En mer, si l’énergie du vent est la plus exploitée, il est également possible d’y capter l’énergie solaire, à condition de disposer de l’équipement approprié. La société Moss Maritime, une filiale norvégienne du groupe italien SAIPEM, a mis au point une technologie adaptée à cet usage. Elle a créé une installation solaire flottante qui peut être déployée à partir de 15 m de profondeur.

Le système modulaire de panneaux photovoltaïques flottants baptisé XolarSurf se compose de plusieurs flotteurs individuels. Il couvre une superficie de 9 hectares (300 × 300 m), avec une puissance installée de 13,5 MW. La version standard de la plateforme peut résister aux vagues allant jusqu’à 4 mètres et à des vents de 35 m/s. Des caractéristiques qui peuvent être adaptées en fonction des conditions environnementales spécifiques du site et des besoins des clients, selon la société. Cette installation serait particulièrement adaptée aux zones avec des ressources terrestres limitées. XolarSurf est également conçu pour s’intégrer dans des systèmes hybrides associant solaire et éolien en mer. De plus, grâce à sa capacité à fonctionner en haute mer, ce système pourrait fournir l’électricité nécessaire aux installations aquacoles.

Un prototype lancé en mer de Norvège

Moss Maritime travaille sur sa technologie depuis 2016, et en mars dernier, celle-ci a obtenu l’approbation du DNV, un organisme international spécialisé dans la gestion de la qualité et des risques. Cependant, l’entreprise n’est pas encore prête à la commercialisation, car des tests supplémentaires en conditions réelles s’avèrent nécessaires.

À cet effet, un prototype grandeur nature nommé SOLAN a été développé par la société et d’autres collaborateurs. Le système a été lancé début septembre à Dyrvik, sur l’île de Frøya en Norvège, et fera l’objet d’une surveillance continue pendant un an. Ce prototype semble être plus robuste que le système XolarSurf principal, puisqu’il serait capable de résister à des vagues jusqu’à 8 mètres. Les dimensions exactes de l’installation n’ont pas été communiquées, mais sa puissance maximale varierait entre 35 à 45 kWc.

Le prototype Solan mis à l’eau / Image : Moss Maritime.

Pour aller dans les détails, la plateforme comprend huit pontons pour assurer sa flottabilité et un cadre en acier flexible qui aide à absorber les mouvements de l’eau. Une structure rigide supplémentaire supporte les modules solaires. Celle-ci a été conçue pour maintenir les panneaux et les autres composants électriques hors de l’eau, tout en résistant aux conditions environnementales. Des passerelles ont également été intégrées pour faciliter l’inspection et la maintenance des modules solaires.

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Alors qu’elle devait entrer en service en octobre, une centrale éolienne terrestre basée au sud de la Chine a été dévastée par le super typhon Yagi – le plus puissant à avoir frappé l’Asie depuis janvier 2024. Malgré des efforts déployés par le développeur du projet, une grande partie des éoliennes n’a pas pu résister à la violence de la tempête.

Après avoir fait des ravages sur l’île de Luzon aux Philippines, le super typhon Yagi a poursuivi sa trajectoire vers la Chine. Le vendredi 6 septembre à 16 h 20, il a touché terre dans le golfe de Mulan, à Wenchang, dans la province de Haïnan, île située au sud du pays. Avec des vents violents supérieurs à 230 km/h, et des pluies torrentielles, la tempête n’a pas épargné la ville de Wenchang qui fait état d’au moins 4 morts, 95 blessés, et des dommages matériels importants. La centrale éolienne terrestre de l’entreprise chinoise Huaneng Haïnan Power Generation a été l’une des infrastructures les plus touchées. Selon des rapports, au moins six éoliennes du parc ont été endommagées, certaines totalement détruites. Les dégâts sont majeurs, et les pertes enregistrées sont probablement très élevées.

Il est à noter que la ferme éolienne de Wenchang est en cours de modernisation en vue d’étendre sa capacité. Initialement mise en service en 2009 avec une puissance de 48 MW, cette installation comportait 32 éoliennes de 1,5 MW chacune. Dans le cadre du projet actuel d’extension, 30 de ces turbines sont en train d’être remplacées par 16 éoliennes plus grandes d’une puissance unitaire de 6,5 MW pour atteindre un total de 104 MW. Cependant, les images diffusées révèlent que les appareils détruits étaient ceux qui avaient été nouvellement installés, en attente de leur mise en service prévue pour octobre.

Des préparations insuffisantes ?

En prévision de la tempête, la société avait inspecté les bases des mâts et mobilisé des équipes spécialisées pour vérifier le bon fonctionnement du système de drainage. Cependant, comme l’a prouvé le niveau des dégâts, ces mesures étaient insuffisantes. Selon Qin Haiyan, secrétaire général de l’Association chinoise de l’énergie éolienne, les dommages pourraient avoir été accentués par le fait que le site était hors service. Cela aurait empêché les éoliennes d’activer leur système anti-typhons. En outre, bien que les nouvelles turbines puissent théoriquement résister à des vents jusqu’à 50 m/s, les vents de Yagi ont dépassé cette limite en atteignant 62 m/s. Sur LinkedIn, un membre a suggéré que l’entreprise aurait dû démonter les pales avant l’arrivée de la tempête pour minimiser les risques.

Quoi qu’il en soit, l’impact de Yagi illustre bien la nécessité pour les entreprises de renforcer leurs mesures de sécurité face à l’intensification des catastrophes naturelles due au changement climatique. Dans le secteur de l’éolien, plusieurs opérateurs redoublent déjà d’efforts en matière de recherche et développement afin de mieux affronter ces déchaînements de la nature. Pour sa part, l’entreprise chinoise Mingyang Smart Energy a conçu une éolienne flottante en V qui aurait fait ses preuves lors du passage du super typhon grâce à sa technologie d’alignement automatique à la direction du vent.

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Rien ne semble arrêter le turbinier chinois Mingyang Smart Energy dans la fabrication d’éoliennes offshore aux dimensions hors norme. L’entreprise repousse sans cesse ses limites en développant des modèles toujours plus imposants. Dernièrement, elle a annoncé le succès de l’installation de la MySE18.X-20, une éolienne capable de fournir de l’électricité à près de 96 000 personnes.

« L’éolienne offshore la plus puissante au monde », le modèle de 18 MW fabriqué par Dongfang Electric n’aura conservé ce titre que quelques semaines. Mingyang Smart Energy a rapidement pris le relais avec la MySE18.X-20 qui est beaucoup plus puissante. Ce nouveau monstre chinois vient d’être installé dans la province d’Hainan, au sud de la Chine. En plus d’être l’éolienne la plus puissante, elle aurait également obtenu le titre de la « meilleure » éolienne offshore en 2023, selon la récente déclaration de l’entreprise sur sa page LinkedIn.

Dix fois plus puissante qu’une éolienne terrestre

La MySE18.X-20 est le modèle qui ouvre l’ère des éoliennes de 20 MW, avec une puissance ajustable de 18 à 20 MW. Son rotor, dont le diamètre varie entre 260 et 292 mètres, balaye une superficie pouvant atteindre 66 966 m² — environ l’équivalent de neuf terrains de football. Cette éolienne est capable de générer près de 80 GWh par an avec un vent moyen de 8,5 m/s (30 km/h), suffisamment pour subvenir aux besoins en électricité de 96 000 personnes (en Chine). Grâce à cela, l’appareil économisera jusqu’à 66 000 tonnes de CO2 par an par rapport à une production au charbon. En comparaison, le modèle conçu par Dongfang a une capacité annuelle de 72 GWh et couvre une surface correspondant à sept terrains de foot.

À l’instar des autres technologies de Mingyang Smart Energy, comme OceanX, la MySE18.X-20 est conçue pour faire face aux conditions météorologiques extrêmes, notamment les typhons. Elle résiste aux vents allant jusqu’à 79,8 m/s (287 km/h), alors que la vitesse moyenne du vent sur terre estimée par la société est de 8 m/s (28,8 km/h).

Si la puissance de 20 MW promise par l’appareil est déjà remarquable, Mingyang ne compte pas s’arrêter là. Activement engagée dans la course folle au gigantisme, l’entreprise prévoit de concevoir un modèle 22 MW dès l’année prochaine. Avec ses mégas éoliennes, la société est sur le point de conquérir le marché mondial des énergies renouvelables. D’ailleurs, ses produits s’apprêtent à débarquer sur le territoire européen, notamment avec un projet de 300 MW dans la mer du Nord allemande.

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L’essor des énergies renouvelables intermittentes implique une croissance des besoins en matière de stockage à grande échelle. Si les batteries sont l’une des solutions les plus prisées, leur emprise sur le sol et leur consommation de ressources représentent des inconvénients majeurs. Une startup américaine propose une alternative qui exploite, non pas la surface terrestre, mais plutôt la profondeur.

La technologie mise au point par la startup Sage Geosystems est baptisée EarthStore, et consiste à stocker de l’eau sous pression à plusieurs centaines de mètres sous terre. En période de forte demande électrique, l’eau est remontée à la surface, et son déplacement génère de l’électricité. Le système utilise une technique déjà éprouvée dans l’industrie gazière. Après des tests concluants sur un projet pilote, EarthStore sera, dès cette année, déployé dans le sud des États-Unis pour renforcer le réseau électrique local. Actuellement, l’entreprise est en phase de négociation pour obtenir les permis de forage.

