Le blog sur l’energie solaire, la location de toitures en panneaux photovoltaiques, l’investissement solaire

Le fournisseur de modules solaires photovoltaïques, Upsolar, a dévoilé hier ses propres ‘smart modules’ optimisés par la société Tigo Energy et certifiés par l’organisme TÜV Rheinland PTL pour l’Europe et l’Amérique du nord.

Les premiers modules intelligents d’Upsolar sont désormais disponibles pour les installations résidentielles, commerciales et publiques.

Les optimiseurs de Tigo Energy tirent parti d’une technologie exclusive d’adaptation d’impédance pour augmenter la production d’énergie de chaque module et minimiser les problèmes de performances liés aux salissures, aux écarts de température, et aux ombrages (nuages, arbres, mobilier urbain, etc.).

Ils permettent non seulement d’augmenter la longueur des chaînes, réduisant de fait le coût des systèmes, mais également un renforcement de la sécurité par la détection d’anomalies électriques et thermiques incluant la coupure au plus prêt des panneaux. Les smart modules conviennent aussi bien aux toitures inclinées que plates ou intégrées, ainsi qu’aux installations au sol.

Pour créer un ‘smart module‘, les optimiseurs sont incorporés aux boîtes de jonction des modules Upsolar lors du processus de fabrication. Selon le fabricant, l’intégration des 2 unités permet “une plus grande simplicité d’installation ainsi qu’une réduction des coûts d’exploitation et de maintenance, avec des performances globales accrues pour l’ensemble du système.”

De plus, les utilisateurs pourront surveiller à distance les performances des modules et du système à l’aide du Logiciel Tigo Energy(r) (gestion de performance des modules) et son application pour smartphone

Par ailleurs, plus tôt cette année, Upsolar et Tigo Energy avaient collaboré avec Talmage Solar Engineering à Sharon, dans le Vermont (États-Unis), sur une installation solaire de 2,2 MW incluant des optimiseurs montés en post-équipement.

“Les performances de l’optimiseur de Tigo Energy ont dépassé nos attentes, et nous étions impatients d’incorporer la technologie de Tigo Energy directement dans nos modules afin d’améliorer les performances et de réduire le coût des systèmes solaires pour les installateurs comme pour les clients“, a déclaré Stéphane Dufrenne, directeur technique (CTO) chez Upsolar. “Nous avons déjà constaté une forte demande concernant le produit intégré sur les principaux marchés et pensons que cette tendance va se confirmer. En effet, nous ouvrons ainsi la voie à des installations à coût neutre pour des systèmes photovoltaïques de toutes tailles et conceptions intégrant l’électronique de puissance au niveau des modules.”

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Un démonstrateur de la technologie solaire thermodynamique de Fresnel a été conçu et installé sur le centre CEA de Cadarache pour la société Alsolen (groupe ALCEN).

C’est actuellement la seule installation de ce type à fournir de l’électricité en France. “Nous visons le marché des réseaux isolés ou semi-isolés, qui demande des centrales de moyenne puissance, soit jusqu’à 20 MW” a expliqué Nadim El Mourchid, responsable projet chez Alsolen.

Au-delà du champ de miroirs, le récepteur contient de nombreuses innovations du CEA pour abaisser le coût de revient de l’électricité produite. Il s’affranchit en particulier du fragile tube de verre sous vide qui entoure les récepteurs des centrales à miroirs cylindro-paraboliques déjà installées.

En guise de caloporteur, cette centrale utilise de l’huile portée à«moyenne température»–300 °C tout de même…– qui va vaporiser non pas de l’eau mais un fluide organique. Ce dernier, en se détendant, alimente une turbine et produit de l’électricité. Ce cycle, appelé«cycle organique de Rankine », tourne à moyenne température et nécessite peu de ressources en exploitation. Alors que les turbines à vapeur « classiques », conçues pour les fortes puissances, fonctionnent à des températures bien plus élevées et requièrent des équipes d’exploitation beaucoup plus contraignantes.

Enfin, la centrale Alsolen stocke la chaleur dans un unique réservoir à lit de roche directement alimenté par l’huile caloporteuse (voir fin de l’article).

