Produire de l’essence avec de l’air et de l’eau, est-ce de la magie ? Non, juste de la chimie et de la technologie, miniaturisées, mises à l’échelle d’une production locale, voire domestique. Le procédé pourrait être disponible pour la fin d’année prochaine, mais son coût énergétique et financier est exorbitant.

L’essence, ce n’est rien d’autre que de la chimie. Une chimie naturelle, tout d’abord, qui a combiné l’énergie du Soleil, les forces tectoniques de notre planète, et le travail de bactéries, pour concocter du pétrole durant des millions d’années. Un processus que l’industrie pétrolière a ensuite complété d’une chimie artificielle, dans les raffineries, pour produire l’essence qui alimente nos véhicules thermiques.

Mais les fondateurs de la start-up new-yorkaise Aircela veulent faire plus rapide et plus direct. Et quand l’on dit rapide et direct, il s’agit de ne pas mâcher ses mots : la société veut vous permettre de produire votre propre essence chez vous chaque jour. Un doux rêve ? Non, puisque l’équipe vient de démontrer que son système fonctionne.

De l’air et de l’eau jusqu’à l’essence

Il s’agit d’une machine constituée de trois modules hexagonaux empilés, mesurant à près la hauteur d’un être humain. Et à l’intérieur, c’est un processus plutôt complexe qui est mis en œuvre. Tout d’abord une solution d’hydroxyde de potassium (KOH) et d’eau absorbe le dioxyde de carbone (CO₂) atmosphérique. Par ailleurs, un électrolyseur, alimenté, par exemple, par de l’électricité renouvelable, produit de l’hydrogène et de l’oxygène à partir d’une alimentation en eau. L’oxygène est ensuite libéré, tandis que l’hydrogène est combiné avec le CO₂ pour former du méthanol.

La solution d’absorption est alors recyclée pour être réutilisée. Ce méthanol subit ensuite une nouvelle étape de transformation, appelée methanol-to-gasoline (MTG) qui permet de produire de l’essence. Et cette dernière pourra directement être utilisée dans un véhicule à moteur essence tout à fait normal, sans aucune adaptation nécessaire.

Un prix élevé pour le moment

Une longue cascade de transformations, donc, mais au total, un procédé d’une simplicité exemplaire : il utilise donc de l’air, de l’eau et de l’électricité, pour produire de l’essence. Dans un seul module. Lesquels peuvent en outre être démultipliés pour produire plus d’essence. Le concept a le mérite d’une certaine élégance.

La productivité d’un unique module reste toutefois plutôt faible. Ce seront un peu moins de 4 litres par jour (3,785 litres exactement, soit 1 gallon US) qui pourront être produits, ce qui pourrait correspondre à des trajets quotidiens. Mais il faudra pour cela l’alimenter de 75 kWh d’électricité. Cela équivaut à 14,64 € au tarif EDF bleu actuel, soit un coût de production de… 3,87 € par litre, sans compter le prix du matériel. La solution sera donc sans doute réservée à ceux qui peuvent se permettre une centrale solaire très puissante sur leur toit ; on peut augurer en outre que la production réelle en hiver en zone tempérée restera modeste.

Mieux vaut utiliser l’électricité pour recharger un véhicule électrique ?

Se pose également la question de la pertinence d’un système si complexe pour alimenter des voitures individuelles. Car, avec 75 kWh, une voiture électrique peut parcourir entre 400 et 550 km, selon qu’elle roule sur autoroute ou sur départementale. Et aucune transformation de l’électricité en autre chose que de l’électricité n’est nécessaire. À l’inverse, avec 3,8 litres de carburant, une voiture essence ne franchira pas plus de 75 km, éventuellement une centaine si elle est hybride. La production d’essence non-fossile d’Aircela pourrait toutefois être adaptée aux moyens de transport difficilement électrifiables : gros poids lourds longue distance, navires, trains, véhicules militaires, avions…

Aircela ne fournit pas d’information sur le prix de son système. Mais certaines sources évoquent un prix compris entre 15 000 et 20 000 dollars. Si l’on suppose que le système est amorti sur 10 ans, cela ferait un prix du carburant supérieur à 1 $/L, sans compter le coût de la production électrique. Il en résulte que le système ne sera donc pas encore compétitif ; Aircela compte toutefois sur les économies d’échelle pour en réduire les coûts. La première série limitée sera disponible à fin 2026.

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Pourra-t-on bientôt compter sur l’énergie osmotique, pour décarboner la production d’électricité ? Le Japon vient de franchir une étape dans cette direction en mettant en service sa première centrale du genre. 

Le Japon vient de mettre en service sa première centrale électrique osmotique à Fukuoka, sur l’île de Kyushu. C’est la deuxième centrale osmotique commerciale au monde, après celle de RedStack, aux Pays-Bas. L’usine japonaise utilise la différence de salinité entre de l’eau douce issue d’une station de traitement des eaux usées et l’eau de mer afin de produire de l’électricité. Pour cela, l’eau douce rejoint l’eau de mer à travers une membrane, engendrant une hausse de pression du côté de l’eau de mer. Cette hausse de pression permet la rotation d’une turbine capable de générer de l’électricité.

Mise en service le 5 août par la Fukuoka District Waterworks Agency, la centrale pourrait produire environ 880 mégawattheures (MWh) par an, et fournir une énergie stable, presque constante et non impactée par les conditions climatiques. L’électricité produite, qui correspond à la consommation de 200 à 300 foyers, devrait alimenter une usine de dessalement nécessaire à l’alimentation en eau douce de la préfecture de Fukuoka.

Une technologie encore loin de pouvoir concurrencer le photovoltaïque ou l’éolien

Si l’énergie osmotique est prometteuse, sa mise en application reste, pour le moment, très complexe, ce qui explique pourquoi il n’y a que deux sites opérationnels dans le monde, et pourquoi les niveaux de production sont si faibles. À titre de comparaison, une éolienne terrestre de 3 MW peut produire aux alentours de 6 900 MWh par an, soit presque huit fois plus que la centrale osmotique de Fukuoka.

Dans le sud de la France, la startup Sweetch espère avoir son mot à dire grâce à une membrane révolutionnaire. Celle-ci, principalement fabriquée à partir de cellulose, devrait équiper Opus-1, un prototype de centrale de production d’électricité situé à Port-Saint-Louis-du-Rhône, au niveau de l’écluse de Barcarin. Cette expérimentation sur 2 ans constitue une étape clé pour la mise en œuvre d’une usine capable de profiter du potentiel de 500 MW de l’embouchure du Rhône.