Des réservoirs à 1 500 mètres de profondeur

Le système de stockage EarthStore exploite des propriétés géomécaniques. Concrètement, la technologie utilise des réservoirs d’eau souterrains que l’on appelle « fractures ». Ce sont des fissures créées artificiellement dans des formations rocheuses sèches et de faible perméabilité, situées principalement à 1 500 mètres de profondeur. Ces fractures sont produites par un processus mécanique appelé « fracturation hydraulique », un système consistant à envoyer du fluide à très haute pression vers les formations géologiques ciblées pour y créer des fissures. Ce même procédé est parfois utilisé pour extraire du gaz fossile, notamment le gaz de schiste.

Comment fonctionne EarthStore ?

Lorsque la demande du réseau est faible, le surplus de production est utilisé pour pomper de l’eau et la stocker sous haute pression dans les fractures souterraines. Lors des pics de demande, la vanne du puits est simplement ouverte, libérant l’eau, et ce, sans nécessiter de pompage. En effet, la pression accumulée, aidée par la tendance naturelle des fractures à se refermer, expulse le fluide. « Lorsque nous voulons récupérer l’eau, nous laissons Mère Nature refermer la fracture, ce qui a pour effet de rejeter l’eau, de sorte que nous n’avons pas besoin de la pomper », a expliqué l’entreprise lors d’un événement tenu en mars. L’eau propulsée actionne une turbine Pelton qui entraîne un alternateur pour produire de l’électricité. Étant « élastiques », les formations rocheuses permettent aux fissures de se refermer et de se rouvrir avec chaque cycle de pompage à haute pression. Le rendement de ce système est estimé entre 70 et 75 %. Cela signifie que si l’énergie utilisée pour le pompage est de 1 MWh, entre 0,70 à 0,75 MWh est produit.  La perte d’eau par cycle serait, quant à elle, inférieure à 2 %.

Une future centrale de 3 MW

Suite au succès des tests menés sur cinq semaines l’année dernière, Sage Geosystems prévoit de déployer son système EarthStore. Une centrale de 3 MW pour environ 30 MWh de capacité de stockage sera ainsi installée à Christine, à Texas, un État choisi pour son fort potentiel de développement des énergies renouvelables. Pendant les périodes de faible demande, Sage Geosystems achètera de l’électricité pour la stocker, puis la revendra à l’ERCOT (l’opérateur du réseau électrique texan) lors des pics de demande. En plus de son faible impact sur l’utilisation du sol en surface, cette technologie a pour avantage de pouvoir fonctionner jusqu’à 10 heures et également de gérer efficacement les fluctuations de la demande sur de courtes périodes.

Exploiter chaleur et pression souterraines ?

La start-up américaine a aussi développé une technologie nommée « Battery Plus » qui utilise le même principe pour, à la fois, stocker et produire de l’énergie. Dans cet autre système, les fractures sont créées à des profondeurs plus élevées, notamment entre 3 et 6 km pour atteindre des formations rocheuses chaudes et exploiter leur chaleur. Chauffée par ces roches et remontée à la surface sous pression, l’eau transmet sa chaleur qui est utilisée ensuite pour générer de l’électricité. Selon l’entreprise, Battery Plus pourrait atteindre un rendement largement plus élevé par rapport à EarthStore : pour 1 MWh d’énergie utilisée pour le pompage, 2 MWh seraient produits.

Récemment, l’entreprise Meta a exprimé son intérêt pour ce système. Le géant des réseaux sociaux a alors conclu un partenariat avec Sage Geosystems pour installer une centrale de 150 MW. Cette installation servira à fournir de l’énergie propre aux centres de données de Meta.

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La course au gigantisme se poursuit dans le secteur des énergies renouvelables et du stockage. Aux Philippines, une vaste étendue de 3 500 hectares est destinée à accueillir une centrale solaire colossale associée à un système de stockage d’énergie, et alimentera des millions d’habitants.

En matière d’énergies renouvelables, les Philippines continuent principalement de s’appuyer sur l’hydroélectricité et la géothermie. Le solaire et l’éolien y sont très peu déployés et représentent seulement 2,5 % du mix énergétique national, bien en deçà de la moyenne mondiale de 13 %. Toutefois, vu le contexte climatique et le potentiel énergétique du pays, ces secteurs pourraient bientôt voir leur croissance s’accélérer. Le secteur solaire, en particulier, suscite un intérêt croissant parmi les investisseurs. D’ailleurs, un projet d’envergure combinant un parc photovoltaïque et un système de stockage est prévu pour 2026.

3,5 GW de photovoltaïque et 4,5 GWh de batteries

Porté par l’entreprise énergétique philippine SP New Energy Corporation (SPNEC), Terra Solar est un projet de parc photovoltaïque et de stockage par batteries qui sera implanté dans les provinces de Bulacan et de Nueva Ecija, dans le nord du pays. Avec ses 5 millions de panneaux solaires qui seront répartis sur 3 500 hectares, la centrale affichera une puissance nominale de 3,5 GW et une capacité de stockage de 4,5 GWh. De quoi renforcer la sécurité d’approvisionnement énergétique, un défi majeur auquel la nation insulaire est actuellement confrontée.

De plus, ce projet devrait booster significativement la part du solaire dans le mix énergétique des Philippines. Selon le SPNEC, Terra Solar représenterait jusqu’à 5 % du volume total du réseau en fournissant notamment 5 TWh par an.

La future plus grande centrale photovoltaïque et de stockage par batterie ?

Terra Solar revendique être la prochaine plus grande centrale associant photovoltaïque et stockage par batteries. Pour la partie production, le parc sera aussi puissant que la ferme solaire de Midong, en Chine — la plus puissante au monde actuellement en service. Concernant le stockage, ce nouveau projet pourrait battre le record mondial actuellement détenu par la centrale Edwards & Sandborn en Californie, dont la capacité s’élève à 3,2 GWh. Néanmoins, d’autres centrales encore plus grandes pourraient émerger avant la finalisation de Terra Solar, compte tenu de la croissance des besoins en stockage énergétique dans le contexte de la transition énergétique.

Un coup de pouce gouvernemental sous forme d’un « certificat de voie verte » permettra de commencer la construction dès cette année, un document qui accélèrerait l’acquisition des permis nécessaires. La mise en service de Terra Solar est prévue en deux phases : la première tranche de 2,5 GW sera opérationnelle en février 2026, et la seconde de 1 GW suivra en 2027.

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Entre 1990 et 2023, l’Allemagne a réduit ses émissions de CO2 d’environ 30 %, mais demeure pour autant le plus grand émetteur de l’Union européenne. En vue d’atteindre la neutralité carbone, le pays mise sur les énergies renouvelables et l’hydrogène comme piliers de sa stratégie. Cependant, certaines de ses décisions politiques ont été critiquées pour leur manque d’efficacité.

L’Allemagne ambitionne d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2045. Pour ce faire, elle prévoit de réduire ses émissions de CO2 de 97 % par rapport aux niveaux de 1990, tandis que les 3 % restants devront être compensés par des techniques de captage et de stockage de carbone, ainsi que par l’utilisation de puits de carbone naturels. D’ici 2030, le pays vise à diminuer ses émissions de 65 %, et de 88 % en 2040. Ces objectifs seront principalement atteints par la décarbonation du secteur électrique, grâce aux énergies solaire et éolienne. Les autres sources comme l’hydroélectricité, en revanche, ne joueront qu’un rôle mineur en raison du manque de ressources exploitables sur le territoire. Outre l’électricité, des stratégies sont également en place pour décarboner d’autres secteurs clés tels que les transports, le chauffage et diverses industries dépendantes des énergies fossiles. Toutefois, l’approche allemande en matière de transition énergétique a souvent été la cible de critiques, certains la qualifiant même d’absurde en raison de ses nombreux défis et incertitudes.

Sortir du charbon et intégrer massivement les renouvelables

L’un des objectifs majeurs de l’Allemagne est de sortir du charbon d’ici 2038, ou idéalement en 2030, avec la possibilité de convertir les installations existantes pour y utiliser d’autres sources d’énergie comme la biomasse. Entre 2021 et janvier 2023, le pays envisageait de réduire de 10 GW la puissance de son parc, mais la crise du gaz induite par le conflit en Ukraine l’a contraint à remettre en service des centrales précédemment fermées.

En parallèle à sa sortie du charbon, l’Allemagne s’est engagée à développer massivement les énergies solaire et éolienne en visant un mix électrique composé à 80 % de renouvelables d’ici seulement 2030. D’autres secteurs seront également électrifiés pour, à terme, fonctionner avec des énergies renouvelables. Par exemple, dans le transport, l’objectif est d’avoir 15 millions de véhicules entièrement électriques en circulation d’ici la fin de la décennie. Dans le secteur du chauffage, il est prévu de promouvoir l’installation de pompes à chaleur en remplacement des chaudières traditionnelles, avec un objectif de 6 millions d’unités en 2030, contre 1,8 million en 2023.

