nouvelles capacités de production d’énergie décentralisées nécessitent une adaptation du réseau électrique (renforcement et création de lignes, développement des interconnexions) et une évolution de ses modes de gestion. Les capacités d’accueil sont épuisées dans plusieurs régions et les coûts de raccordement ont augmenté significativement.
Pour avancer, le SER juge nécessaire de : ? Faire évoluer les pratiques du gestionnaire du réseau de distribution, en revoyant, notamment, les procédures de traitement des demandes de raccordement, afin qu’elles soient adaptées aux spécificités des différentes catégories de projets énergies renouvelables
? Répartir équitablement les coûts de raccordement entre les producteurs et les gestionnaires de réseaux, en révisant le périmètre de contribution des producteurs ou en revenant à une réfaction à 40 % des coûts de raccordement des installations de production identique à celle qui préexistait avant la loi Nome
DOM-COM Atteindre l’autonomie énergétique dans les îles Les DOM-COM disposent d’atouts considérables en matière d’énergies renouvelables, mais ils connaissent des situations contrastées (la Martinique est dépendante à 96 % des énergies fossiles pour sa production d’électricité, la Guyane dispose déjà de près de 60 % d’électricité d’origine renouvelable)... Les outils développés pour la métropole ne sont pas adaptés à leurs contraintes (cyclones, petites unités de production...) et leur diversité.
Pour parvenir à l’indépendance énergétique de ces territoires à l’horizon 2030, il serait opportun de : ? Concevoir des mécanismes de soutien financier appropriés aux territoires insulaires
? Adapter les réseaux insulaires aux spécificités des énergies renouvelables, en modifiant les articles L.145-3-III et L.146-4 du Code de l’urbanisme afin que les lois Montagne et Littoral ne s’appliquent pas aux installations liées à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables dans les départements et collectivités d’outre mer INTERNATIONAL Mettre le cap sur l’international
En exploitant ses savoir-faire historiques, la France a les moyens de se positionner à l’international et de s’imposer sur ces marchés. Une action coordonnée entre les entreprises, l’Etat et les administrations est primordiale pour constituer une « équipe de France à l’export » de notre expertise en matière d’énergies renouvelables.
À cette fin, il est important : ? D'organiser la promotion de l’offre française à l’international
? De bâtir une stratégie intégrant aide au développement et soutien à l’export L'Académie des sciences soutient la filière nucléaire françaiseDans sa séance du 10 janvier 2012, l'Académie des sciences a fait le point sur le défi nucléaire qui se pose à notre pays dix mois après l'accident majeur de Fukushima. Quels enseignements en tirer pour l'avenir de la filière nucléaire française, quelles solutions apporter aux problèmes des déchets, quels impacts sur la santé, quelle incidence économique des différents choix stratégiques, autant de questions d'actualité qui ont bénéficié du travail effectué à l'Académie depuis mars 2011 dans le cadre de l'action « Solidarité Japon » dont le rapport d'ensemble sera publié en février 2012.
Selon l'Académie, l'énergie nucléaire demeure actuellement "une composante essentielle" des ressources énergétiques françaises et "le restera longtemps en raison d'avantages reconnus."
Pour justifier cette position, elle met en avant l'argument principal qui consiste à dire que "les centrales nucléaires sont aujourd'hui le seul moyen de produire en base de l'électricité concentrée, permanente et sans émission de gaz à effet de serre." Par ailleurs, elle ajoute que "l'absence d'accident grave en France sur plus de 30 ans d'expérience, pour un parc de 58 réacteurs, soit 1700 années-réacteurs cumulées, démontre l'intérêt de cette ressource énergétique, au prix de certaines règles dont la filière française a bénéficié : cohérence du parc nucléaire utilisant des réacteurs de même type, opérateurs bien identifiés, personnels compétents, inspections régulières et obligatoires des équipements par une autorité indépendante (ASN), recherche intégrée en matière de sûreté (IRSN)."