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Les centres de données et l’intelligence artificielle sont de plus en plus gourmands en électricité. Et dans la course pour trouver des solutions bas-carbone pour les alimenter, Google vient de faire un nouveau pas de géant.

À l’automne 2024, Google et Kairos Power avaient annoncé la signature d’un contrat pour le déploiement de petits réacteurs modulaires — ou SMR pour Small Modular Reactor — destinés à assurer au géant du numérique, un approvisionnement stable en électricité bas-carbone. Au moment où le développement de l’intelligence artificielle rend les centres de données toujours plus gourmands en énergie. Objectif affiché : atteindre les 500 mégawatts électriques (MWe) installés dès 2035 grâce à plusieurs SMR Kairos Power.

Dans l’ombre, le projet a avancé. Et aujourd’hui, Google confirme l’emplacement de celui qui sera le premier de la liste de ses petits réacteurs modulaires. Il sera implanté à Oak Ridge, dans le Tennessee, sur le site où Kairos Power a déjà lancé la construction d’un réacteur nucléaire de 4^e génération de démonstration, le réacteur Hermes. Un réacteur à haute température refroidi par des sels fondus et dont le combustible se compose d’uranium TRISO et de Flibe — un mélange de fluorures de lithium et de béryllium. Le premier non refroidi par eau à obtenir une autorisation de construction aux États-Unis depuis 50 ans.

Le SMR Hermes 2, ce sera un réacteur de 50 MW. Et l’intention, c’est de fournir, grâce à lui, l’énergie dont les centres de données de Google ont besoin dans le Tennessee et dans l’Alabama voisin. Le tout dès 2030 via un contrat d’achat d’électricité conclu avec Tennessee Valley Authority (TVA). De quoi, au passage, venir renforcer aussi l’approvisionnement du réseau électrique local. Alors que tout le monde espère que les enseignements tirés du développement et de l’exploitation du réacteur nucléaire Hermes 2 puissent contribuer à réduire le coût des futurs SMR.

Google, pas le seul à lorgner sur les petits réacteurs modulaires

Localement, cela pourrait profiter aux industriels dont les besoins en électricité augmentent et qui pourraient alors jouir d’une technologie innovante, relativement bon marché et bas-carbone pour développer leurs productions.

Dans le monde du numérique, Google n’est pas le seul acteur à lorgner sur le nucléaire pour l’alimentation de ses centres de données. Le géant du cloud computing, Oracle, par exemple, a, lui aussi, déjà annoncé détenir désormais un permis pour construire 3 SMR pour une puissance totale d’un gigawatt (GW). Microsoft, de son côté, a signé un contrat d’achat d’électricité avec Constellation Energy lui garantissant que l’unité 1 de la centrale nucléaire de Three Mile Island pourra être mobilisée pour alimenter ses centres de données.

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Il aura fallu moins d’un an pour construire la plus grande centrale de stockage par batteries de France. Ce mois d’août, le développeur Harmony Energy a annoncé la mise en service de sa nouvelle installation nantaise.

Un « renouveau industriel ». C’est ainsi que l’Anglo-Saxon Harmony Energy qualifie ce nouveau projet qui occupe désormais le site d’une ancienne centrale électrique au charbon, au gaz et au pétrole ayant fonctionné entre les années 1950 et 1980. Située sous le pont de Cheviré, au cœur du port de Nantes Saint-Nazaire, la nouvelle installation fournira des services de stabilisation du réseau électrique. Selon son exploitant, elle pourrait alimenter 170 000 foyers pendant deux heures, soit bien plus que la population nantaise. Pour accomplir cette promesse, il faudrait toutefois que la consommation de chaque foyer n’excède pas 1,18 kilowattheure (kWh) et la puissance ne dépasse pas 590 watts (W), ce qui est relativement peu.

Équipée des fameux Megapack de Tesla, la centrale affiche une puissance de 100 mégawatts (MW) pour une capacité de 200 mégawattheures (MWh), avec ainsi deux heures d’autonomie à pleine puissance. Précisons que dans son genre, c’est la plus puissante du pays. Car, à Saucats en Gironde, par exemple, on retrouve une plus puissante installation de 105 MW d’une durée d’une heure : le projet « Claudia » appartenant à Amarenco. Pour Harmony, la suprématie ne sera que de courte durée, car du côté de Reims, une installation de 240 MW/480 MWh appartenant à TagEnergy devrait aussi voir le jour d’ici la fin de l’année.

Où en est le stockage par batteries en France ?

L’essentiel du stockage d’énergie en France repose encore sur les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), qui totalisent aujourd’hui près de 5 GW de puissance installée. Mais les batteries gagnent rapidement du terrain en raison des nombreux avantages qu’elles offrent : une rapidité de déploiement, une plus faible emprise au sol (1,2 hectare pour le projet d’Harmony Energy), et une meilleure proximité envisageable avec les zones de consommation.

Il y a cinq ans à peine, le parc de batteries français ne dépassait pas les 50 MW. Fin 2024, il franchissait le seuil du gigawatt, atteignant 1,07 GW. Selon Enedis, le nombre d’installations raccordées a été multiplié par 11 entre 2020 et 2024.

Mais toujours est-il que la France accuse un certain retard en la matière par rapport à ses voisins européens. Comme l’explique Corentin Baschet, associé chez Clean Horizon, dans l’Observatoire des transitions énergétiques 2025, l’instabilité des revenus reste le principal frein au déploiement de la technologie. En effet, les centrales de stockage dépendent d’un marché énergétique par nature instable. Or, « la plus grande partie des pays d’Europe n’a pas de mécanisme avec des revenus garantis pour le stockage », regrette-t-il.

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Si l’on en croit ce panneau, l’autoroute A43, qui court le long de la vallée d’Arc (Savoie), traverse un champ magnétique si puissant qu’il est nécessaire de ralentir quand on s’y approche. Mais celui-ci n’a rien de surnaturel. Il doit sa présence à la proximité d’une usine centenaire, qui a joué un rôle important dans l’histoire de l’industrie française. 

Si vous avez visité la Savoie cet été, vous avez peut-être longé Saint-Jean-de-Maurienne via l’autoroute A43. Auquel cas, vos yeux se sont peut-être écarquillés à la vue d’un panneau indiquant une limitation de vitesse à 90 km/h pour cause de « champ magnétique ». Ce panneau, plutôt surprenant, s’explique par la présence, le long de cette portion d’autoroute, de l’usine Trimet, qui fabrique de l’aluminium.