Compter sur l’hydrogène et les gaz dits climatiquement neutres

En alternative aux combustibles fossiles, l’Allemagne souhaite investir massivement dans l’hydrogène vert, ainsi que dans d’autres gaz climatiquement neutres comme le biométhane. Ces éléments seront majoritairement utilisés dans des secteurs difficiles à électrifier tels que la sidérurgie, l’aviation, ou encore le transport maritime. Bien que le pays ne soit pas encore capable de produire de l’hydrogène vert à grande échelle, plusieurs projets pilotes sont en cours. Le gouvernement a également dévoilé une stratégie pour anticiper les besoins futurs. Il prévoit effectivement l’installation d’électrolyseurs d’une puissance totale de 10 GW d’ici 2030 pour produire environ 800 millions de tonnes d’hydrogène (28 TWh) cette même année. En parallèle, le pays compte créer des partenariats internationaux afin de pouvoir importer de l’hydrogène vert. Ce nouveau carburant est également prévu pour alimenter les centrales à gaz actuelles lorsque viendra le temps pour l’Allemagne de sortir du gaz.

Sécuriser l’approvisionnement grâce au gaz ?

La question de la sécurité d’approvisionnement est l’une des plus épineuses pour un pays qui souhaite fonctionner en grande majorité aux renouvelables. Rappelons que suite à l’accident de la centrale de Fukushima au Japon, l’Allemagne a accéléré sa sortie du nucléaire. Elle a fermé ses dernières centrales en avril 2023. Si cette décision a été rassurante pour une partie des citoyens allemands, elle a fortement augmenté la dépendance du pays aux énergies fossiles et importations de pays voisins. En effet, il s’avère inconcevable de dépendre exclusivement des énergies renouvelables, qui sont par nature intermittentes. C’est pourquoi, une fois sortie du charbon et ultérieurement du gaz, l’Allemagne devrait déjà avoir développé des alternatives pilotables bas-carbone pour pallier la variation de production du solaire et de l’éolien. Ce qu’elle n’a pas vraiment prévu pour l’instant.

Le stockage énergétique, bien qu’utile, ne suffira pas à lui seul, surtout que les technologies actuelles comme les batteries sont encore coûteuses et nécessitent de grandes quantités de matériaux. De plus, avec la montée en puissance anticipée des véhicules électriques, des pompes à chaleur et des électrolyseurs pour l’hydrogène, la demande en énergie sera plus élevée que jamais. Face à cette situation, le gouvernement allemand a donc décidé de se tourner vers le gaz naturel comme solution présentée comme transitoire. Un appel d’offres a été lancé cette année pour la construction de nouvelles centrales d’une puissance totale de 10 GW. Ces installations devront être adaptées à un fonctionnement à l’hydrogène, car elles seront supposément converties en centrales à hydrogène entre 2035 et 2040.

Transport d’énergie : un des principaux défis de l’Energiewende

L’expansion des énergies renouvelables en Allemagne fait actuellement face à un obstacle important : le manque de capacité du réseau de transport électrique. Actuellement, il existe un déséquilibre notable, car le rythme de construction de nouvelles centrales renouvelables dépasse largement celui du développement des réseaux de transport.

À cela s’ajoute le problème lié à la répartition géographique des centrales éoliennes. Celles-ci sont concentrées dans le nord du pays, tandis que les principaux consommateurs d’électricité, notamment les grandes industries, se trouvent principalement dans le sud et dans l’ouest. Face à l’augmentation rapide des installations éoliennes (terrestres et en mer), il est de plus en plus difficile d’acheminer l’électricité, faute de lignes électriques. Si le pays a déjà prévu de renforcer son réseau de transport avec 26 000 km de lignes électriques supplémentaires d’ici 2045, la réalisation des projets se heurte à des contraintes administratives et à des oppositions locales. Le retard des projets est jusqu’ici estimé à six ans. En conséquence, le risque de congestion des réseaux électriques (où le volume du trafic dépasse la capacité de l’infrastructure) devient de plus en plus élevé. Par ailleurs, les coûts associés à la stabilisation du réseau s’élèvent déjà à un milliard d’euros par an, une somme qui tend à augmenter.

Les difficultés liées au choix pour le gaz et l’hydrogène

En tournant le dos au nucléaire, l’Allemagne envisage donc de progresser vers la neutralité carbone en utilisant des centrales à gaz comme solution intérimaire. Toutefois, la rentabilité des nouvelles installations pose problème, car elles ne seront sollicitées que lorsque les énergies renouvelables ne pourront pas assurer l’approvisionnement complet. De plus, la majorité du fonds d’aide de 20 milliards d’euros prévu pour soutenir les exploitants a été supprimée par la Cour constitutionnelle de Karlsruhe en 2023.

À cela s’ajoute l’incertitude qui plane sur la disponibilité suffisante de l’hydrogène vert. En effet, la réalisation des électrolyseurs de 10 GW demeure incertaine. De plus, la capacité de production des pays fournisseurs n’est pas encore tout à fait connue, tout comme le prix. Actuellement, des études estiment que le coût de l’hydrogène d’ici 2030 sera entre 3 à 6 fois plus élevé que celui du gaz naturel. Parallèlement, l’Allemagne doit aussi préparer une infrastructure d’importation et de transport efficace de l’hydrogène. Il est envisagé de convertir le réseau gazier existant, mais un réseau de transport supplémentaire sera nécessaire.

Face à ces obstacles, de nombreux analystes suggèrent que la réouverture des centrales nucléaires pourrait être la solution la plus réaliste pour l’Allemagne si elle souhaite atteindre ses objectifs climatiques à temps. D’autant plus qu’une grande partie de la population semble avoir changé d’avis concernant son opinion sur le nucléaire. Dans tous les cas, si l’Allemagne continue de s’intéresser à l’atome, c’est désormais vers la fusion nucléaire qu’elle porte son attention.

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Alors que l’industrie française de fabrication de panneaux photovoltaïques est au bord de l’effondrement, le fabricant français Reden a investi des millions d’euros pour augmenter sa production. Cependant, la société ne commercialise pas ses produits, mais les réserve exclusivement pour ses propres projets.

Présente en France ainsi que dans plusieurs pays d’Europe et d’Amérique, l’entreprise Reden, spécialisée dans le développement de fermes solaires, mais également dans la production de modules photovoltaïques, a récemment investi dans une nouvelle ligne de production. Dans le cadre de son activité, la société s’efforce de contrôler l’ensemble de la chaîne de valeur, du développement à l’exploitation de parcs solaires, en passant par la fabrication de ses propres modules. L’entreprise dispose ainsi d’une usine à Roquefort (Lot-et-Garonne), en France. Grâce à un investissement de 4 millions d’euros, sa capacité de production annuelle est prévue de passer de 60 MW à 200 MW.

Ce projet de développement positionnera l’entreprise à la pointe de la technologie et lui permettra de mieux répondre aux besoins actuels en matière de technologie solaire. La production annuelle est estimée à environ 300 000 panneaux qui seront majoritairement utilisés dans des projets de serres agrivoltaïques gérés par l’entreprise.

Des panneaux 6 à 8 % plus chers que les modèles chinois

L’acquisition de la nouvelle ligne réduira également la dépendance de la société vis-à-vis des grands fabricants, dont ceux en Chine qui dominent actuellement le marché mondial du photovoltaïque. Même si 60 à 65 % des composants des panneaux proviennent toujours de fournisseurs implantés hors d’Europe. Cet investissement tombe à un moment où l’industrie de la fabrication de modules solaires en France est au plus mal. Plusieurs entreprises françaises ont été contraintes de fermer leurs portes, incapables de rivaliser avec la féroce concurrence asiatique.

Toutefois, le contexte n’a pas semblé affecter Reden qui, l’année dernière, avait annoncé que ses produits seraient entre 6 à 8 % plus chers que les modèles chinois. Selon l’entreprise, cet écart de prix ne devrait pas dissuader les clients qui, valorisant la qualité, préféreraient investir dans des panneaux français. Fournie par l’Espagnol Mondragon, la nouvelle machine sera inaugurée en septembre. Une partie de la ligne a été réceptionnée en décembre dernier, et une autre, il y a quelques mois.

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L’été bat son plein et, sans surprise, le solaire se montre sous son meilleur jour. La filière enchaîne les nouveaux records, tant en termes de puissance que de production. Comme chaque année, les régions situées dans le sud de la France ont été les plus productives.

Selon les données de l’outil éCO2mix du gestionnaire du réseau de transport d’électricité français RTE, le parc solaire français a établi un nouveau record de puissance le 5 août dernier en ayant délivré 15 237 MW à 13 h 45. Le précédent record enregistré date de quelques jours plus tôt : le 29 juillet 2024 avec 14 814 MW de puissance instantanée. Cette performance résulte des conditions météorologiques favorables et de l’expansion continue du parc de production solaire français. En effet, la puissance installée cumulée du pays s’élevait à 21,1 GW au premier trimestre 2024, contre 17,1 GW à la même période l’année précédente, soit une augmentation de 23 %.

