Des chercheurs de l’université d’Uppsala ont conçu une pile sans métal !!

Elle est constituée d’une feuille de cellulose d’algue verte recouverte, de part et d’autre, d’une microscopique couche de polypyrrole.

Et ça marche

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« Vous, les paysans, vous n’payez pas votre pain, vous n’payez pas votre vin, vous n’payez pas votre lait, vous n’payez pas votre beurre, vous ne payez pas votre fromage, vous ne payez pas vos volailles, vous ne payez pas votre viande,… mais, oh, faut payer le sel ! » disait l’humoriste Fernand Raynaud dans un de ces sketchs en 1965.

Le mythe du paysan auto-suffisant a fait long feu. La mécanisation de l’agriculture et l’augmentation de la surface des exploitations ont fait du diesel un des principaux postes de dépense des fermes modernes.

La fabrication de l’hydrogène à la ferme

New Holland Agriculture, filiale agricole du groupe Fiat, propose une réponse globale. Le concept repose sur la production in situ de l’hydrogène nécessaire au fonctionnement d’engins motorisés par des piles à combustibles.

L’électricité verte nécessaire à l’électrolyse de l’eau, et donc à la fabrication de l’hydrogène, sera produite directement à la ferme. Les agriculteurs disposent en effet de place pour installer des éoliennes, de bâtiments dont les toits peuvent accueillir des panneaux solaires, et de biomasse gratuite. « Tous les éléments de la chaîne existent déjà et sont disponibles sur le marché, y compris les électrolyseurs et les réservoirs de stockage », indique Ludovic Vimont, responsable communication de New Holland France.

Un enjeu financier pour l’agriculteur

« Le concept du circuit fermé n’est pas nouveau !, explique un agriculteur normand à la tête d’une exploitation moyenne de polyculture. Autrefois, 30% de la production d’une ferme servait à son fonctionnement. Nous travaillons déjà depuis plusieurs années à la valorisation de nos produits et de nos déchets sous forme d’énergie directement produite et utilisée à la ferme, et cela, plutôt autour de la production de méthane ou de bioéthanol ».

La dimension écologique n’est pourtant pas l’aspect le plus déterminant pour lui : « Nos investissements sont très lourds. Il est indispensable pour nous de savoir où nous mettons les pieds. Or aujourd’hui, la volatilité des cours de vente de nos produits s’ajoute à celle de l’énergie. Nous aimerions pouvoir fixer un des deux paramètres et nous soustraire aux variations du prix du pétrole ». On peut le comprendre : l’énergie représente 20% des dépenses de fonctionnement d’une exploitation moyenne (source Chambre d’Agriculture Départementale du Calvados).

Un tracteur à hydrogène

Le premier engin proposé par New Holland est un tracteur, le NH2, dont le prototype vient d’être présenté au SIMA2009 (Salon International du Machinisme Agricole). Réalisé à partir d’une plate-forme classique, celle du T6000, ce tracteur électrique embarque deux moteurs, un pour le déplacement, le second pour actionner les outils. La pile à combustible, développée par Fiat, équipe déjà la Panda Hydrogen. Le NH2 développe 106 chevaux et dispose de 2 heures d’autonomie. « Un tracteur diesel permet un journée de travail complète avec un plein, explique notre agriculteur normand. Mais les tracteurs de 100 chevaux sont les plus polyvalents et repassent souvent par la ferme pour recharger les pulvérisateurs par exemple. La contrainte paraît donc acceptable ». New Holland compte bien sûr améliorer l’autonomie d’ici à la commercialisation, prévue pour 2013 ou 2014. A terme, c’est toute une gamme d’engins agricoles à hydrogène que New Holland souhaite proposer.