Créée en 1907, elle produit près de 145 000 tonnes d’aluminium chaque année grâce à une technique plus que centenaire : l’électrolyse. Celle-ci, mise au point par l’ingénieur français Paul Héroult en 1886, consiste à soumettre l’alumine, une poudre blanche obtenue par raffinage de la bauxite, à un fort courant électrique. Dans cette situation, les éléments qui constituent l’alumine se séparent : les ions d’oxygène migrent vers l’électrode positive tandis que les ions d’aluminium migrent vers l’électrode négative, permettant l’obtention d’aluminium pur.

Lorsqu’elle a été inventée à la fin du XIXe siècle, cette technique a rapidement pris son essor dans la vallée de la Maurienne, où l’électricité était abondante grâce à l’hydroélectricité. Dans la première moitié du XXe siècle, la vallée aura ainsi compté jusqu’à six fonderies d’aluminium.

Un impact direct sur les appareils électroniques

Aujourd’hui, une seule usine subsiste et se compose de 120 cuves AP30 et 60 cuves AP18. Si l’acronyme « AP » correspond à « Aluminium Pechiney », le nombre qui suit correspond à l’intensité du courant électrique employé dans chaque cuve, en dizaine de milliers d’Ampère (A). Comprenez donc 120 cuves de 300 000 A et 60 cuves de 180 000 A. C’est à peu-près autant que l’intensité mesurée au passage de la foudre !

Cette intensité électrique considérable génère un très fort champ magnétique, capable de dérégler les appareils électroniques sensibles. Pour s’en convaincre, il suffit de regarder la récente vidéo du vidéaste Monsieur Bidouille, dont la caméra perd complètement les pédales lors de sa visite du site, à proximité des cuves d’électrolyse.

Ce type de champ magnétique peut dérégler les montres, démagnétiser les cartes bancaires, ou même abimer les pacemakers, d’autant plus lorsque la variation est brutale. Si l’intensité d’un champ magnétique diminue très fortement avec la distance, sur l’autoroute A43, le principe de précaution a été appliqué à la lettre. Ainsi, réduire sa vitesse à l’approche de l’usine permet de limiter les éventuels effets délétères de son champ magnétique sur les appareils.

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Si vous avez voyagé en voiture électrique cet été, vous vous êtes très certainement arrêté dans une station de recharge rapide… et avez peut-être inhalé une quantité importante de particules fines. Une étude explique l’origine, assez sommaire, de cette pollution.

En analysant l’air de 50 stations de recharge pour véhicules électriques du comté de Los Angeles aux États-Unis, les chercheurs ont mesuré en moyenne 15 microgrammes de PM2,5 par mètre cube d’air, contre 12 dans les stations-service et 7 à 8 en milieu urbain. Dans certains cas, les appareils ont relevé des pics impressionnants à 200 microgrammes, comparables à une pollution routière intense. Ces particules, invisibles à l’œil nu et trente fois plus fines qu’un cheveu, sont connues pour pénétrer profondément dans l’organisme, augmentant les risques de maladies respiratoires et cardiovasculaires.

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Le problème ne vient pas des véhicules, mais des armoires électriques qui alimentent les bornes. Si elles ne produisent pas de particules fines, elles les remettent involontairement en suspension avec leurs puissants ventilateurs. Ces armoires, qui abritent les convertisseurs AC/DC, doivent en effet se refroidir en permanence à l’aide de ces ventilateurs. La pollution, notamment générée par les véhicules thermiques, est donc concentrée autour des bornes de recharge. Toutefois, elle décroît rapidement dès que l’on s’en éloigne de quelques dizaines de mètres.

Les chercheurs recommandent donc aux électromobilistes de rester à l’intérieur de leur voiture ou de s’écarter le temps de la recharge. L’ajout de filtres aux armoires pourrait réduire ces effets indésirables.

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Le géant américain de la voiture électrique veut tenter sa chance dans la vente d’électricité de l’autre côté de la Manche. Bien plus qu’une simple distribution d’électricité, l’entreprise compte bien utiliser son savoir-faire dans le stockage et la production solaire pour jouer un rôle significatif sur le réseau électrique du pays.

Tesla n’en finit pas de surprendre. Après les voitures électriques, les batteries stationnaires, les tuiles photovoltaïques ou les robots, le géant américain compte bien se lancer dans la distribution d’électricité. Il vient, en effet, de faire une demande de licence auprès de l’Autorité de régulation de l’énergie (OFGEM) pour fournir de l’électricité au Royaume-Uni. L’examen de cette demande peut nécessiter jusqu’à neuf mois de travail. Si elle est validée, Tesla pourrait ainsi proposer des abonnements d’électricité dès 2026.

Ce n’est pas la première fois que Tesla fait une incursion dans le secteur de la distribution d’électricité, puisque l’entreprise vend déjà de l’électricité sur le marché non régulé du Texas. Là-bas, le fort déploiement de voitures Tesla, mais également d’installations photovoltaïques et de Powerwall, permet au groupe de proposer des abonnements innovants, qui permettent d’optimiser les coûts pour les clients. Par exemple, un abonnement Tesla permet d’optimiser la charge/décharge du Powerwall en fonction des prix du marché. Les propriétaires de Tesla peuvent également profiter d’offres avantageuses avec la recharge illimitée sur les bornes pour seulement 15 $/mois.

Mais Tesla veut aller encore plus loin. Au Texas, Le groupe agrège ses Powerwall en une centrale électrique virtuelle (Virtual Power Plant, aussi appelé VPP). Ce mode de fonctionnement permet de stabiliser le réseau en créant une réserve d’énergie qui peut être distribuée lors des périodes critiques. Cela permet notamment de réutiliser de manière efficace la production solaire des propriétaires de Powerwall. Les clients qui participent à la VPP sont rémunérés, et empochent ainsi des revenus supplémentaires, souvent sous forme de crédits.

À quoi doit-on s’attendre en France ?

En s’immisçant sur le marché de la vente d’électricité au Royaume-Uni, Tesla espère diversifier ses sources de revenus pour maintenir une activité relativement élevée en Europe, malgré l’instabilité des ventes de voitures. Le nombre d’immatriculations de voitures américaines a chuté de près de 60 % sur l’année au Royaume-Uni, et même 55 % en Allemagne.

Le choix du Royaume-Uni est loin d’être un hasard. Dès 2020, Tesla y a fait une demande de licence pour produire de l’électricité grâce à ses panneaux solaires. De plus, le Powerwall y est commercialisé depuis déjà de nombreuses années. Enfin le parc automobile de Tesla y est particulièrement fourni. Outre ces spécificités, le réseau électrique du pays se retrouve régulièrement sujet à des tensions, notamment à cause de la part conséquente des énergies renouvelables dans son mix. Dans ce contexte, Tesla a une réelle carte à jour, notamment grâce à sa VPP.

