Vous venez d’investir dans une voiture électrique ? Vous avez bien fait ! Fini les coûteux passages à la pompe. Mais pour cela, il vous faudra recharger à domicile, afin de bénéficier d’une électricité aux tarifs les plus bas. Un des moyens les plus économiques est d’installer une prise dite « renforcée », qui permet de recharger en toute sécurité sans se ruiner dans l’achat d’une borne.

Lorsque l’on envisage de passer à l’électrique, la question de la recharge à la maison se pose très rapidement. Il est bien possible de recharger sa voiture avec une simple prise domestique, mais cette solution entraîne des temps de recharge souvent décourageants. Selon le simulateur d’Automobile Propre, il faudrait presque 20 heures pour recharger une Tesla Model 3 Grande Autonomie de 20 à 80 % avec une simple prise 10A.

Aujourd’hui, les solutions techniques se multiplient pour obtenir le moyen de recharge le plus pratique et le plus performant en fonction de son logement. Parmi les solutions du marché, l’installation d’une borne de recharge, comme la Wallbox, est bien souvent l’option la plus intéressante, tant par ses fonctionnalités que par sa vitesse de recharge. En revanche, le tarif de plus de 900 euros (sans la pose) peut en refroidir plus d’un. Heureusement, il existe une alternative qui vient se glisser entre la prise de votre machine à café et la borne de recharge : la prise de recharge renforcée.

Une prise renforcée, c’est quoi exactement ?

Sous le terme prise renforcée se cache en réalité deux types de prises dont les caractéristiques et les performances diffèrent. D’abord, on retrouve des prises au format quasiment identiques à celles que l’on peut retrouver dans nos maisons. Leur particularité réside dans leurs connecteurs renforcés qui permettent d’obtenir une puissance plus importante.

Alors qu’une prise traditionnelle est limitée à une puissance de 2,3 kW pour une intensité de 10A, ces prises renforcées sont souvent capables de délivrer une intensité de 16A pour presque 3,7 kW de puissance. Cela leur permet de réduire significativement le temps de charge d’une voiture électrique par rapport à une prise standard. Pour reprendre l’exemple de notre Tesla Model 3 Grande Autonomie, ce type de prise fait passer le temps de recharge de 20 heures à 12 heures et 26 minutes !

Dès 2014, Legrand s’est lancé sur le marché des prises renforcées avec son modèle Green’Up qui se décline en plusieurs configurations. On retrouve, dans le commerce, le pack « Green’up Access » qui comprend le modèle à installation en saillie avec une patère et le disjoncteur correspondant. Il est également possible d’acheter la prise seule, sans disjoncteur. En passant par un professionnel, il est aussi possible d’avoir la même prise, mais sur pied, ou même d’avoir une version encastrable avec une fermeture à clé pour plus de sécurité.

Plus récemment, d’autres fabricants se sont joints à la fête comme Hager avec sa prise renforcée Witty ou Schneider avec sa prise Mureva Styl. Côté tarif, il faudra entre 150 et 200 euros pour un pack comprenant la prise, ainsi que le disjoncteur dédié à installer dans le tableau électrique.

La prise P17, la prise renforcée ultra économique pour les bricoleurs

Comme on l’évoquait un peu plus haut, le terme « prise renforcée » évoque la prise Legrand Green’up, mais pas uniquement. Elles désignent aussi les prises dites « industrielles », répondant au doux nom de P17 ou CEE17. Ce type de prise est conçu pour supporter des puissances supérieures à celles que l’on utilise au quotidien, notamment dans le milieu professionnel. Si la prise industrielle la plus basique ne permet pas d’obtenir une puissance supérieure à la Green’Up, sa grande sœur, disponible en monophasé 32A, délivre une puissance totale de 7,4 kW dans certaines conditions, pour une vingtaine d’euros. Le temps de recharge théorique de notre Tesla passe alors à seulement 6 heures et 13 minutes.

Enfin, pour les chanceux qui disposent d’une installation électrique en triphasé, il sera même possible d’obtenir 11 kW grâce à une prise 16A triphasée ou encore 22 kW grâce à une prise 32A, toujours en triphasé. Attention toutefois, le chargeur embarqué des voitures électriques ne supporte pas toujours de telles puissances, de même que le câble. Par exemple, la Tesla Model 3 peut recharger jusqu’à 11 kW en triphasé grâce à son chargeur embarqué. Du côté de la Renault Megane E-Tech, le modèle Optimum charge peut accepter une puissance de 22 kW en triphasé, mais le modèle d’entrée de gamme, lui, n’accepte que 7 kW en monophasé.

Ainsi, avant de définir son installation, mieux vaut se renseigner sur les caractéristiques de recharge du modèle convoité, ou opter pour un chargeur mobile en complément qui permettra de transformer le courant alternatif en courant continu. Si ce type de chargeur est assez onéreux, il permet de profiter de toute la puissance disponible au niveau de la prise.

Comment installer une prise renforcée ?

L’installation d’une prise renforcée, type Green’up ou P17 ne présente aucune difficulté particulière. Elle est très semblable à l’installation d’une prise domestique standard, à cela près qu’elle doit disposer d’un circuit dédié. La section de câble doit être au minimum de 3 × 2,5 mm², mais cela peut être davantage selon la longueur entre le tableau et la prise. Référez-vous aux abaques pour connaître la bonne section à utiliser. La ligne doit impérativement être protégée par un disjoncteur différentiel 30 mA de 20A courbe C.

Si l’installation de ce type de prise peut tout à fait être réalisée par un particulier, il est tout de même fortement conseillé de faire appel à un professionnel pour qu’il puisse s’assurer de la conformité de l’installation. Concernant l’installation d’une prise industrielle, l’intervention d’un électricien qualifié est d’autant plus conseillée, car les puissances en jeu sont très élevées. Il est donc essentiel que la section des câbles d’alimentation et les dispositifs de protection soient spécifiquement dimensionnés pour éviter le moindre risque de surchauffe qui pourrait provoquer un incendie.

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La France se lance, à son tour, dans le stockage de carbone pour se donner une chance d’atteindre la neutralité carbone en 2050. Annoncées par le ministre délégué à l’énergie, des expérimentations vont avoir lieu dès l’année prochaine, pour une mise en exploitation en 2027 au plus tard. 

Lors d’une visite chez un spécialiste français du transport de carbone liquide, Roland Lescure, ministre délégué à l’énergie, a annoncé que la France travaillait sur la possibilité de stocker du carbone liquide sur son territoire. Pour cela, un Appel à manifestation d’intérêt (AMI) vient d’être lancé, et devrait aboutir sur des expérimentations dès l’année prochaine. Celles-ci auront pour but de vérifier qu’il est bien possible de stocker du carbone sous forme liquide dans d’anciens puits de pétrole français, et ce, sans aucun danger.

Si tout se passe comme prévu, une autorisation formelle pourrait être délivrée entre 2026 et 2027 pour permettre aux industriels les plus polluants de faire baisser leurs émissions de CO2. L’objectif est de pouvoir stocker 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030, et 16 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2040.

Une solution imparfaite, mais indispensable ?

Le captage et le stockage du carbone ne fait pas l’unanimité, du fait de ses nombreux inconvénients. Cette technique est très énergivore, en particulier lors de la phase de liquéfaction du carbone, et de ce fait, coûte cher. De plus, outre le fait qu’ils ne sont pas illimités, les réservoirs géologiques utilisés doivent être parfaitement étanches, sous peine de provoquer des incidents potentiellement dangereux, comme à Satartia, dans le Mississippi, en 2020.

