En 2023, Tesla a installé une capacité record de stockage d’énergie par batteries stationnaires. Plus du double que ce que la société californienne avait réalisé en 2022 !

Tesla ne propose pas que des véhicules électriques. La société californienne développe aussi une offre de solutions de stockage stationnaire d’électricité. Et l’activité prend de l’ampleur au sein de l’entreprise. Les chiffres publiés récemment sont éloquents. En 2023, Tesla a déployé quelque 14 724 MWh de stockage par batterie. Un record pour la société d’Elon Musk.

Pour se faire une idée, disons que cela ne représente tout de même pas plus de l’équivalent de 150 000 voitures électriques équipées de batteries de 100 kWh. Mais il est intéressant de noter que les capacités totales de stockage d’électricité stationnaire installées en Allemagne ne dépassaient pas les 11 200 MWh — soit 11,2 GWh — en fin d’année dernière. Autre point de comparaison, en 2019, Tesla avait déployé dix fois moins de capacités. En 2022 encore, la société n’avait déployé pas fait mieux que 6,5 GWh.

Les usines de batteries Tesla tournent à plein régime

Pour soutenir cette croissance à grande vitesse, l’entreprise d’Elon Musk a construit une usine dédiée à Lathrop (Californie). Sa capacité de production annuelle est de l’ordre de 20 GWh, mais les équipes annoncent une montée en puissance au cours de l’année. Fin 2024, l’usine pourra produire 40 GWh de solution Megapack — des batteries de 3 MWh qui complètent la gamme des Powerwall (13,5 kWh) domestiques et des Powerpack (jusqu’à 232 kWh) commerciaux — par an. Une usine du même niveau de capacité de production doit ouvrir ses portes à Shanghai dans les mois qui viennent. Et Tesla pourrait bien en installer une autre en Europe dans un futur proche.

Une croissance prête à dépasser celle des voitures électriques

Le développement de l’activité de stockage d’électricité a été tel en 2023 que la prédiction d’Elon Musk de le voir devenir plus important que celui de l’activité voitures électriques de Tesla dès 2024 pourrait bien se réaliser. La branche énergie de la société a ainsi vu croître ses revenus de 10 % au cours de l’année écoulée. Alors même que la division production solaire est en perte de vitesse. En 2023, le chiffre d’affaires de Tesla Energy a atteint les 6 milliards de dollars. C’est quatre fois plus qu’en 2019. Mais celui de son activité automobile reste de plus de 80 milliards de dollars.

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Pour réussir sa transition énergétique, l’Allemagne a désormais un plan. Elle comptera sur plusieurs gigawatts de centrales électriques au gaz « hydrogen ready », malgré la controverse.

Pour concilier développement des énergies renouvelables avec décarbonation et sécurité d’approvisionnement de son système électrique sans recourir à l’énergie nucléaire, Allemagne a fait le choix du gaz. Plus exactement, de centrales thermiques « hydrogen ready », comprenez « prêtes pour l’hydrogène ». Le chancelier Olaf Scholz l’annonçait il y a presque un an maintenant. L’objectif était alors de construire entre 17 et 21 gigawatts (GW) de nouvelles centrales électriques. Mais autour de cette sorte de frénésie hydrogène, les choses s’étaient rapidement compliquées. Une question de rentabilité des projets et de subventions, d’abord. Puis, de crise budgétaire.

Après des mois de discussions acharnées, en ce début février 2024, le chancelier allemand, son ministre de l’Économie et son ministre des Finances semblent enfin s’être mis d’accord sur les éléments essentiels d’une nouvelle stratégie en matière de centrales électriques. Une stratégie destinée à attirer les investissements dans des « centrales électriques modernes, très flexibles et respectueuses du climat ». Et dont dépendra aussi, affirment-ils, la possibilité de fermer la dernière centrale à charbon d’Allemagne d’ici 2030.

De nouvelles capacités de centrales au gaz fossile convertibles à l’hydrogène

Cette stratégie prévoit que dans de « brefs délais », un appel d’offres sera lancé pour de nouvelles capacités allant jusqu’à 4 fois 2,5 GW de centrales électriques au gaz. Celles-ci pourront, dans un premier temps, fonctionner au gaz fossile. Toutefois, entre 2035 et 2040, elles devront impérativement avoir été converties à un hydrogène « de toutes les couleurs, mais autant que possible vert ». En parallèle, le gouvernement soutient également la recherche et le développement sur les technologies de capture et de stockage du carbone qu’il espère sans doute être en mesure de greenwasher les centrales thermiques à gaz fossile qui n’auraient finalement pas été si « hydrogen ready » que ça.

La planification et l’approbation des systèmes seront accélérées. Et les nouvelles centrales électriques doivent être construites sur des sites dits « de desserte du système ». Principalement aux carrefours de grands complexes industriels à forte intensité énergétique. Le financement du plan par le fond pour le climat et la transformation de l’économie pourrait s’élever à environ 16 milliards d’euros sur les 20 prochaines années.

Pour contourner le problème de rentabilité des investissements, le gouvernement allemand a aussi entamé des pourparlers avec la Commission européenne. Son idée qui devrait être présentée d’ici cet été : créer un marché de capacité. De quoi permettre de récompenser les opérateurs pour le maintien de la capacité de leurs centrales électriques en toutes circonstances.

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Réseau de transport d’électricité (RTE) a publié son bilan électrique 2023. Il révèle notamment une consommation en berne, mais une hausse de la production de nos moyens bas-carbone (nucléaire, éolien, solaire et hydraulique). Résultat, les émissions de gaz à effet de serre de notre système électrique ont atteint leur niveau le plus bas depuis le début des années 1950.

« Il y a un an, nous étions au cœur d’un hiver difficile, un hiver marqué non pas par une, mais bien par trois crises énergétiques. Des crises indépendantes, mais simultanées qui avaient mis en tension notre système électrique. Une crise d’abord de l’approvisionnement en gaz à la suite de l’invasion de l’Ukraine par la Russie. Elle a provoqué une envolée des prix. Une crise ensuite de la production nucléaire française. Elle a alors atteint un minimum depuis 1988. Enfin, une crise de la production hydraulique du fait de faibles précipitations. Elle aussi a atteint un minimum depuis 1976. » C’est le rappel que Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, a tenu à faire en introduction de la présentation du bilan électrique 2023.

Retrouvez les principaux chiffres du bilan électrique 2023 dans notre tableau interactif ⬇️

Un nouveau recul de la consommation en 2023

« Aujourd’hui, la situation est très différente et notre système électrique a trouvé un nouvel équilibre » a-t-il ajouté. Nouvel équilibre, car les chiffres montrent que la situation demeure très différente, en revanche, de ce qu’elle était « avant la crise », à la fin des années 2010.

D’abord, la consommation d’électricité en France a continué de diminuer. Elle a reculé de 3,2 % par rapport à 2022 pour atteindre les 445,4 térawattheures (TWh) — après retraitement des effets liés à la météo. C’est même moins qu’en 2020, année marquée par la crise sanitaire. Et un recul de 6,9 % par rapport à la période d’avant-crise (moyenne 2014-2019). Les experts de RTE l’expliquent par une mobilisation continue en faveur des économies d’énergie et par une conjoncture macroéconomique dégradée.

Une forte progression de la production d’électricité

Dans le même temps, la production d’électricité en France a progressé. En 2023, notre pays a produit 494,3 TWh. C’est 11 % de plus qu’en 2022. Mais cela reste notamment inférieur à la production de 2020 qui avait atteint les 500 TWh en pleine crise sanitaire.

Cette hausse est en partie due au redressement de la production nucléaire qui est remontée à 320,4 TWh. Soit 41,5 TWh de plus qu’en 2022. Le niveau de production est toutefois resté en dessous de celui de la période avant-crise. La moyenne d’alors était de 394,7 TWh. Ce qui montre qu’après avoir été bousculé par les contrôles et les réparations liés au phénomène de corrosion sous contrainte et par la densification des arrêts dus aux visites décennales ainsi que par la perturbation des plannings de maintenance à la suite de la crise sanitaire, le parc nucléaire français n’est pas encore revenu à son fonctionnement nominal. L’enjeu des années à venir sera de retrouver de meilleurs niveaux de disponibilité et de production.