En France, le contexte est un peu différent : le réseau bénéficie d’une importante stabilité grâce à son parc nucléaire. De ce fait, si les installations solaires sont de plus en plus répandues, la mise en œuvre de batteries a moins été encouragée, et le Powerwall vient tout juste d’être commercialisé. Il va donc vraisemblablement plusieurs années de travail à Tesla avant de pouvoir envisager une incursion sur le marché français.

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En matière d’électricité, le continent Africain est confronté à deux grands combats : l’introduction des renouvelables et l’électrification des territoires. Sur le premier volet, il avance, bien qu’à petits pas. Il vient de franchir la barre des 20 GW de puissance solaire installée.

Avec un ensoleillement des plus élevés dans le monde et une très bonne disponibilité des espaces, l’Afrique bénéficie d’un excellent potentiel solaire. Une ressource pourtant sous-exploitée dans la région. Néanmoins, le continent, bien qu’en proie à des difficultés économiques, s’efforce d’investir dans les renouvelables pour décarboner son mix énergétique et améliorer son faible taux d’accès à l’électricité. Et dans cette optique, le solaire connaît une croissance tout de même importante. Selon l’Association de l’industrie solaire en Afrique (AFSIA), le continent vient de franchir le seuil des 20 GW installés. Pour mettre en perspective, c’est presque l’équivalent du parc solaire français (environ 24 GW en fin 2024).

Une majorité concentrée aux extrêmes nord et sud

Ces 20 GW englobent toutes sortes d’installations : les grandes centrales, les projets industriels, les mini-réseaux et les systèmes résidentiels. La majorité de cette capacité est cependant concentrée en Afrique du Sud et dans les pays du Nord, notamment l’Égypte, le Maroc et la Tunisie. Ces quatre pays devraient maintenir leur position de leaders africains dans les années à venir. Si ces régions (du nord et du sud) ne rassemblent qu’environ 20 % de la population africaine, elles attirent, à elles seules, 45 % des investissements énergétiques et abritent 65 % de la capacité installée (toutes sources confondues), selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). L’AFSIA note cependant des progrès encourageants dans plusieurs pays d’Afrique australe, en particulier la Zambie, la Namibie, le Botswana et le Zimbabwe.

Une croissance soutenue du solaire

Si la capacité solaire d’Afrique est très loin d’égaler celle des pays développés, l’AFSIA note que le continent connaît une forte croissance en la matière par rapport aux autres régions du monde. En Europe, par exemple, un recul de 1,4 % est prévu par SolarPower Europe cette année, tandis qu’aux États-Unis, une baisse de 7 % des installations d’une année sur l’autre a été enregistrée.

Par ailleurs, pour le continent, la barre des 30 GW est déjà en ligne de mire. L’AFSIA recense près de 40 000 projets solaires en cours de développement, représentant environ 10 GW supplémentaires. Trois quarts de ces projets sont concentrés en Afrique du Sud, en Tunisie, en Zambie, en Angola, en Égypte et en Algérie. Cette dernière, longtemps restée en retrait, dispose de 3 GW en cours de construction.

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L’éolien offshore est une filière naissante, mais qui promet déjà d’occuper une part importante dans le mix énergétique du futur. Aujourd’hui, les fermes en mer alimentent déjà des dizaines de millions de foyers à travers le monde, selon un rapport récent.

L’installation d’éoliennes en mer a permis d’élargir l’accès aux énergies renouvelables. Les pays qui, grâce à leur géographie, ont le privilège d’en déployer y voient une source fiable d’énergie propre, qui renforcera leur souveraineté énergétique. Si la part de l’éolien en mer dans le mix reste encore de loin inférieure à celle de l’éolien terrestre, elle ne cesse de croître. Le Global wind energy council (GWEC) ou, en français, Conseil mondial de l’énergie éolienne, a récemment publié un rapport qui permet de voir plus clair sur l’évolution de de cette filière.

L’équivalent de 73 millions de foyers alimentés par l’éolien en mer

Selon le rapport, près de 73 millions de foyers consomment aujourd’hui de l’électricité produite par l’éolien offshore, grâce aux 83 GW de capacité installée dans le monde fin 2024. Durant l’année écoulée, 8 GW supplémentaires ont été ajoutés au parc mondial, un volume toutefois en baisse de 26 % par rapport à l’année précédente.

Le pays en tête de course, vous l’aurez deviné, c’est la Chine. Elle s’est attribué la moitié du marché mondial. Elle est suivie par le Royaume-Uni, Taïwan, l’Allemagne et la France. À eux cinq, ces pays représentent 94 % des ajouts de capacité en 2024, même si plusieurs nations ont cherché à accélérer le déploiement des parcs en mer. Le Japon, la Corée du Sud, les Philippines, le Vietnam, l’Australie, le Brésil et la Colombie ont notamment renforcé leurs règlementations en ce sens.

Du côté de la technologie flottante, la part qu’elle occupe reste pour le moment infime. Fin 2024, le GWEC fait état de 278 MW installés dans le monde. Ce système qui permet d’exploiter des zones maritimes plus profondes et plus venteuses est actuellement déployé par seulement sept pays : la Norvège (101 MW), le Royaume-Uni (78 MW), la Chine (40 MW), la France (27 MW), le Portugal (25 MW), le Japon (5 MW) et l’Espagne (2 MW).

Quel avenir pour l’éolien en mer ?

À l’image de la baisse observée en 2024, le GWEC a revu à la baisse ses prévisions pour les prochaines années. En effet, plusieurs facteurs pèsent sur la filière. L’instabilité politique — en particulier aux États-Unis, où la filière éolienne affronte la vive opposition de Trump — affecte significativement l’évolution du secteur. À cela s’ajoutent les retards de mise en service en Asie-Pacifique, ainsi que l’échec des enchères enregistré au Danemark et au Royaume-Uni.

Le Conseil reste toutefois optimiste. L’objectif à l’horizon 2030 sera atteint, voire dépassé d’après ses estimations. D’ici là, l’organisme prévoit une installation annuelle de 34 GW, contre un objectif de 30 GW. À court terme, la Chine et l’Europe devraient conserver leur position de leaders. Mais à partir de 2029, leur part de marché devrait progressivement reculer, au profit des autres pays qui monteront en puissance.

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Avec 3 961 km parcourus en 24 heures, la berline électrique P7 du fabricant chinois Xpeng établit une nouvelle référence mondiale d’endurance pour une voiture électrique, détrônant le Xiaomi YU7.