Ce jour du 5 août, les principales régions ayant le plus participé à l’atteinte de ce nouveau record étaient la Nouvelle-Aquitaine, l’Occitanie et l’Auvergne-Rhône-Alpes. Le solaire représentait 25 % du parc de production national, et était ainsi la deuxième source de production d’électricité en France, après le nucléaire.

Un nouveau record mensuel

Juillet a également été un mois record pour la production d’électricité solaire. Selon les données provisoires de RTE, la filière a produit 3,1 TWh, surpassant le record de l’année précédente qui était de 2,7 TWh. L’augmentation en glissement annuel est de 14 %, plus importante que la croissance enregistrée en 2023, qui a été de 3,8 %.

Durant ce mois, le solaire photovoltaïque a contribué à hauteur de 7,5 % au mix électrique français et s’est placé en tant que troisième source de production derrière le nucléaire qui a dominé avec 28,4 TWh (69,6 %), et l’hydroélectricité avec 5,8 TWh (14,2 %). En revanche, la production éolienne a fléchi depuis mai, n’atteignant que 2,2 TWh.

Avec ces récents records, la France avance progressivement vers ses objectifs de transition énergétique. Pour rappel, le pays ambitionne d’atteindre 33 % d’énergies renouvelables dans son mix énergétique d’ici 2030. Concernant le photovoltaïque en particulier, le Plan national énergie-climat (PNEC) prévoit une puissance installée totale de 54 à 60 GW à cette échéance. Pour atteindre cet objectif, la France devrait maintenir un rythme d’installation annuel de 4,8 à 6,2 GW. Une cadence difficile à atteindre, quand on sait que le record de puissance annuelle installée est de 3,1 GW, obtenus en 2023 .

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Bien que l’industrie du recyclage des batteries ne soit pas encore florissante, elle est promise à un essor important une fois que les batteries actuelles des véhicules électriques arriveront en fin de vie. D’ici là, il se pourrait que cette nouvelle méthode de récupération des métaux cathodiques soit exploitée dans ce secteur. Celle-ci s’annonce moins coûteuse et plus écologique comparée aux techniques de recyclage actuelles.

L’essor des véhicules électriques entraîne une augmentation exponentielle de la demande pour les batteries lithium. Si en 2022, le marché de ces dispositifs de stockage était évalué à 46 milliards de dollars, il devrait atteindre 190 milliards de dollars d’ici 2032. Le contexte actuel ne stimule pas uniquement le développement de l’industrie de fabrication, mais surtout aussi celle du recyclage des batteries. En effet, les cathodes usagées contiennent différents matériaux essentiels tels que le lithium et le cobalt. Ces éléments sont nocifs pour l’environnement, en plus d’être coûteux à extraire. En comparaison, les anodes sont principalement composées de graphite, un matériau plus respectueux. Face à ces enjeux, les nouvelles recherches en matière de recyclage des déchets cathodiques fusent. Aux États-Unis, des chercheurs de l’Université de Rice, au Texas, ont développé une méthode de recyclage qui permettrait de récupérer jusqu’à 98 % des matériaux usagés.

Un chauffage flash Joule

La nouvelle méthode de recyclage utilise un processus appelé « chauffage flash Joule » (ou FJH pour « flash Joule heating »). Dans ce procédé, les déchets cathodiques sont, dans un premier temps, mélangés avec des additifs conducteurs, tels que le noir de carbone ou le graphite. Ces additifs entourent alors les particules des cathodes. Ensuite, un courant électrique est appliqué au mélange pendant moins de 300 millisecondes. Sous l’effet de l’énergie, les additifs s’échauffent et transmettent la chaleur aux matériaux cathodiques qu’ils enrobent. Cela facilite alors la désagrégation des particules des déchets, simplifiant ainsi les étapes suivantes.

Grâce à cette technique, les particules restent complètement intactes et conservent leur structure cristalline, ce qui représente un avantage majeur de cette méthode. Elles peuvent ensuite être récupérées facilement à l’aide d’un aimant, sachant que 90 % du mélange est ferromagnétique. Les 10 % restants peuvent être traités de nouveau par le FJH. Après ces étapes, les éléments récupérés sont soumis à un processus appelé relithiation, qui consiste à les enrichir en lithium pour pouvoir constituer une nouvelle cathode resynthétisée.

Une technique plus efficace et moins coûteuse par rapport aux méthodes conventionnelles

Pour comprendre l’intérêt du FJH développé par les chercheurs américains, il est essentiel de connaître les limites des méthodes de recyclage actuelles. En France, deux techniques sont courantes : la pyrométallurgie, qui consiste à chauffer les déchets à très haute température, et l’hydrométallurgie, basée sur l’utilisation de solutions aqueuses. Ces deux procédés permettent de récupérer et de purifier les métaux, mais ont pour inconvénient de « détruire » les particules qui se retrouvent notamment avec une structure tridimensionnelle impactée. Cela rend la relithiation plus coûteuse et augmente ainsi le coût total du recyclage. De plus, contrairement au FJH, ces processus émettent une quantité significative de gaz à effet de serre et génèrent des déchets secondaires.

Il existe également une autre méthode dite « recyclage direct » qui préserve l’intégrité de la structure des matériaux. Cependant, selon les chercheurs, la cathode resynthétisée issue de cette technique serait moins performante et la batterie peut rapidement perdre de sa capacité initiale. En comparaison, les résultats des études réalisées par ces scientifiques montrent que la cathode recyclée via le FJH présente des performances comparables à celles des cathodes neuves.

Vers des batteries plus écologiques

Les batteries lithium sont en majeure partie conçues pour alimenter une technologie essentielle qui devrait accélérer la transition énergétique : les véhicules électriques. Cependant, l’extraction des matières premières nécessaires à ces dispositifs présente des impacts importants sur l’environnement, tels que la contamination de l’air, des sols et des eaux. À cela s’ajoute le risque d’épuisement imminent des ressources, compte tenu de la croissance rapide de la demande. Ainsi, un modèle de production plus éthique est requis dans l’industrie, et dans ce cadre, le recyclage apparaît comme la meilleure solution.

C’est pourquoi l’Union européenne a initié une nouvelle réglementation imposant aux fabricants de récupérer au moins 63 % des matériaux des batteries en fin de vie en 2027. Pour les batteries au lithium en particulier, le taux exigé est de 50 % pour le lithium et 90 % pour le cobalt, le cuivre, le plomb et le nickel. Suite à cette régulation, les nouvelles batteries intégreront obligatoirement dans quelques années un taux minimum de matériaux recyclés. Un procédé de récupération efficace (à en croire les résultats de l’étude) comme celui de cette nouvelle recherche pourrait donc jouer un rôle crucial pour répondre à ces exigences européennes.

L’article Cette nouvelle méthode de recyclage de batteries permettrait de récupérer jusqu’à 98% des matériaux est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Les ventes de batteries stationnaires ont explosé chez Tesla au deuxième trimestre 2024. L’entreprise a battu son propre record avec 9,4 gigawattheures (GWh) écoulés en seulement trois mois. Cet exploit résulte principalement de l’augmentation de la demande en capacité de stockage stimulée par le développement rapide des énergies renouvelables intermittentes.

Les chiffres sont en constante augmentation chez le fabricant américain de véhicules électriques et de systèmes de stockage, avec notamment une croissance impressionnante des ventes de batteries. Rien que durant le deuxième trimestre de cette année, l’entreprise affirme avoir déployé 9,4 GWh, soit plus du double du volume vendu au premier trimestre et le triple de celui au quatrième trimestre de 2023. Avec déjà 13,5 GWh déployés au premier semestre 2024, contre 14,7 GWh pour l’ensemble de l’année 2023, la firme d’Elon Musk semble être en bonne voie pour établir un nouveau record annuel. Les chiffres n’incluent pas uniquement les batteries Megapack destinées aux installations à grande échelle, mais également les modèles domestiques Powerwall. D’ailleurs, les systèmes résidentiels auraient particulièrement boosté les résultats.

Le stockage par batterie, un marché en pleine expansion

Cette tendance haussière des ventes de batteries lithium ne concerne pas uniquement le géant américain, mais s’observe à l’échelle mondiale et est due à la demande croissante liée au développement continu des centrales solaires et éoliennes. Certaines études estiment d’ailleurs que d’ici seulement 2030, la capacité de stockage installée dans le monde pourrait dépasser 1,8 térawattheure (TWh) hors stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), avec une part dominante des batteries lithium. Ce chiffre pourrait grimper à 22 TWh en 2050 si la tendance actuelle des prix se poursuit.

Face à ce marché en pleine expansion, Tesla prévoit de renforcer sa présence en construisant une nouvelle usine de production. Alors que son site à Lathrop, en Californie, vise actuellement une capacité de production annuelle de 40 GWh, l’entreprise veut s’implanter également à Shanghaï, en Chine. Ce choix géographique s’explique par la facilité d’approvisionnement en matières premières, y compris le fer et le phosphore qui sont en abondance dans le pays. Cette deuxième usine, dont la construction a été lancée cette année, devrait entrer en service en 2025 et, à terme, produire quelque 10 000 unités par an. Elle contribuera à satisfaire le carnet de commandes déjà « solide » de l’entreprise.