La production hydraulique est, quant à elle, revenue à un niveau conforme à ses moyennes historiques après une année 2022 marquée par une très faible pluviométrie. Avec une production de 58,8 TWh, elle se situe tout de même en dessus de la moyenne de 61,7 TWh enregistrée pour la période 2014-2019. Le résultat d’un début d’année encore plutôt sec.

Des niveaux records pour les productions éolienne et solaire

Ensemble, les productions éolienne et solaire ont fait mieux que l’hydraulique pour la deuxième année consécutive avec une production de 72,2 TWh. C’est près de 15 % de la production totale d’électricité en France.

L’éolien, surtout, a connu une excellente année. Il a battu son record de 2020 avec 48,7 TWh produits. Dépassant du même coup largement le volume de production des centrales au gaz fossile (30 TWh). Les effets conjugués de conditions météo favorables et d’un parc installé qui a poursuivi sa progression. L’éolien en mer commence aussi à apporter sa contribution. En 2022, il n’avait produit que 0,6 TWh. En 2023, avec trois parcs installés dont un totalement en service, il a grimpé à 1,9 TWh. Il est à noter aussi que l’éolien a pu contribuer à la sécurité d’approvisionnement lors des saisons froides, permettant de limiter le recours aux centrales alimentées par les combustibles fossiles. En janvier, mars et novembre 2023, la production éolienne a en effet avoisiné les 6 TWh.

Le photovoltaïque a connu une année record du côté de la production, avec 21,5 TWh, et du côté de l’installation de nouvelles capacités, de l’ordre de 3,2 GW contre 2,7 les deux années précédentes. Les experts de RTE remarquent que les capacités installées n’ont pas permis d’atteindre les objectifs fixés par les pouvoirs publics. Les retards, toutefois, correspondent à quelques mois de développement pour le solaire — au rythme moyen d’installation sur les cinq dernières années — et à environ un an et demi de retard en ce qui concerne l’éolien terrestre. Pour l’éolien en mer, environ deux parcs additionnels seraient nécessaires.

Les énergies fossiles en chute libre

L’autre bonne nouvelle du Bilan électrique 2023, c’est que le volume de production thermique fossile (gaz, fioul et charbon) a baissé de 34 % par rapport à 2022. Seulement 32,6 TWh produits au cours de l’année 2023. Le plus bas niveau depuis 2014. Le charbon n’a ainsi compté que pour 0,2 % du mix électrique de la France.

La première conséquence de tout cela, c’est que les émissions de gaz à effet de serre du système électrique français ont atteint, en 2023, un minimum historique : 16,1 millions de tonnes d’équivalent CO2 (MtCO_2eq). C’est le niveau le plus bas depuis le début des années 1950. Quel que soit le volume de production. Et c’est 32 % de moins qu’en 2022. Résultat, l’intensité de nos émissions — 32 g d’équivalent CO₂ par kilowattheure produit (gCO_2eq/kWh) — demeure parmi les meilleures d’Europe. Pour comparaison, celle de l’Allemagne est de l’ordre de 303 gCO_2eq/kWh. Par ailleurs, le taux de production d’électricité bas-carbone atteint 92,2 % en France en 2023. Du jamais vu depuis 73 ans.

L’autre conséquence, c’est que la France a retrouvé son rôle d’exportatrice nette d’électricité. En 2022, notre pays avait importé 16,5 TWh d’électricité, mais en 2023, 50,1 TWh ont été vendus à l’étranger. Un solde dans la moyenne de la dernière décennie et qui a permis à la France de réduire sa facture énergétique d’environ 4 milliards d’euros. Une broutille face aux 80 milliards d’euros que devraient nous coûter les énergies fossiles importées l’année dernière. On pourra peut-être se consoler un peu en notant que les exportations d’électricité bas-carbone françaises auront au moins permis aussi d’éviter des volumes non négligeables d’émissions dans des pays comme l’Italie (11 MtCO_2eq) ou l’Allemagne (5,4 MtCO_2eq). Le tout dans un mix électrique européen dans lequel les sources fossiles ont reculé de 11 % ces dix dernières années.

Échanges commerciaux d’électricité entre la France et les pays voisins en 2023 / Visuel : RTE.

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Le CNRS le présente comme le flux d’hydrogène naturel le plus important au monde. Il a été découvert en Albanie. Mais il ne devrait pas suffire à pousser l’hydrogène en bonne place dans notre mix énergétique.

De plus en plus de pays rêvent d’un hydrogène produit en quantité pour accélérer leur transition énergétique. L’ennui, c’est que pour l’heure, l’hydrogène est surtout extrait de ressources fossiles dans un processus qui émet des gaz à effet de serre. L’ambition pour le futur, c’est de réussir à en fabriquer massivement grâce à une électricité bas carbone. Renouvelable ou nucléaire. Mais l’opération demeure coûteuse. Alors certains placent leurs espoirs dans celui que les experts ont pris pour habitude d’appeler l’hydrogène blanc.

La course à l’hydrogène naturel est lancée

L’hydrogène blanc, c’est un hydrogène produit naturellement par notre Terre. Au cours de réactions d’altération des métaux au fond des océans, par exemple. Avec des taux de production possiblement lents, il pourrait ne pas être tout à fait renouvelable. Et puis, l’hydrogène blanc profite à toute une biosphère fragile que nous serions avisés de prendre en compte. Enfin, comme son cousin l’hydrogène vert, il pourrait s’avérer difficile et coûteux à exploiter. Surtout à grande échelle.

Des start-ups se sont pourtant déjà lancées dans le business. Même en France, des demandes de permis d’exploration de l’hydrogène naturel ont été déposées. Les chercheurs, quant à eux, se sont mis en quête de plus de sources. Une équipe de géologues raconte ainsi, dans la revue Science, comment elle a mis la main sur celle qu’elle qualifie de plus grande émanation d’hydrogène au monde dans une mine de chrome, en Albanie.

De l’hydrogène blanc en quantité au fond d’une mine

D’autres travaux avaient déjà montré l’existence d’un important réservoir d’hydrogène dans la région. Il est apparu il y a des millions d’années, à la faveur de mouvements de la croûte terrestre. Lorsque des morceaux de plaque océanique ont été poussés sur la plaque continentale.

Aujourd’hui, les chercheurs rapportent que de grandes quantités de cet hydrogène blanc presque pur s’infiltrent par des évents et bouillonnent dans les bassins de drainage de la mine. Et par « grandes quantités », les chercheurs entendent quelque 200 tonnes par an depuis au moins six ans. C’est de l’ordre de 1 000 fois plus que ce qui a pu être mesuré sur d’autres sites semblables dans le monde !

Les experts soulignent que les régions dans lesquelles les mêmes mouvements de croûte terrestre se sont produits par le passé sont nombreuses. Il pourrait ainsi être intéressant d’aller y voir de plus près. Toutefois, il reste encore à développer une technologie qui permettrait de capturer ce type d’hydrogène naturel de manière propre et économique. Le ministère américain de l’Énergie y a alloué 20 millions de dollars. Précisant qu’il faudrait se concentrer sur des gisements d’au moins 10 millions de tonnes d’hydrogène blanc. Or celui découvert en Albanie pourrait ne pas dépasser les 50 000 tonnes… Tout de même de quoi, potentiellement, alimenter localement une centrale de production d’électricité au gaz.

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Avec la transition énergétique, les besoins en flexibilité du réseau électrique augmentent. Le stockage par batterie peut répondre à certains d’entre eux. En 2023, il s’est assez largement développé en France.

D’un côté, des énergies renouvelables de plus en plus présentes. De l’autre, des productions fossiles pilotables qui diminuent. Et à la croisée des chemins, des besoins en flexibilité qui augmentent. En 2022, le stockage d’électricité par batterie a ainsi connu un essor marqué en Europe. Selon les données publiées par RTE, le gestionnaire du réseau de transport français, la puissance installée des batteries en France était de l’ordre de 490 MW cette année-là alors qu’elle n’était que de 316 MW en 2021. Qu’en est-il pour 2023 ? de nouvelles capacités ont été installées pour atteindre une puissance de 807 MW.

Le gigawatt n’est donc pas encore atteint. À noter que RTE ne communique malheureusement pas sur la capacité totale des batteries en terme d’énergie stockée.

Les capacités de stockage par batterie ont d’abord été installées sur les territoires insulaires, non interconnectés par nature, et riches en énergies renouvelables, notamment en solaire. Par exemple en Guadeloupe et en Martinique. Le plus grand système de stockage par batterie du pays (200 MWh) est d’ailleurs en cours de construction en Nouvelle-Calédonie.