Néanmoins, selon le ministre délégué à l’énergie, sur les 50 entreprises françaises les plus émettrices de CO2, 37 d’entre elles continueront d’émettre du CO2 à l’horizon 2050 – 2060. Dans ce contexte, le captage et stockage du carbone (CCS) reste une alternative presque indispensable pour permettre à la France d’atteindre la neutralité carbone en 2050. Mais contrairement aux projets sur laquelle la France est déjà positionnée, comme le projet Northern Lights, qui devrait être mis en service dès cette année au large de la Norvège, stocker ce carbone en France permettrait de réduire de façon considérable le prix de cette solution. La France posséderait une capacité de stockage de l’ordre de 800 MT de CO2, de quoi répondre aux besoins des industriels français pendant une cinquantaine d’années.

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Qui dit transition énergétique réussie, dit énergies renouvelables. Et qui dit énergies renouvelables, dit bien souvent énergies intermittentes. Ainsi, la multiplication des moyens de stockage d’énergie apparait comme élément incontournable dans l’atteinte de la neutralité carbone. Pour mieux connaître les grands sites de stockage d’énergie en France (à l’exception des sites dédiés aux hydrocarbures), nous avons compilé la majorité des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), méga batteries (BESS) et réservoirs d’hydrogène (H2) installés en France, territoires ultramarins compris.

Si le stockage de l’énergie a toujours eu un rôle important pour assurer la stabilité des réseaux électriques à travers le monde, la transition énergétique et le recours croissant aux énergies renouvelables entraîne un besoin accru en batteries, STEP et sites de stockage d’hydrogène. Ces systèmes permettent de mieux exploiter l’énergie issue de moyens de production non pilotables comme le solaire et l’éolien.

Dans ce contexte, les projets d’installations de stockage d’énergie se multiplient un peu partout à travers le monde, et de nombreuses entreprises cherchent en permanence à innover pour améliorer le rendement des installations tout en en faisant baisser le prix. La France ne fait pas exception. Pour avoir une idée des capacités de la France en matière de stockage d’électricité, nous avons rassemblé, dans la carte ci-dessous, les plus grands sites de stockage d’énergie hors hydrocarbures du pays.

La carte des STEP et méga batteries en France

Comme on peut le constater, le stockage d’énergie en France métropolitaine est principalement assurée par les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) qui ont été construites principalement dans les années 1970 à 1980 dans le cadre du programme de nucléarisation du mix électrique français. Elles permettent alors d’aider les réacteurs dans le suivi de charge du réseau et d’absorber une partie de leur puissance la nuit, lorsque la consommation nationale est faible. Elles affichent des puissances et des capacités de stockage bien supérieures à toutes les autres formes de stockage actuellement utilisées.

En dehors de la métropole, ce sont plutôt les BESS (Battery Energy Storage System, ou Système de stockage par batterie en français), qui constituent la plus grande part du stockage d’électricité. Par l’absence de réacteurs nucléaire dans les territoires d’outre-mer, les énergies renouvelables constituent le seul moyen d’atteindre la neutralité carbone, rendant le stockage indispensable. Certaines de ces installations, comme celles de Bardzour, à la Réunion, ou Kwita Wije, en Nouvelle-Calédonie, sont directement installées sur des sites de production d’énergie renouvelable, en l’occurrence des fermes solaires. Toutefois, quelques STEP marines de plus grande capacité que les batteries restent à l’étude dans certains départements d’outre-mer.

Le stockage se diversifie pour répondre aux besoins grandissants

Si, aujourd’hui, les STEP constituent l’une des solutions les plus économiques et au rendement le plus intéressant, elles nécessitent des travaux de très grande envergure et des investissements colossaux. De plus, elles ont l’inconvénient d’avoir un très fort impact sur l’environnement et de modifier des écosystèmes entiers sur le long terme. En France, EDF dispose de plusieurs projets de stations de pompage turbinage dans les cartons, comme le site de Redenat. Dans le monde, certains projets de grande envergure sont néanmoins en cours. On pense à la plus haute STEP du monde, construite par la Chine au Tibet, ou encore le gigantesque projet du lac d’Onslow, en Nouvelle-Zélande.

Face aux investissements colossaux nécessaires pour réaliser des STEP, les BESS sont actuellement une alternative très prisée. Ces batteries chimiques ont l’avantage d’être modulables et relativement rapides et faciles à installer. Néanmoins, leur coût au kilowattheure est élevé et leur durée de vie est limitée. Par ailleurs, elles nécessitent nettement plus d’espace au sol qu’une STEP à capacité de stockage équivalente. C’est pourquoi, de nombreuses entreprises continuent à chercher des solutions pour créer des moyens économiques de stocker de l’énergie avec un rendement suffisant.

La piste de l’hydrogène est très étudiée, car malgré un rendement relativement peu intéressant, elle a l’avantage de permettre un stockage sur le long terme. On retrouve donc de vastes projets de stockage, comme le projet HyPSTER, en France. Celui-ci consiste à utiliser des cavités souterraines naturelles pour y stocker l’hydrogène.

D’autres solutions sont étudiées pour pour associer coût et rendement. L’une des pistes envisagées consiste à utiliser le stockage dit gravitaire. C’est notamment ce que cherche à faire l’entreprise écossaise Gravitricity dans l’ancienne mine la plus profonde d’Europe. La startup souhaite y installer des masses suspendues à des treuils qu’il sera possible de faire monter et descendre en fonction des besoins en électricité.

En France, l’entreprise Energiestro cherche à permettre le stockage de l’électricité à des volants d’inertie. Le principe de cette technologie consiste à faire tourner à très grande vitesse et sur elle-même une importante masse de béton tout en réduisant les frottements au minimum. Le moteur électrique qui y est associé permet d’accélérer la rotation de la masse lorsqu’il faut stocker de l’électricité, et permet de freiner la masse lorsqu’il faut produire de l’électricité. Cette technologie n’est toutefois pas adaptée aux sites de stockage d’énergie à grande échelle, du fait de la grande quantité de matériaux qu’elle nécessite.

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82 000 ! C’est le nombre de panneaux photovoltaïques que l’on peut désormais compter au-dessus des parkings du célèbre parc d’attraction Disneyland Paris. Plus grand parking solaire d’Europe, il devrait produire près de 36 GWh d’électricité par an, et ce, pour les 30 prochaines années.

Deux ans après la mise en service de la première tranche, le plus grand parking à ombrières photovoltaïques d’Europe vient enfin d’être mis en service, à Disneyland Paris. Les chiffres de ce projet hors norme, emmené par Disneyland Paris et le développeur Urbasolar, ont de quoi donner le tournis. Répartie sur 20 hectares, la centrale totalise 36,1 MWc de puissance, tout en couvrant l’équivalent de 11 200 places de stationnement pour véhicules légers, camping-car et autocars. Elle dépasse ainsi le parc animalier belge de Pairi Daiza et ses 62 750 panneaux photovoltaïques. Le chantier aura nécessité une organisation complexe pour permettre l’utilisation en continu du parking pendant les phases de travaux.

À l’occasion de cette mise en service, la direction de l’aménagement et de l’environnement du parc s’est félicitée de permettre la production d’électricité tout en apportant un confort supplémentaire aux visiteurs.

L’équivalent de la consommation électrique de 17 400 habitants

Avec ses 36 GWh de production annuelle estimée, la centrale photovoltaïque devrait couvrir l’équivalent de la consommation en électricité d’une petite ville de 17 400 habitants. En revanche, elle ne correspond qu’à une petite partie de la consommation du parc aux 18 000 salariés, qui dépasse allègrement les 200 GWh annuels. Sur ce projet, Urbasolar et Disneyland Paris ont choisi de ne pas intégrer de dispositif d’autoconsommation et de revendre l’entièreté de la production de la centrale.