Coté tarif, Ludovic Vimont déclare : « Dans les cinq ans qui viennent, les prix des tracteurs diesel vont augmenter du fait des nouvelles normes antipollution. Dans le même temps, les piles à combustible devraient se démocratiser. Nous tablons donc sur un prix de vente du NH2 assez proche des tracteurs traditionnels ». Pour information, un T6000 coûte aujourd’hui entre cinquante et soixante mille euros.

Reste à savoir combien les agriculteurs devront débourser pour devenir producteurs d’hydrogène… Les premières fermes pilotes devraient être opérationnelles dans les deux ans.

source : greentechrepublic

Oublié l’antique compteur électrique de grand-papa, place à Linky ! Pour le troisième et dernier volet de notre série d’articles sur le Smart Grid, présentation de l’outil de Smart Metering conçu par Electricité Réseau Distribution France. Un compteur communicant qui pourrait,  d’ici à 2017, remplacer les 35 millions de compteurs électriques actuellement en fonctionnement dans l’hexagone.

Force de frappe du Smart Grid à la française, le dispositif Linky ne se résume pas à son petit boîtier jaune. Il s’agit en fait d’un système d’information complexe qui vise à transformer notre réseau électrique en un monstre d’intelligence. Pour cela, ERDF a imaginé un habile maillage entre ces fameux compteurs Linky implantés chez les clients et des concentrateurs reliés eux-mêmes à un système central. Les données transitent ainsi du compteur au concentrateur via un réseau de Courant Porteur en Ligne (CPL) avant de rejoindre le système d’information central via un réseau WAN pour un traitement automatisé. Voilà pourquoi avant d’installer Linky dans les foyers, la révolution Smart Grid exige d’implanter d’abord des concentrateurs dans les actuels postes de transformation.

Un premier test basé sur 300 000 compteurs

Pour l’instant, l’heure est à l’expérimentation. Pour ses premières implantations, ERDF a ainsi ciblé deux territoires aux caractéristiques diamétralement opposées : une unité urbaine en région Lyonnaise avec près de 200 000 compteurs et un département rural - l’Indre et Loire – à faible densité (33 compteurs / km2). Ces deux expérimentations visent à vérifier la robustesse du système, à en évaluer les coûts et plus globalement à constater les réalités du terrain. Débuté le 15 avril en Touraine, les travaux de raccordement se termineront par l’installation des premiers concentrateurs à partir de décembre. Ce n’est que dans un second temps, en mars prochain, que les premiers compteurs communicants seront posés dans les domiciles tourangeaux.

Un chantier d’envergue, des bénéfices multiples

Et même à échelle limitée, l’expérimentation prend déjà des allures de peplum pour ERDF avec près de 3000 compteurs à installer par jour dans des installations aux profils très différents. D’autant que l’enjeu de ce premier test est crucial. En cas de succès, les expériences lyonnaises et tourangelles pourraient valider en 2012 le lancement d’un déploiement national de cinq ans. La généralisation du compteur Linky pourrait alors complètement bouleverser les habitudes des acteurs du marché. A commencer par les clients-utilisateurs dont les factures seront dès lors établies sur le réel, les opérations techniques simplifiées et la maîtrise des consommations énergétiques optimisées. Mais aussi celles des autorités et des opérateurs qui pourront tabler sur un réseau plus fiable, une meilleure intégration des sources photovoltaïques, une diminution des fraudes et surtout une réduction des consommations électriques. Linky n’a pas fini de voir la vie en jaune.

source : greentechrepublic

L’idée frise la science-fiction. Mais ce sont bien des serpents de mer géants en caoutchouc qui pourraient exploiter d’ici cinq ans l’énergie disponible au large des côtes britanniques. Présenté mardi dernier à la presse par la société anglaise Checkmate Seaenergy, le concept baptisé Anaconda vise à la production d’une électricité verte et peu chère.