De nombreux projets de stockage par batterie en France

Aujourd’hui, de nombreux projets visent aussi la France métropolitaine. Il y a quelques mois, par exemple, Q Energy s’est lancé dans la construction de l’un des plus grands projets de stockage d’énergie par batterie en France sur le site de la centrale électrique Emile Huchet (Saint-Avold). Une batterie de 35 MW/44 MWh qui s’inscrit dans le projet de décarbonation du site. Et Q Energy projette de déployer, au total, 400 MW de stockage par batterie en France.

« Il est peu probable que tous les projets de connexion de batteries au réseau électrique français aillent jusqu’au bout », estime Thomas Veyrenc, directeur général en charge de l’économie et de la prospective chez RTE. « Parce que les acteurs cherchent encore le bon modèle d’affaires. Il y aura une poursuite du développement des batteries sur notre réseau, mais aujourd’hui, il serait présomptueux de dire dans quelles proportions. »

Le stockage par batterie, une solution parmi d’autres

Rappelons que les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) demeurent, de très loin, le principal moyen de stockage exploité en France avec une puissance installée de 5,1 GW. Toutefois, l’usage de ces moyens de stockage n’est pas nécessairement le même. Les STEP, surtout les STEP dites hebdomadaires, peuvent stocker des volumes plus importants et ainsi, aider à lisser la production éolienne de toute une semaine. La contribution des batteries, quant à elle, demeure intrajournalière — certaines STEP rendent également ce service. Celles-ci, en effet, stockent les surplus de production photovoltaïque, par exemple, de l’après-midi pour les restituer quelques heures plus tard. Un service proche de celui assuré par la flexibilité de la demande qui devrait être utile dans les scénarios de fort développement du solaire en Europe. Avec leur temps de réponse rapide, les batteries peuvent aussi répondre à des besoins de flexibilité de l’ordre de quelques secondes. Elles sont ainsi de plus en plus envisagées comme des solutions idéales à la régulation de fréquence essentielle à l’équilibre de notre système électrique.

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Dogger Bank doit devenir la plus grande ferme éolienne en mer du monde, mais son installation a pris du retard. La cause principale ? Le manque de navires pour transporter les éoliennes sur le site.

Dogger Bank, c’est un immense banc de sable situé en mer du Nord. Une zone peu profonde, presque à mi-chemin entre le Danemark et le Royaume-Uni. C’est aussi le lieu qui a été retenu pour construire un gigantesque parc éolien en mer. Pas moins de 280 éoliennes géantes pour une capacité installée de 3,6 gigawatts (GW). Le projet se découpe en trois phases. Et depuis son lancement, la première phase de 1,2 GW, Dogger Bank A, imaginée pour s’étendre sur une superficie de plus de 500 km², connaît quelques déboires.

Des difficultés d’adaptation des équipements à un projet situé à plus de 120 km des côtes avaient déjà fait chuter les objectifs. Les premières éoliennes de type GE Haliade-X, des éoliennes de 13 MW parmi les plus grandes et les plus puissantes au monde, ont pourtant bien commencé à être installées au large. Et même à produire de l’électricité en octobre dernier. Avec, malgré tout, plusieurs mois de retard déjà sur le planning.

Un retard qui ne compromet pas le projet de parc éolien en mer de Dogger Bank

Et SSE Renewables, le spécialiste britannique de l’énergie renouvelable, vient de confirmer que le projet allait prendre encore un peu plus de retard. En cause, cette fois : des conditions météorologiques défavorables, mais aussi des retards dans la chaîne d’approvisionnement et le manque de disponibilité des navires-transporteurs.

SSE Renewables avait prévu d’installer pas moins de 95 éoliennes sur le site d’ici à la moitié de l’année 2024. Or, depuis le début du chantier, seulement 7 ont pu être achevées. Le début de l’exploitation commerciale des phases B — dont la construction a pourtant également déjà pris du retard — et C du parc éolien offshore de Dogger Bank restent pour l’heure annoncées pour 2025 et 2026. Mais plus de précisions sont attendues au mois de mai prochain. Le tout dans une ambiance quelque peu tendue pour le secteur de l’éolien en mer du côté du Royaume-Uni depuis plusieurs mois. Avec des licenciements et des objectifs de production annoncés à la baisse pour le parc éolien en mer Hornsea 3, au large de la côte du Norfolk, par exemple.

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Avant le début de la guerre en Ukraine, l’Autriche dépendait déjà largement du gaz russe. Un héritage du passé. Mais cette dépendance vient d’atteindre de nouveaux sommets.

Lorsque la Russie a envahi l’Ukraine, en février 2022, la plupart des pays d’Europe se sont accordés à dire qu’ils devaient d’urgence réduire leur dépendance au gaz russe. L’Autriche comptait alors sur Gazprom pour un impressionnant 80 % de son approvisionnement. L’héritage d’un accord gazier conclu… avec l’Union soviétique dans les années 1960. Après le début de la guerre, le chiffre est, un temps, tombé à moins de 20 %. À la faveur, principalement toutefois, des restrictions de livraison décidées par Gazprom. Mais la ministre autrichienne de l’Énergie, Leonore Gewessler, constate aujourd’hui que la tendance s’est lourdement inversée. Au mois de décembre dernier, l’Autriche a importé de Russie une part record de 98 % de son gaz fossile !

Le chiffre s’explique en partie par le prix de ce gaz. Car pour l’Autriche aussi, d’autres solutions existent. Mais elles demeurent plus coûteuses.

Un contrat avec Gazprom jusqu’en 2040

Et puis le chiffre est quelque peu à relativiser. D’abord, parce que la consommation autrichienne de gaz fossile a diminué. Selon les données du ministère de l’Énergie, elle est passée de 100 TWh à 75 TWh en 2023. Or un contrat court jusqu’en 2040 entre la compagnie autrichienne OMV et Gazprom : le pays s’est engagé sur un volume d’achat de 60 TWh par an. Le tout, pour l’année écoulée, pour une facture qui devrait s’élever à environ 3 milliards d’euros. « Une facture qui finance indirectement une guerre abominable en Ukraine », s’est désolée Leonore Gewessler dans la presse.

Par ailleurs, il est intéressant de noter que, selon les chiffres de l’Agence internationale de l’énergie, le gaz comptait, en 2022, pour environ 16 % de la production d’électricité en Autriche. Pour comparaison, le gaz fossile occupe une part sensiblement identique dans le mix électrique allemand, mais moins de 10 % en France. Et l’Autriche s’est fixé pour objectif d’atteindre le 100 % renouvelable d’ici à 2030. Déjà, près de 80 % de son électricité est aujourd’hui verte. Grâce à un secteur de l’hydraulique très développé.

Sortir de la dépendance au gaz russe

La part du gaz fossile dans le mix énergétique de l’Autriche, quant à elle, frôle les 22 %. Quelque 4 millions de résidences principales comptent ainsi sur lui pour être chauffées. Dans le mix énergétique de l’Allemagne, la part du gaz fossile est de plus de 24 % et dans celui de la France, de moins de 16 %.

Rappelons que l’Union européenne a prévu de se passer totalement du gaz russe d’ici à 2028. Mais pour l’heure, l’Autriche ne s’est pas fixé d’objectif clair à ce sujet. Aujourd’hui, la ministre de l’Énergie espère pouvoir contraindre les entreprises énergétiques nationales à éliminer progressivement le gaz russe. Elle souhaite également mettre fin de manière anticipée au contrat qui lie OMV — qui a annoncé de son côté être pour la poursuite des importations de gaz russe — à Gazprom. Cela pourrait coûter très cher au pays et lui poser quelques défis juridiques et politiques.

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Pour nous débarrasser des énergies fossiles, l’électricité sera l’une des clés. Mais l’hydrogène restera indispensable dans certains secteurs. C’est la conclusion d’une étude menée par des chercheurs allemands.

L’électricité bas carbone ne fera pas tout. L’hydrogène non plus. Pour arriver à la neutralité tant espérée sur notre vieux continent européen, il faudra mixer l’un et l’autre. Et des chercheurs du Potsdam Institute for Climate Impact Research (Allemagne) nous apportent aujourd’hui quelques précisions quant à la part qu’électricité et hydrogène décarbonés pourraient prendre dans notre mix énergétique de demain.