Imaginez une voiture électrique capable de relier Lisbonne au Portugal, à la capitale lettonne Riga, en une seule journée. Ce véhicule, c’est la Xpeng P7, une berline 100 % électrique qui vient de battre le record mondial absolu d’endurance, en bouclant 3 961 km en seulement 24 heures. Jamais un modèle électrique n’avait atteint une telle distance en un temps si court. Le précédent exploit, réalisé par la Xiaomi YU7, une électrique chinoise elle aussi, il y a seulement quelques semaines, plafonnait à 3 944 km.

Pour parvenir à battre ce record, un protocole très strict a été respecté, très éloigné des conditions réelles de conduite au quotidien. Il a imposé des vitesses très élevées (165 km/h en moyenne !) et des relais de conducteurs lors des arrêts exclusivement consacrés à la recharge ultra-rapide. Avec une puissance de charge maximale de 486 kW, la Xpeng P7 passe de 10 à 80 % de batterie en seulement 11 minutes et 29 secondes.

Ce record témoigne de l’évolution fulgurante de l’électrique. Alors que la Porsche Taycan réalisait 3 425 km en 24 h en 2019, la Mercedes CLA électrique bouclait 3 717 km en 2024. Avec 3 961 km désormais, la P7 incarne la volonté chinoise de dominer le marché de l’automobile électrique, tous segments confondus.

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En 2023, Tesla était déjà leader mondial du stockage par batterie. En 2024, elle conserve sa première place pour la deuxième année consécutive. Mais le géant américain risque cependant d’être détrôné par les marques chinoises, qui poursuivent leur expansion partout dans le monde.

Le cabinet d’analyse Wood Mackenzie vient de publier son classement mondial des intégrateurs de batteries stationnaires (BESS), ces entreprises qui conçoivent, assemblent et mettent en service des systèmes complets de stockage d’énergie par batteries. Le rapport révèle qu’au cours de l’année 2024, Tesla a maintenu sa place de leader mondial, avec une part de marché de 15 %. L’entreprise affirme avoir déployé quelque 31,4 GWh de batteries au cours de l’année.

Mais derrière ce pourcentage se cachent de fortes disparités régionales. Et en réalité, cette position de Tesla a été fortement influencée par son succès en Amérique du Nord. Ailleurs dans le monde, le marché est davantage dominé par les Chinois avec lesquels, d’ailleurs, la concurrence s’annonce de plus en plus rude. À l’échelle mondiale, le géant chinois Sungrow conserve la deuxième place avec 14 % de part de marché. Son écart avec Tesla n’est plus que d’un point de pourcentage, contre quatre points en 2023. En troisième place, on retrouve (encore la Chine) le China Railway Rolling Stock Corporation (CRRC).

Une montée en puissance de la Chine

Les intégrateurs chinois sont partout. Voilà le constat principal que l’on peut tirer des extraits du rapport publié par le cabinet d’analyse. La Chine a particulièrement renforcé sa présence en Europe avec une part de marché en hausse de 67 % par rapport à l’année précédente. Selon le rapport, les marques chinoises cherchent à se développer sur le Vieux Continent face à une concurrence nationale intense et au risque de surproduction sur leur marché intérieur.

En Europe, Sungrow occupe la première place, suivie de Tesla et du Japonais Nidec. En Asie et au Moyen-Orient, aucune trace de Tesla dans les tops trois. En Asie, le classement est dominé par CRRC, Sungrow et Envision, tandis qu’au Moyen-Orient, avec un marché naissant et prometteur, les leaders sont Sungrow, BYD et Huawei.

Sans surprise, Tesla est largement en tête en Amérique du Nord, avec une importante part de marché de 39 %. Sungrow y occupe la deuxième place malgré une baisse notable liée aux tensions géopolitiques entre les États-Unis et la Chine et aux mesures protectionnistes mises en place par le gouvernement. La troisième place revient à une marque locale, Powin.

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Entre risques sanitaires et entraves de la liberté, voilà près de 10 ans que le déploiement des compteurs Linky agite les passions. Alors que la CRE vient d’initier une taxe pour les abonnés refusant de passer au compteur communicant, l’opposition est toujours aussi farouche ? 

Depuis 2015 et le début de sa mise en place, le compteur Linky ne cesse de diviser. Il aura fallu près de 10 ans pour atteindre un taux de déploiement supérieur à 95 %. Ainsi, plus de 37 millions de compteurs ont été installés, tandis que 2,1 millions de foyers n’en sont toujours pas équipés. Si l’opposition a toujours été farouche, la récente décision de la CRE de faire payer une taxe à tous ceux qui refusent de s’équiper du compteur a remis de l’huile sur le feu. En Bretagne, par exemple, les membres d’un collectif anti-Linky du secteur de Rosporden (Finistère) jugent cette nouvelle taxe injuste. Selon eux, cette dernière est « punitive et sans justification ».

De son côté, Enedis a justifié cette taxe par le surcoût de gestion qu’entraîne l’absence de compteur communicant, et a mentionné le principe d’équité entre les usagers. Selon celui-ci, il serait inéquitable que l’ensemble des consommateurs paient les frais de gestion manuelle qui sont liés à l’absence de compteur Linky.

Des recours en justice qui donne souvent raison à Enedis

S’ils apparaissent moins nombreux qu’il y a quelques années, les collectifs anti-Linky sont encore légions. La Plateforme opérationnelle anti-Linky (POAL) recense, sur son site, près de 181 collectifs répartis dans toute la France. Ces derniers évoquent des revendications similaires, parmi lesquelles  :

• Des inquiétudes sanitaires concernant l’émission d’ondes électromagnétiques,
• La protection de la vie privée et des données personnelles,
• D’éventuels problèmes techniques.

En pratique, rares sont les personnes qui ont obtenu gain de cause face à Enedis. En 2020, la Cour d’appel de Bordeaux avait estimé que le compteur Linky n’était pas obligatoire, précisant que « contrairement à ce qu’affirme la société Enedis, aucun texte légal ou réglementaire, européen ou national n’impose à Enedis (…) d’installer au domicile des particuliers des compteurs Linky ». Depuis, les choses ont changé. Une décision de la Cour de cassation indiqué que « les usagers ne peuvent s’opposer à l’installation d’un compteur LINKY sur leur propriété, procédant de l’exercice par la société Enedis de ses prérogatives de gestionnaire du réseau public d’électricité rendues impératives pour les usagers par la loi et les termes du contrat réglementé ».