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Fort de son expérience sur les systèmes de stockage d’électricité et de production photovoltaïque, le marque américaine Ecoflow continue son ascension et se lance, cette fois, dans le secteur résidentiel avec un autre indispensable de la transition énergétique : la pompe à chaleur. 

Ecoflow ne cesse de nous surprendre. Surtout connu pour ses batteries nomades, comme la Delta 2 Max que nous avons récemment testé, l’entreprise diversifie sa gamme de produits pour proposer un écosystème résidentiel optimisé permettant de réduire sa facture d’électricité. Ici, pas question de tondeuse autonome futuriste, mais plutôt d’une pompe à chaleur destinée au secteur résidentiel, et d’un thermoplongeur connecté.

Ecoflow a donc mis au point une pompe à chaleur portant le nom de Powerheat. Outre sa connectivité, cette pompe à chaleur disponible en version 9 ou 20 kW, a la particularité de fonctionner grâce au gaz réfrigérant R290, mieux connu sous le nom de propane. Celui-ci a l’avantage de bénéficier d’excellentes performances énergétiques avec un impact environnemental bien plus limité que les fluides contenant des PFAS, par exemple.

Le fabricant a également présenté le Powerglow, un thermoplongeur (corps de chauffe d’un chauffe-eau) intelligent censé optimiser l’utilisation d’électricité produite par une installation solaire. Pour cela, l’appareil est piloté via l’application Ecoflow et chauffe l’eau d’un ballon en cas de surplus de production photovoltaïque. Même s’ils peuvent fonctionner de manière indépendante, les deux appareils ont été conçus pour intégrer l’Ecoflow Residential Smart Energy, un écosystème destiné à optimiser une production d’énergie photovoltaïque grâce à des moyens de stockage et des appareils connectés. Au cœur de ce système, on retrouve notamment le système de stockage PowerOcean de la marque. Celui-ci se compose d’une batterie LFP pouvant atteindre les 45 kWh avec une puissance de 10 kW. Équipé d’un onduleur triphasé, il peut servir d’alimentation de secours, et stocker l’énergie produite par une installation photovoltaïque.

Encore beaucoup d’interrogations

Malgré l’intérêt des produits présentés, quelques questions subsistent, à commencer par le prix. Ecoflow n’a, en effet, communiqué aucun tarif, ni pour le thermoplongeur, ni pour la pompe à chaleur. Côté disponibilités, le thermoplongeur serait disponible dès la fin du mois de mai tandis que la pompe à chaleur serait plus disponible dans le courant du mois de juin. Surtout, à l’instar de Tesla et son Powerwall, Ecoflow ne commercialise pas son système de stockage PowerOcean en France, la faute, sans doute, à un marché pas assez porteur. Ainsi, difficile de savoir si ces produits, censés fonctionner en symbiose avec cet équipement, seront tout de même disponibles chez nous.

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Le projet pilote de trois éoliennes flottantes Eolmed, situé au large de Gruissan en Méditerranée, va-t-il vraiment voir le jour ? Alors que le chantier a démarré il y a un an maintenant, son développeur rencontre des difficultés financières, à l’instar des autres porteurs de projets éoliens flottants en France : Provence Grand Large (PGL) et Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL). Si aucune solution n’est trouvée, cette situation pourrait mettre en difficulté toute la filière française de l’éolien flottant.

La société Qair tire la sonnette d’alarme ! Le budget de son projet pilote Eolmed, composé de 3 éoliennes flottantes de 10 MW, est en train d’exploser. En cause, un monde qui a bien changé depuis 2016, année d’attribution du projet par l’ADEME. Initialement estimé à 212 millions d’euros, le projet subit de plein fouet les conséquences du Covid, de l’inflation et de la guerre en Ukraine. Résultat, le prix des matières premières ne cesse de grimper et le projet cumule déjà une année complète de retard.

Pour l’heure, Qair estime les surcoûts à plus de 50 % de l’enveloppe initiale. La situation est donc particulièrement tendue. Olivier Guiraud, directeur du développement des énergies marines renouvelables chez Qair, a récemment annoncé qu’en l’absence de soutien de la part du gouvernement, la société serait dans l’obligation de refuser les hausses de tarifs de ses fournisseurs, ce qui pourrait mettre en péril l’ensemble du projet et de la filière. Aujourd’hui, le taux de retour sur investissement de ce projet frôle les 0 %, sans compter d’éventuelles charges supplémentaires lors des 20 ans d’exploitation du futur parc.

L’entreprise française n’est d’ailleurs pas la seule concernée. De son côté, Ocean Winds est dans une situation similaire sur son projet des Éoliennes flottantes du golfe du Lion (EFGL). EDF Renouvelables, qui s’apprête à mettre en service le parc Provence Grand Large (PGL), n’a pas non plus réussi à atteindre l’équilibre financier à cause de problèmes similaires.

Un tarif d’achat de l’électricité qui n’est plus en adéquation avec la réalité actuelle

Face à l’urgence de la situation, les trois entreprises ont envoyé une demande de soutien au gouvernement français en février dernier. Ce dernier est bien au fait des difficultés financières que rencontrent le secteur des énergies renouvelables. Pour aider les acteurs de la filière, il a même mis en place en urgence, par l’intermédiaire de la commission de régulation de l’énergie (CRE), un dispositif appelé coefficient d’indexation K, censé protéger les producteurs contre le risque d’évolution du prix des matières premières et des coûts de financement entre la désignation en tant que lauréat et la décision finale d’investissement. Mais il y a un hic : ce coefficient ne s’applique pas aux trois projets pilotes méditerranéens, mais uniquement aux projets issus de la programmation pluriannuelle de l’énergie.

En 2016, lors de l’attribution des projets, le prix d’achat du mégawattheure (MWh) avait été fixé à un tarif déjà très élevé de 240 €/MWh, prenant compte le caractère expérimental des projets. À l’époque, le prix de l’électricité, sur le marché SPOT, était de 40 €/MWh. Il dépasse aujourd’hui les 90 €/MWh. Pour se faire une idée, le premier parc éolien flottant pilote de France, PGL, a nécessité un investissement estimé à plus de 300 millions d’euros. Cela représente environ 100 millions par éolienne, contre 25 millions d’euros pour une éolienne en mer posée commerciale, ou 57 millions d’euros pour le premier parc éolien flottant commercial du monde en Norvège.

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Les turbines Arabelle vont-elles réellement revenir sous giron tricolore ? Plus de 2 ans après l’annonce du chef de l’État relative au rachat de l’usine de Belfort par EDF, la situation semble être au point mort. Si EDF se fait très discret sur le sujet, un haut cadre de l’électricien français a évoqué le poids du contexte géopolitique actuel sur la transaction.  

En février 2022, lors d’un déplacement à l’usine de production des turbines Arabelle de Belfort, le Président de la République annonçait le rachat de l’usine par EDF, une annonce symbolique après la vente de cette usine à General Electric 8 ans plus tôt. Mais depuis, le silence règne sur le dossier Arabelle. À la fin du mois de mars, Robert Poggi, directeur à l’action régionale du groupe EDF en Bourgogne-France-Comté, s’est laissé à quelques confidences durant une conférence de presse, annonçant que l’avancement du dossier était « une question d’État à État ». Il a ensuite ajouté « Ce n’est plus une question de négociation financière entre GE et EDF, mais plutôt géopolitique entre les États-Unis, la France et la Russie ».