Ils livrent le détail de leurs réflexions et des incertitudes qu’elles portent dans la revue One Earth. Mais pour résumer, voici ce qu’il en ressort. Les chercheurs observent d’abord que pour atteindre le zéro émissions nette, l’Europe devra produire, d’ici 2050, entre 2 et 3 fois plus d’électricité — soit entre 5 200 et 7 300 TWh par an — qu’elle ne le fait aujourd’hui. Car l’électricité ne servira pas seulement aux nouveaux usages, mais aussi à la production d’hydrogène — au moins 500 TWh et jusqu’à 1 800 TWh par an — par électrolyse. L’Europe va donc devoir accroître son approvisionnement en électricité bas carbone. Et pour réussir cette transformation, les chercheurs attendent des politiques de l’Union européenne qu’elles suppriment rapidement les obstacles à l’expansion des énergies renouvelables, éolienne et solaire.

L’électricité pour une transition rapide et économique

Les auteurs de l’étude affirment ensuite que « passer aux technologies électriques autant que possible est de loin le moyen le plus rapide et le moins cher d’éliminer les émissions de carbone dans la plupart des secteurs ». Ils prévoient ainsi que la part de l’électricité dans la consommation d’énergie finale devrait passer d’environ 20 % aujourd’hui à quelque chose entre 42 et 60 % d’ici 2050. La part de l’hydrogène, quant à elle, se situerait entre 9 et 26 %. Le tout ne tenant pas compte des changements de mode de vie, des gains en efficacité ou de la délocalisation des industries qui pourraient intervenir dans l’intervalle. Et considérant que la part des combustibles résiduels doit être réduite à son minimum du fait des incertitudes qui planent sur le potentiel de la bioénergie et des technologies de capture du carbone.

Les chercheurs rappellent pourtant que ce qu’ils appellent électrification directe — parce que basée sur l’utilisation de technologies électriques, comme les pompes à chaleur ou les voitures électriques — nécessite une transformation des technologies. Malgré tout, ces technologies sont de plus en plus disponibles et capables d’utiliser l’électricité renouvelable de manière efficace. L’électrification indirecte — celle qui se fait via des carburants de synthèse ou l’hydrogène, produits à partir d’électricité — peut s’opérer sur un large éventail de technologies et d’infrastructures d’utilisation finale partiellement existantes. Toutefois, les chercheurs observent des pertes de conversion. Et les technologies d’utilisation associées s’avèrent moins efficaces. Les capacités de production d’hydrogène par électrolyse en Europe sont par ailleurs actuellement bien trop faibles. Alors que le transport de l’hydrogène qui pourrait être importé reste lui aussi un défi à relever.

Électricité et hydrogène se partagent des secteurs clés

Dans le détail, les chercheurs constatent que l’électrification directe est plus efficace pour les voitures particulières et pour le chauffage des bâtiments par pompes à chaleur. L’hydrogène et les carburants de synthèse, quant à eux, pourraient servir plus avantageusement à l’aviation, au transport maritime, à l’industrie lourde et au stockage de l’électricité. Ainsi, les deux stratégies, loin d’être concurrentes, se révèlent-elles largement complémentaires. Sauf dans quelques secteurs bien précis comme le transport par camion ou la production de chaleur industrielle. Pour ceux-là, le meilleur choix dépendra de paramètres encore difficiles à définir, comme l’ampleur que pourront prendre les importations d’hydrogène, par exemple.

Ce que les chercheurs recommandent aux dirigeants de l’Union européenne, c’est donc de donner la priorité à l’électrification et à l’hydrogène respectivement dans les secteurs qualifiés de « sans regret », c’est-à-dire les secteurs dans lesquels l’une des stratégies est privilégiée par tous les scénarios étudiés. Les politiques européennes devront aussi encourager le développement des chaînes d’approvisionnement en hydrogène. Et rester adaptatives pour les secteurs dans lesquels l’incertitude demeure.

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En installant des panneaux solaires photovoltaïques dans les oliveraies, on peut produire efficacement de l’électricité renouvelable. Mais on peut aussi doper le rendement des oliviers.

L’idée de l’agrivoltaïsme n’est pas de convertir brutalement des terres agricoles à la production d’électricité solaire photovoltaïque, mais bel et bien de combiner les deux en optant pour les configurations qui, au moins, ne nuisent pas aux cultures. Au mieux, l’implantation de panneaux solaires en plein champ pourrait même doper la production agricole. En protégeant les cultures des aléas climatiques comme les gelées tardives ou en maintenant un certain niveau d’humidité au sol. Une nouvelle étude publiée aujourd’hui dans la revue Applied Energy vient confirmer que c’est possible dans les oliveraies du sud de l’Europe.

Les oliveraies naturellement adaptées à l’agrivoltaïsme

Pourquoi les oliveraies ? Parce que les cultures d’oliviers dites super intensives sont plantées sur des sols modérément inclinés. Cela facilite l’installation de panneaux solaires. Par ailleurs, les schémas de plantation des oliviers laissent naturellement suffisamment d’espace pour cela entre les rangées.

Les chercheurs ont travaillé sur trois variétés d’olives — qui ne réagissent pas de la même manière à la lumière — et différentes configurations de systèmes photovoltaïques, tous bifaciaux. Leur objectif : optimiser à la fois la production d’électricité solaire et la production des oliveraies. Ils ont fait varier les angles d’inclinaison — de 0 à 90 degrés — et la hauteur des modules — de 3 à 4,5 mètres. Enfin, ils ont simulé les effets en prenant pour base 16 heures d’ensoleillement et une température de 21 °C à 40 % d’humidité.

Schéma de la culture d’olives et de panneaux solaires / Image : Mouhib et al 2024

Jouer sur l’inclinaison et la hauteur des panneaux solaires

La conclusion des chercheurs, c’est que l’angle d’inclinaison des panneaux solaires influe surtout sur le rendement photovoltaïque. La hauteur des systèmes solaires affecte quant à elle essentiellement le rendement des oliviers. Aucune des olives testées, en revanche, ne s’est montrée dépendante à l’ensoleillement au point de ne pas pouvoir supporter l’agrivoltaïsme.

Pour se faire une idée de l’intérêt de la solution, les scientifiques s’appuient sur un indicateur, le Land Equivalent Ratio (LER). Il correspond à la surface relative nécessaire pour avoir la même production avec une seule qu’avec l’association de deux productions différentes. Dans le cas des oliveraies, le LER maximal est estimé à 171 %. Il est atteint avec une inclinaison de 20° et des panneaux solaires installés à une hauteur de 3 mètres — pour les oliviers hauts de 2,5 mètres maximum. Cette étude reste toutefois théorique. Elle aidera à la conception de futures installations, qui permettront de valider les conclusions des chercheurs.

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Les petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR) pourraient aider l’Afrique du Sud à sortir de la crise énergétique dans laquelle le pays est enlisé tout en décarbonant sa production d’énergie. C’est l’avis des experts du nucléaire sud-africain.

En Afrique du Sud, plus de 85 % de l’électricité est produite à partir de charbon. Pour un effet sur les émissions de gaz à effet de serre du pays absolument désastreux. Pourtant, comme tout le monde, l’Afrique du Sud cherche à réduire l’empreinte carbone de son secteur énergétique. Alors que l’électricité commence déjà à manquer. Que des « délestages » de plusieurs heures sont devenus monnaie courante. Et qu’un récent sondage montre que les trois quarts des Sud-Africains réclament, avant tout, des prix bas, « qu’importe la source ».

C’est dans ce contexte compliqué que les experts locaux du nucléaire proposent aujourd’hui de construire une nouvelle génération de mini-réacteurs. Pour subvenir aux besoins toujours croissants de la population sud-africaine, mais aussi pour devenir un champion de l’exportation de la technologie.

De petits réacteurs en pagaille en plus de centrales classiques

Rappelons que l’Afrique du Sud accueille celle qui reste encore la seule centrale nucléaire du continent africain. La centrale de Koeberg et ses deux réacteurs à eau pressurisée de conception française. D’une puissance d’un peu moins de 2 gigawatts (GW), elle fonctionne depuis 40 ans maintenant. Mais elle ne produit que 5 % environ de l’électricité du pays. En décembre dernier, le gouvernement avait annoncé sa volonté de construire de nouvelles centrales de ce genre. Pour ajouter, dès 2033, quelque 2,5 GW à la capacité de production nucléaire du pays. En parallèle, la durée de vie de la centrale de Koeberg devrait être prolongée. Mais les experts du nucléaire sud-africain estiment que ce ne sera pas suffisant.