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L’intelligence artificielle prend désormais part à la quête de la neutralité carbone. Une entreprise énergétique américaine tire parti de cette technologie en ayant développé un robot destiné à optimiser le déploiement des fermes solaires. L’engin sera utilisé dans l’installation de la future plus grande centrale solaire et de stockage des États-Unis.

En 2023, plus de 50 % des nouvelles centrales électriques aux États-Unis étaient des centrales solaires. Urgence climatique oblige, la filière voit se multiplier, non seulement les nouvelles installations, mais également les nouvelles technologies solaires. L’une des dernières innovations nous vient d’AES Corporation, un producteur d’électricité basé aux USA, avec la collaboration d’Amazon web services (une division d’Amazon spécialisée dans l’informatique en nuage). L’entreprise a développé un robot — le premier de son genre — qui permet d’accélérer la mise en place des nouvelles centrales et de réduire de 50 % les coûts et les délais des installations.

Baptisé Maximo, le robot mobile est doté d’un énorme bras robotique chargé de soulever les modules solaires. Il installe automatiquement chaque panneau sur le support dédié, avant de le fixer au moyen d’un système de serrage automatique. Sans grande surprise, Maximo repose principalement sur l’intelligence artificielle, notamment la vision par ordinateur, pour pouvoir réaliser avec précision l’ensemble de ses tâches.

Utilisation dans la construction de la plus puissante centrale aux USA

Selon l’AES, le robot Maximo est déjà prévu pour intervenir dans plusieurs projets totalisant 5 gigawatts (GW) de puissance répartis dans tous les États-Unis. Actuellement, il est employé sur la ferme solaire en construction d’Oak Ridge en Louisiane. Et prochainement, il sera déployé sur la future plus grande centrale solaire et de stockage du pays, celle de Bellefield dans le comté de Kern en Californie, financée par Amazon. Cette installation comprendra 1 GW de panneaux photovoltaïques et 1 GW de stockage par batteries, et devrait fournir de l’électricité à 467 000 foyers californiens par an.

Sur le site de Bellefield, le robot de l’AES sera chargé d’installer plusieurs centaines de modules solaires. La zone étant désertique, il devrait réduire la pénibilité du travail pour les installateurs par temps chaud, en plus d’accélérer le délai d’installation.

Une solution à la pénurie de main-d’œuvre

Maximo peut constituer une solution à la pénurie de main-d’œuvre dont souffre actuellement l’industrie solaire en Amérique du Nord. Alors que le nombre d’installations solaires augmente rapidement, le secteur fait face à un déficit croissant de professionnels qualifiés. La situation pourrait d’ailleurs persister en raison de la croissance exponentielle de la filière. Selon la société de recherche et de conseil Wood Mackenzie, environ 3 500 postes d’installateurs solaires devraient être créés chaque année entre 2022 et 2032. La demande dans le secteur est ainsi prévue pour dépasser nettement la moyenne des autres professions.

Le contexte accentue l’importance de solutions technologiques telles que Maximo, qui permettent de mieux répondre à ces défis. Dans la même optique d’accélération des nouvelles installations et de réponse efficace à la pénurie de main-d’œuvre, rappelons qu’AES a également entamé une collaboration avec 5B, le fournisseur des panneaux Maverick. Ces derniers sont connus pour leur rapidité et facilité d’installation.

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La Chine se positionne comme un leader incontestable dans la production et l’exportation de modules solaires et risque de mettre en péril les industries locales de nombreux pays. En réponse au dumping chinois, l’Inde renforce sa filière solaire nationale en introduisant de nouvelles mesures fiscales sur les importations.

Des leaders de l’industrie des énergies renouvelables en Inde attendaient avec impatience l’annonce du budget de l’Union 2024-2025 révélé par le ministère des Finances le 23 juillet dernier. Ce budget détaille les recettes et dépenses prévues par le gouvernement pour la période précisée. Cette annonce était particulièrement attendue par les entreprises qui espéraient l’instauration de mesures de soutien à l’industrie locale. Conformément aux attentes, le secteur solaire a reçu un coup de pouce significatif visant à stimuler sa croissance.

De nouvelles mesures fiscales pour soutenir la filière solaire

À compter du 1ᵉʳ octobre 2024, le gouvernement indien imposera des droits de douane sur certains composants essentiels des panneaux photovoltaïques. Les importations de verres solaires seront taxées à 10 %, et les interconnexions en cuivre étamé de 5 %. La ministre indienne des Finances, Nirmala Sitharaman, justifie cette stratégie par la volonté de soutenir la production nationale. Selon elle, l’Inde possède déjà les capacités nécessaires pour produire ces éléments et satisfaire les besoins de son industrie photovoltaïque. Ces mesures interviennent alors que plusieurs entreprises indiennes spécialisées dans la fabrication de verre solaire signalent déjà ressentir les pressions de la concurrence chinoise.

L’État a également décidé de supprimer les droits de douane de base sur une sélection de produits utilisés dans la fabrication de panneaux solaires. La liste inclut de nombreux éléments tels que les composants de plaquettes de silicium, les feuilles d’EVA et les fils de cuivre, qui étaient auparavant taxés à 7,5 %. Cette mesure concerne également certaines pièces utilisées dans les batteries au lithium et restera en vigueur jusqu’en mars 2026. Ces exonérations visent à alléger le coût de production des panneaux solaires locaux.

Vers une meilleure résilience énergétique

Lors de la présentation du budget de l’Union, le ministère des Finances a également réaffirmé son engagement envers la diversification énergétique pour atteindre les objectifs de transition énergétique et renforcer la résilience du système énergétique national. Parmi les initiatives annoncées, l’Inde prévoit d’investir dans les projets de stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) en vue d’optimiser l’intégration des énergies renouvelables. En outre, le gouvernement souhaite stimuler le développement de l’énergie nucléaire, notamment à travers un soutien aux technologies des petits réacteurs modulaires, en collaborant avec le secteur privé.

Pour rappel, l’Inde s’est fixé comme objectif d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2070. À court terme, d’ici 2030, le pays ambitionne de générer 50 % de son énergie à partir de sources renouvelables.

L’article Panneaux solaires : voici comment l’Inde soutient son industrie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Une récente étude finlandaise a évalué l’impact environnemental de l’énergie thermique nucléaire utilisée dans le chauffage urbain. Les résultats indiquent que le nucléaire est nettement plus propre que les sources traditionnelles (le gaz et le charbon) généralement employées dans ce secteur.

Le chauffage représente une part importante de la consommation énergétique des ménages. En 2022, il constituait plus de 63 % de la consommation finale dans le secteur résidentiel, selon la Commission européenne. Or, environ la moitié de cette énergie thermique est encore issue des sources fossiles. Dans un effort de décarbonation, Steady Energy, une entreprise finlandaise, envisage de construire un petit réacteur modulaire (SMR) dédié à la production de chaleur pour les réseaux urbains. Lancé officiellement en 2020, le projet a fait l’objet d’une étude récente menée par le centre de recherche technique VVT de Finlande. Celle-ci a évalué l’impact environnemental de ce futur SMR par rapport à d’autres sources d’énergie utilisées dans le chauffage urbain.

Une réacteur modulaire destiné au chauffage urbain

Le réacteur finlandais, nommé LDR-50, est conçu pour compléter les solutions de chauffage bas-carbone existantes telles que les pompes à chaleur et les systèmes fonctionnant aux gaz renouvelables. Il offre une puissance thermique de 50 MW et fonctionne à basse pression (moins de 10 bars) ainsi qu’à basse température (150 °C). Steady Energy planifie le début de sa construction pour 2028, et la première unité devrait être opérationnelle en 2030.

Un des éléments innovants (breveté en 2021) du LDR-50 est son système de sécurité passive. En cas de problème dans les échangeurs de chaleur, le dispositif de sécurité enclenche un système de refroidissement sans composants mécaniques et sans électricité. Pour mieux comprendre, il faut savoir que ce réacteur est composé de deux cuves métalliques emboîtées, avec de l’eau stockée entre elles. Si le système d’échange de chaleur est compromis, la température interne augmente et fait bouillir l’eau entre les cuves. La chaleur de cette eau bouillante est ensuite transférée vers la piscine du réacteur où elle s’y dissipe progressivement.

Une empreinte carbone relativement faible

Selon l’étude du centre de recherche VVT, le LDR-50 émet seulement 2,4 gCO2/kWh. Cette faible empreinte carbone a été calculée en utilisant le système standard d’analyse de cycle de vie (ACV). Ceci prend en compte les impacts environnementaux depuis la fabrication jusqu’au démantèlement du réacteur. Pour certaines étapes de vie du SMR, l’étude s’est toutefois appuyée sur des données basées sur les réacteurs classiques de grande puissance, mais au fur et à mesure que la technologie sera développée, de nouvelles données d’entrée pourront être introduites pour des résultats plus précis.

En comparaison avec le SMR, une centrale de chauffage urbain fonctionnant au gaz naturel émet 282 gCO2/kWh (soit 117 fois plus que le nucléaire), tandis que celle utilisant la houille atteint les 515 gCO2/kWh (soit 214 fois plus que le nucléaire), d’après l’étude. Même les centrales fonctionnant aux biocarburants, avec des émissions estimées entre 10 et 50 gCO2/kWh, restent supérieures à celles du nucléaire.