Enfin, l'Académie des sciences argue que "l'impact sanitaire du nucléaire est bien moindre que celui d'autres sources principales d'énergie, le charbon en particulier." L'Académie a présenté une synthèse sur plusieurs niveaux, dont le compte rendu est le suivant :
1. Sur le plan technique et opérationnel, l'Académie : - rappelle l'importance du respect des normes parasismiques et celle de la protection contre tout événement extrême d'origine naturelle ou malveillante, lors de la conception, la construction ou la révision de tout ouvrage nucléaire ; - recommande aux pouvoirs publics de faire exécuter les mesures préconisées le 3 janvier 2012 par l'Autorité de Sûreté Nucléaire ; - souligne l'intérêt de la mise en place, proposée par EDF, de moyens matériels complémentaires de secours robustes, fortement sécurisés, et d'une force mobile d'action rapide ; - recommande qu'une impulsion soit donnée aux projets de regroupement du retraitement et de la fabrication du combustible au plutonium pour réduire autant que possible les transports de matières sensibles. - souligne que l'industrie nucléaire est une succession de phases d'évolution et de ruptures technologiques. Dans le monde entier, des décennies de fonctionnement ont démontré que des progrès se font constamment en matière d'efficacité et de sécurité. Ainsi les réacteurs de troisième génération, en construction actuellement, présentent-ils des caractéristiques améliorées de résistance aux accidents et 2 agressions diverses. Par ailleurs, il convient de soutenir, sans a priori, les études actuelles sur les réacteurs de dimensions réduites et d'une manière générale sur toute contribution nouvelle, filière au thorium par exemple. Pour le plus long terme, l'Académie souligne l'importance des recherches sur les réacteurs de quatrième génération qui permettraient de garantir une ressource en matières fissiles pour des milliers d'années grâce à l'utilisation de l'uranium 238 comme source énergétique. C'est donc un enjeu considérable qui justifie le renforcement des recherches, en particulier pour ce qui concerne la sûreté et la minimisation des déchets produits.
souligne que la gestion des déchets radioactifs bénéficie de nombreuses recherches, à l'Andra et au CEA entre autres ; celles-ci doivent être renforcées pour tout ce qui concerne le confinement, l'entreposage et le stockage des déchets, mais aussi la gestion des isotopes du plutonium, la transmutation, la minimisation des transuraniens, l'entreposage des combustibles usés et le démantèlement des installations nucléaires.
demande que l'importante question de la réhabilitation de sols contaminés fasse l'objet de recherches coordonnées, tirant les enseignements des études et actions entreprises à la suite de l'accident de Fukushima.
2. Sur les recherches nécessaires, l'Académie :
souligne qu'il est urgent d'accélérer les recherches sur les centrales du futur, en ayant à l'esprit trois critères essentiels : sécurité des centrales, réserves naturelles en uranium et minimisation des déchets à vie longue ? la France, par son histoire, ses compétences scientifiques et techniques, son expérience en matière de sûreté, et ses valeurs humaines est une référence internationale, à même de continuer à jouer un rôle important dans ces recherches ?
insiste pour que les fonctions et structures de recherche sur le nucléaire, actuellement concentrées pour l'essentiel dans les grands organismes (CEA, IN2P3, IRSN) et les grandes industries (Areva, EDF), soient étendues aux universités et aux grandes écoles d'ingénieurs afin que celles-ci soient mieux impliquées dans ce domaine d'un grand intérêt économique et social ;
recommande que soient accentuées vigoureusement les recherches et innovations sur les énergies alternatives économiquement compétitives, qui doivent se faire en intégrant les effets induits sur l'environnement ;
recommande que soient prises des mesures incitatives pour une meilleure gestion des ressources énergétiques à l'échelon individuel et collectif.
3. Sur le plan humain, l'Académie constate une demande croissante d'information de la part de la population ainsi qu'un besoin de hiérarchisation et de meilleure rationalisation des risques de façon à mieux les gérer. Elle fait à cet égard les recommandations suivantes :
améliorer préventivement l'information et la communication sur les accidents et incidents naturels ou industriels ; - développer une épidémiologie d'accidents graves, mobilisable en cas de désastre environnemental, naturel ou technologique, et dotée d'un plateau technique permettant une observation en temps réel et un suivi exhaustif à long terme de la population ; - modéliser des scénarios de réponse aux accidents des différents échelons du système de soins, pour évaluer leur efficacité. - accroître, dans les universités, l'enseignement et la recherche consacrés au nucléaire, à l'épidémiologie et à la prise en charge des accidents ; - développer la recherche sur la perception des risques, de leurs déterminants et de leur impact sur les comportements individuels et collectifs.