Une longueur de 200 m dans sa version finale

Fabriqué à partir d’un composite de tissu et de caoutchouc naturel, l’Anaconda surfe sur les vagues, dont il utilise le mouvement pour actionner une turbine placée dans sa queue. Expérimenté avec un prototype de neuf mètres de long, le générateur pourrait mesurer jusqu’à 200 mètres dans sa version finale et être capable de produire un mégawatt d’électricité, soit la consommation énergétique d’un bon millier de ménages. Dans sa quête de 15% d’énergie renouvelable en 2020, la Grande-Bretagne pourrait ainsi trouver dans l’Anaconda un allié de poids. Les experts du Carbon Trust estiment que la houle et les marées pourraient représenter 10 à 20 GW de capacité de production électrique supplémentaire au Royaume-Uni d’ici 2050, notamment dans le nord-ouest de l’Ecosse et le sud-ouest de l’Angleterre. Et cela, pour un prix raisonnable. Si l’énergie des vagues revient d’habitude à environ 30 centimes d’euros par kWh, l’Anaconda pourrait faire baisser ce tarif à presque 10 centimes par kWh contre 7 centimes pour l’électricité à base de combustibles fossiles. Le futur équipement se négociant autour 2,250 millions d’euros l’unité.

Un outil conçu pour durer

« Le problème avec l’énergie des vagues, c’est qu’au fil de temps, l’environnement marin a tendance à détériorer les machines. L’avantage de l’Anaconda, c’est qu’il n’est pas mécanique. Il est constitué principalement de caoutchouc, un matériau naturel avec une bonne résistance et très peu de pièces mobiles à entretenir », explique au Guardian Rod Rainey, chef ingénieur au sein du cabinet de consultants Atkins, qui a participé à la conception de l’Anaconda. Après avoir mené des essais dans un immense réservoir implanté à Gosport (Hampshire), Checkmate Seaenergy construira très bientôt un nouveau prototype. Celui-ci devrait mesurer près du quart de la taille du futur Anaconda et sera chargé de valider en mer les estimations de ses concepteurs. Les premières implantations d’Anacondas au large de la Grande-Bretagne sont prévues pour 2014.

source : cleantechrepublic

Entretien avec Tim Zenk, Vice President of Corporate Affairs de Sapphire Energy.

Basée à San Diego et créée mi-2007, la société Sapphire Energy a pour ambition d’élaborer un carburant liquide en substitution au pétrole. Après avoir exploré plusieurs pistes, le choix de cette jeune pousse californienne s’est arrêté sur la production de biocarburant à base de micro-algues. Le produit fini n’obligera à revoir ni les infrastructures, ni les moteurs. Pour l’heure, Sapphire Energy a levé plus de 100 millions de dollars, auprès de quatre principaux investisseurs : RCH Venture Partners, le Wellcome Trust en Grande Bretagne, Cascade Investment, la société d’investissements de Bill Gates, et Venrock, le trust créé par la famille Rockefeller. Tim Zenk nous livre les enjeux de ce projet drastique, et répond aux défis que devra relever Sapphire.

Cleantech Republic : Comment la société Sapphire Energy est-elle née ?

Tim Zenk : Sapphire Energy a germé il y a un peu plus de trois ans dans l’optique d’élaborer un carburant liquide alternatif pour le transport, de source naturelle, viable et durable. C’est ce que nous appelons le brut vert (NDLR : « green crude » en anglais). Pour cela, il faut des émissions de carbone très minimes, en comparaison à ce que génère aujourd’hui la chaîne du pétrole. Le nouveau carburant ne doit avoir aucun impact sur l’agriculture, c’est-à-dire sur le coût des denrées alimentaires. En conséquence, il faut que la production exploite des terres non cultivables, qu’elle n’inclut pas de fermentation car cela impliquerait l’utilisation de sucre issu de cultures, et qu’elle utilise de l’eau impropre à la consommation et à l’agriculture. Enfin, il faut garder à l’esprit que le marché de l’énergie se chiffre en billions de dollars (NDLR: un billion correspond à 1000 milliards, soit au “trillion” américain). La source biologique qui servira de substitution au pétrole brut doit donc s’appliquer à l’échelon mondial. Sur un tel marché, contribuer seulement en marge ne serait pas viable.