Et pour cause, depuis la déclaration d’Emmanuel Macron, la guerre en Ukraine a bousculé l’échiquier international. Jusqu’à aujourd’hui, les sanctions internationales qui pèsent sur la Russie ne concernaient pas le secteur du nucléaire, mais il est n’est pas impossible que la situation change dans un avenir proche.

La guerre en Ukraine au cœur du problème

À l’échelle de l’usine de Belfort, une combinaison de facteurs pourrait expliquer la complexité de la situation. D’abord, la Russie est l’un des principaux clients de l’usine par l’intermédiaire de ROSATOM, le géant du nucléaire. L’entreprise réalise, actuellement, plusieurs chantiers de construction de réacteurs nucléaires équipés de turbines Arabelle.  C’est notamment le cas pour la centrale nucléaire d’Egypte d’El Daaba, ou encore la centrale turque d’Akkuyu. Alors qu’il possédait l’usine, General Electric a remplacé le logiciel français de commande des turbines Arabelle par son propre logiciel sous brevet américain. Dans ce contexte, si des sanctions étaient mises en place par les États-Unis à l’encontre de la Russie dans le secteur du nucléaire, General Electric pourrait être contraint de ne plus mettre à jour son logiciel de commande, ce qui poserait un problème direct sur la mise en œuvre des turbines. Pour que la situation se débloque, EDF aurait besoin d’une aurait besoin de certitudes de la part de General Electric et du gouvernement américain sur le fait que d’éventuelles sanctions contre la Russie n’impacteraient pas le logiciel de commande.

Derrière cette situation se cache également une guerre économique avec, comme enjeu, le secteur mondial du nucléaire civil. Face aux défis de la transition énergétique, le nucléaire fait face à un regain d’intérêt et les États-Unis comptent bien prendre leur part du gâteau. Pour cela, ce contrôle exercé sur l’usine de Belfort permet au pays de l’Oncle Sam de faire pression à la fois sur la France et sur la Russie. Dans ce même objectif, le pays, qui se fournit en uranium enrichi via ROSATOM, devrait être autonome sur la question à partir de 2025.

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Malgré une prise en compte systématique, l’intégration des enjeux de biodiversité dans les installations photovoltaïques n’est, actuellement, régie par aucun cadre normatif. Heureusement, grâce à la création récente de l’observatoire des énergies renouvelables et de la biodiversité, cette situation pourrait bientôt changer.

Si chaque développeur de projet photovoltaïque a pour obligation de mettre en place des mesures permettant la préservation de la biodiversité, il n’existe actuellement aucun cadre normatif ou réglementaire sur le sujet. Cette situation, en plus de représenter un poids pour les développeurs des projets, empêche la réalisation de suivi d’impact sur le long terme. Pourtant, de nombreuses études sont menées chaque année par l’ADEME, des organismes comme la LPO (Ligue pour la protection des oiseaux) ou encore des associations sur l’impact de ces installations sur l’environnement.

Pour permettre la centralisation et la mise en application de ces données, un observatoire des énergies renouvelables et de la biodiversité vient d’être créé. Ce nouvel organisme, sous la tutelle du ministère chargé de l’énergie et du ministère de l’environnement, devrait permettre de faire le lien entre les porteurs d’études et les parties prenantes au développement des installations solaires.

Un protocole pour le déploiement du solaire au sol et flottant

L’observatoire travaille d’ores et déjà avec le Syndicat des énergies renouvelables (SER) et Enerplan (Syndicat de l’énergie solaire renouvelable) afin de développer des protocoles relatifs au déploiement de centrales photovoltaïques au sol et flottantes. Ce projet devrait d’abord permettre la création d’un état initial visant à standardiser la méthodologie actuelle. Cette harmonisation devrait permettre de réaliser un meilleur suivi d’impact et d’obtenir des données plus faibles, et donc plus facilement exploitables d’un point de vue scientifique.

Le protocole en question devrait, à terme, permettre de rassembler l’ensemble des connaissances et des données acquises grâce à des projets comme ENVOLtaïque (incidence du photovoltaïque au sol sur les cortèges d’oiseaux), Hydrindic (suivi de la restauration de zones humides), ou encore des études comme celle réalisée par la LPO et le Muséum d’histoire naturelle sur l’impact du photovoltaïque sur les chiroptères.

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Ancêtre de l’IRSN (Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire), le SCPRI (Service central de protection contre les rayonnements ionisants) avait à sa disposition d’importants moyens mobiles à déployer en cas d’accident nucléaire. Au cœur de ce dispositif, on retrouvait notamment un véhicule unique au monde : une voiture rail dédiée à la mesure de rayonnements radioactifs. 

En 1986, quelques mois après la catastrophe de Tchernobyl, le SCPRI présentait, en association avec la SNCF, la voiture rail Su SCPRI N°025 « mesure de rayonnements radioactifs ». Ce wagon, commandé par le Professeur Pierre Pellerin au début des années 1980, était censé permettre un déploiement rapide sur les lieux d’un accident nucléaire pour réaliser des mesures radiologiques sur la population. Unique au monde, ce wagon pouvait être envoyé partout en Europe, et plus loin encore : les États-Unis auraient prévu, en cas d’accident nucléaire sur leur sol, d’emprunter le wagon français en le transportant à l’aide d’un avion-cargo géant de type Lockheed C-5  Galaxy.

Un wagon entièrement conçu pour les mesures gammaspectrométriques

Réalisé à partir d’une voiture-restaurant de la SNCF, ce wagon a été conçu pour permettre de réaliser des mesures spectrométriques à grande échelle, à savoir 5000 personnes par jour. À l’époque, la SCPRI dispose de deux véhicules lourds de trente tonnes. Mais chaque véhicule ne peut contrôler que 4 personnes à la fois. Le wagon, lui, rend possible le contrôle de 32 personnes en simultané. À l’intérieur, le wagon se compose de deux rangées de sièges, dont les dossiers sont doublés en plomb. En face de chaque siège, on retrouve un compteur de radioactivité placé dans un collimateur conique en plomb. Celui-ci focalise les rayons vers la personne à contrôler. Les mesures permettent de déterminer la quantité et la nature des radioéléments grâce à des spectromètres électroniques situés dans une cabine en verre, à l’extrémité de la voiture.

L’Intérieur de la voiture rail Su SCPRI N°025 / Image : IRSN

Des moyens toujours importants

La voiture rail a finalement été déséquipée en 2008/2009, sans jamais avoir servi dans un contexte d’accident nucléaire. En cas de situation de crise radiologique, l’IRSN dispose tout de même d’une flotte de 15 véhicules, 4 drones et 6 détecteurs de gros volumes embarquables dans des avions ou des hélicoptères afin de mesurer la radioactivité dans l’environnement. L’institut dispose toujours d’un ensemble de moyens permettant de mesurer la contamination interne des personnes, à l’instar de la voiture rail.  On retrouve ainsi 4 véhicules légers, dits « Boxers », capables de réaliser des mesures sur 4 personnes en simultané, ainsi que 4 véhicules lourds, dits « Shelters », capables de de réaliser des mesures sur 10 personnes en simultané.

Un laboratoire mobile moderne de l’IRSN / Image : IRSN

Enfin, 2 laboratoires mobiles d’anthroporadiométrie sont capables de réaliser des examens plus complexes. L’anthroporadiométrie permet, non seulement, d’identifier les radionucléides présents dans le corps, mais également d’en évaluer l’activité. Ces moyens sont, néanmoins, moins importants qu’auparavant puisque l’IRSN peut réaliser 2 500 mesures par jour contre 5 000 pour le seul wagon n°025 du SCPRI.