Il est important de noter que ces chiffres peuvent varier en fonction de la source de l’électricité utilisée dans le processus de production de chaleur dans la centrale. Cela explique les éventuelles variations des émissions entre les pays selon leur mix électrique. Par ailleurs, l’étude indique que les pays européens dont le mix repose principalement sur les sources fossiles, comme la Pologne et l’Estonie, bénéficieraient le plus de la réduction des émissions de CO2 grâce à l’adoption d’une centrale de chauffage nucléaire.

Des impacts environnementaux réduits

L’étude du centre de recherche VVT a également évalué d’autres impacts environnementaux du LDR-50. Plusieurs catégories d’impacts ont été analysées, dont l’écotoxicité dans les eaux douces, les émissions de particules, l’utilisation des terres, les effets sur la santé humaine, et bien d’autres. Les résultats montrent que les impacts environnementaux du chauffage nucléaire sont nettement inférieurs à la moyenne. Cet avantage est largement dû à la haute densité énergétique de l’uranium, c’est-à-dire la quantité d’énergie qu’il peut libérer. En effet, l’uranium-235 utilisé dans les réacteurs présente une densité énergétique de plus de 1 GWh/kg, contre seulement 15 kWh/kg pour le gaz naturel et 6 kWh/kg pour le charbon.

Si, en termes d’impacts environnementaux et d’émission de CO2, l’option nucléaire peut représenter une solution viable, le coût de sa mise en place pourrait toutefois être un frein à son adoption, selon les auteurs de l’étude.

L’article Chauffage urbain à l’énergie nucléaire : cette étude démontre ses bénéfices est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

La demande en électricité devrait fortement augmenter dans les années à venir, et les centres de données seront en partie responsables de cette hausse. Bien que les États-Unis dominent ce secteur florissant, l’Union européenne (UE) représente également une zone géographique attractive pour les exploitants. En termes de capacité du réseau, comment l’UE se prépare-t-elle à répondre à cette augmentation ?

Les datacenters, ces infrastructures informatiques essentielles au stockage de données via de puissants serveurs, sont au cœur de nombreuses industries à travers le monde. À l’heure actuelle, on dénombre environ 8 000 installations dans le monde, dont près de 16 % sont situées en Europe. Face à une demande croissante, le nombre de ces centres de données est prévu d’exploser dans les prochaines années. Si le marché est en pleine expansion, cette croissance a un prix : un coût énergétique élevé. En effet, les datacenters consomment une quantité colossale d’énergie, qui surpasse parfois celle de certains pays. Cette importante consommation s’explique principalement pour deux raisons : le fonctionnement continu des serveurs, 365 jours par an, et la nécessité de systèmes de climatisation pour éviter la surchauffe due à la chaleur qu’ils génèrent. Avec l’augmentation des installations prévues, notamment dans l’UE, il est essentiel de réfléchir à l’impact énergétique de ces infrastructures. Alors que le débat public se focalise souvent sur la production et la propreté de l’électricité alimentant ces centres, il est également intéressant de s’interroger sur la capacité du réseau européen à supporter cette charge croissante.

Des hausses prévues dans l’UE

En 2022, l’UE comptait environ 1240 centres de données actifs, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Les principaux pays hébergeant ces installations incluent l’Allemagne, l’Irlande, la France et les Pays-Bas, avec des concentrations perçues dans les villes de Francfort, Dublin, Paris et Amsterdam. La consommation énergétique de ces centres s’élevait à 100 TWh en 2022, et l’AIE prévoit une augmentation significative de ce chiffre à plus de 150 TWh d’ici 2026, soit une hausse de 50 % en seulement quatre ans. Les centres de données, aux côtés des véhicules électriques et des pompes à chaleur, seront parmi les principaux contributeurs à l’augmentation de la demande en électricité.

D’ici 2030, certains experts estiment que la demande énergétique des datacenters pourrait doubler, un phénomène qui se refléterait également au niveau mondial. Au sein de l’UE, des pays comme la Suède et la Norvège anticipent une hausse particulièrement marquée de la demande liée aux datacenters. En Norvège, la consommation passera de 1 TWh à 6,7 TWh d’ici 2030, tandis qu’en Suède, elle augmentera de 3 TWh à 5,7 TWh. En ce qui concerne la France, la demande est prévue d’atteindre 28 TWh d’ici 2035, représentant environ 5 % de la consommation nationale, contre 2 % en 2020.

Les mesures prises par l’UE

Pour répondre à l’augmentation anticipée du nombre de centres de données, la Commission européenne a mis en place un règlement visant à réduire la consommation énergétique de ces installations. Dès cette année, les exploitants devront publier des indicateurs de performance pour leurs centres, avec une première échéance fixée au 15 septembre 2024. Cette mesure vise à améliorer la surveillance, le contrôle et l’analyse des données, facilitant ainsi la gestion de la demande croissante en électricité.

Par ailleurs, face à l’augmentation future de la demande, l’Europe doit renforcer ses réseaux électriques. En effet, 40 % des infrastructures actuelles ont plus de 40 ans. La Commission européenne a annoncé un plan d’améliorations pour préparer le réseau à supporter une charge plus importante, nécessitant un investissement de 584 milliards d’euros pour sa modernisation.

A l’échelle des pays, les efforts pour améliorer les réseaux varient d’un État membre à l’autre. En Irlande, par exemple, un moratoire sur le développement de nouveaux centres de données a été instauré en 2022 dans la région de Dublin. Toutefois, les sites ayant déjà reçu une approbation pourront continuer leurs opérations.

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La Grande-Bretagne est l’un des leaders européens en termes d’énergie éolienne. Toutefois, à mesure que le nombre de nouvelles installations augmente, les coûts semblent également s’envoler. Pour contrer cette hausse des prix, le dirigeant d’une importante entreprise énergétique suggère une tarification locale plutôt qu’une uniformisation des tarifs sur l’ensemble du territoire.

4 GW, c’est la puissance électrique dont la population écossaise a besoin. Pourtant, la nation totalise une puissance installée de près de 18 GW. Cet important écart s’explique principalement par la localisation de nombreux projets éoliens destinés à alimenter l’Angleterre en Écosse, dans le nord de la Grande-Bretagne, où les conditions de vent sont idéales. Cependant, cette configuration met à rude épreuve les lignes de transmissions qui acheminent l’électricité vers le sud, engendrant des coûts élevés de gestion du réseau.

L’année dernière, les coûts d’acheminement ont dépassé le cap du milliard d’euros, un fardeau financier qui se répercute directement sur les factures d’électricité des Britanniques et qui tend à s’accroître avec la multiplication des projets éoliens en Écosse. En réponse à l’envolée des prix, Greg Jackson, le fondateur de l’entreprise Octopus Energy, préconise une réforme du marché énergétique, notamment à travers l’adoption d’une tarification régionale.

Un besoin croissant du renforcement des lignes de transmission en Grande-Bretagne

Le coût élevé lié à la gestion du réseau électrique britannique est principalement dû au bridage des éoliennes. Lorsque les vents sont trop forts, les lignes atteignent leur capacité maximale et ne peuvent plus exporter l’excès d’électricité. En conséquence, certaines éoliennes sont mises à l’arrêt pour diminuer la production, un processus pour lequel les producteurs reçoivent une compensation financière, connue sous le nom de « paiement de contrainte ».

Cependant, cette réduction de puissance peut entraîner un déficit énergétique dans certaines régions, nécessitant l’activation des centrales à gaz. Parfois, l’Écosse doit même importer de l’électricité de Norvège, une situation que Greg Jackson a qualifiée de « scandaleuse » lors de sa participation à une récente conférence tenue à Londres. En effet, le recours aux centrales à gaz et l’importation d’électricité engendrent également des coûts élevés. En 2023, les dépenses liées au bridage des éoliennes ont atteint plus de 40 livres par foyer, soit environ 47 euros. Cela reflète le besoin de plus en plus important du renforcement des lignes de transmission pour répondre à la demande croissante.

La tarification régionale pour de l’électricité moins chère

La tarification régionale est l’une des solutions proposées pour répondre au besoin croissant en lignes de transmission. Cette méthode consiste à ajuster les prix de l’électricité dans toute la Grande-Bretagne en fonction de la capacité du réseau et de la production locale. Cette approche impliquerait de délaisser le prix unique du marché au profit d’une structure tarifaire basée sur les coûts de production et d’acheminement de l’électricité jusqu’aux consommateurs. Selon Octopus Energy, ce système pourrait non seulement retarder ou même éviter la nécessité de construire de nouvelles lignes de transmission, mais aussi réduire les coûts de l’électricité.

Comment ? En période de vents forts, lorsque la production est excessive, il serait possible de proposer l’électricité à un tarif très bas, voire gratuitement, plutôt que de limiter la production éolienne et de recourir à l’importation et à l’activation des centrales à gaz. Les consommateurs situés à proximité des installations éoliennes bénéficieraient directement de ces tarifs réduits grâce aux économies réalisées sur les coûts de transport de l’électricité. D’ailleurs, Octopus Energy rapporte avoir déjà mis en œuvre ce nouveau modèle de tarification régionale dans le Yorkshire, ce qui aurait suscité un grand intérêt. En effet, l’entreprise aurait reçu des dizaines de milliers de demandes pour l’installation de nouvelles éoliennes à proximité des consommateurs.