Quelles options technologiques avez-vous examinées ?

Nous n’avions pas d’a priori et avons exploré de nombreuses options. Nous avons considéré des bactéries, des levures et d’autres composants végétaux. Notre choix s’est arrêté sur des algues. Elles comptent parmi les plantes les plus efficaces en terme de photosynthèse, elles peuvent être cultivées dans de l’eau salée et utilisent du CO2 pour générer de l’énergie. Un cycle de production, de la graine d’algue à l’extraction du carburant, prend environ 25 jours. Non seulement elles poussent vite, mais elles produisent une quantité significative de carburant en comparaison avec d’autres matières végétales. On peut noter en aparté que la majorité des plantes dont la dégradation a donné le pétrole brut que l’on extrait aujourd’hui du sol était constituée d’algues, c’est un fait scientifique accepté.

Quels sont les prérequis pour la production d’algues ?

Simplement du soleil, de l’eau et du CO2. Nous pouvons cultiver les algues dans un désert, sur la terre, dans des conditions climatiques impropres à l’agriculture. Il y a des millions de kilomètres carrés de désert sur notre planète, et de très grandes quantités d’eau salée proches de terres désertiques, voire à l’intérieur. En somme, nous mettons en place un champ de carburant hors sol.

D’où viendra le CO2 ?

Nous nous alimenterons auprès de centrales électriques thermiques qui brûlent du charbon, de raffineries de pétrole, etc. A titre d’exemple, un champ de 1000 acres (NDLR : 405 hectares) utilise l’intégralité du CO2 émis par une centrale au charbon de 5000 Megawatts. Il existe des procédés de collecte et de liquéfaction du CO2 pour le transport. L’approvisionnement en CO2 reste un challenge, car nous sommes les premiers à en utiliser.

A quels autres défis devez-vous faire face ?

Les challenges sont nombreux. Il faut garantir la protection de la récolte, c’est à dire qu’elle ne soit pas victime de prédateurs tels que des bactéries, qu’elle puisse vivre dans des conditions de PH élevé et de très haute teneur en sel. La récolte doit pouvoir s’effectuer facilement et garantir un certain rendement. Tout cela en environnement extérieur, car sinon on ne pourra produire ni à très grande échelle, ni à faible coût.

Comment avez-vous identifié les algues adéquates ?

Pour trouver des cultures qui survivent dans des conditions extrêmes, nous avons examiné les caractéristiques de la culture mondiale du maïs, du soja, du riz, de l’orge, du blé, etc. Toutes ces plantes ont été modifiées pour pousser dans des conditions très difficiles, garantir la production chaque année et résister aux menaces naturelles. Si l’on essayait de cultiver ces espèces dans notre jardin, elles ne pousseraient pas. Le même modèle doit s’appliquer aux algues, si l’on ambitionne de devenir un acteur majeur du marché de l’énergie. Nous avons examiné des centaines de souches à partir desquelles nous en avons créées des milliers. Nous avons abouti à plusieurs types d’algues ayant les propriétés et le rendement recherchés, et qui fournissent un produit fini qui remplace les carburants actuels, tel quel.

Qu’entendez-vous par « tel quel » ?

Qui utilise l’infrastructure en place et alimente les mêmes moteurs. Par exemple, le biodiesel nécessite de nouveaux oléoducs, raffineries et moteurs. Rien qu’aux Etats-Unis, de tels changements coûteraient 8 billions de dollars. L’infrastructure est un élément essentiel du marché de l’énergie, certains l’oublient parfois. Or, nous n’avons pas 40 ans devant nous pour résoudre les problèmes du changement climatique et de l’énergie. Ensuite, il faut non seulement viser le carburant pour automobile, mais aussi l’aviation et les poids lourds. Or, le biodiesel ne convient pas aux avions à réaction. Le brut vert doit comporter les mêmes molécules que le pétrole, et pouvoir donner de l’essence, du kérosène et du gazole.