Des cas très particuliers où le compteur Linky a été retiré

Cette position, prise par la Cour de cassation, tient notamment à une directive européenne de 2009 qui impose aux États membres la mise en place de compteurs intelligents. De plus, les compteurs restent la propriété de la collectivité, et leur gestion revient à Enedis. De ce fait, en principe, l’usager doit permettre à Enedis d’accéder au compteur pour l’installation, l’entretien ou le remplacement.

Il existe tout de même une exception, avec les personnes souffrant d’électrosensibilité. Plusieurs tribunaux ont appliqué le principe de précaution, et ont reconnu le droit à la protection, même sans certitude scientifique sur l’impact réel de ces ondes. Si dans certains cas, Enedis a installé un filtre antipollution électrique, une quinzaine de personnes ont obtenu le retrait de leur compteur communicant.

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Dans un monde dominé par les réseaux sociaux et l’information continue, la réalité a parfois du mal à se faire entendre. Dernier exemple en date : le bang supersonique d’un avion, transformé en effondrement d’éolienne. 

Au début du mois d’août, en Belgique, une fake news à base d’éoliennes s’est répandue comme une traînée de poudre, avec des conséquences pour le moins cocasses. Tout commence par une grosse détonation, entendue à Orp-Jauche, en plein cœur du Plat Pays. Si ce bruit assourdissant a vraisemblablement été causé par un avion de chasse franchissant le mur du son, la question de son origine a attisé les curiosités sur les réseaux sociaux, et en particulier sur Facebook. Un utilisateur a notamment affirmé qu’il s’agissait d’une éolienne tombée à Jandrenouille, une commune d’Orp-Jauche, en illustrant son propos par la photo d’une éolienne tombée dans le Loiret, en 2018.

Il n’aura pas fallu plus longtemps pour que le média belge RTL Info s’empare de la pseudo-information, et la relaie à travers un article, supprimé depuis, mais encore consultable ici. Le journaliste belge Vincent Flibustier, qui a eu vent de l’histoire, l’a partagé sur ses réseaux, en gratifiant ses abonnés de quelques précisions supplémentaires. Il a ainsi expliqué que la personne ayant relayé l’information n’était autre que le porte-parole de la Police Fédérale belge. D’ailleurs, le bourgmestre de la commune concernée a, à son tour, commenté l’information pour signaler que les secours avaient été prévenus.

Les éoliennes : une cible récurrente

Si la situation prête à sourire, elle illustre parfaitement le fait que les éoliennes sont une cible privilégiée, et font régulièrement l’objet de fausses informations. On se souviendra notamment de cet article de 2016, publié par le Canard Enchaîné, qui annonçait à tort que plus de la moitié des éoliennes n’étaient pas raccordées au réseau électrique.

Plus récemment, en 2021, Stéphane Bern a publié une tribune dans Le Figaro contre la multiplication des parcs éoliens. Néanmoins, il avait indiqué qu’elles ne fonctionnaient que 25 % du temps, ce qui est factuellement erroné puisque l’ADEME a indiqué un taux de fonctionnement compris entre 75% et 95 %. En réalité, les 25 % correspondent au facteur de charge, c’est-à-dire à la production moyenne, par rapport à la puissance maximale de la turbine.

Le ministère de l’Écologie a plusieurs fois tenté de contrer la désinformation, notamment en 2021 avec un document intitulé « Le vrai/faux sur l’éolien terrestre ». Malheureusement, même ce document a été critiqué pour cause d’approximations sur certaines données. Ce document, disponible en ligne, ne mentionne l’intermittence propre à l’éolien qu’en la comparant aux maintenances programmées des centrales nucléaires. De la même manière, le document compare le coût du MWh d’électricité produite par une éolienne à celui d’une centrale à gaz pour obtenir une balance favorable à l’éolien, en omettant de le comparer au nucléaire.

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Après être définitivement sortie du charbon, l’Irlande poursuit ses efforts pour atteindre ses objectifs climatiques à l’horizon 2030. D’ici là, elle vise les 80 % de renouvelables dans son mix électrique. Un tel changement impliquera une importante modernisation du réseau électrique, une des raisons pour lesquelles le gouvernement a approuvé un investissement record de 3,5 milliards d’euros.

Débloquée dans le cadre du Plan national de développement, cette somme de 3,5 milliards d’euros sera attribuée à deux principaux acteurs. Une part de 1,5 milliard d’euros sera versée à l’ESB Networks, gestionnaire du réseau électrique (l’équivalent d’Enedis en France), et une autre de 2 milliards d’euros à l’EirGrid (l’opérateur équivalent de RTE en France). Jamais l’Irlande n’avait consacré une somme aussi importante à son réseau.

Cet effort financier permettra de renforcer la sécurité énergétique du pays. En effet, la demande en électricité y est de plus en plus importante, notamment avec l’essor des centres de données, qui consomment désormais plus que les foyers. De plus, d’ici 2030, l’Irlande s’est aussi engagée à construire 300 000 nouveaux logements qui devraient être alimentés en électricité. D’un autre côté, l’investissement permettra également d’accélérer la transition vers les énergies renouvelables. Il faut savoir qu’en matière de baisse d’émissions, l’Irlande est à la traîne. Elle risque de s’exposer à des sanctions de l’Union européenne si elle ne respecte pas ses engagements.

Développer les renouvelables et libérer le potentiel offshore du pays

La priorité absolue de l’Irlande reste donc d’atteindre ses objectifs de réduction des émissions à l’horizon 2030, au risque de devoir verser jusqu’à 26 milliards d’euros aux autres États membres de l’UE. Pour éviter cette facture salée, le pays mise sur un déploiement massif des énergies renouvelables. Il lui reste à installer 14 GW d’éolien (terrestre et offshore) et 8 GW de solaire. Ces objectifs « ne peuvent être atteints qu’avec un réseau électrique de classe mondiale », affirme le gouvernement dans son communiqué.

Selon le ministre d’État chargé des affaires maritimes, Timmy Dooley, cet investissement doit également permettre à l’Irlande de tirer parti de son immense potentiel éolien offshore. Plus tôt cette année, le Ministère de l’Environnement, du Climat et des Communications irlandais a publié une étude estimant qu’entre 3,5 GW et 18 GW supplémentaires de parcs éoliens offshore à fondations fixes pourraient être développés le long des côtes irlandaises. Avec un réseau adapté, l’Irlande pourrait ainsi passer du statut d’importateur à celui d’exportateur d’électricité, comme le souligne Timmy Dooley.