Jusqu’à 99% de réduction en s’installant près d’une centrale éolienne ?

Octopus Energy a mené une analyse pour évaluer les avantages financiers dont pourrait bénéficier un grand consommateur industriel en s’installant à proximité d’une centrale éolienne, notamment dans les zones d’offres excédentaires. Dans les exemples pris dans l’étude, le fait de se localiser en Écosse (plutôt qu’en Angleterre) a permis de réduire la facture d’électricité jusqu’à 99 %, à condition de déplacer 50 % de la consommation aux heures les moins coûteuses.

Par ailleurs, une étude d’Ofgem, le régulateur britannique, indique que la localisation des prix pourrait engendrer des économies de 33,3 à 60 milliards d’euros entre 2025 et 2040. Cette somme influerait sur les prix de l’électricité,  faisant potentiellement de l’Écosse l’une des régions où l’électricité est la moins chère en Europe. La baisse des coûts pourrait par la suite stimuler le développement de différents secteurs, tels que le numérique, avec notamment l’avancée des datacenters. Ofgem a également ajouté que la tarification régionale permettrait d’éviter de gaspiller 17 TWh d’électricité éolienne sur dix ans, ce qui répondrait au besoin de 460 000 foyers par an sur cette période.

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Durant le festival de Glastonbury en Angleterre, la célèbre scène « Arcadia » a été alimentée par une imposante batterie connectée à un dispositif solaire. Ce système de stockage d’énergie a contribué à renforcer l’engagement écologique de l’événement qui s’efforce depuis plusieurs années de promouvoir des pratiques de plus en plus vertes.

Chaque année à Somerset, en Angleterre, des amateurs de musique de tous âges ainsi que des passionnés d’arts et de cultures de divers horizons se rassemblent pour le festival de Glastonbury, l’un des plus grands festivals de musique au monde. L’événement se déroule sur la vaste ferme laitière Worthy Farm, située dans le village de Pilton. L’édition de cette année a eu lieu le 26 au 30 juin, a réuni de nombreux artistes de renommée internationale et accueilli plus de 210 000 festivaliers.

Outre l’image artistique et culturelle qu’il porte, le festival de Glastonbury est aussi reconnu pour son intérêt envers l’écologie et la durabilité, notamment à travers l’adoption de nombreuses pratiques responsables. Cette année, afin de renforcer son engagement, les organisateurs ont introduit une batterie géante à l’échelle du mégawatt, destinée à stocker de l’énergie propre. Celle-ci a servi à alimenter l’emblématique scène Arcadia, une impressionnante structure métallique en forme de libellule. Le dispositif de stockage a été utilisé pendant huit jours incluant les périodes de préparation et les jours de spectacle.

Un système plus efficace qu’un générateur diesel

Baptisée Flex-ESS1500, la batterie a été conçue par l’entreprise MSP Technology pour Ecotricity, un fournisseur d’énergie bas-carbone au Royaume-Uni. L’exploitant prévoit d’utiliser le système afin de répondre aux besoins en énergie bas carbone des festivals, à commencer par Glastonbury. Composée de six cellules LFP, la Flex-ESS1500 offre une puissance de 1 MW et une capacité de stockage de 3 MWh. Le système a été préchargé chez Ecotricity et a continué à se recharger sur le site grâce à des panneaux solaires installés directement au-dessus de la batterie, et par des générateurs alimentés au HVO (ou « hydrotreated vegetable oil » pour « huile végétale hydrotraitée» ), un biocarburant durable.

Selon MSP Technology, la batterie présente un avantage significatif par rapport aux groupes électrogènes traditionnels. Elle assure notamment une meilleure gestion des fluctuations de la demande de charge. En effet, lors du festival, la demande de puissance pouvait varier brusquement en très peu de temps (parfois, de 250 kW à 750 kW en 20 millisecondes). Étant moins réactifs, les générateurs classiques auraient eu du mal à s’adapter à un tel changement. Cela pourrait se traduire par une combustion inefficace du carburant et par des variations problématiques de tension et de fréquence, ce qui risquerait d’endommager les équipements sensibles. En revanche, la batterie ajustait sa sortie quasi instantanément, avec une variation de fréquence limitée à un centième de hertz. Cela a garanti une stabilité optimale pour l’alimentation électrique du matériel.

Le festival de Glastonbury : un des plus écolos du monde

Le festival de Glastonbury est considéré comme l’un des événements les plus écologiques au monde. Depuis plusieurs années, les organisateurs ont intensifié l’utilisation d’énergies renouvelables sur le site. Le Worthy Farm est équipé d’installations solaires montées sur le toit de l’étable et d’un digesteur anaérobie qui transforme les matières organiques en biogaz. De plus, comme l’année dernière, Octopus Energy a installé une éolienne temporaire, surnommée Gusty Spinfield. Branché à un système de stockage, l’appareil a fourni assez d’énergie pour alimenter l’équivalent de 300 réfrigérateurs sur les stands de nourritures. En outre, de nombreux générateurs alimentés en HVO ont été répartis sur le site. Il faut savoir que depuis plus d’une décennie, les organisateurs ont testé des alternatives de carburants plus respectueux afin de se défaire totalement du fossile. Grâce à tous ces efforts, l’objectif du festival est de fonctionner exclusivement avec des sources d’énergie renouvelable, un pari déjà relevé l’année dernière.

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Au cours de la dernière semaine de juin, le marché européen de l’électricité a été marqué par des fluctuations de prix extrêmes. Ces variations ont été provoquées par une erreur technique, entraînant un impressionnant découplage des marchés.

Le 26 juin dernier, un événement inhabituel a perturbé Epex Spot, la bourse européenne où se négocient les prix de l’électricité. Les prix affichés pour différents pays étaient extrêmement divergents : en France, le prix pour une livraison d’électricité le lendemain s’élevait à seulement 2,96 euros le mégawattheure (MWh), tandis qu’en Allemagne, il atteignait 492 euros/MWh. Pourtant, en temps normal, ces prix auraient dû se situer autour d’une centaine d’euros pour les deux pays. Que s’est-il donc passé pour expliquer une telle anomalie ?

À la source du problème : une erreur technique survenue chez Epex Spot

Pour mieux comprendre le fonctionnement du marché de l’électricité, il est essentiel de connaître le concept de « couplage ». Ce mécanisme vise à optimiser l’échange d’électricité entre différents pays. Pendant le processus de couplage, les producteurs d’électricité indiquent la quantité disponible pour les interconnexions et le prix auquel ils souhaitent vendre, tandis que les consommateurs et les fournisseurs spécifient la quantité désirée et le prix qu’ils sont prêts à payer. Le système, basé sur un mécanisme d’enchères, détermine ainsi un prix unique du marché qui équilibre offre et demande, ajustant les prix en temps réel selon les variations du marché.

L’incident concernant Epex Spot aurait été causé par un bug informatique ayant entraîné un « découplage du marché ». Cela a contraint la bourse d’organiser des enchères au niveau local, traitant chaque pays comme s’il n’était pas interconnecté aux autres. Les prix ont ainsi été établis sans tenir compte des interconnexions, une anomalie qui aurait persisté plusieurs heures.

Des variations extrêmes

Le dysfonctionnement technique sur Epex Spot a entraîné d’importantes fluctuations des prix sur le marché de l’électricité, avec des écarts considérables entre les pays. En France, le prix de l’électricité pour une livraison le lendemain avait chuté en dessous de 3 euros/MWh, principalement à cause d’une surproduction qui n’a pas été considérée en raison du découplage. Normalement, dans un marché correctement couplé, le prix aurait dû avoisiner les 113,2 €/MWh ce jour-là. À l’opposé, l’Allemagne, confrontée à un déficit de production, a vu ses prix bondir à 492 euros/MWh, un montant 160 fois supérieur à celui enregistré en France et le plus élevé depuis septembre 2022. Toutefois, cette situation ne reflète pas nécessairement les conséquences d’une absence totale d’interconnexion entre ces deux pays. Si la France et l’Allemagne n’avaient effectivement aucune interconnexion, chaque pays aurait eu la possibilité d’ajuster indépendamment sa production ou sa consommation pour mieux répondre à ses propres besoins.

Outre les prix pour une livraison le lendemain, les prix horaires ont également connu des variations spectaculaires. Par exemple, en Allemagne, le coût du mégawattheure a atteint plus de 2 325 euros à 7 heures du matin. En revanche, à des moments de forte production solaire, les prix sont devenus négatifs, tombant jusqu’à -0,06 euro. De plus, l’incident technique n’a pas seulement touché les marchés allemand et français. D’autres marchés, comme celui de l’Autriche, ont aussi ressenti les effets du bug, avec des prix montant jusqu’à 236,28 euros/MWh.