Synthèse établie par A. Carpentier, Président de l'Académie des sciences intégrant les contributions de Cl. Allègre, J. F. Bach, R. Balian, C. Bréchignac, E. Brézin, S. Candel, C. Césarsky, R. Dautray, J. C. Duplessy, R. Guillaumont, J. P. Kahane, D. Kaplan, G. Laval, X. Le Pichon, G. de Marsily, B. Meunier, Ph. Nozières, Ph. Taquet, B. Tissot, A. J. Valleron, Membres de l'Académie des sciences. Projet « AmpaCity » : le plus long câble supraconducteur au mondeLe groupe énergétique allemand, RWE, et ses partenaires s'apprêtent à remplacer un câble haute tension long de 1 kilomètre, reliant deux postes transformateurs dans la ville allemande d'Essen (Ruhr), par une solution supraconductrice de pointe. Il s'agira du plus long câble supraconducteur installé au monde. Ce câble concentrique triphasé de 10 kV conçu pour une capacité de transport de 40 mégawatts sera produit par Nexans. Dans le cadre de ce projet, l'Institut Technologique de Karlsruhe (KIT) se chargera d'analyser les matériaux supraconducteurs et isolants appropriés. Cette installation sera également la première à associer un câble supraconducteur à un limiteur de courant supraconducteur assurant la protection contre les surintensités. Le limiteur sera fabriqué par l'unité Nexans spécialiste des supraconducteurs basée à Hürth en Allemagne.
Le projet pourrait marquer le franchissement d'un tout nouveau palier dans la restructuration des réseaux intra-urbains. A la suite d'un test in-situ concluant sur deux ans, RWE pourrait installer des liaisons supraconductrices de 10 kV sur de vastes tronçons du réseau principal de distribution de la ville d'Essen dans le souci de délester les liaisons à haute tension. A moyen terme, cela devrait engendrer des gains d'efficacité et réduire les coûts d'exploitation et d'entretien, ainsi que la superficie des terrains utilisés.
Le démantèlement d'un grand nombre de postes transformateurs 110/10 kV contribuerait ainsi à libérer de précieux espaces dans les zones intra-urbaines. Le projet AmpaCity bénéficie du soutien de la direction de la recherche énergétique du Ministère fédéral de l'Economie et de la Technologie (BMWi). Le coût total de ce projet de recherche s'élève approximativement à 13,5 millions d'euros, incluant 6 millions d'euros de fonds gouvernementaux.
Une étude souligne l'efficacité économique des supraconducteurs
Le projet a été précédé d'une étude détaillée à laquelle divers instituts de recherche, sous la direction du KIT (Karlsruher Institut für Technologie), ont participé aux côtés de Nexans et de RWE afin d'analyser la faisabilité technique et la viabilité économique d'une solution supraconductrice à moyenne tension. Cette étude a révélé que les câbles supraconducteurs constituent la seule alternative raisonnable aux câbles haute tension dans les réseaux urbains et que leur utilisation permettrait de supprimer des postes transformateurs qui consomment beaucoup de ressources et de terrains. Bien qu'il soit également possible d'utiliser des câbles moyenne tension en cuivre dans des zones intra-urbaines pour le transport de puissances élevées, le ratio coût-efficacité de cette solution serait annihilé par les pertes ohmiques nettement plus élevées. En outre, des câbles moyenne tension classiques sont également exclus pour le projet d'Essen car ils nécessitent nettement plus d'espace : au lieu d'un seul câble supraconducteur de 10 kV, cinq câbles en cuivre devraient être posés en parallèle, ce qui est souvent impossible compte tenu du manque d'espace sous les rues dans les agglomérations.
Une technologie efficace qui va vite concurrencer les solutions classiques
Les supraconducteurs à haute température (refroidis à l'azote liquide) tels que ceux utilisés dans le projet AmpaCity sont prêts à être déployés dans des applications énergétiques depuis quelques années déjà, même s'ils n'ont pas encore été mis en ?uvre à grande échelle. Grâce à l'optimisation des procédés de production, les fils supraconducteurs sont devenus disponibles en longueurs et quantités suffisantes. La supraconductivité devient donc une technologie efficace car elle contribue à économiser les matériaux et les ressources énergétiques. Les experts prévoient que ces câbles innovants seront bientôt en mesure de concurrencer les solutions à base de cuivre dans les applications grosses consommatrices d'énergie. Le BMWi considère les équipements supraconducteurs comme des composants majeurs des futurs concepts d'approvisionnement énergétique.