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Et si le solaire thermodynamique revenait sur le devant de la scène en tant que solution de stockage d’électricité ? Avec le développement de centrales plus petites, moins chères et plus faciles à déployer, cette technologie pourrait revenir sur le devant de la scène et offrir aux pays ensoleillés une solution de stockage d’énergie efficace et décarbonée. 

En 2014, l’IEA (International Energy Agency) voyait un grand avenir pour la technologie des centrales solaires thermodynamiques. Alors considérée une concurrente directe au photovoltaïque, elle était censée représenter près de 11 % de la production électrique mondiale d’ici à 2050. Pourtant, 10 ans plus tard, la réalité n’est plus la même. La complexité de la technologie associée à la chute des coûts du photovoltaïque ont relégué le CSP (Concentrated Solar Power) au second plan. D’ailleurs, cette technologie est désormais considérée comme une solution de stockage d’énergie plutôt que comme un réel moyen de production.

Malgré cette évolution peu favorable, certains croient encore en son potentiel. C’est le cas de l’entreprise 247Solar qui est sur le point de commercialiser une centrale modulable et plus facile à déployer.

Des installations coûteuses et difficiles à mettre en œuvre

Jusqu’à maintenant, le secteur des centrales solaires thermodynamiques a souvent été le fruit d’une course au gigantisme pour essayer de limiter les coûts de production d’électricité. Résultat, on retrouve des installations dépassant la centaine de MW, en particulier aux États-Unis, mais aussi en Espagne ou au Maroc. La centrale de Solana, dans l’Arizona, en est le parfait exemple. Immense, elle est capable de produire une puissance de 280 MW obtenus grâce à 3 200 miroirs répartis sur 7 700 hectares.

Pourtant, ces installations sont difficiles à mettre en œuvre de par leur complexité, et nécessitent des investissements colossaux, parfois difficiles à assumer, en particulier face au prix du photovoltaïque qui ne cesse de chuter. La centrale d’Ivanpah (386 MW), en Californie, a coûté la bagatelle de 2,2 milliards de dollars. Enfin, la réputation du CSP a été entachée par des productions réelles n’atteignant par les objectifs fixés (c’est le cas d’Invapah, avec 91 % de l’objectif après 7 ans d’exploitation), et la fuite de sels fondus sur la centrale de Crescent Dunes.

Vers des solutions plus modulaires

Cette technologie a pourtant de nombreux avantages ; en particulier dans les pays bénéficiant d’une irradiation solaire élevée. Grâce à sa capacité à stocker de l’énergie, elle pourrait notamment remplacer l’usage de centrales à charbon pour prendre le relais des éoliennes et des parcs photovoltaïques quand ceux-ci ne peuvent plus produire, notamment à cause de la météo. Conscientes de ce potentiel, des entreprises continuent de se pencher sur le sujet.

C’est le cas de 247Solar, une entreprise américaine spécialisée dans cette technologie. Celle-ci a mis au point une centrale à la puissance contenue de 400 kW, mais qui a la particularité de nécessiter un mât de 36 mètres de haut seulement, contre des tours dépassant les cents mètres de haut pour des installations traditionnelles. De plus, la centrale conçue par 247Solar pourra être produite en masse, ce qui devrait réduire ses coûts de production. Pour le stockage d’énergie, l’entreprise ne compte pas sur les sels fondus, mais plutôt sur des matériaux inertes comme le sable ou les pellets de céramique.

En Europe, dans le cadre du projet Mosaic, des entreprises cherchent également à mettre au point une centrale solaire thermodynamique à moindre coût. Pour cela, les équipes concernées ont développé une architecture spécifique permettant de limiter le nombre de pièces mobiles. Un prototype de 300 kWth a été mis en service à l’été 2021.

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Souvent évoquées, les usines de dessalement ont-elles réellement une place dans un avenir décarboné ? En théorie, non, du fait d’un bilan écologique très défavorable. Pourtant, elles semblent de plus en plus nécessaires, même aux portes de l’hexagone. 

La Catalogne, cette région espagnole située au nord-est du pays, connaît actuellement une sécheresse sans précédent. La situation est telle que de nombreux réservoirs d’eau sont presque vides, à l’image du réservoir de Sau qui est à son plus bas niveau depuis 60 ans avec 5 % de sa capacité. Face à cette situation, le gouvernement de la communauté autonome a annoncé la mise en place d’une usine flottante de dessalement dans le port de Barcelone. Cette installation, dont l’installation est prévue en octobre prochain, devrait permettre la production de 40 000 m³ d’eau douce par jour, soit l’équivalent de 6 % de la consommation de Barcelone et de son agglomération.

Cette solution est loin d’être isolée, puisque les autorités locales comptent investir plusieurs millions d’euros pour la construction d’une douzaine d’usines de dessalement réparties sur la Costa Brava.

Une solution loin d’être écologique

Le ministre catalan de l’Environnement a présenté cette solution comme plus économique et plus durable sur le plan environnemental… que le transport de l’eau par bateau. Pour autant, l’usine flottante de dessalement est loin de faire l’unanimité, et pour cause. La consommation énergétique de ce type d’installation est très élevée. À titre d’exemple, l’usine de dessalement de Llobregat, également située à Barcelone, consomme près de 3 kWh d’électricité par mètre cube d’eau douce. Ainsi, l’usine flottante pourrait consommer aux alentours de 120 MWh par jour, soit 43 GWh par an. C’est l’équivalent de la consommation annuelle de presque 9 000 foyers français (4 679 kWh/an en 2016, selon la CRE). Si le mix électrique de l’Espagne est désormais dominé par les énergies bas-carbone, les usines de dessalement engendreront inévitablement des émissions de CO2.

Outre la très importante consommation d’énergie, les usines de dessalement sont critiquées pour leur impact environnemental. Le pompage de l’eau peut entraîner l’aspiration de microorganismes, fragilisant ainsi la zone ou l’eau est prélevée. De plus, lors de l’étape de traitement de l’eau, le prélèvement de 1000 litres d’eau salée permet d’obtenir environ 700 litres d’eau douce. Les 300 litres restants sont rejetés en mer sous forme de saumure, une eau surchargée en sel. Celle-ci, souvent plus chaude de plusieurs degrés celsius par rapport à la mer, peut entraîner un important bouleversement de la biodiversité locale.

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L’effondrement du prix des batteries, depuis plus d’un an, est une bonne nouvelle pour tout le monde… ou presque. Cette situation pourrait, en effet, mettre à mal l’économie circulaire qui se développait largement autour des batteries de seconde vie. 

Pour répondre à la problématique grandissante du stockage de l’électricité, de nombreuses entreprises ont fait le choix, ces dernières années, de s’intéresser au reconditionnement des batteries, et en particulier de celles issues du secteur automobile. Redonner une seconde vie à ces batteries a permis de faire baisser le coût des solutions de stockage stationnaires, tout en favorisant le développement d’une économie circulaire et durable. Néanmoins, depuis début 2023, le prix des batteries neuves ne fait que chuter, ce qui pourrait bouleverser tout cet écosystème créé autour du réemploi des batteries.

L’économie circulaire et le réemploi favorisés par le prix élevé des batteries neuves

En Europe, on retrouve pas moins de 79 grandes entreprises associées à des initiatives de reconditionnement et de réemploi de batteries. On pense, pour les plus connus, au groupe Renault en France, mais également BMW, Honda, Audi et autres Mercedes. Dans la plupart des cas, cette économie circulaire consiste à récupérer des batteries issues de l’automobile, pour lesquelles les contraintes de performances sont très élevées, pour les réemployer dans des secteurs où les exigences de densité énergétique et de performance sont moindres.