Epex Spot a réagi rapidement, affirmant avoir corrigé le problème le jour même et annonçant le lancement d’une enquête interne. Par ailleurs, dès le 27 juin, le processus de couplage des marchés s’est déroulé sans encombre. La bourse prévoit aussi d’examiner les carnets d’ordres pour s’assurer qu’aucune entreprise n’ait profité indûment de la situation ou enfreint les règles du marché et les législations en vigueur.

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Cela fait maintenant plus d’une semaine que le bassin du Centre aquatique olympique est en partie chauffé grâce à la chaleur fatale du centre de données Equinix situé à Saint-Denis, au nord de Paris. Le système de récupération de chaleur a été officiellement mis en service le 21 juin dernier. Il est désormais raccordé au réseau de chaleur du Smirec, et alimentera plus précisément le réseau de la ZAC Plaine Saulnier. C’est la première fois qu’un projet de ce type est réalisé en Île-de-France.

La chaleur fatale (ou chaleur résiduelle) est l’énergie thermique inévitablement perdue lors des processus industriels. Les centres de données ou data centers sont des sources importantes de chaleur fatale. Avec un système adapté, il est possible de récupérer et valoriser la chaleur générée par ces infrastructures. Selon l’Ademe, en 2020, le potentiel de chaleur fatale récupérable en France était estimé à 1 TWh. Avec la multiplication de ces installations numériques, ce chiffre devrait augmenter à près de 3,5 TWh, ce qui répondrait au besoin en chauffage d’environ 350 000 logements.

L’entreprise Equinix, spécialisée dans l’exploitation de centres de données, a décidé de valoriser la chaleur fatale produite par sa récente installation PA 10 située à Saint-Denis. Le principal bénéficiaire en est la zone d’aménagement concerté (ZAC) Plaine Saulnier, abritant l’emblématique Centre aquatique olympique (CAO), futur hôte des épreuves aquatiques des Jeux olympiques. Représentant un investissement de 5,7 millions d’euros, le projet est le fruit d’une collaboration entre la société Equinix, le fournisseur d’énergie Engie, le Syndicat mixte des réseaux d’énergie calorifique (Smirec), et la Métropole du Grand Paris, maître d’ouvrage du CAO.

Passer de 28° à 65 °C avec des pompes à chaleur

Dès sa conception, le data center PA 10 d’Equinix a été pensé pour pouvoir valoriser sa chaleur résiduelle. Pour rappel, cette énergie perdue résulte du refroidissement des serveurs qui tournent constamment à plein régime.

La chaleur en question (de l’air chaud) arrive d’abord dans les armoires d’Equinix avec une température de 28 °C. Elle est utilisée pour chauffer l’eau d’un premier circuit, qui est alors acheminée vers deux échangeurs de chaleur à plaques, chacun d’une puissance de 3,3 MW. Arrivé à ces échangeurs, le fluide transfère ses calories à un second circuit d’eau. L’eau ainsi réchauffée est dirigée vers une station d’élévation de température, notamment des containers maritimes abritant trois pompes à chaleur appartenant à Engie. Cette installation est destinée à augmenter la température du fluide à 65 °C avant son injection dans le réseau de chaleur du Smirec.

75 % d’énergies renouvelables et de récupération

Avant ce projet, le réseau de chaleur de la ZAC Plaine Saulnier fournissait déjà 64 % de chaleur décarbonée, principalement issue de la biomasse et de la géothermie. Grâce à la contribution de l’entreprise Equinix, le taux d’énergie thermique propre du réseau se voit désormais augmenter à 75 %. La chaleur valorisable du data center est estimée à environ 6,6 MW, fournissant près de 10,8 GWh par an. Pour mettre en perspective, cette énergie pourrait répondre au besoin en chauffage d’environ 1 500 logements.

Le CAO ne sera donc pas le seul bénéficiaire du projet. Plusieurs bâtiments (bureaux, commerces, etc.) équivalents à 1000 logements répartis sur 200 000 m² de la ZAC profiteront également de cette installation. Le partenariat avec Equinix s’étendra sur 15 ans, et prendra donc fin en 2039. Sur toute cette durée, l’entreprise s’est engagée à fournir un service sans interruption.

Sur le plan environnemental, le projet devrait permettre d’éviter l’émission de quelque 1 800 tonnes de CO2 chaque année. Cela s’aligne avec l’image de durabilité que le CAO souhaite projeter, étant lui-même un bâtiment bas-carbone construit avec des matériaux biosourcés. De plus, rappelons que le centre dispose d’une grande installation photovoltaïque de 5 000 m² sur son toit, constituant l’une des plus grandes fermes solaires urbains du pays. Le CAO se veut être un vrai modèle en termes de performances énergétiques.

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Dans une centrale de stockage hydroélectrique, le turbinage désigne le processus où l’eau est libérée d’un réservoir supérieur pour passer à travers des turbines, entraînant un générateur afin de produire de l’électricité. À l’inverse, le pompage remonte l’eau vers ce même réservoir. En temps normal, ces deux opérations ne peuvent pas se dérouler simultanément. Cependant, afin d’optimiser le fonctionnement des centrales, un système de pompage et turbinage simultanés a déjà été expérimenté dans l’une de nos installations en France, et les résultats se sont avérés prometteurs. 

La décarbonation des systèmes énergétiques s’appuie largement sur l’intégration des énergies renouvelables, notamment le solaire et l’éolien. Toutefois, cette transition soumet à rude épreuve certaines infrastructures électriques existantes, dont les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP). Historiquement, ces centrales de stockage étaient utilisées pour accumuler l’énergie durant la nuit et les weekends, pour ensuite la libérer pendant les jours ouvrés.

Cependant, avec l’arrivée des énergies renouvelables, le cycle de stockage et de déstockage des STEP a évolué pour répondre à l’intermittence du solaire et de l’éolien. Ces centrales doivent maintenant accumuler de l’énergie lorsque le soleil brille ou que le vent est fort, et pallier les déficits lorsque ces sources ne suffisent pas. Face à ces nouveaux défis, des améliorations infrastructurelles sont nécessaires. C’est dans ce contexte que s’inscrit l’une des initiatives du projet européen Xflex Hydro centré sur l’hydroélectricité. Dans ce cadre, un concept de pompage et turbinage simultanés (PTS) a été expérimenté à la STEP de Grand’Maison, en Isère, dans le but d’y apporter une mise à niveau afin de mieux correspondre au changement du paysage énergétique.

Un court-circuit hydraulique

La centrale de stockage de Grand’Maison est la plus grande STEP de l’Union européenne avec une puissance de 1800 MW. Elle dispose de 12 turbines, dont 8 sont réversibles. C’est en 2021 que l’équipe de Xflex Hydro y a testé ce que l’on appelle un « court-circuit hydraulique ». Cette technique consiste en la réalisation simultanée de pompage et de turbinage avec deux unités différentes. Cela est possible grâce à la configuration des conduites d’eau, car celles-ci se croisent en certains points. Pendant le pompage, l’eau qui atteint ces intersections est donc partiellement redirigée : une partie monte vers le bassin d’eau supérieur tandis que l’autre est déviée vers une turbine pour générer de l’électricité. Grâce à cette méthode, 40% du pompage s’effectue en TPS.

Un soutien au réseau électrique et une réduction des émissions

Le principal intérêt du PTS est le soutien qu’il offre au réseau électrique en aidant à en maintenir l’équilibre. En temps normal, lors des phases de pompage, la STEP ne peut réguler la fréquence du réseau, qui doit être constamment maintenue à 50 Hz. Cette régulation n’est possible que durant le turbinage. Selon Xflex, le PTS a permis à Grand’Maison de gagner une réserve (ou puissance) d’équilibrage de 240 MW. En cas de surproduction d’électricité, ou de trop forte demande, cette réserve est activée afin de stabiliser le réseau. Les 240 MW supplémentaires correspondraient à 20 % du besoin français en matière de puissance d’équilibrage. En outre, le système pourrait remplacer les centrales fossiles, avec un potentiel d’économie d’environ 90 000 tonnes de CO₂ par an en se substituant des centrales à gaz.

La gestion des risques du système PTS

La complexité de la modification apportée au système de stockage de Grand’Maison a exposé l’installation à de sérieux défis. La démonstration de concept réalisée en 2021 avait pour but d’évaluer l’impact de la technique de PTS sur les infrastructures existantes. Cette évaluation a porté sur plusieurs facteurs, tels que les effets de la haute pression et les changements dans le cycle de l’eau. Pour vérifier la compatibilité du système avec le PTS, des simulations numériques ont été employées, permettant d’analyser le comportement dynamique de l’installation. Les résultats ont indiqué que la centrale résiste bien aux pressions élevées requises et que les ajustements apportés restent dans les limites acceptables.

Par ailleurs, des simulations de divers scénarios de PTS ont également été réalisées pour anticiper les risques potentiels. Parmi les risques envisagés, la perte d’énergie était plausible, mais elle s’est révélée minime pour Grand’Maison. Et bien que le PTS puisse influencer la stabilité des flux, les simulations ont montré que les impacts étaient négligeables.

Suite à la validation du concept pour Grand’Maison, EDF prévoit désormais de le mettre en pratique dans la centrale de stockage de Super-Bissorte, en Savoie.

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