«La possibilité de stocker l’énergie thermique à moindre coût fait la différence avec le photovoltaïque car la production électrique est assurée y compris après le coucher du soleil, lorsque les utilisateurs en ont le plus besoin» a indiqué le responsable projet. De plus, afin de rentabiliser encore mieux l’investissement que représente une telle installation, Alsolen mise sur le « multi-therme ». En clair : “à la sortie du turbo-alternateur, le fluide caloporteur est encore très chaud, aussi le CEA et Alsolen développent-ils des solutions destinées à exploiter cette chaleur résiduelle, que ce soit en dessalant de l’eau de mer ou en fabricant… du froid via la climatisation.“

Parallèlement, les mêmes partenaires développent la technologie Alsolen SUP. Il s’agit cette fois de centrales de forte puissance – au-delà de 50 MWe – mais utilisant elles aussi des miroirs de Fresnel. Le fluide caloporteur sera directement de la vapeur d’eau surchauffée, portée à 450 °C et 110 bars de pression. La contruction du prototype sera achevée à Cadarache en fin de premier trimestre 2013 et il démarrera dans la foulée.

Afin de se positionner sur cette technologie, le CEA-Liten a constitué une équipe, l’une des plus importantes en Europe sur la thématique, aux compétences diverses – thermique mais aussi optique, mécanique ou encore traitement de surface pour les capteurs – et s’est doté d’installations de vieillissement artificiel des capteurs et d’un site ensoleillé pour implanter des démonstrateurs.

De plus, via sa collaboration avec la fondation marocaine Mascir, son équipe peut tester en grandeur réelle le vieillissement du matériel soumis au sable, au vent et à la chaleur du désert.

Stockage : le graal du solaire thermodynamique

Avec le développement des centrales solaires thermodynamiques, de nouveaux dispositifs de stockage voient le jour et font l’objet d’une R&D importante. À ce titre, les équipes du CEA analysent différents matériaux pour en déterminer les propriétés physiques thermiques, la tenue dans le temps et la compatibilité avec les fluides caloporteurs. Plusieurs installations expérimentales sont à leur disposition comme la boucle CLAIRE à Grenoble. Dédiée aux hautes températures (supérieures à 500 °C) avec de l’air comme fluide caloporteur, elle est déjàà l’échelle semi-industrielle avec des capacités de stockage (10 m3) et des puissances thermiques (1 MW) significatives.

De même, l’installation STONE, préfiguration de la centrale solaire de Cadarache, permet d’étudier en détail le parcours d’un fluide caloporteur dans un lit de roche grâce à une instrumentation très fine (220 mesures de température pour 3 m3 de stockage).

Parcours que résume Patrice Tochon du CEA-Liten : “Envoyé chaud dans un réservoir de stockage, le fluide cède progressivement sa chaleur aux cailloux, du haut vers le bas, puis ressort froid ; lorsque les rayons solaires ne sont plus suffisants pour apporter de l’énergie à la centrale, le fluide est injecté de froid en bas du réservoir, se réchauffe au contact du lit de roche puis est récupéré en haut du réservoir pour produire de l’électricité…“

Photos : P. Avavian / CEA

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Tandis que les grandes installations photovoltaïques se multiplient en Valais (Suisse), le plus grand distributeur d’énergie du canton lance une vaste opération de promotion intitulée “Ma parcelle solaire.”

Une façon ludique et interactive pour l’Energie de Sion-Région** (ESR) de convaincre ses clients d’acquérir de l’énergie photovoltaïque… au prix le plus bas de Suisse ! Un moyen pour les consomm’acteurs de devenir, eux aussi, producteurs d’énergie renouvelable.

D’ici 2035, la Suisse devrait progressivement sortir du nucléaire. Pour y parvenir, la stratégie énergétique du Conseil fédéral prévoit une nouvelle répartition du «mix»énergétique (hydraulique, gaz, solaire, éolien, etc.). Parmi les énergies dont le potentiel de progression est le plus élevé : le solaire. Entre 2011 et 2050, la production d’énergie photovoltaïque devrait être multipliée par 70 et couvrir le 20% de la consommation suisse. En comparaison, la principale source d’électricité renouvelable, l’hydraulique, dispose pour la même période d’un potentiel de progression de 10%.