À Quimper, par exemple, l’entreprise Entech pilote actuellement un projet destiné à créer une chaîne de valorisation et de réutilisation de ces batteries de voiture électrique. En partenariat avec Stellantis, le projet ABR (Automative Batteries Reuse) travaille sur la réutilisation de batteries de Citroën C3 ou de Peugeot 208. Elles pourraient ensuite, par exemple, équiper des installations photovoltaïques. Du côté du Royaume-Uni, le groupe JLR (Jaguar Land Rover) et la startup Allye Energy collaborent pour mettre en œuvre un système de stockage d’énergie pouvant être déplacé. Sur cette batterie stationnaire (BESS), les 270 kWh de capacité seront obtenus grâce à des batteries usagées de Range Rover.

À plus grande échelle, l’entreprise allemande Fenecon vient d’inaugurer une usine spécialisée dans le retraitement de batteries destinées à une seconde vie. Le site, qui a nécessité un investissement de 25 millions d’euros, devrait permettre la production de 500 grandes unités de stockage par an, ainsi que 30 000 unités de stockage domestiques, par an également.

Cette chute des prix va-t-elle entraîner la désorganisation de toute une filière ?

Si toutes ces initiatives sont louables d’un point de vue environnemental, elles ne sont aussi nombreuses que parce qu’elles sont intéressantes économiquement. Or, la récente baisse du prix des batteries LFP pourrait changer la donne et menacer l’équilibre de cette filière en plein développement.

C’est notamment ce qu’il se passe pour la startup finlandaise Cactos. Celle-ci avait présenté, en 2022, un projet de reconversion d’anciennes batteries Tesla en BESS. Avec ce concept, l’entreprise est même parvenue à lever près de 26 millions d’euros en 2023. Pourtant, Oskari Jaakkola, le CEO de l’entreprise a récemment indiqué, sur le site internet Energy Storage, que les batteries neuves étaient désormais plus intéressantes d’un point de vue financier. De ce fait, l’entreprise a changé son fusil d’épaule, et équipe 80 à 90 % de sa production de batteries neuves. En outre, Oskari Jaakkola a même déclaré que les 10 à 20 % de BESS fabriquées à partir de batteries de seconde vie étaient maintenues pour répondre à des besoins précis de certaines entreprises en matière de politique environnementale.

De ce fait, l’optimisation des techniques de reconditionnement des batteries, et la baisse des coûts qui y sont associés, vont devenir des enjeux fondamentaux pour espérer préserver l’équilibre du secteur des batteries de seconde vie.

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Développer le photovoltaïque, oui, mais pas à n’importe quel prix. C’est un peu ce que revendique la PERIFEM, une organisation rassemblant des géants du secteur de la grande distribution, au sujet de la création d’ombrières solaires sur les parkings des magasins. 

La loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelables, aussi appelée APER, prévoit au plus tard en 2028, la mise en place d’ombrières photovoltaïques sur 50 % de la surface des parkings de plus de 1 500 m². Cette idée est séduisante sur bien des aspects, permettant d’accélérer le déploiement de centrales solaires en milieu urbain tout en offrant une protection contre le soleil et les intempéries pour les véhicules en stationnement. Néanmoins, dans les faits, cet article de la loi APER inquiète les professionnels de la grande distribution qui considèrent les objectifs fixés comme irréalistes, et surtout contre-productifs.

50 %, oui, mais de quoi ?

Au cœur de ces inquiétudes, on retrouve la superficie concernée par la mise en place des ombrières. Dans l’article 40 de la loi APER, il est écrit que « les parcs de stationnement extérieurs d’une superficie supérieure à 1 500 mètres carrés sont équipés, sur au moins la moitié de cette superficie, d’ombrières intégrant un procédé de production d’énergies renouvelables ». Cependant, Franck Charton a récemment expliqué à nos confrères de PV Magazine que pour des raisons techniques, les ombrières ne peuvent couvrir les allées des parkings, sans quoi elles entraveraient la circulation des poids lourds. Les allées représentant généralement la moitié de la superficie totale d’un parking, appliquer le projet de loi en l’état reviendrait à couvrir l’ensemble des places de parking.

Dans ces conditions, la mise en place d’une structure photovoltaïque revient à mobiliser pendant 15 ans à 20 ans l’ensemble de la surface foncière du stationnement. Or ces surfaces ont une grande importance dans la potentielle évolution des zones commerciales, dans le développement de nouveaux programmes de logements, ou encore dans la création de parkings verticaux.

Trouver un terrain d’entente

C’est pourquoi, la PERIFEM a publié, en partenariat avec la FCD (Fédération du Commerce et de la Distribution) et la FACT (Fédération des Acteurs du Commerce dans les Territoires), trois propositions destinées à permettre la solarisation des parkings. La première consiste à rallonger de deux ans la date butoir pour le déploiement des ombrières photovoltaïques, permettant ainsi pour certains projets, de privilégier l’installation de panneaux solaires fabriqués en France.

D’autre part, l’organisation propose de revoir la surface de couverture concernée, non pas à la moitié de la superficie totale du parking, mais à la moitié de la superficie des places de parking. Enfin, la troisième proposition soulève l’enjeu de la cohabitation des projets avec la végétation existante, et donc l’ombrage naturel déjà présent. Au total, selon PERIFEM, ce sont près de 21 000 magasins qui sont concernés pour une surface totale de stationnement de 70 millions de mètres carrés.

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Cuire du pain grâce au soleil, c’est possible, et partout en France. Cette technique se répand progressivement grâce au développement de fours solaires de plus en plus performants. Elle nécessite tout de même une adaptation des processus de fabrication, de quoi donner des idées à plus grande échelle. 

D’ici peu, les quelque mille habitants du petit village du Brusquet, dans les Alpes-de-Haute-Provence, vont avoir droit à leur propre boulangerie, et pas n’importe laquelle. Celle-ci sera équipée d’un four qui ne fonctionnera ni à l’électricité, ni au gaz, ni au feu de bois, mais à l’énergie solaire. Au Soleil Levain sera, en effet, équipée d’un four solaire permettant de réduire au minimum l’impact environnemental de la boulangerie.

Pour aller au bout de cette démarche de minimisation de l’impact environnemental, ses créateurs ont décidé de soigner les détails avec un bâtiment réalisé en ossature bois et isolé avec de la paille, ainsi qu’un circuit d’approvisionnement en ingrédients le plus court possible. Même les livraisons des épiceries environnantes et de la cantine de l’école primaire du Brusquet se feront à vélo pour éviter les émissions de gaz à effet de serre.

3 500 W d’énergie thermique sur une simple remorque

À l’instar du Présage, ce restaurant marseillais qui « carbure » à la cuisine solaire, on retrouve au cœur de cette démarche écologique, un four chauffé par le soleil. Ici, le choix des boulangers s’est porté sur le Lytefire Deluxe. Un petit modèle installé sur remorque, capable de cuire entre 50 et 110 kg de pain chaque jour, ou de torréfier 20 kg de cacahuètes en trois heures, selon son fabricant. Pour cela, il développe un maximum de 3,5 kilowatts (kW) de puissance thermique par le biais de plusieurs dizaines de miroirs incurvés, représentant une surface de réfléchissement totale de 5 m². L’installation est autrement plus puissante que les fours solaires portatifs destinés aux particuliers. Il est possible d’obtenir jusqu’à 300 °C au point focal, et ainsi de faire monter le four en température en 45 minutes. Le four est également équipé d’un tambour spécifique, permettant de torréfier certains aliments comme des céréales, grains de café, de cacao, etc.

Réorganiser sa manière de travailler

La boulangerie solaire n’est pas l’apanage du sud de la France. On compte déjà quelques courageux qui se sont lancés dans l’aventure, comme Au gré du soleil et Brin de levain, tous deux dans la Drôme, mais aussi Barasol en Bretagne et Néoloco, en Normandie.