Un peu partout en Afrique, les projets se multiplient. En juillet 2022, un chantier de construction d’une centrale nucléaire a été lancé en Égypte. Et ceux portant sur de petits réacteurs sont sans doute encore plus nombreux. Alors l’Afrique du Sud y croit. D’autant qu’elle s’est lancée très tôt dans la course au petit nucléaire. Aujourd’hui, elle se dit prête à passer à une phase opérationnelle avec le HTMR100, un réacteur modulaire refroidi au gaz conçu par Startek Global. Le réacteur peut être installé en trois ans seulement et qui pourrait être prêt dans moins de 5 ans.

Composants d’une centrale HTMR-100 / Image : Startek Global

Les atouts du petit nucléaire pour l’Afrique du Sud

Le pays viserait ainsi des réacteurs de 100 mégawatts (MW) thermiques. Et la chaleur produite pourrait aider à la désalinisation de l’eau ou à faire fonctionner des processus industriels. Mais elle pourrait aussi servir à faire tourner des turbines pour produire de l’ordre de 35 MW d’électricité. Installés en série, ils pourraient alimenter une ville ou un gros complexe industriel. Parmi les avantages cités par les experts, le fait que ces petits réacteurs nucléaires refroidis à l’hélium gazeux sont peu gourmands en combustible et surtout ne nécessitent pas une installation en bordure de mer pour leur refroidissement. Les experts promettent aussi qu’une fois le premier opérationnel, les prix baisseront pour répondre à la demande de la population, de 470 millions de dollars à pas plus de 300 millions pour les unités suivantes.

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La Chine commande des éoliennes en quantité record. Plus de 100 gigawatts (GW) en 2023. Mais elle peine à les installer et continue de voir ses émissions de gaz à effet de serre augmenter.

La Chine a commandé une capacité record de plus de 100 gigawatts (GW) d’éolien en 2023. Peut-être grâce au contexte de forte concurrence en la matière dans le pays et à des prix qui ont atteint leur plus bas niveau historique. C’est ce qu’annoncent un certain nombre de médias aujourd’hui, se basant sur un rapport établi par Wood Mackenzie, un groupe de recherche et de conseil spécialisé dans le secteur des énergies renouvelables.

Pour se faire une idée — même si bien sûr, la France n’est pas la Chine —, il faut savoir que la puissance éolienne totale installée dans notre pays dépasse péniblement les 21 GW. En 2022, par exemple, seulement 1,59 GW de nouvelles capacités éoliennes terrestres ont été raccordées au réseau. Un autre chiffre aussi, peut-être : en 2020, la Chine avait installé moins de 300 GW de capacité éolienne.

Beaucoup de commandes d’éoliennes, moins d’installations

Il faut toutefois également noter que si les commandes semblent vouloir exploser en Chine, les installations ne progressent largement pas au même rythme. Fin 2023, en effet, seulement la moitié des plus de 90 GW d’éoliennes déjà commandées en 2022 avait été installée. Et la guerre des prix que se font les fabricants d’éoliennes, si elle est profitable aux consommateurs, entraîne une importante baisse de leurs bénéfices.

Une solution, peut-être, pour retrouver quelques performances financières : innover toujours plus. Il y a quelques mois l’éolienne en mer géante de Goldwin — une éolienne de 252 mètres de diamètre installée dans la province du Fujian — produisait ainsi en un seul jour suffisamment d’électricité pour alimenter quelque 170 000 foyers. Et SANY Renewable Energy dévoilait, il y a quelques jours, celle qui deviendra bientôt la plus grande éolienne terrestre du monde. Des pales de 131 mètres de long grâce à « un profil aérodynamique haute performance avec un bord de fuite épais et émoussé, une disposition optimisée du profil aérodynamique et une épaisseur globale accrue ».

De l’éolien, mais encore beaucoup d’émissions de gaz à effet de serre

Malgré ces efforts, en Chine, les émissions de gaz à effet de serre du secteur de l’énergie continuent d’augmenter. D’un peu plus de 5 % en 2023 par rapport à 2022. Parce que la consommation totale d’énergie ne cesse, elle non plus, de progresser. Et que les centrales au charbon ont produit 6 % d’électricité en plus en 2023. Une étude de l’université de Californie (États-Unis) conclut d’ailleurs que pour atteindre la neutralité carbone en 2060, la Chine devrait multiplier par huit ou dix ses capacités actuelles d’énergie solaire et éolienne et atteindre les 2 à 4 térawatts (TW) installés pour chacune de ces énergies renouvelables.

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L’heure est-elle venue pour la Suède d’autoriser à nouveau l’exploitation minière de son uranium ? Une enquête est lancée par le ministère du Climat et de l’Environnement suédois.

Depuis l’arrivée au pouvoir en 2022 d’une nouvelle coalition de centre droit, la Suède semble vouloir redonner une place de choix au nucléaire dans son mix électrique. Avec en ligne de mire, la volonté d’atteindre non plus le 100 % renouvelable, mais bel et bien le 100 % sans fossile d’ici 2040. Alors que la production d’électricité est appelée à doubler dans le pays dans les 20 ans à venir.

La Suède relance sa filière nucléaire

La première étape a été, pour le gouvernement, de lancer une « modification de la législation » pour encourager les investissements dans le secteur. Puis, en fin d’année 2023, le gouvernement a précisé son plan. La Suède s’apprête à produire « massivement » de l’énergie nucléaire dans les années à venir. Alors que le pays dispose de 6 réacteurs nucléaires — qui fournissent environ le tiers de son électricité — mis en service entre 1975 et 1985, l’objectif est d’y ajouter l’équivalent de 2 supplémentaires avant 2035 et jusqu’à un équivalent de 10 réacteurs conventionnels d’ici 2045.

Pour alimenter ces nouveaux réacteurs nucléaires, la Suède envisage depuis quelques mois déjà de lever l’interdiction en vigueur depuis 2018 de l’exploration et de l’exploitation minière de l’uranium dans le pays. Il faut dire qu’une belle part des ressources connues en Europe se cache dans les sous-sols suédois. Plus d’un quart, selon le ministère du Climat et de l’Environnement. Et qu’aujourd’hui, de l’uranium est souvent extrait dans le pays avec d’autres métaux puis traité comme… un déchet.

Des mines d’uranium comme les autres mines

L’idée du gouvernement est simple : traiter dorénavant l’uranium comme les autres métaux. Comprenez que seule une évaluation environnementale déterminerait à l’avenir les conditions dans lesquelles l’exploitation de l’uranium pourrait être autorisée. Mais avant de prendre une décision, le ministère du Climat et de l’Environnement a lancé une enquête. Son résultat sera rendu public au plus tard le 15 mai prochain. Le gouvernement aura alors le choix de présenter au parlement une proposition de loi visant à lever l’interdiction de l’exploitation minière de l’uranium en Suède.

La société d’exploitation minière Aura Energy se réjouit déjà à cette idée. Depuis longtemps, elle avait le projet d’extraire de l’uranium comme sous-produit de son exploitation de molybdène, de vanadium et de zinc du côté de Berg. En 2012, le gisement d’uranium y avait été estimé à près de 310 000 tonnes. Alors même que la Suède en brûle actuellement moins de 1 000 tonne par an.

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Les électrolyseurs, qui permettent de produire de l’hydrogène vert à partir d’eau et d’électricité renouvelable, coûtent encore cher et ne sont pour l’heure ni assez efficaces ni assez durables. Et si une nouvelle technologie dite « supercritique » venait résoudre tous ces problèmes ?

Pour permettre à l’hydrogène de prendre toute sa place dans notre transition énergétique, quelques progrès doivent encore être accomplis. Les rendements de la chaîne hydrogène, notamment, ne sont pas optimaux. Lorsqu’il s’agit d’utiliser l’hydrogène pour stocker de l’électricité renouvelable avant de produire à nouveau de l’électricité, par exemple, ils dépassent péniblement les… 25 % !

Améliorer l’efficacité de l’électrolyse pour produire de l’hydrogène vert

Si l’étape de la production de cet hydrogène vert par électrolyse à partir d’une électricité renouvelable affiche un rendement compris entre 60 et 75 %, les scientifiques n’en cherchent pas moins à améliorer les performances des électrolyseurs actuellement sur le marché. Une fiche technique publiée par l’Ademe en 2020 donne un rendement de l’électrolyse de l’ordre de 55 kWh_é/kgH₂. Comprenez que pour produire un kilo d’hydrogène, il faut fournir à l’électrolyseur environ 55 kilowattheures d’électricité.