Dans ce contexte le Valais, qui bénéficie d’un ensoleillement de 25 à 30% supérieur au reste du pays, a véritablement sa carte à jour.

Suivre la production de sa parcelle solaire sur le Net

‘Ma parcelle solaire’ s’adresse par exemple aux locataires, à ceux qui ne peuvent modifier leur toit pour des raisons de protection du patrimoine, mais plus largement à tous ceux qui souhaitent devenir, eux aussi, producteurs d’énergie renouvelable. Ainsi, en louant une parcelle solaire chez ESR, le consomm’acteur peut choisir le toit qui l’intéresse, voir des photos de celui-ci, suivre en permanence sur le Web sa production électrique, et au final acheter cette énergie au prix le plus bas de Suisse.

Un surcoût relativement bas

Seul distributeur du pays à proposer une offre similaire, Romande Energie loue mensuellement son Carré solaire à 4 francs 80 le mètre carré. Mais ce prix est celui d’un certificat de production et n’inclut pas le coût de l’énergie (facturé séparément à 10,6 ct/kWh). L’offre de l’ESR à 2,90 francs par m2 et par mois est un prix «tout compris». Cela signifie que le kWh vaudois est vendu plus de deux fois plus cher que le kWh valaisan. Concrètement, les consommateurs qui loueront une parcelle solaire ESR verront, sur leur facture bimestrielle, d’un côté un supplément pour la location des panneaux, de l’autre une déduction pour l’énergie que produisent lesdits panneaux.

Au final, pour un surcoût de 14,50 francs par mois (location de 5 mètres carrés), il est possible de couvrir 20% de la consommation d’un ménage moyen.

Appel aux propriétaires de toits

ESR parviendra-t-elle à répondre à la demande ? La production suivant la consommation, l’ESR a construit une première centrale en 2004 sur le Collège des Creusets, puis d’autres, régulièrement, pour disposer d’ici la fin de l’année de 10.000 m2. La société sédunoise souhaite étendre encore son parc solaire et multiplier ce chiffre par au moins 25, bien décidée à ne pas manquer le virage énergétique qui s’annonce.

Forte de ses compétences pour assurer des projets du début à la fin, ESR lance un avis à ceux qui ont des toits disponibles, en priorité de grande taille.

** le plus grand distributeur d’énergie du canton : couverture de 20% de la consommation des ménages et PME valaisans, soit 51.000 clients répartis dans 20 communes.

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Les professionnels de l’éolien représentés par France Energie Eolienne (FEE) ont exprimé en fin de semaine dernière leur déception car ils espéraient la concrétisation rapide de mesures d’urgence annoncées par le gouvernement lors de la conférence environnementale.

En effet, ces mesures devaient être mise en œuvre par la proposition de loi sur la tarification progressive de l’énergie. Mais la tournure que prennent les discussions au Sénat fait craindre une paralysie. C’est pourquoi, France Energie Eolienne appelle l’ensemble des partis “à la clairvoyance pour permettre à la filière de redémarrer“.

“Les discussions sur la proposition de loi visant à préparer la transition vers un système énergétique sobre deviennent de plus en plus critiques au Sénat. Le texte risque maintenant d’être rejeté par la chambre haute suite au dépôt par le groupe communiste et son adoption grâce aux voix de la droite et du centre d’une motion d’exception d’irrecevabilité” a indiqué l’association dans un communiqué.

Cette motion critique certains dispositifs de la tarification progressive de l’énergie quant à leur compatibilité avec la Constitution. Elle sera discutée à l’ouverture de la séance publique prévue le 31 octobre. Son adoption provoquerait la fin de l’examen au Sénat et le texte devrait alors à nouveau être soumis à l’Assemblée nationale.

Les minces espoirs des professionnels semblent maintenant compromis. La mise en œuvre des mesures sera, au mieux, décalée dans le temps. Pourtant, conclu la FEE, le secteur éolien est à l’arrêt, les 11 000 emplois de la filière sont menacés et les professionnels s’inquiètent.

