Présentée comme une première en France et en Europe, une « centrale de géothermie marine » a été inaugurée le 17 octobre par Engie à Marseille. Baptisée Thassalia, l’installation puise de l’eau de mer à 7 mètres de profondeur dans le port de Marseille. L’eau salée (à 14° C l’hiver et 22° C l’été), passe ensuite dans des pompes à chaleur pour alimenter en froid ou en calories le réseau de chauffage d’une partie d’Euroméditerranée, le nouveau quartier d’affaires de la cité phocéenne. Au total, trois kilomètres de réseau sont prévus, dans cet ensemble encore en partie en construction, pour alimenter 500 000 m2 de bâtiments, assure le groupe dans un communiqué. Cette centrale d’une puissance de production de 19 MW de chaud ou de froid représente un investissement de plus de 35 M€, dont près de 7 M€ d’argent public. Engie développe un projet comparable sur l’île de la Réunion, à Sainte-Marie et Saint-Denis, pour assurer notamment la climatisation de l’aéroport, de l’hôpital et de l’université.

Le gouvernement a adopté la semaine dernière un projet de loi portant sur l’autoconsommation d’électricité et les énergies renouvelables. Il ratifie « les ordonnances du 27 juillet 2016 relative à l’autoconsommation d’électricité et du 3 août 2016 relative à la production d’électricité à partir d’énergies renouvelables et visant à adapter certaines dispositions relatives aux réseaux d’électricité et de gaz et aux énergies renouvelables ». Le gouvernement veut, par ailleurs, s’assurer de pouvoir recourir à une procédure d’appel d’offres pour développer des capacités de production de biométhane destiné à être injecté dans le réseau de gaz. Pour ce faire, le projet de loi indique que les objectifs définis par arrêté de la ministre chargée de l’Énergie valent programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE), jusqu’à la date de publication de celle-ci. Pour rappel, dans le projet de décret relatif à la PPE, les objectifs d’injection de biométhane dans le réseau de gaz sont, en termes de production globale, 1,7 TWh en 2018 et de 8 TWh en 2023.

Le biogaz carburant se démocratise. Dans deux semaines, le plus grande station d’Île-de-France ouvrira ses pompes à Bonneuil-sur-Marne (Val-de-Marne). Cette station proposera aux transporteurs et aux particuliers, de recharger leur véhicule avec du GNV, du bioGNV ou EcoGNV (30 % de BioGNV), 7 jours sur 7. La proportion de BioGNV sera variable. Le Sigeif (le Syndicat intercommunal de gaz, d’électricité en Île-de-France), propriétaire de la station, estime qu’il y aura un surcoût de l’ordre de 20 c€/kWh entre le GNV et le BioGNV.? Endesa, leader sur le marché électrique espagnol, a obtenu le droit d’exploiter le site pendant 3 ans. À compter du 1er novembre, sur 4 000 m2, deux pompes distribueront du gaz naturel véhicule, puis deux autres pourraient être installées. Pour l’alimentation en biogaz, pas de méthaniseur. Endesa s’appuie sur les certificats d’origine. Néanmoins, les unités de méthanisation se multiplient en Île-de-France, à commencer par le projet porté par le Siaap (syndicat d’assainissement), à 5 km de Bonneuil-sur-Marne. Le but de l’unité BioGNval est de produire du biométhane à partir des eaux usées d’une station d’épuration. Trois autres unités de biogaz agricoles injectent leur production sur le réseau en Seine-et-Marne. En face, l’offre de stations de GNV- BioGNV se structure. D’ici à cinq ans, le Sigeif et la Caisse des Dépôts, via la société Sigeif Mobilités visent une dizaine de stations et Endesa ambitionne d’en déployer une cinquantaine dans l’Hexagone.

EDF Énergies Nouvelles a annoncé, mardi 11 octobre, avoir remporté pas moins de 648 MW de nouveaux projets solaires et éoliens en Amérique latine. Au Mexique, le groupe a gagné un projet éolien de 252 MW et fait son entrée dans le solaire en remportant le projet « Bluemex », d’une puissance de 90 MWc, dans le cadre d’un appel d’offres national. Déjà présent dans l’éolien au Brésil, EDF EN investit le secteur solaire avec l’acquisition, auprès de Canadian Solar, de 80 % du projet de « Pirapora I » (191 MWc). Enfin, au Chili, EDF EN poursuit son développement dans le photovoltaïque avec “Santiago Solar”, un parc de 115 MWc détenu à parité avec le développeur local Andes Mining Energy (AME). L’ensemble de ces nouveaux programmes porte à 1 368 MW les projets du groupe, déjà opérationnels ou à mettre en service dans les prochaines années en Amérique latine, explique EDF EN dans un communiqué.

Selon une étude dévoilée récemment, un approvisionnement énergétique basé sur 100 % d’énergies renouvelables est possible en Inde dès 2030. La publication, réalisée par la Lappeenranta University of Technology et l’Energy Watch Group, avance que cette solution serait la plus efficace d’un point de vue économique. « Les énergies solaire et éolienne, fluctuantes, complétées par les énergies hautement flexibles que sont la bioénergie, l’hydroélectricité, la géothermie et le stockage, peuvent fournir à l’Inde l’électricité au coût le moins élevé d’ici 2030 tout au long de la journée et en toute saison, y compris durant la mousson », explique Christian Breyer, professeur d’économie solaire et principal auteur du rapport. Dans le scénario présenté, les capacités installées de solaire et d’éolien devront atteindre respectivement 727 GW et 191 GW et représenter 59 % and 18 % du mix électrique indien.