Certains comptent sur l’électrolyse à haute température pour faire grimper les rendements à 90 %. D’autres visent des innovations sur les membranes, éléments clés des électrolyseurs existants qui s’adapteraient le mieux à une alimentation par des énergies renouvelables variables. C’est le cas d’un laboratoire commun qui vient d’être créé entre la société Elogen, leader français de l’électrolyse de l’eau à membrane échangeuse de protons (PEM), l’Université Paris-Saclay et le CNRS.

Les atouts de l’eau supercritique pour la production d’hydrogène vert

D’autres, enfin, misent désormais sur celle que les chercheurs appellent l’eau supercritique. Une eau tout à fait classique, en réalité, mais portée à des températures et à des pressions qui lui donnent des propriétés différentes. À la fois celles d’une eau liquide et celles d’une eau à l’état gazeux. L’eau supercritique, par exemple, peut se mélanger avec l’huile. Et en matière de production d’hydrogène, elle permettrait d’atteindre des performances intéressantes. Les porteurs espagnols d’un projet européen baptisé X-SEED évoquent un rendement d’environ 42 kWh_é/kgH₂.

Diagramme en pression-température des phases de l’eau / Image : Olivier Descout via Wikimedia Commons

La démonstration de la pertinence de la technologie a déjà été faite en laboratoire. Avec une eau portée à 374 °C et à 221,1 bars, les chercheurs ont réussi à maximiser l’efficacité énergétique du système. Et à se passer de l’usage de membranes. De quoi réduire les coûts et prolonger la durée de vie de leur électrolyseur. Car les membranes sont réputées, non seulement être onéreuses, mais aussi constituer une fragilité de ces systèmes.

Grâce à un financement de 3 millions d’euros attribué par l’Union européenne, le projet X-SEED va passer dans une phase plus industrielle. Objectif : produire de premiers kilos d’hydrogène vert économiquement viables d’ici juin 2027.

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L’électricité française est parmi les plus décarbonées d’Europe. Mais il n’empêche que les objectifs fixés pour 2020 en matière d’énergies renouvelables n’ont pas été atteints. La menace de sanctions plâne sur notre pays.

En 2009, tous les pays de l’Union européenne ont pris des engagements en matière de déploiement des énergies renouvelables. La France visait les 23 % d’énergie « verte » dans sa consommation finale brute en 2020. Nous n’y étions pas. La Cour des comptes européenne donne le chiffre de 19,1 %. Pire, peut-être, aux yeux de l’Europe, depuis 2020, la France a beaucoup tardé à présenter des plans pour combler le retard. Elle n’a pas non plus utilisé de flexibilités pour se racheter une conduite.

Des objectifs d’énergies renouvelables non atteints et pas de flexibilités

Des flexibilités ? C’est ainsi que les experts appellent les mécanismes qui permettent aux États membres de compenser leur écart avec l’objectif fixé. Par exemple, en achetant des « mégawatts statiques » à ceux qui disposent de productions renouvelables excédentaires. Le Luxembourg, la Slovénie, l’Irlande, les Pays-Bas et la Belgique l’ont fait. La France, elle, a évoqué l’idée d’acheter 500 millions d’euros de tels mégawatts statiques. Sans aller plus loin. Elle a même confirmé dernièrement préférer allouer l’enveloppe au développement de nouvelles capacités renouvelables. Selon une « Stratégie française pour l’énergie et le climat » dans laquelle solaire et éolien en mer, notamment, tiennent une place de choix.

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Pour l’Europe, toutefois, la France reste en infraction. Une amende pour son retard sur les énergies renouvelables pourrait finir par lui être infligée. Il n’y aurait toujours pas de procédure en cours. Mais il n’existe pas non plus de délai légal en la matière. Et il y a quelques mois, la Cour des comptes évoquait un montant de 960 millions d’euros. Pour la seule année 2020 ! On comprend pourquoi Paris tient à poursuivre les discussions avec Bruxelles. La loi d’accélération des énergies renouvelables jouera peut-être en notre faveur. Tout comme notre mix électrique, déjà l’un des plus décarbonés d’Europe.

La France mise sur la décarbonation, l’Europe maintient le cap sur les renouvelables

À l’issue d’une réunion du conseil des ministres de l’Union européenne, ce lundi 4 mars, Bruno Le Maire, notre ministre de l’Économie, se montrait confiant. « Nous voulons d’une Europe qui fixe des objectifs climatiques clairs, en visant la neutralité carbone. La France devrait pouvoir choisir souverainement son mix énergétique », a-t-il déclaré. Comme un clin d’œil à la victoire obtenue récemment d’inscrire le nucléaire parmi les technologies stratégiques pour la décarbonation. Et à sa volonté de miser sur des énergies décarbonées — qui incluent donc le nucléaire — plus encore que sur les seules énergies renouvelables.

La commissaire européenne à l’Énergie, Kadri Simson, rappelle tout de même que « la Commission ne peut pas ignorer » que la France a manqué son objectif renouvelable. En février dernier, elle avait d’ailleurs demandé à notre pays de rehausser ses ambitions en la matière pour 2030. Les États membres doivent soumettre, en juin prochain, leur participation à l’objectif européen d’atteindre alors les 42,5 % d’énergies renouvelables. Pour Kadri Simson, la France devrait « proposer au moins une part de 44 %. Une hausse considérable de son ambition ».

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Plusieurs usines dans le monde exploitent l’énergie des marées. Mais les contraintes environnementales et les coûts semblent dissuader pas mal de velléités plus récentes. Sauf peut-être du côté de Liverpool. La ville croit en un projet fou sur la rivière Mersey.

L’énergie marémotrice, c’est celle qui se cache dans le va-et-vient des marées. Une énergie renouvelable, puisqu’elle nous est offerte par une combinaison des forces de gravitation de notre Lune et de notre Soleil. Et qui plus est donc tout à fait prédictible. Un atout de taille par rapport au solaire et à l’éolien. En France, d’ailleurs, elle est exploitée depuis le milieu des années 1960. Par l’usine marémotrice de La Rance en Bretagne (voir notre reportage en immersion dans une turbine de La Rance). Pendant plusieurs décennies, elle est restée la plus puissante au monde. Et elle fonctionne toujours très bien.

L’énergie marémotrice a du potentiel

Le potentiel estimé de l’énergie marémotrice n’est pas négligeable. Il est de quelque 25 térawattheures (TWh) pour la France. Soit environ 5 % de notre consommation d’électricité. Pourtant, les projets d’usines marémotrices sont aujourd’hui rares. Il n’y en a aucun dans notre pays. Au-delà de leur coût et des potentiels conflits d’usage, la raison principale est à chercher du côté de leur impact environnemental. Pour construire l’usine de La Rance, il a ainsi fallu couper l’estuaire de la mer pendant trois longues années. Un coup dur pour l’écosystème.

Les lagons marémoteurs pourraient apporter une solution. Le principe : construire des lagons artificiels qui repousseraient les infrastructures des usines marémotrices plus loin des côtes. Ce type de projets aurait aussi l’avantage de s’inscrire dans des projets de territoire visant par exemple à protéger le trait de côte.

De l’autre côté de la Manche, l’énergie marémotrice séduit

Un projet de lagon marémoteur a été imaginé il y a quelques années déjà dans la Swansea Bay, à l’ouest de la Grande-Bretagne. Il a connu de nombreux rebondissements. Des réadaptations techniques. Des dossiers administratifs et financiers difficiles à monter. Reconnaissons que construire 25 km de digue, ce n’est pas rien. L’investissement pourrait s’élever à 10 milliards d’euros. Mais les porteurs du projet continuent d’y travailler.

Et l’idée vient de rebondir du côté de Liverpool. La ville a fait savoir qu’elle envisage de construire une usine marémotrice sur la rivière Mersey pour exploiter l’un des plus grands marnages du Royaume-Uni. Pas moins de 28 turbines et des différences de hauteur d’eau qui peuvent atteindre les 10 mètres. L’usine de 700 mégawatts (MW) serait capable de produire de l’électricité à marée montante et à marée descendante. Elle deviendrait ainsi la plus grande du monde et elle pourrait alimenter plus d’un million de foyers.