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Concentrer les rayons du soleil avec un miroir pour obtenir de la chaleur est une pratique ancienne car dès l’antiquité, les grecs allumaient ainsi la flamme olympique… sans remonter aussi loin, l’idée du solaire thermodynamique date de plusieurs décennies.

Il consiste notamment à convertir la chaleur en électricité. De nouvelles technologies émergent dans le monde dont celles du CEA-Liten, en partenariat avec des industriels.

« L’idée directrice du solaire thermodynamique tient en quelques mots, explique Patrice Tochon, responsable d’un laboratoire au CEA-Liten réparti sur les sites de Grenoble et de l’INES : un système optique concentre les rayons solaires sur un capteur ou un absorbeur, lesquels transfèrent l’énergie reçue à un fluide dont la température augmente. La chaleur transportée par le fluide est ensuite valorisée pour produire de la chaleur, de l’électricité, de l’eau par dessalement ou même du froid.»

Bien que potentiellement très performante, la technologie du solaire thermodynamique ne peut être installée partout.

En effet, les systèmes optiques ne concentrent que le rayonnement solaire direct et non la lumière diffuse, ce qui restreint leur utilisation à des régions à fort ensoleillement. De plus, les fumées ou la brume qui diffusent la lumière atténuent le rendement des centrales. Leur installation en bord de mer, à l’atmosphère souvent brumeuse, ne se justifie que dans les cas de cogénération. «Cela dit, pour faire fonctionner les turbines des centrales, il faut une source froide pour évacuer les rejets thermiques. Or, l’eau de mer est beaucoup plus froide que l’air des zones fortement ensoleillées, ce qui augmente les rendements et compense en partie les pertes dues à la brume » tempère Patrice Tochon. Logiquement, les grosses centrales destinées à la production d’électricité seront plutôt installées dans les déserts, alors que les unités de cogénération avec dessalement de l’eau de mer et/ou de climatisation se rapprocheront des villes et des côtes.

L’émergence de trois technologies « concurrentes »

Historiquement, les premiers démonstrateurs aux États-Unis et en Espagne exploitent des centrales pourvues de longs miroirs cylindro-paraboliques qui pivotent autour d’un axe pour suivre la course du soleil. Les récepteurs linéaires, solidaires des miroirs et situés au foyer de la parabole, contiennent en général de l’huile ou du sel fondu jouant le rôle de fluides caloporteurs. C’est la technologie la plus mature, même si la durée de vie de certains éléments n’est pas totalement maîtrisée. Sa complexité mécanique (le récepteur est mobile) induit un coût du kWh compris entre 20 et 30 centimes d’euro.

Les deux autres filières ont une maturité moins avancée, des opérations de démonstration restant à effectuer. La plus spectaculaire se compose d’un récepteur noir de grande taille, cubique ou plan, perché en haut d’une tour d’une centaine de mètres, elle-même «plantée » au milieu d’un champ d’héliostats, miroirs qui suivent la course du soleil selon deux axes. Les contraintes thermiques sur le récepteur, ainsi que l’extrême précision optique requise, demandent encore beaucoup de recherche. La centrale à tour de Gemasolar, près de Séville (Espagne), a néanmoins défrayé la chronique en 2011 en devenant la première installation solaire à produire de l’électricité en continu (24 h/24) grâce à sa forte capacité de stockage de la chaleur.

Enfin, la dernière option technologique concerne les centrales à miroirs de Fresnel. À l’étude au CEA-Liten, les efforts portent sur deux variantes différentes selon la température du fluide : 300 °C pour des centrales de puissance moyenne (environ 10 MW) et 450 °C pour des puissances fortes. Ces centrales utilisent un ensemble de longs miroirs quasiment plans, pivotant sur un axe, pour concentrer les rayons solaires sur un unique capteur linéaire fixe. La performance optique, légèrement inférieure aux systèmes paraboliques, est toutefois compensée par la relative simplicité de fabrication et une durée de vie plus longue. Ceci permet d’espérer, à moyen terme, un kWh moins élevé qu’avec les technologies précédentes.