Où en sont les tests en grandeur nature ?

Des essais ont été effectués le 7 janvier 2009  avec Continental Airlines et Japan Airlines, à partir d’un mélange de 50 pourcents de carburant traditionnel et 50 pourcents de notre biocarburant. Cela pour la simple raison que personne sur le marché du brut vert ne dispose pour le moment d’une capacité de production suffisante pour réaliser des tests avec du biocarburant pur.

Quelle capacité de production anticipez-vous ?

Nous avons ouvert un centre de R&D au Nouveau Mexique. La majeure partie de cet état fournit d’excellentes conditions : beaucoup de soleil, l’accès à du CO2, et un environnement désertique. Notre site est en train de monter en puissance pour aboutir à un centre de production d’une capacité de 8000 gallons américains (NDLR : soit environ 190 barils) par jour d’ici 2012. Cela permettra de prouver la viabilité commerciale de notre processus. Ensuite, nous passerons à une capacité de production de 420 000 gallons (NDLR : soit 100 000 barils) par jour. En termes d’investissement en temps et en argent, ce projet est comparable à un voyage sur la lune.

A quel prix pensez-vous pouvoir fixer le baril de « brut vert » ?

A pleine production, nous pensons nous aligner sur les prix du forage en eaux profondes sur les côtes américaines ou européennes, soit entre 60 et 80 dollars le baril.

A quelle échéance Sapphire Energy réalisera-t-elle ses premiers bénéfices ?

Nous pensons être très profitables une fois nos activités déployées à grande échelle, c’est-à-dire entre 2015 et 2020, avec des bénéfices de l’ordre de ceux du forage pétrolier.

Comment envisagez-vous votre expansion à l’international ?

Nous pensons à des zones proches de l’Europe telles que l’Afrique, où nous pouvons avoir accès à du terrain désertique et à de l’eau salée.

Qu’en est-il de la concurrence ?

D’autres travaillent sur le même problème, mais personne ne l’approche de la même façon. Notre principal atout est notre capacité à passer à l’échelon mondial. Il est encore trop tôt pour savoir qui seront nos vrais concurrents. Quoi qu’il en soit, le marché est énorme et il y aura de nombreux gagnants.

source : cleantechrepublic.com

Entretien avec Kelly Truman, Vice President de Solyndra, en charge du marketing, des ventes & et du développement.

Le fabricant de panneaux photovoltaïques Solyndra a choisi de se focaliser sur les toitures plates de bâtiments commerciaux, au travers d’une offre spécialisée. Cette jeune société californienne, qui fête tout juste son quatrième anniversaire et qui est entrée en phase commerciale l’été dernier, dispose d’un centre de production entièrement automatisé de près de 28000 mètres carrés. Le marché européen du photovoltaïque étant particulièrement dynamique, Solyndra a déjà ouvert des bureaux en Europe, à côté de Berlin.

Cleantech Republic : Comment est née Solyndra ?

Kelly Truman : Chris Gronet, notre CEO, a eu l’idée de se positionner spécifiquement sur un segment du marché photovoltaïque encore largement inexploité, celui de la toiture de bâtiments commerciaux. Tout toit plat de grande taille convient, qu’il s’agisse d’un magasin, d’une usine, d’un entrepôt, d’une école ou autre. Ces toits plats représentent 3 milliards de mètres carrés aux Etats-Unis et à peu près autant en Europe. Ils sont parfaits pour déployer du photovoltaïque, un type d’énergie renouvelable à faible coût ; ils représentent un potentiel total de 300 gigawatts. A titre de comparaison, 6 gigawatts photovoltaïques ont été installés l’année dernière, au niveau mondial.

En quoi votre offre se distingue-t-elle des systèmes photovoltaïques existants ?