Choisir la cuisson solaire nécessite de réorganiser ses méthodes de travail pour s’adapter au caractère intermittent de cette énergie. Que l’on soit situé près de Marseille, ou près de Lille, impossible, avec un four solaire, de faire cuire ses baguettes à 7 heures du matin comme tout boulanger traditionnel. Face à ces contraintes, Arnaud Cretot, créateur de l’atelier Neoloco, a développé une méthode d’organisation d’entreprise appelée TELED, destinée à intégrer l’intermittence de l’énergie dans les processus de fabrication à l’échelle artisanale, mais aussi à l’échelle industrielle.

Concernant la boulangerie, le caractère périssable du pain nécessite de revisiter en profondeur le processus de fabrication, pour identifier les étapes pendant lesquelles il est possible d’obtenir une certaine marge de manœuvre. Cela permet de gagner en flexibilité, et ainsi de pouvoir optimiser l’utilisation de l’énergie solaire lorsqu’elle est disponible. À l’inverse, l’activité de torréfaction, parfois réalisée avec le même four, permet d’obtenir des denrées non périssables. Dans ce contexte, l’objectif est de maximiser la production dès lors que l’énergie solaire est disponible, et ensuite d’effectuer de la gestion de stock.

Et quand il n’y a pas de soleil durant plusieurs jours ? La boulangerie solaire du Brusquet fonctionnera probablement au moyen d’un four à bois, comme le fait l’atelier Neoloco les jours de mauvais temps. Le pain sera donc garanti à 100 % cuit à partir d’énergies renouvelables.

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La mise en œuvre de la future plus grande batterie d’Europe, surnommée Giga Green Turtle, se concrétise un peu plus avec la validation récente du permis de construire du projet. Si tout va bien, elle pourrait être mise en service en 2028. 

Les autorités belges viennent de donner leur accord définitif pour la construction de la future plus grande batterie d’Europe dans la ville de Dilsen-Stokkem, au nord-ouest du pays. Située à proximité directe d’une nouvelle sous-station à haute tension de 380 kV, cette batterie fera partie des plus grandes du monde grâce à une puissance de 600 MW pour 2 400 MWh de capacité de stockage. Pour se donner une idée, cela correspond à 46 154 batteries de Renault Zoé dernière génération.

Si elle n’est pas au niveau de celle de Moss Landing, en Californie, elle devrait tout de même permettre de stocker l’équivalent de la consommation moyenne de 330 000 foyers par an. Pour y parvenir, le site sera équipé de 20 batteries avec onduleurs, 185 transformateurs de moyenne tension et 5 transformateurs haute tension. Si tout se passe comme prévu, les travaux pourraient démarrer l’année prochaine pour une mise en service en 2028.

Les batteries géantes se multiplient

Depuis 2022, on observe une accélération fulgurante des systèmes de stockage d’énergie par batterie. Cette accélération s’explique par une prise de conscience de l’importance de ces systèmes dans un mix énergétique en grande partie issu du renouvelable, mais ce n’est pas tout. La baisse progressive du prix des cellules de stockage rend cette technologie de plus en plus abordable. Et ce n’est pas près de s’arrêter, puisque selon certains observateurs, cette baisse devrait au moins se maintenir tout au long de l’année 2024. Grâce à cette dynamique, la capacité de stockage par batterie dans le monde devrait allégrement dépasser les 1 TWh d’ici 2030, et peut-être même atteindre les 22 TWh d’ici 2050.

De son côté, l’entreprise GIGA Store, responsable de la Giga Green Turtle, a de la suite dans les idées puisqu’elle prévoit de réaliser une deuxième batterie géante à proximité directe de la Green Turtle, d’une puissance de 300 MW. Au total, l’entreprise espère installer 5 GW batteries de stockage en Europe d’ici 2030. Des chiffres à mettre en relief avec les capacités de stockage des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP). Si la future plus grande batterie électrochimique d’Europe pourra stocker 2,4 GWh pour 600 MW de puissance, sa fiche technique demeurera bien inférieure à n’importe quelle STEP, comme celle de Montézic en France. Cette installation, qui n’est pourtant pas la plus grande d’Europe, peut stocker 38,8 GWh et délivrer une puissance de 920 MW.

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On ne fait pas durer le suspense plus longtemps : la réponse est non. En revanche, CATL vient de présenter une nouvelle batterie qui ne subirait aucune dégradation de ses performances pendant ses cinq premières années d’exploitation. Si cela se confirme, il pourrait s’agir d’une évolution importante pour le secteur du stockage d’énergie.

La société chinoise CATL (Contemporary Amperex Technology Co), star du stockage d’énergie par batterie avec 69 GWh vendus en 2023, vient d’annoncer avoir réussi à créer une batterie qui ne se dégrade pas dans le temps. Appelée TENER, cette batterie, pas plus grande qu’un conteneur de 20 pieds, serait capable de stocker 6,25 MWh d’électricité grâce à ses cellules LFP. La densité énergétique de cette batterie est ainsi 30 % plus importante que la précédente génération, capable de stocker 5 MWh.

Mais si ce système de stockage suscite la curiosité des professionnels du secteur et autres curieux de la transition énergétique, c’est parce que son fabricant a annoncé que cette batterie ne perdait ni en capacité de stockage, ni en puissance, pendant les cinq premières années de son exploitation. Pour parvenir à une telle performance, CATL indique avoir utilisé des technologies biomimétiques comme l’interphase d’électrolytes solides (SEI) ainsi que des électrolytes auto-assemblés. Ces technologies permettraient aux ions de lithium de se déplacer sans entrave, ne générant ainsi aucune dégradation. Certains y voient plutôt un argument commercial, sous-entendant que la batterie serait en réalité plus puissante que les 6,25 MWh annoncés, permettant ainsi une dégradation « invisible » des performances. Quoi qu’il en soit, les chiffres restent impressionnants.

Tesla a du souci à se faire pour son Megapack

Outre l’annonce de CATL, un autre fabricant vient de présenter sa nouvelle batterie : BYD. Ici, pas de technologie de rupture, mais une capacité de stockage encore plus impressionnante de 6,432 MWh pour le MC Cube-T. Avec ces nouveaux produits d’une capacité dépassant les 6 MWh, les deux entreprises proposent une densité énergétique remarquable qui permettrait notamment de réduire l’emprise des sites de stockage d’électricité.

Face à ces nouveautés, Tesla a donc du souci à se faire. Aux dernières nouvelles, son Megapack ne peut stocker « que » 3,9 MWh par unité. En revanche, son convertisseur intégré reste un argument de taille. Les batteries TENER et MC Cube-T n’en sont pas équipées, engendrant une installation plus complexe.

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Quatorze ans après sa mise hors service suite à la catastrophe de Fukushima, le sort de la plus grande centrale nucléaire au monde n’est toujours pas fixé. Si les travaux de chargement de combustible ont pu commencer, les autorités locales n’ont, elles, pas donné leur accord pour une éventuelle remise en service. 

TEPCO (Tokyo Electric Power Company) pensait peut-être voir la lumière au bout du tunnel. En début de semaine, l’énergéticien japonais annonçait – enfin – le chargement en combustible du réacteur n° 7 de sa centrale de Kashiwazaki-Kariwa, après 14 années d’arrêt. L’espoir n’aura pourtant été que de courte durée puisque quelques jours plus tard, l’entreprise informait dans un communiqué l’arrêt des opérations à cause d’une défaillance technique sur un équipement de chargement.