Le solaire thermique, une alternative pour les zones côtières

Les chercheurs du CEA-Liten développent également plusieurs technologies de solaire thermique à toutes les échelles de température. Ils se sont par exemple associés à la société SAED (Sophia Antipolis énergie développement) pour mettre au point une filière «légère » dérivée de la technologie du solaire thermique domestique. Dédiée à la production à petite échelle de chaleur et de froid – et éventuellement d’électricité– elle utilise des caloducs particuliers et dûment brevetés. Et, comme la nouvelle technologie ne repose pas sur un système de concentration optique, les capteurs acceptent la lumière diffuse, ce qui permet d’envisager leur utilisation en zones côtières. Un démonstrateur fonctionne depuis 2011 sur le centre CEA de Cadarache et la commercialisation est imminente. À l’autre extrémité de l’échelle des puissances et des températures, le CEA-Liten étudie un récepteur thermique pour une tour solaire à air chaud (700-800 °C) développée par le laboratoire Promes du CNRS, à Odeillo. «Étant donné sa complexité, il y a encore beaucoup de travail avant de voir fonctionner une telle centrale» prévient cependant Patrice Tochon du CEA-Liten.

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Figurant au palmarès Fortune Global 500 et possédant des activités dans la fabrication, la construction, la finance, le commerce de détail et les centres de villégiature, l’une des 10 plus grosses entreprises sud-coréennes a annoncé mercredi le lancement de Hanwha Q.Cells.

Cet évènement marque ainsi la finalisation de l’acquisition de la société allemande de produits solaires Q.Cells (avec 1.225 employés), qui demeure encore malgréses récentes déconvenues, l’un des plus importants fabricants mondiaux de cellules solaires.

Ce lancement va permettre de hisser le groupe Hanwha au rang de troisième plus important fabricant de produits solaires dans le monde.

La capacité de fabrication de Hanwha, qui se chiffre à2,3 GW, est répartie entre l’Allemagne, la Malaisie et la Chine, ce qui est un avantage concurrentiel pour approvisionner n’importe quelle région du monde sans avoir à subir de sanctions commerciales.

“Les synergies entre Q.Cells et Hanwha offrent une rare opportunité de mettre rapidement en place une société de produits solaires de premier plan mondial“, a déclaré Charles Kim, directeur général de Hanwha Q.Cells. “La réputation de Q.Cells en matière de qualité, d’innovation et d’excellence est en phase avec les ressources financières, l’expertise de la fabrication et la clientèle mondiale de Hanwha Group pour former l’une des plus solides sociétés au monde dans le secteur du solaire, prête à faire entrer ce secteur dans une nouvelle ère“.

Cette opération fait suite à des investissements stratégiques réalisés par Hanwha Group afin d’élargir ses offres dans le solaire et d’accélérer les développements technologiques allant d’une technologie de cellules avancée à l’optimisation de système afin de réduire le coût moyen de l’électricité, les coûts d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction et le coût des capacités de développement de projets.

Ces investissements incluent des sociétés innovantes telles que Crystal Solar, 1366 Technologies, tenKsolar, Silent Power et OneRoof Energy.

Hanwha Group a également créé Hanwha SolarEnergy en 2011 dans le but de proposer des solutions intégrées de centrales solaires en plus du centre de recherche et développement de 10 millions d’euros ouvert en avril 2012 dans la Silicon Valley, en Californie (États-Unis). Avec le lancement de Hanwha Q.Cells, Hanwha compte dorénavant 4 centres de recherche et développement à travers le monde.

« Hanwha Group, riche d’un historique de 60 ans de leadership industriel, s’apprête à devenir un leader mondial dans la recherche de solutions aux défis énergétiques auxquels fait face une économie mondiale dynamique », a déclaré Ki-Joon Hong, PDG de Hanwha SolarOne et vice-président du conseil d’administration de Hanwha Chemical. « Notre engagement en faveur de l’énergie solaire va au-delà de la création d’une entreprise fructueuse. Nous vouons nos efforts à rendre l’énergie solaire la source d’énergie la plus fiable sur la Terre».