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Propre, abondante, et sans déchets hautement radioactifs, l’énergie issue de la fusion nucléaire promet d’être l’énergie du futur. À tel point qu’elle attire déjà les géants américains de la tech qui espèrent d’ici peu l’utiliser pour alimenter leurs énergivores data centers. Dans l’État de Washington, un projet est en cours pour bientôt fournir de l’énergie à Microsoft.

La firme de Bill Gates clame vouloir atteindre une empreinte carbone négative d’ici seulement 2030. Pour y parvenir, elle s’intéresse de près au nucléaire. Rien que pour Microsoft, la centrale de Three Mile Island — théâtre d’un grave accident nucléaire en 1979 — rouvre ses portes après avoir été mise à l’arrêt en 2019. L’unité numéro un (non concernée par l’accident) fournira intégralement sa production à l’entreprise.

Mais le géant américain ne s’arrête pas là. Cette fois, il mise sur une autre forme d’énergie nucléaire : la fusion. En 2023, Microsoft a signé un contrat avec la startup Helion Energy pour se procurer à terme de l’électricité issue de la fusion. Le projet avance. Début 2025, Helion avait levé une somme de 425 millions de dollars pour financer la construction du réacteur. Désormais, l’entreprise affirme avoir lancé les travaux de construction du site dans le comté de Chelan, à Washington. Le réacteur, baptisé Orion, devrait être opérationnel d’ici 2028 avec une puissance annoncée de 50 MW. Il sera connecté aux réseaux de distribution de Washington, en amont des centres de données de Microsoft qu’il alimentera.

Une technologie naissante qui séduit déjà les géants du numérique

Ce projet démarre alors même que la fusion nucléaire n’est pas encore totalement au point. Les scientifiques peinent toujours à dompter le phénomène qui alimente les étoiles. L’un des plus grands défis consiste à produire plus d’énergie que celle nécessaire pour déclencher la réaction. Helion travaille actuellement sur son septième prototype baptisé Polaris pour tenter de franchir cette étape.

Mais malgré les difficultés techniques auxquelles la nouvelle filière fait face, l’intérêt pour la fusion grandit. Elle intéresse de plus en plus d’entreprises, en particulier celles de la tech. Il semblerait que la fulgurante soif d’énergie des centres de données accélère la course. Google, lui aussi, a récemment signé un contrat d’achat d’énergie de fusion auprès de Commonwealth Fusion Systems pour alimenter ses infrastructures. L’entreprise numérique s’est réservé 200 MW sur les 400 MW que devrait générer le futur réacteur ARC prévu en Virginie.

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Pour relever le périlleux défi de la décarbonation, l’aéroport international de Denver envisage de sortir le grand jeu, et de recourir… au nucléaire ! L’entreprise chargée du site vient de commander une étude de faisabilité pour l’implantation d’un SMR. 

Perché quelques 1600 mètres d’altitude, à quelques kilomètres des célèbres Rocheuses, l’aéroport international de Denver (DEN) connaît une croissance fulgurante depuis son ouverture en 1995. De quelque 30 millions de passagers avant le passage à l’an 2000, il a dépassé les 80 millions de passagers en 2024, et se positionne en 6^e position des aéroports les plus fréquentés au monde. À l’heure de réfléchir à des solutions pour concilier un potentiel de 120 millions de passagers d’ici 2045, et l’objectif d’en faire l’un des aéroports les plus durables au monde, la question de l’énergie devient très vite un enjeu majeur.

Aujourd’hui, l’aéroport nécessite pas moins de 45 MWe de puissance électrique. Selon certaines estimations, ce chiffre pourrait atteindre 400 MW d’ici 2050, notamment du fait de l’augmentation du trafic. Pour répondre à ces besoins, la direction de l’aéroport de Denver vient de commander une étude de faisabilité sur la possible installation d’un SMR sur le site de l’aéroport. Cette étude, d’un montant de 1,25 millions de dollars, devrait nécessiter entre 6 et 12 mois.

Si l’aéroport de Denver, deuxième plus grand au monde en termes de superficie, ne manque pas de place, la mise en œuvre d’un SMR pourrait tout de même permettre de produire une énergie durable et continue, tout en économisant de la surface par rapport à d’autres technologies de production d’énergie renouvelable.

Un aéroport tourné vers l’avenir

Si le secteur de l’aéronautique est l’un des plus difficiles à décarboner, les équipes de l’aéroport de Denver ne ménagent pas leurs efforts pour limiter l’impact environnemental des opérations au sol. Celui-ci comporte l’une des plus grandes centrales photovoltaïques dans l’enceinte d’un aéroport avec 34 MWc de panneaux répartis sur une cinquantaine d’hectares.

En 2010, l’un des parkings les moins polluants au monde y a également été inauguré. Précurseur, celui-ci se distingue par son recours massif aux énergies renouvelables pour fonctionner. Parmi les énergies utilisées, on retrouve la géothermie, le solaire et l’éolien. Pourtant construit il y a plus de 15 ans, le toit du bâtiment est équipé d’un revêtement spécifique permettant de limiter la surchauffe des bâtiments. Enfin, il dispose, depuis sa construction, de nombreuses bornes de recharge, et de navettes fonctionnant grâce à des motorisation hybrides ou biodiesel. Sa conception lui a valu la certification LEED Gold, un label international attribué aux bâtiments qui répondent à des critères exigeants en matière de construction durable et de performance environnementale.

À La Défense, la tour First fait partie des quelques bâtiments français à avoir été certifié LEED Gold grâce à sa rénovation d’ampleur en 2011.

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Ébranlé par les décisions de Donald Trump, en début d’année, le secteur de l’éolien offshore peine à retrouver de la stabilité. Preuve de ce climat instable : l’action du groupe danois Ørsted vient de perdre 28% en quelques heures, après l’annonce d’une augmentation de capital.

Véritable mastodonte du secteur énergétique mondial, Ørsted traverse pourtant une période complexe. Le géant danois vient de voir son action chuter en bourse, tandis qu’il tente de trouver une solution pour rester à flot malgré les déconvenues et les difficultés financières.

À l’origine de cette chute, il y a la récente annonce d’une augmentation de capital de près de 8 milliards de dollars. Celle-ci a pour objectif de renforcer la structure financière de l’entreprise, et lui apporter plus de flexibilité pour faire face aux quelque 8,1 GW de parcs éoliens offshore actuellement dans les cartons, et qui devraient se concrétiser dans les 3 prochaines années. Il faut dire que le secteur éolien a été largement malmené au cours des dernières années. Celui-ci a, notamment, été particulièrement impacté par l’inflation et la hausse du coût des matières premières. Surtout, l’hostilité affichée de Donald Trump envers le secteur de l’éolien n’a fait que renforcer l’instabilité du secteur.