L’option retenue n’est pas ici celle de la construction d’un lagon artificiel au large. Jugée trop chère et trop coûteuse aussi en matériaux. Mais plutôt, celle de la création d’une lagune à l’aide d’une sorte de barrage sur la rivière. De quoi, pour les autorités, concevoir également le Mersey Tidal Power comme une structure susceptible de former un lien cyclable et piétonnier sur la rivière et de relier Liverpool et la péninsule de Wirral. Elle pourrait aussi protéger la ville contre les inondations qui la menacent dans le contexte de réchauffement climatique et d’élévation du niveau des mers. Grâce à l’intégration d’écluses, le trafic fluvial pourra, quant à lui, être maintenu.

L’usine marémotrice de Liverpool en quête de soutien

Pour mener à bien le projet, la ville travaille depuis plusieurs années en collaboration avec les développeurs de celle qui est, depuis 2011, la plus grande usine marémotrice au monde, la Sihwa Lake Tidal Power Plant, en Corée du Sud. Le projet s’apprête désormais à entrer dans une phase de planification formelle. Toutefois, les défis qui restent à relever sont nombreux. Ils sont d’ordre réglementaire, d’abord. Puis d’ordre technique, encore. Mais également d’ordre financier. Et la ville ne cache pas que le soutien du gouvernement pour ce projet de plusieurs milliards de livres pourrait lui être précieux.

Le maire de Liverpool compte créer des milliers d’emplois locaux pour finaliser l’usine marémotrice Mersey Tidal Power d’ici une décennie et aider sa ville à atteindre son objectif de zéro émission net fixé pour 2040. Soit 10 ans avant la date annoncée par le Royaume-Uni.

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Poser des panneaux solaires photovoltaïques sur des étendues d’eau pourrait aider à trouver de nouveaux espaces pour la production d’électricité renouvelable. Mais choisir pour cela des lacs de saumure constitue un véritable défi technologique. À Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône), un projet ambitionne de recouvrir deux grands lacs fortement salés, afin de produire de l’hydrogène vert.

Le solaire photovoltaïque est toujours en quête d’espaces. Des toitures industrielles ou des parcelles agricoles. Ou pourquoi pas, des plans d’eau. C’est l’idée développée par le solaire flottant. Poser des panneaux photovoltaïques sur des flotteurs pour produire de l’électricité depuis un bassin de traitement des eaux usées ou un réservoir.

Un projet solaire et hydrogène sur des lacs de saumure

Avec le projet HyVence — pour « Hydrogène de Provence » —, la société Géosel ambitionne d’exploiter ainsi la surface de deux étangs près de Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône). Les étendues de Lavalduc et d’Engrenier, d’une superficie respective de 3,5 et 1,2 km², pourraient être recouvertes à 80 % de 500 hectares de panneaux solaires photovoltaïques. Objectif : produire une électricité renouvelable qui servirait notamment à alimenter une usine de production d’hydrogène vert implantée juste à côté.

La particularité de ces étangs, c’est qu’il s’agit de lacs de saumure. Ils sont exploités par Géosel depuis 1969. Car la spécialité de ladite société est le stockage souterrain d’hydrocarbures. Cela fait à 55 ans que Géosel injecte du pétrole brut, du diesel, de l’essence, du fuel domestique ou encore du naphta dans des cavités salines situées à 80 km de là, dans les Alpes-de-Haute-Provence. Des hydrocarbures qui prennent la place d’eaux saumurées alors renvoyées via des canalisations vers les lacs de Lavalduc et d’Engrenier.

Le défi de la corrosion pour les panneaux solaires flottants

Ce dont il est donc question ici, ce n’est pas seulement d’installer des panneaux solaires photovoltaïques sur un plan d’eau. Les ingénieurs savent désormais le faire. La vraie difficulté sera d’assurer la durabilité du système dans un environnement extrêmement salé. Quelque 340 g de sel par litre d’eau, selon Géosel. Soit environ huit fois plus que la mer Méditerranée. Or les panneaux photovoltaïques et les flotteurs sur lesquels ils doivent être posés sont classiquement très sensibles à la corrosion due au sel. Les spécialistes le savent. Poser du solaire flottant en mer est déjà difficile. Une centrale photovoltaïque déployée au large de Brouwersdam (Pays-Bas) par Oceans of Energy en 2019 en a fait l’amère expérience. Alors, comment imaginer un projet photovoltaïque sur un lac de saumure ?

Parce que des progrès ont été réalisés en la matière. Géosel teste déjà des panneaux solaires et des flotteurs qui pourraient mieux résister à cette corrosion. Pour leur éviter de faire baisser trop leur durée de vie et de multiplier de manière exponentielle les besoins en maintenance. Ces panneaux et leurs flotteurs devront aussi être adaptés aux conditions de courant et de vent qui règnent sur les sites, de même qu’au risque de cristallisation et accumulation du sel sur les surfaces.

De l’électricité solaire dès 2029 pour produire de l’hydrogène vert

L’objectif est de mobiliser près de 400 emplois pour commencer à installer dès 2026 quelque 1,5 million de panneaux photovoltaïques sur les lacs de Lavalduc et d’Engrenier. Le tout pour produire 800 GWh d’électricité par an à partir de 2029. Soit l’équivalent de la consommation d’une ville de 400 000 habitants. Et suffisamment pour produire, par électrolyse, 15 000 tonnes d’hydrogène vert. Finalement, seulement 15 % de la consommation actuelle d’hydrogène issu d’hydrocarbures sur le bassin de Fos-sur-Mer. L’investissement total s’élèverait à 700 millions d’euros et une trentaine d’emplois serait toujours nécessaire pour la phase d’exploitation.

Une concertation publique préalable au lancement du projet doit débuter ce mercredi 27 mars et se poursuivre jusqu’au lundi 20 mai. Et un collectif se mobilise pour s’y opposer. Arguant qu’une faune et une flore spécifiques qui se sont développées autour des étangs pourraient être menacées et que l’usine de production d’hydrogène rattachée serait située dans un espace Natura 2000 entre des lacs où les populations se promènent. Le tout alors que des friches industrielles seraient disponibles non loin de là pour mener à bien le projet. Les premières analyses semblent quant à elles montrer que la biodiversité ne goutte déjà que très peu du long passé industriel du site combiné à la salinité importante des lacs. Les impacts, après application de mesures d’évitement et de réduction, seraient extrêmement faibles.

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À bord d’un train, une voiture ou tout engin utilisant un moteur électrique pour se mouvoir, le « freinage régénératif » permet de produire de l’électricité lors des décélérations. Pourtant, ce système n’est pas toujours exploité à bon escient, faute de pouvoir stocker ou exporter l’énergie générée. La preuve en images, avec ce train de banlieue contraint de gaspiller l’énergie de son système de freinage dans des résistances électriques.

Le freinage régénératif. La technique est aujourd’hui dans toutes les voitures électriques ou hybrides, et même certains trains et métros. L’idée ? Recycler l’énergie traditionnellement perdue lors d’un ralentissement ou d’un freinage, en électricité renvoyée vers la batterie de la voiture, ou dans la caténaire pour les trains. Comment ? Grâce au moteur électrique, qui peut, par nature, fonctionner dans les deux sens. Pour faire tourner les roues lorsqu’on accélère, ou pour générer de l’électricité lorsqu’on appuie sur le frein. Une fonction loin d’être gadget. Sur Instagram, @tipkhimki partage ainsi une vidéo édifiante à ce sujet. Pour comprendre, quelques explications.

Rekuperieren ist für Anfänger… pic.twitter.com/h4GqT7FGRK

— Marc Aeschlimann 🐦 (@the_aeschli) February 9, 2024

« La récupération, c’est pour les débutants » titre ce post X.

La longue histoire du freinage régénératif des trains

Notez d’abord que le freinage régénératif est utilisé sur les trains depuis très longtemps. En Suisse, le premier du genre a été mis en service dès 1898 ! Il faut dire que le relief du pays s’y prête particulièrement bien. Ainsi, pour monter de Zermatt au Gornergrat, ce train compte sur l’électricité qu’il tire d’une caténaire. Mais lorsqu’il descend, ce train produit de l’énergie qui peut être utilisée par un autre circulant sur la même ligne ou directement injectée dans le réseau.

En Espagne, c’est l’énergie cinétique produite par le freinage à l’entrée en gare qui est récupérée et transformée en une électricité qui alimente les trains au redémarrage. Et parce qu’il se produit localement plus d’électricité qu’il ne s’en consomme, il pourrait être possible de coupler le système avec des bornes de recharge pour véhicules électriques placées aux abords des gares. Ou des stations de métro.