La supériorité technique des conducteurs refroidis
La supériorité technique des câbles supraconducteurs est due aux propriétés du matériau constituant le conducteur. A des températures avoisinant -200°C, le matériau se transforme en un conducteur électrique quasi parfait, capable de transporter au moins 100 fois plus d'électricité que le cuivre. La compacité du supraconducteur, en dépit de son enveloppe de refroidissement, lui confère une capacité de transport d'électricité cinq fois supérieure à celle d'un câble cuivre de même section, et ce avec des pertes électriques bien moindres.
Afin d'atteindre la température idéale, le câble supraconducteur concentrique est refroidi avec de l'azote liquide. Il peut alors transporter des courants élevés avec un minimum de pertes et des sections inférieures à celle d'un câble en cuivre de même capacité. Energies renouvelables : "livre blanc" pour les présidentiablesDans le cadre des échéances électorales, le Syndicat des énergies renouvelables (SER) veut apporter son concours à la définition de la politique énergétique française pour les prochaines années afin de contribuer à la relance durable de notre économie. « Le Livre blanc des énergies renouvelables, des choix qui fondent notre avenir », présente ainsi la feuille de route du SER pour 2020, les projections 2030 et décline douze propositions pour agir concrètement, dès aujourd'hui, pour la création d'une filière énergétique forte, créatrice d'emplois et de richesses industrielles. Les énergies renouvelables constituent un marché mondial en forte croissance malgré la crise, les investissements dans ce domaine ayant dépassé 200 milliards de dollars en 2010.
D'après le SER, les énergies renouvelables sont indubitablement un des chemins vers la croissance, à condition que l'État et les professionnels bâtissent ensemble une stratégie pour leur développement. Avec ce Livre blanc, les acteurs des énergies renouvelables, membres du SER, veulent saisir l'opportunité de formuler des propositions pour relever les défis énergétiques, environnementaux, industriels et économiques de notre époque.
Un Livre blanc à visée politique
« Le Livre blanc des énergies renouvelables, des choix qui fondent notre avenir » est destiné aux équipes de campagne des différents candidats à la Présidence de la République, aux candidats à la députation, aux parlementaires et à tous les leaders d'opinion.
Le Livre blanc comporte deux parties : la première « Stimuler la dynamique industrielle française face aux défis de la transition énergétique » fait le point sur le développement des énergies renouvelables dans le monde ces dernières années et sur les enjeux industriels et économiques qu'elles représentent pour notre pays. La deuxième partie présente douze propositions, déclinées en 49 outils :
01. Donner un nouveau souffle à l'éolien terrestre
02. Déployer l'éolien en mer et les énergies marines
03. Reconstruire la filière photovoltaïque
04. Profiter des atouts de l'hydroélectricité
05. Amplifier l'essor de la chaleur renouvelable : biomasse, géothermie et solaire thermique
06. Placer les énergies renouvelables au c?ur du bâtiment et combattre la précarité énergétique
07. Créer de nouvelles filières industrielles
08. Exploiter tous les potentiels de la biomasse énergie
09. Faciliter l'accueil des énergies renouvelables sur les réseaux électriques
10. Atteindre l'autonomie énergétique dans les îles
11. Consolider l'industrie des énergies renouvelables
12. Mettre le cap sur l'international
5 idées fortes pour un avenir durable.
"Le SER entend démontrer avec son Livre blanc à quelles conditions les énergies renouvelables peuvent à la fois participer au mix de production énergétique en préservant l'environnement et constituer le fer de lance d'une nouvelle dynamique industrielle, innovante, créatrice d'emplois et exportatrice, grâce à cinq idées fortes."
1) Les énergies renouvelables assurent une sécurité d'approvisionnement et l'indépendance énergétique de la France.