Une petite révolution s’annonce dans le solaire thermique. Alors que la filière résidentielle peine à trouver un nouveau souffle, que les réseaux de chaleur solaire sont encore au stade expérimental en France, Newheat, une start-up bordelaise, entend proposer de la chaleur solaire aux industriels, à grande échelle. Un montage calqué sur le modèle du photovoltaïque. « Au sein de la filière, il manque un acteur pour investir et porter le risque, explique Hugues Defréville, l’un des deux associés. Nous proposons à nos clients de financer et de construire une centrale solaire thermique et de leur vendre la chaleur avec un contrat sur 15 à 20 ans. » Pour réaliser leurs installations, les associés ont mis au point des innovations techniques. Les panneaux sont installés sur des trackers, ce qui optimise la production et évite les surchauffes. Un logiciel de prévision permet de connaître les quantités de chaleur produite et de modéliser les courbes de températures. Ces procédés, soutenus par l’Ademe, sont pour l’instant testés à l’échelle d’un pilote de 100 kW, pendant 18 mois. Mais, dès 2017, Newheat souhaite développer des installations de 1 à 2 MW. Un projet est déjà bien avancé avec un papetier en Aquitaine. Pour 2018, il vise des centrales de 5 à 10 MW pour atteindre un meilleur niveau de rentabilité.

Enercoop est devenu le premier acteur à être agréé pour la gestion des contrats d’achat d’électricité renouvelable, mettant ainsi fin au monopole d’EDF sur l’achat d’électricité renouvelable issue des nouvelles installations, explique le fournisseur d’électricité 100 % renouvelable et 100 % coopératif dans un communiqué. Selon les modalités de cet arrêté publié le 29 septembre au Journal officiel, Enercoop est agréé pour un nombre maximal de 75 contrats d’achat et une puissance installée correspondante maximale de 100 MW. « Il est désormais possible pour les producteurs d’énergies renouvelables d’assurer la viabilité de leur installation en bénéficiant du soutien public de l’État, tout en choisissant de vendre leur production à l’acheteur agréé de leur choix », explique Emmanuel Soulias, DG d’Enercoop.

Le financement participatif pourra désormais contribuer à hauteur de 2,5 M€ aux projets d’énergies renouvelables, contre 1 million d’euros jusqu’alors, selon un décret paru le 30 septembre au Journal officiel. Cette mesure vise à favoriser l’ancrage territorial des projets et leur appropriation par les citoyens. Dans le même sens, le ministère de l’Environnement, de l’Énergie et de la Mer a annoncé la semaine dernière son intention de créer un label financement participatif pour la croissance verte qui sera opérationnel dès l’an prochain. Enfin, le gouvernement a instauré dans les appels d’offres un bonus de rémunération pour les projets d’énergies renouvelables incluant du financement participatif. Ainsi, s’agissant de l’appel d’offres solaire (centrales au sol) lancé fin août, ce bonus atteindra 3 €/MWh.

Dans quelques mois, 10 micros-centrales hydroélectriques seront en fonctionnement dans le Haut-Rhin. Une des raisons du développement de cette énergie sur le département, outre le potentiel intéressant de la ressource, est sans doute la forte volonté de la collectivité. Les syndicats fluviaux ont délégué leur compétence au conseil départemental du Haut-Rhin, qui finance les travaux. Un SPIC, un service public industriel et commercial, a été créé pour percevoir les recettes de la vente de l’électricité. Une turbine est installée sur la Lauch depuis 5 ans. En 2014, trois micro-centrales ont été construites sur le canal déclassé Rhin-Rhône, propriété départementale. Elles sont équipées de vis d’Archimède couplée à un générateur. D’une puissance de 45 à 52 kW, elles permettent d’alimenter en électricité l’équivalent de la consommation annuelle de 1 100 personnes. Deux nouvelles micro-centrales sont déjà construites, mais ne tournent pas encore, comme l’explique René Junker, responsable Énergie au conseil départemental du Haut-Rhin : « Nous attendons la revalorisation du tarif d’obligation d’achat de l’électricité, de 9 à 13 c€, qui devrait être confirmée prochainement ». Une nouvelle consultation va être lancée pour la construction de trois turbines, deux sur le canal et une sur un barrage, appartenant aussi au département.

La start-up de chimie verte Global Bioenergies a annoncé avoir signé un accord en vue de produire un carburant haute performance à partir de ressources forestières en Suède. Il rejoint ainsi un consortium composé de trois groupes suédois, la compagnie pétrolière Preem, le chimiste Sekab et le groupe forestier Sveaskog, afin de mener « l’étude conceptuelle de l’implantation de cette première usine », indique la société française dans un communiqué. L’objectif est de produire du bio-isooctane, un biocarburant haute performance dérivé du bio-isobutène et présentant un indice d’octane de 100, c’est-à-dire totalement résistant à l’auto-inflammation. En partie financé par l’Agence suédoise de l’énergie, ce projet coopératif devra rendre ses conclusions en début d’année prochaine.