La SNCF étudie, elle aussi, plusieurs options. Le stockage de l’électricité produite dans des batteries disposées le long des voies. Ou le stockage directement à bord des trains. De quoi aider à transformer les locomotives thermiques en locomotives hybrides puis 100 % électriques. L’injection sur le réseau est aussi envisagée. Le plus direct restant l’injection sur la ligne par la caténaire pour alimenter les trains qui, eux, accélèrent au moment où un autre freine. L’ennui, c’est que s’il n’y a pas assez de trains pour utiliser cette électricité, l’excédent est évacué sous forme de chaleur dans des résistances. Enfin, certaines caténaires ne sont tout simplement pas conçues pour recevoir le courant du freinage régénératif.

Le freinage régénératif fait chauffer les résistances

C’est ce que montre la vidéo ci-dessus. Les résistances placées sur le toit d’une rame « Ivolga » circulant dans la banlieue de Moscou sont en pleine action. Elles dissipent l’énorme quantité d’énergie produite lors du freinage du train D’autant qu’il semblerait qu’il n’existait pour lui aucun débouché à l’énergie produite par le freinage régénératif. Pas de possibilité d’injection sur la ligne ou le réseau par la caténaire. Pas non plus de batterie embarquée. Résultat, beaucoup d’énergie perdue, à chaque freinage et décélération.

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La demande augmente en matière de systèmes de stockage d’énergie solaire par batteries résidentielles. Et Huawei, le géant chinois des télécommunications, annonce aujourd’hui la mise sur le marché d’une solution dite intelligente qui constituerait un bond en avant technologique.

Huawei est connu pour être le plus grand fabricant au monde de matériel de télécommunication. Et il y a quelques jours, le géant chinois du smartphone a ajouté une nouvelle corde à son arc. Une solution de stockage destinée à optimiser et à sécuriser la production d’énergie solaire photovoltaïque dans le résidentiel.

Ces dernières années déjà, les panneaux solaires posés sur nos toits sont devenus plus performants et plus rentables. Mais leur déploiement est resté limité par l’absence sur le marché de systèmes de stockage efficaces de cette électricité trop souvent produite à des moments où elle n’est pas réellement utile. Puis des solutions sont apparues, comme les systèmes de stockage d’énergie solaire résidentiels. En 2023, pas moins de 17 GWh étaient déjà installés en Europe. Mais ces systèmes de stockage par batterie continuent de présenter quelques imperfections : des problèmes de sécurité, des installations complexes et des durées de vie potentiellement limitées.

Une solution de production et stockage solaire tout en un

C’est sur tous ces points qu’Huawei FusionSolar prétend intervenir. Le mastodonte chinois, qui n’est pas novice dans le domaine du stockage par batterie, présente aujourd’hui un système tout-en-un intelligent baptisé LUNA S1. Il est dédié à la gestion sécurisée et robuste de la production solaire photovoltaïque d’une maison, à son stockage et à son utilisation. Avec la promesse de satisfaire ainsi à pas moins de 90 % des besoins électriques d’un foyer.

Huawei table en effet sur pas moins de 30 % de production supplémentaire et une capacité énergétique utilisable 40 % supérieure à celle des autres fournisseurs. Et ce, sur toute la durée de vie de la batterie. Le tout accompagné d’une garantie de 15 ans. Des performances atteintes grâce à une série d’innovations : une nouvelle architecture des modules, des systèmes de contrôle de température, un optimiseur d’énergie intelligent, etc. Le prix n’a pas été dévoilé, mais on peut se donner une idée en consultant le tarif de la batterie Huawei LUNA 2000 version 10 kWh, actuellement vendue autour de 7 700 € TTC en France.

Un système de stockage résidentiel extensible jusqu’à 20,7 kWh

Côté sécurité, Huawei assure avoir intégré à son système de batterie résidentielle, un mécanisme à cinq niveaux. Des protections sont par exemple assurées contre les surcharges et les surtensions. Au niveau structurel, le boitier de LUNA S1 est conçu pour supporter des pressions allant jusqu’à cinq tonnes et être résistant aux collisions accidentelles. Il peut aussi survivre à une immersion dans l’eau de 72 heures. Et fonctionner à des températures allant de -20 °C à +55 °C. Un système de protection active enregistre par ailleurs en temps réel la température et la tension au niveau des cellules pendant toute la durée de vie de la batterie. En cas d’urgence, l’ensemble est doté d’une technologie qui libère un gaz destiné à éteindre chimiquement un incendie qui pourrait se déclarer.

Autres atouts du système LUNA S1 d’Huawei, son installation deux fois plus rapide que celle qu’autres solutions. Sa conception modulaire, également, qui permet de débuter avec une unité de 6,9 kWh et de l’étendre ensuite très facilement par modules jusqu’à 20,7 kWh. Côté puissance, la version à un module accepte jusqu’à 3,5 kW, quand la version à trois modules atteint 10,5 kW, tant en charge qu’en décharge. Le système est par ailleurs aussi bien adaptable au monophasé qu’au triphasé. Concernant le poids, prévoyez 216 kg pour la version 3 modules et 80 kg pour le module unique. Enfin, son fonctionnement ne serait pas plus bruyant qu’une « chambre de nuit ». Et peut-être un peu plus anecdotique, son design travaillé qui aide à l’intégrer dans les intérieurs.

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Alors que les premiers parcs éoliens arrivent en fin de vie, la question de l’après se pose. Et de plus en plus, les ingénieurs envisagent de réexploiter les sites pour produire plus d’électricité avec moins d’éoliennes.

Dans l’histoire d’un parc éolien, il arrive immanquablement un moment où il faut envisager l’après. Trois options s’offrent alors : le changement de quelques pièces ou d’une ou deux éoliennes, le démantèlement pur et simple ou la nouvelle vie. Le « repowering », disent les experts. Une opération qui consiste à remplacer les vieilles générations d’éoliennes par de nouvelles. Et c’est ce que le parc éolien de Brazos, situé dans l’ouest du Texas, vient de vivre.

En 2003, ce ne sont pas moins de 160 éoliennes qui ont été mises en service sur ce site de quelque 40 kilomètres carrés. Des éoliennes de 1 MW destinées à alimenter environ 30 000 foyers. Mais 20 ans plus tard — c’est la durée de vie typique d’une telle installation —, Shell USA, l’exploitant du parc, a décidé d’y mener une opération de repowering. Il a remplacé les éoliennes vieillissantes par de nouvelles. Plus grandes et plus efficaces. Sur le site, désormais, il n’y a plus que 38 éoliennes Nordex de 5 MW chacune. Résultat, un parc qui a vu sa puissance monter à quelque 180 MW avec la capacité annoncée d’alimenter environ 67 000 foyers.

Des opérations de repowering en Europe

L’idée n’est pas nouvelle. Les ingénieurs savent en effet qu’en 20 ans, la puissance moyenne d’une éolienne est passée de 1 à 3 MW. Les capacités de production ont augmenté. Sur l’île de La Réunion, TotalEnergies a procédé au repowering du parc de Sainte-Suzanne. Les 37 éoliennes de 275 kW chacune ont été remplacées par seulement 9 éoliennes de 2,2 MW. De quoi presque doubler la puissance installée. Un projet semblable est prévu pour le parc de Sainte-Rose.

Plus largement, ENGIE, par exemple, le quatrième opérateur éolien en Europe, étudie actuellement l’opportunité pour une cinquantaine de ses parcs — sur 400 — sur notre continent. RWE, de son côté, travaille au repowering de trois parcs éoliens en Basse-Saxe et en Rhénanie du Nord-Westphalie (Allemagne) avec pour objectif de presque doubler la capacité installée pour passer de quelque 37 MW à un peu plus de 73 MW. Et surtout, de quasiment tripler la production de ces sites.

Moins d’éoliennes pour plus d’électricité, ça marche

Il y a quelques mois, le Berkeley Lab confirmait l’intérêt du repowering. Il pourrait permettre de diminuer le nombre d’éoliennes sur les parcs de 60 % tout en faisant grimper la capacité installée de plus de 10 % et la production annuelle d’électricité de quelque 60 %. Le tout, grâce à des modèles de turbines plus efficaces, des rotors plus grands capables de capter plus de vent.

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