Le rayonnement solaire permet en théorie de couvrir plus de 10 000 fois la consommation totale de la planète, la mobilisation des ressources telles que le soleil, le vent, la biomasse, la chaleur de la terre, l'énergie des cours d'eau et de la mer permettraient de subvenir aux besoins de tous, tout en réduisant fortement le risque de dépendance en matière d'approvisionnement énergétique.
2) Les énergies renouvelables permettent une maîtrise à terme des prix de l'énergie.
Contrairement aux énergies fossiles, dont la raréfaction augmente les prix, l'exploitation croissante des sources d'énergies renouvelables conduit à la diminution de leur prix : la gratuité du ?combustible?ou le faible coût de la biomasse donnent toute son importance à l'économie d'échelle industrielle générée par une production de marché de masse.
3) Les énergies renouvelables permettent de développer la production d'énergies décentralisées.
En recourant à ces formes d'énergies, les collectivités locales, les particuliers et les entreprises valorisent leurs territoires tout en sécurisant leur approvisionnement. En dehors des projets de grande envergure, les énergies renouvelables répondent aux enjeux de décentralisation et permettent une croissance de l'emploi au niveau local.
4) Les énergies renouvelables respectent l'environnement.
Le SER estime que plus de 20 millions de tonnes de CO2 seraient évitées en 2020 si le plan est appliqué. Un bienfait indéniable pour l'environnement et la santé.
5) Les énergies renouvelables représentent un puissant potentiel de développement pour les entreprises françaises.
Les filières renouvelables font partie des secteurs qui disposent aujourd'hui du plus fort potentiel de croissance dans le monde et la France détient une chance historique de profiter de cette tendance, grâce à son savoir-faire en la matière, à condition de maintenir les investissements de toutes les parties prenantes (État, entreprises, particuliers). Télécharger le livre blanc : ICI
La feuille de route du Syndicat des énergies renouvelables
Le Grenelle de l'environnement a fixé un objectif pour 2020 : atteindre 23% d'énergies renouvelables.
Le SER propose d'aller plus loin : porter la part des énergies renouvelables à 25 % en 2020 pour répondre aux enjeux énergétiques et industriels. Les projections pour 2030 qui prolongent les courbes entre 2012 et 2020, suggèrent que l'on pourrait atteindre une part d'énergies renouvelables d'au moins un tiers dans la consommation finale d'énergie. Crédit Mutuel (Terme 48)Compte à terme : la Banque Crédit Mutuel dispose aussi d'une possibilité de dépôt à terme sur 48 mois. Le placement se nomme Terme-48, il propose un rendement de 3.20 % brut, taux actuariel annuel brut garanti, détails et avis des internautes...
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Hausse des prix de l'énergie : "le point de vue du médiateur"Dans sa lettre bimensuelle, le médiateur national de l'énergie Denis Merville a indiqué partager l'avis des experts du secteur : "l'augmentation des prix de l'énergie est inéluctable, et ce dans ses trois composantes : la fourniture, l'acheminement et les taxes." "Les prix de l'électricité et du gaz sont un sujet de préoccupation croissant pour les Français. Les hausses récentes, fortes et répétées, inquiètent quant à l'évolution future de la facture d'énergie" a tout d'abord commenté Denis Merville.
Selon lui, même si le prix de l'électricité en 2010 est inférieur au prix de 1995, en euros constants, "depuis 2008, les hausses des tarifs réglementés sont supérieures à l'inflation, tendance qui devrait se confirmer dans les prochaines années". Il met ainsi en valeur 3 arguments clés : "L'augmentation continue de la demande énergétique, le vieillissement du parc de production français et le retard pris dans le renforcement des réseaux." Car d'après lui, quel que soit le scénario d'évolution du mix énergétique, "des investissements importants tant dans les réseaux que dans les moyens de production (...) se retrouveront immanquablement dans les factures."
L'Union Française de l'Electricité évalue la hausse correspondante des prix pour les particuliers entre 33% et 50% hors inflation d'ici à 2030.
"Les tarifs réglementés de vente du gaz ont augmenté de 25% en deux ans, et de plus de 60% depuis 2005. L'évolution à court terme du prix des hydrocarbures est incertaine ; toutefois, les spécialistes s'accordent sur une hausse à long terme des prix, notamment en raison de la croissance de la demande et du renforcement des exigences environnementales."