Les panneaux photovoltaïques conventionnels sont installés en position inclinée, de manière à maximiser la production d’énergie, et les rangées sont espacées afin d’éviter que les panneaux ne se fassent de l’ombre. Cela signifie qu’une grande partie de la surface des toits, et en conséquence, des rayons de soleil, n’est pas exploitée. Notre dispositif photovoltaïque en trois dimensions avec capteurs cylindriques (NDLR : un panneau est constitué de quarante tubes parallèles légèrement espacés maintenus par un cadre) permet une importante production d’énergie à partir d’une position horizontale.

Cela permet à nos panneaux de couvrir la quasi-totalité de la surface du toit, chose qu’aucune technologie photovoltaïque conventionnelle n’est capable de faire. Et cela, en exploitant à la fois la lumière directe, diffuse et réfléchie, tout au long de la journée. Il en résulte une quantité d’énergie supérieure de 25 à 100% à celle produite par les systèmes conventionnels, selon le type de toit. Enfin, même s’il est toujours préférable de tourner le panneau dans le sens nord-sud, son orientation n’a que peu d’importance puisque la production d’énergie ne baisse pas plus de 1% lorsqu’on le décale de 45° de la position idéale.

Quel impact au niveau de l’installation ?

L’installation n’engendre que de faibles coûts. En raison de la forme cylindrique des récepteurs et des espaces qui les séparent, nos panneaux n’opposent pas de résistance au vent. Il n’est donc pas nécessaire de les fixer au toit ni de les lester. Il suffit de les poser. Cela réduit le temps d’installation d’un tiers, et le coût d’installation de moitié. La forme cylindrique a d’autres avantages. Le matériau photovoltaique que nous avons choisi, de type de couche mince CIGS (NDLR : Copper Indium Gallium Selenide), à très haut rendement, est très sensible à l’humidité. Nous pouvons placer un bouchon hermétique aux extrémités du cylindre, que nous scellons en fusionnant métal et verre, selon un procédé proche de celui utilisé pour les bulbes fluorescents, mais encore plus solide.

Votre activité commerciale progresse-t-elle hors des Etats-Unis ?

Nous avons commence à livrer nos produits pour réaliser les tests initiaux il y a environ un an, puis les premières livraisons commerciales ont eu lieu en juillet 2008. Une grande partie de nos clients se trouvent en Europe. Le marché y est plus important, en raison de l’influence des mesures incitatives des gouvernements. C’est la raison pour laquelle le marché allemand est par exemple si dynamique, alors qu’en matière d’ensoleillement, l’Allemagne serait plutôt proche de l’Alaska. Lorsque le coût des installations photovoltaïques baissera, ces mesures incitatives ne seront plus nécessaires, et l’on verra de larges déploiements aux Etats-Unis, qui bénéficient d’un grand ensoleillement. Tout récemment, le complexe cinématographique de Cinema West à Livermore en Californie a été équipé d’un système Solyndra de 132 kWc.

Peut-on envisager d’autres options de déploiement que ceux sur toits plats ?

Nous vendons nos produits à des intégrateurs solaires, ainsi qu’à des fabricants de toiture, qui vendent nos produits en complément des leurs. Nous n’avons pas défini de spécifications de montage. Certains clients explorent les possibilités en façade, mais nous avons concentré toute notre ingénierie sur les déploiements sur des toitures plates.

Une entreprise peut-elle espérer atteindre l’autosuffisance électrique ?

Non. Car dans un magasin, la quantité d’énergie nécessaire par mètre carré dépasse ce que le toit est susceptible de fournir à partir de l’énergie solaire. Il est facile de réduire à néant la facture d’électricité d’une maison, mais les magasins et bureaux sont beaucoup trop gourmands en électricité. Le cinéma de Livermore par exemple a réussi à réduire sa facture d’électricité d’environ 45%.

source : cleantechrepublic.com