Si cet incident ne poserait aucun problème de sécurité, il vient s’ajouter à la longue liste des déconvenues qu’a subies TEPCO depuis l’arrêt de la centrale en 2012, suite de la catastrophe de Fukushima. À l’époque, l’entreprise avait procédé à des travaux de mise à niveau comprenant notamment la surélévation d’une digue de 800 mètres de long, et la reconstruction d’un réservoir de stockage de débordement radioactif. En 2021, à l’issue de ces travaux, l’Autorité de réglementation du nucléaire (NRA) avait publié un rapport mettant en évidence de graves infractions à la sécurité, reportant ainsi de manière indéfinie le redémarrage de la centrale. Ce problème de sécurité aurait été causé par un employé ayant oublié, sur le toit de sa voiture, des documents confidentiels relatifs à la sécurité de la centrale !

En décembre 2023, la NRA a finalement levé l’interdiction opérationnelle de l’usine, permettant théoriquement son redémarrage. Néanmoins, le sort de la centrale est encore loin d’être fixé puisque le gouvernement local n’a pas donné son feu vert.

L’histoire mouvementée de la centrale de Kashiwazaki-Kariwa

En 2007 déjà, la centrale avait essuyé un tremblement de terre de magnitude 6,6, dont l’épicentre se trouvait à seulement 19 km du site. À l’époque, les réacteurs s’étaient automatiquement coupés par mesure de sécurité. Il aura fallu près de 16 mois d’évaluation complète de la centrale, et un travail poussé sur la compréhension de l’activité sismique du site pour en permettre le redémarrage. Finalement, seuls 4 des 7 réacteurs seront redémarrés entre 2009 et 2010 avant d’être de nouveau arrêtés à partir de 2011, suite à la catastrophe de Fukushima.

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Mais qu’est devenue cette drôle d’éolienne qui trônait jusqu’à récemment sur le port de Fos-sur-Mer, et dont il ne reste presque plus rien ? Conçue par une startup française et promise à un avenir radieux, elle n’ira finalement jamais jusqu’à l’exploitation commerciale. Explications.

Il y a bientôt 10 ans, la startup Nenuphar faisait sensation avec son Twinfloat, un concept d’éolienne verticale à deux turbines censée conquérir le marché naissant de l’éolien offshore. Malgré ses nombreuses promesses, le concept finit par tomber dans l’oubli et la startup est placée en liquidation judiciaire en 2018.

Pourtant, tout avait bien commencé. Créée en 2006, la startup française met d’abord en service son premier prototype à Ferques, dans le Pas-de-Calais. Celui-ci, de taille et de puissance modeste (35 kW pour 6 mètres de haut) permettra de préparer le terrain pour la mise en œuvre d’un second prototype, cette fois-ci à Fos-sur-Mer (voir l’endroit). Beaucoup plus imposante, cette nouvelle éolienne, installée à terre en 2014, mesure 40 mètres de haut pour 50 mètres de diamètre et affiche une puissance de 600 kW. D’abord équipée de trois pales vrillées et inclinées, elle verra son design modifié et sera équipée de deux pales droites, avec un pitch réglable (orientation des pales). Cette nouvelle configuration est censée limiter les coûts de fabrication, et permettre la mise en « drapeau » de l’éolienne en cas de vents forts.

Le site d’essais à terre de l’éolienne Nenuphar à Fos-sur-Mer, en 2016, 2019 et 2023 / Images satellite Google Earth.

Le prototype séduit à tel point qu’EDF Énergies Nouvelles (l’ancêtre d’EDF Renouvelables) envisage de l’utiliser pour son projet Provence Grand Large (PGL). À l’époque, on parle de 13 éoliennes verticales d’une puissance de 2,6 MW chacune. Malheureusement pour Nenuphar, la phase de R&D se prolonge, à tel point que le prototype devient incompatible avec le planning de mise en service du projet PGL, à l’époque estimée à 2019.

Le prototype d’éolienne à axe vertical Vertiwind, aujourd’hui démonté / Image : Nenuphar.

Trop en avance sur son temps ?

Malgré une importante levée de fonds de 15 millions d’euros en 2014, Nenuphar subira à la fois le retard de la France dans le domaine de l’éolien offshore, ainsi que des désaccords avec des investisseurs qui entraîneront le gel des projets à partir de 2015. La situation de Nenuphar n’est pas sans rappeler celle de Sabella spécialiste français de l’hydrolien, qui a également été placée en liquidation judiciaire, en partie par faute de projets concrets.

Pourtant, si aucune éolienne verticale offshore n’est actuellement en service commercial, de nombreuses entreprises croient en leurs avantages potentiels comme un déploiement plus rapide, un rendement plus important et une maintenance plus aisée. Plusieurs projets semblent d’ailleurs se concrétiser. C’est le cas de la startup SeaTwirl, dont le concept ressemble fortement à l’éolienne de Nenuphar. Celle-ci vient de signer un partenariat avec la société Kontiki Winds pour la fourniture d’éoliennes de petite taille destinées à alimenter les sites hors réseau tels que les plateformes pétrolières offshore, les fermes piscicoles ou encore les usines de désalinisation. Grâce à ce design vertical, les éoliennes de SeaTwirl pourraient se montrer moins chères et plus résistantes aux conditions climatiques parfois extrêmes de la haute-mer. Dans la famille des éoliennes à axe vertical, on peut également citer la startup norvégienne World Wide Wind qui devrait prochainement mettre à l’eau un prototype de 19 mètres de haut.

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Le projet de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde commence mal. Alors que sa première portion de 88 MWc devait bientôt être mise en service, une tempête est venue balayer les panneaux, engendrant des dégâts considérables.

Sale temps pour le photovoltaïque ! Il y a quelques jours, on vous parlait de ce parc de 400 hectares qui avait été lourdement endommagé par la grêle, dans le Texas. Cette fois, en Inde, c’est une portion du futur plus grand parc solaire flottant qui a été détruite par un orage estival quelques jours avant sa mise en service. Les impressionnantes vidéos de l’évènement témoignent des dégâts considérables qu’ont subi les panneaux.

Construit sur le réservoir du barrage Omkareshwar, dans la province indienne de Madhya Pradesh, ce parc de 88 MWc n’est, en réalité, qu’une partie de la première phase de la future plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde. Une fois terminée, celle-ci devrait atteindre une puissance de 600 MWc sur une surface de 2 000 hectares. Pour l’heure, les travaux en cours portent sur trois sections de la première phase du projet, pour une puissance de 278 MWc. L’orage a touché la première portion achevée, tandis qu’une seconde portion de 100 MWc est en cours de raccordement.

#Nature & #Narmad #River 's fury disrupts one of the largest floating solar panel plant on Omkareshwar #Dam reservoir which was being opposed by Fisher people for causing disruption to their fishing rights. Clip shared by @NarmadaBachao activist @iAlokAgarwal pic.twitter.com/Cvx5nSJ0Ku

— Nandini K Oza (@OzaNandini) April 10, 2024

Une structure sous-dimensionnée par rapport aux conditions climatiques ?

À l’issue d’une évaluation des dégâts, le promoteur du parc a tenu des propos rassurants, indiquant qu’ils pourraient rapidement être réparés. Le promoteur espère pouvoir mettre en service plus de 100 MWc de panneaux d’ici la fin du mois. Pour l’heure, aucun détail n’a été communiqué sur la nature ni l’origine exacte des dégâts. Il pourrait s’agir d’une défaillance technique comme d’un mauvais dimensionnement du système d’ancrage des structures de panneaux (voir notre reportage sur le chantier d’une centrale solaire flottante dans le sud de la France). Espérons tout de même que les promoteurs du parc revoient leur copie pour éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

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