D'autres variables influent sur le prix de l'énergie. "La CSPE* représente une charge croissante, supportée in fine par tous les consommateurs via leurs factures d'électricité."
Selon la Commission de régulation de l'énergie, les charges estimées pour 2012 devraient représenter en moyenne sur la facture annuelle d'un consommateur (5 MWh) : 19? TTC pour la péréquation tarifaire dans les zones insulaires, 24? de subvention pour l'électricité photovoltaïque, 22? pour les autres énergies renouvelables et la cogénération, 1,5? pour le tarif social de l'électricité et 10 centimes pour le budget du médiateur national de l'énergie. "Ces valeurs doivent être multipliées par deux environ pour un consommateur qui se chauffe à l'électricité."
"La question n'est donc plus de savoir si les prix augmenteront, mais comment". Dans ce cadre, le médiateur estime nécessaire de définir des modalités d'évolution des prix simples et stables, qui n'aggravent pas la précarité énergétique et incitent tous les consommateurs à mieux et à moins consommer. "Plus que jamais, la sobriété énergétique doit être recherchée." Comment se décompose ma facture d’électricité* ?
37% de fourniture :La part fourniture représente les coûts de production et/ou d’achat d’électricité, ainsi que les coûts de gestion commerciale de mon fournisseur. 33% d’acheminement :La part acheminement est reversée par mon fournisseur aux gestionnaires de réseaux, qui acheminent l’électricité jusqu’à mon domicile et assurent toutes les interventions techniques. 30% de taxes :
• La Contribution Tarifaire d’Acheminement (CTA) permet de financer les droits spécifiques relatifs à l’assurance vieillesse du personnel relevant du régime des industries électriques et gazières. CTA = 2,2%
• Les Taxes sur la Consommation Finale d’Electricité (TCFE) remplacent les anciennes taxes locales sur l’électricité. Leur taux est décidé localement par les communes et les départements. TCFE = 6,4%
• La Contribution au service public de l’électricité (CSPE) permet de financer les charges de service public. CSPE = 6,4%
• La Taxe sur la Valeur Ajoutée (TVA) s’applique avec un taux de 5,5% sur le prix de l’abonnement et la CTA, et de 19,6% sur le prix du kWh, des TCFE et de la CSPE. TVA = 15% * Cas d’un client particulier consommant entre 2500 et 5000 kWh/an BNP Paribas (Gamme Potentiels)BNP Paribas, Gamme Potentiels, comptes à terme composés, de Potentiels Marché à rendement fixe et Potentiels 1.2.3, CAT à rendement progressif, détails et avis des internautes...
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e.LCL (Compte à Taux Progressif)e.LCL : la banque en ligne propose aux épargnants, le Compte à Taux Progressif. Compte à terme à rémunération garantie sur 1, 2 et 3 ans. détails et avis des internautes du guide indépendant de l'épargne Francetransactions.com...
CIC (Compte Evolutif)CIC Compte Evolutif, le taux de ce compte à terme progresse selon votre fidélité. Un placement à taux garantis même en cas de baisse des taux d'intérêts, détails et avis des internautes...
GE Money Bank Compte à TermeGE Money Bank Compte à Terme, d'une durée de 1 ou 24 mois, versement minimum de 5.000?. Taux, détails, avis des internautes....
Crédit Mutuel : Tonic SociétaireTonic Sociétaire, compte à terme de la banque Crédit Mutuel, placement bloqué sur 1 an disposant d'un plafond de 15.300?, détails...
Zone euro : l'?uro doit résister !Malgré les nombreux chocs qu'elle a subit, la zone euro peut être fière de sa monnaie unique qui a fait preuve d'une grande résistance. Certes affaibli à court terme, l'?uro ne devrait pas capituler, pour la bonne et simple raison que le coût exorbitant de sa disparition, ferait sombrer la zone euro. Pour autant la bataille est loin d'être terminée...
Monabanq. (Monaterme)Monaterme : contrat à terme de la banque en ligne monabanq. Rendement de 1.90 à 3.20% selon la durée de placement. Caractéristiques du dépôt à terme et avis de internautes...
Crédit Mutuel : Tonic Court TermeTonic Court Terme, entrée de gamme des comptes à terme de la banque Crédit Mutuel, placement bloqué sur une période de 1 à 6 mois sans plafond, détails...