Hanwha Group a racheté les actifs suivants de Q.Cells :

- Le siège, le centre de recherche et développement et les opérations administratives en Allemagne.

34 brevets.

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Alstom a annoncé hier avoir investi 40 millions de dollars supplémentaires dans BrightSource Energy, une société américaine spécialisée dans la génération d’électricité solaire thermique avec une technologie axée sur les tours solaires thermiques à concentration.

Ainsi, depuis son entrée au capital en 2010, Alstom a progressivement augmenté sa participation et détient aujourd’hui plus de 20% du capital de BrightSource.

BrightSource a achevé récemment la première phase de construction de la centrale d’Ivanpah dans le comté de San Bernardino, en Californie. Ce complexe de production électrique solaire (ISEGS – Ivanpah Solar Electric Generating System) est le projet de centrale électrique solaire le plus important au monde.

Alstom et BrightSource mènent conjointement des activités de recherche et développement dans le domaine du stockage de l’énergie solaire et des solutions hybrides combinant solaire et énergies fossiles. Les deux entreprises ont également décidé d’étendre la couverture géographique de leur partenariat à l’Inde et l’Australie, deux pays où les conditions d’ensoleillement conviennent le mieux à la technologie de tours solaires de BrightSource et où Alstom bénéficie de solides références en matière d’ingénierie et de construction de centrales électriques.

Par ailleurs, les 2 entités ont déjà annoncé leur intention de travailler ensemble dans le bassin méditerranéen et en Afrique.

“En consolidant notre partenariat avec BrightSource Energy, nous confirmons notre volonté de développer et fournir conjointement une offre de solutions intégrées pour centrales solaires thermiques. Nous sommes convaincus du développement et de la future compétitivité de la technologie des tours solaires. Ce nouvel investissement d’Alstom dans BrightSource renforce notre engagement sur ce marché prometteur et notre stratégie consistant à fournir des solutions durables pour l’ensemble des énergies renouvelables, qu’il s’agisse de l’hydroélectricité, de l’éolien, de la géothermie, des énergies marines et de la biomasse“, a déclaré Jérôme Pécresse, président d’Alstom Renewable Power.

“Ce nouvel engagement dans BrightSource Energy confirme que notre technologie de tours solaires est essentielle pour répondre à la demande croissante à travers le monde pour une énergie propre, fiable et rentable“, a ajouté John M. Woolard, président directeur général de BrightSource Energy.

Selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), l’énergie solaire regroupant énergie solaire à concentration et énergie photovoltaïque pourrait représenter 25% de la production d’électricité totale d’ici 2050 et couvrir un tiers de la demande mondiale à partir de 2060. A elle seule, l’énergie solaire concentrée pourrait satisfaire 11,3% des besoins en électricité dans le monde d’ici 2050.

La chronologie des financements

Avril 2011 : Google injecte 168 millions de dollars dans BrightSource Energy >>>
Avril 2011 : Alstom devient le second actionnaire de BrightSource >>>
Mai 2010 : BrightSource lève 150 millions de dollars supplémentaires >>>
Mai 2010 : Alstom entre au capital à hauteur de 20% avec un investissement de 55 ME >>>
Mars 2010 : Le ministère américain de l’énergie devient le garant d’un prêt de 1,4 milliard de dollars >>>
Juin 2008 : BrightSource Energy inaugure son centre de développement de l’énergie solaire (Israël) >>>
mai 2008 : Google investit 10 ME dans la compagnie BrightSource >>>

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La société BigBelly Solar a annoncé jeudi le lancement de son système révolutionnaire de collecte et de recyclage des déchets dans la ville de Bath du comté de Somerset au sud-ouest de l’Angleterre.

Le site classé au patrimoine de l’Unesco a ainsi déployé 25 compacteurs BigBelly alimentés à l’énergie solaire dans les circonscriptions de Bath et de North East Somerset afin de réduire les déchets et de diminuer de “façon spectaculaire” la fréquence du ramassage.