CIC (Capital Liberté)CIC Capital Liberté, compte à terme d'un à six mois. contrat qui est reconduit par tacite reconduction pour vos assurer plus de facilité, détails et avis des internautes...
HSBC Compte à TermeHSBC Compte à terme : 3, 6 ou 9 mois. Taux de rendement de 1.59 à 1.80%. Détails et avis des internautes du Guide Indépendant de l'épargne...
La Nef (Dépôt à terme microfinance)Dépôt à terme microfinance, compte à terme éthique la Société financière de la Nef. Placement solidaire pour soutenir le développement économique local des pays du sud. Détails, rémunérations et avis des internautes...
Cellules solaires : Schott remplace l'argent par le cuivreAprès seulement six mois de recherche, le projet Las VeGaS a permis de développer une nouvelle technologie de fabrication permettant de réduire de plus de 50% le coût de la métallisation en face avant des cellules solaires en silicium multi-cristallin, tout en atteignant un rendement de 18%. Le projet qui réunit les sociétés SCHOTT Solar, RENA et le CiS Forschungsinstitut für Mikrosensorik und Photovoltaik vise à remplacer les contacts en argent (couramment utilisés en face avant des cellules solaires) par une couche de nickel-cuivre, moins coûteuse. Il a déjà atteint un objectif important : une cellule solaire métallisée au cuivre, avec un rendement de 18 %.
Basée sur un wafer en silicium multi-cristallin SCHOTT Solar, avec une métallisation standard en face arrière par sérigraphie, cette technique diviserait par 2 les coûts de métallisation en face avant.
La difficulté particulière de la métallisation nickel-cuivre par électrodéposition est d'éviter la diffusion du cuivre dans la cellule solaire en silicium, car il réduirait la durée de vie des électrons et par conséquent le rendement de la cellule. L'équipe du projet a donc mis au point une couche de nickel électrodéposée qui empêche la diffusion, ainsi que les techniques adéquates pour appliquer à la cellule la barrière de nickel et les contacts en cuivre.
En utilisant la nouvelle technologie « InCellPlate » de RENA et des outils industriels standards, l'équipe a fabriqué des prototypes prometteurs. Ces cellules solaires vont ensuite être utilisées pour fabriquer des modules tests afin de démontrer leur stabilité à long terme dans le cadre de tests de fiabilité. L'équipe travaille en outre à transposer ces progrès technologiques aux cellules en silicium monocristallin. Elle attend un rendement supérieur à 19 %.
Outre le coût inférieur du cuivre, la méthode Las VeGaS offrirait selon le consortium un autre avantage : "les couches électrodéposées respectent l'environnement, car elles n'utilisent ni plomb ni solvant. Elles répondent ainsi aux exigences de la directive RoHS de l'Union européenne, qui impose une restriction des substances dangereuses pour la fabrication d'appareils électriques et électroniques. La nouvelle technique évite aussi l'utilisation de pâte d'argent coûteuse, car il suffit d'une très fine couche d'argent déposé par électrolyse pour souder les cellules aux contacts en cuivre, lors de la fabrication des modules. Elle permet de diminuer d'au moins 95 % l'utilisation d'argent."
Le projet Las VeGaS vise une stabilité à long terme de la métallisation en face avant des cellules solaires, à l'aide de couches électrodéposées respectueuses de l'environnement. Celui-ci a obtenu une aide financière du ministère fédéral de l'enseignement et de la recherche, dans le cadre de l'initiative « Partenariat pour l'innovation photovoltaïque ».
** SCHOTT Solar fabrique des wafers, cellules et modules solaires. RENA est l'un des plus grands fournisseurs de technologie de traitement chimique en milieu humide, principalement pour le photovoltaïque. Le CiS Forschungsinstitut für Mikrosensorik und Photovoltaik GmbH d'Erfurt est un institut de R&D dans les domaines des détecteurs sur silicium, des microsystèmes et du photovoltaïque. Société Générale (Compte à terme à revenus trimestriels)Société Générale (Compte à terme à revenus trimestriels) : Placement à terme de 36 à 60 mois, sans frais de gestion, accessible à partir de 7 500 ? de versement. Détails et avis des internautes.
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