Les mairies économiseront en effet plus de 170.000 livres sterling (soit 210.660 euros) chaque année du fait d’efficacités opérationnelles, réalisées grâce à la secapacité additionnelle offerte par les compacteurs sur site ainsi qu’au système de surveillance et de signalement à distance qui fournit des données en temps réel au personnel chargé de la collecte, sur n’importe quel terminal, réduisant ainsi la fréquence du ramassage de près de 80 %.

“Cela est tout à fait judicieux car les poubelles ont besoin d’être vidées moins fréquemment, ce qui signifie que notre personnel peut être déployé dans la lutte contre la saleté de manière bien plus efficace” a déclaréà ce sujet le conseiller David Dixon, membre du cabinet pour les quartiers.

Bath rejoint donc Strasbourg et Salzbourg et devient le troisième site classé au patrimoine de l’Unesco à adopter le système afin d’éviter que ses zones touristiques historiques ne soient le théâtre de poubelles qui débordent.

Strasbourg, ville accueillant le Parlement européen, a déployé 25 stations BigBelly en 2011 et a récemment décidé d’étendre l’opération avec l’ajout de 24 nouvelles implantations. A Salzbourg, BigBelly a permis une réduction drastique de la fréquence du ramassage. “Au lieu d’effectuer quatre collectes par jour, il nous suffit dorénavant de nous déplacer une seule fois tous les 2 jours“, a déclaré Michael Wanner, directeur du service de nettoyage des routes et des rues pour la ville de Salzbourg. “Le système parle de lui-même en termes d’avantages environnementaux“.

Des stations de collecte et de recyclage des déchets de ce type sont présentes dans plus de 15 pays européens. BigBelly Solar sera visible en novembre à Smart City Expo à Barcelone et au salon Pollutec à Lyon.

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Longsol, opérateur de centrales photovoltaïques, a annoncé la semaine dernière l’inauguration de son second projet photovoltaïque en Charente-Maritime après celui de Valence-sur-Baïse dans le Gers.

Etendue sur 17 hectares, cette centrale d’une puissance installée de 10,7 MW a été construite par TSK Solar, avec l’appui de Genia Global Energy qui a assuré la promotion technique, juridique et légale du projet ainsi que les démarches administratives.

Avec une production annuelle estimée de 12.550 MWh, cette centrale pourra couvrir les besoins en électricité de près de 5.000 foyers et permettra une économie d’émission de plus de 7,85 tonnes de CO2 chaque année.

Pour mener à bien ce projet de développement et de construction de la centrale photovoltaïque de Saint-Léger, en service depuis la fin de l’année 2011, Longsol a fait appel à Genia Global Energy, un bureau d’ingénierie, d’audits et de conseils études spécialisé dans le domaine du développement et de la promotion de centrales photovoltaïques et le soutien des institutions régionales et locales.

Propriétaire de 14 centrales photovoltaïques pour une capacité installée de 105 MW en France, Espagne et aux États-Unis, Longsol indique avoir investi depuis 2006, plus de 500 millions d’euros d’actifs dans les parcs photovoltaïques.

LES CHIFFRES CLÉS DE LA CENTRALE :

- Terrain d’emprise au sol : 17 ha

Panneaux : 46.000 panneaux cristallins de marque Yingli et Canadian Solar

Puissance nominale : 10,080 MW

Puissance crête : 10,726 MWc

Production annuelle estimée : 12.550 MWh

16 onduleurs de 630 kVA de marque SMA

8 transformateurs de 6250 kVA de marque TMC

Sur la photo :

M. Dominique BUSSEREAU, ancien Ministre, Député et Président du Conseil Général de la Charente-Maritime,
M.Claude BELOT Sénateur-Maire de Jonzac, Président de la CDCHS,
M. Michel GENEAU, Maire de la commune de Saint-Léger
M.Michel DOUBLET Sénateur-Maire de Trizay, Vice-Président du Conseil Général,
Mme Michèle CAZANOVE, Sous-Préfète de la Charente-Maritime,
M. Butler, Directeur Général de Genia Global Energy
M. David De Francisco, Directeur Général de Longsol

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Un nouveau rapport publié entre autres par Greenpeace indique que la transition vers des énergies renouvelables permettrait d’économiser plus de 3000 milliards d’euros à l’Union Européenne d’ici 2050.

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