Sunrise Winds, au coeur des problèmes de Ørsted

Pour Ørsted, c’est le projet de parc Sunrise Wind qui cristallise ces difficultés. Ce parc de 924 MW devait initialement être mis en service à partir de 2026, au large des côtes new-yorkaises. À l’origine, ce parc était financé à part égale entre Ørsted et Eversource. Mais en juillet dernier, l’énergéticien danois a racheté la part d’Eversource pour devenir l’unique porteur du projet.

Cependant, le projet fait face à de nombreuses difficultés qui ont conduit à une forte dépréciation de sa valeur. Parmi ces difficultés, on retrouve des retards – surtout sur la chaîne d’approvisionnement -, une hausse des taux d’intérêts ou encore une dépréciation sur les baux des fonds marins. Dans ce contexte, Ørsted n’a pas pu revendre une partie de ses capitaux pour améliorer sa situation financière, et s’est vu contraint de limiter ses investissements dans plusieurs projets. C’est notamment pour cette raison que le groupe s’est retiré du projet Hornsea le 4 mai dernier.

La hausse de capital annoncée le 11 août devrait être utilisée aux deux-tiers pour financer entièrement le projet Sunrise Wind. Pour l’heure, il semblerait que le projet, qui pourrait produire l’équivalent de la consommation de 600 000 habitants de Big Apple, soit toujours rentable. Mais Ørsted va devoir veiller pour maintenir cette rentabilité. Désormais, la mise en service du parc est prévue pour le deuxième semestre 2027.

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L’impression 3D semble ne connaître aucune limite. Cette année, elle a fait sa grande entrée dans le secteur de l’énergie nucléaire. Non, on n’en est pas encore arrivée à l’impression d’une centrale entière, mais la technologie participe désormais à sa construction.

Le secteur énergétique se prépare à faire face à un boom de la demande électrique dans les années à venir. Une hausse qui sera portée par l’électrification massive des usages et la multiplication des centres de données. Si l’approvisionnement devra être suffisant pour répondre à tous les besoins, encore faudra-t-il que l’électricité soit décarbonée. D’où le fort intérêt pour les renouvelables, mais surtout aussi pour le nucléaire, dont les Américains cherchent à accélérer la construction grâce à l’impression 3D.

Dans le Tennessee, au sein du Laboratoire national d’Oak Ridge, le Centre de démonstration de fabrication (ou MDF pour Manufacturing demonstration facility) du Département américain de l’énergie expérimente la production de moules imprimés en 3D. Habituellement réalisés en acier ou en bois, ces moules sont ici en polymère, et serviront à façonner les parois en béton qui isoleront la cuve d’un réacteur nucléaire.

Bientôt des moules imprimés en 3D pour le projet Hermes

L’équipe a déjà réalisé plusieurs prototypes de moules qui ont servi à ériger une colonne en béton. Ces modèles seront soumis à des tests avant de donner naissance à une version grandeur nature, destinée au réacteur de démonstration de faible puissance Hermes, actuellement en construction à Oak Ridge. Développé par l’entreprise Kairos Power, ce réacteur utilisera le fameux combustible avancé appelé TRISO (Tristructural isotropic) associé à du sel fondu. Un réacteur qui ne fonctionne donc pas à l’eau légère, et c’est le premier de ce type qui a obtenu une autorisation de construction aux États-Unis ces cinquante dernières années.

En se tournant vers l’impression 3D, l’équipe espère réduire les coûts et accélérer la production. Selon le MDF, grâce à l’utilisation des moules composites, la construction de la structure en béton est passée de quelques semaines à seulement quelques jours. Les besoins en bois ont également été réduits de 75 %. De plus, les formes obtenues sont beaucoup plus précises. « Nous démontrons que le futur de la construction nucléaire n’a pas à ressembler au passé », se félicite Ryan Dehoff, directeur du MDF dans un communiqué. Reste à savoir si cette technologie parviendra à s’imposer durablement dans le secteur.

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Le 10 août, une invasion de méduses a frappé la centrale nucléaire de Gravelines. Et les conséquences ne sont pas anodines : le système de refroidissement n’a pas pu continuer à fonctionner normalement, forçant l’arrêt de plusieurs réacteurs. Un épisode rare provoqué par un phénomène biologique amplifié par le réchauffement climatique.

Le 10 août, les tambours filtrants de la centrale nucléaire de Gravelines (département du Nord) ont commencé à saturer sous un flot compact et gluant : des bancs entiers de méduses, charriés par la mer du Nord, se sont engouffrés dans les stations de pompage, bouchant l’arrivée d’eau nécessaire au refroidissement des réacteurs. Les dispositifs de sécurité ont immédiatement stoppé les quatre unités qui étaient en production – les deux autres réacteurs étaient déjà à l’arrêt pour maintenance. Résultat : plus aucun mégawatt produit sur le site, qui fournit habituellement près de 6 % de l’électricité française.

Le phénomène n’est pas nouveau. Gravelines avait déjà connu une perturbation gélatineuse en 1993. Mais cette fois, l’ampleur est autre : la température élevée de l’eau, la raréfaction des prédateurs naturels et la prolifération d’espèces invasives — comme la méduse lune d’Asie, installée dans la mer du Nord depuis 2020 — offrent un cocktail idéal à ces perturbations.

Un réacteur a pu redémarrer

Le 13 août à 7 h 30, EDF a réussi à relancer le réacteur six. Les unités deux, trois et quatre doivent suivre dans les prochains jours et les réacteurs un et cinq poursuivent leur maintenance. Aucune conséquence sur la sûreté ou l’environnement n’a été constatée.

Gravelines n’est pas un cas isolé. En 2011, la centrale écossaise de Torness avait dû fermer pour la même raison. En 2013, le réacteur 3 de la centrale nucléaire suédoise d’Oskarshamnun avait été arrêté après une invasion. Le Japon, la Chine, les États-Unis ou encore les Philippines ont eux aussi subi ces assauts silencieux. Pour limiter ces perturbations, certains laboratoires développent des systèmes de détection précoce capables d’anticiper la présence de méduses avant qu’elles n’atteignent les grilles de pompage, relève le Guardian.

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Si la puissance de cette nouvelle BESS n’a rien d’exceptionnel, son architecture, elle, interpelle. Elle devrait faciliter en effet la réutilisation des batteries de voiture électriques dans les années à venir. Voici pourquoi. 

Une startup californienne construit actuellement un système de stockage par batterie un peu particulier, à l’est de San Antonio, dans le Texas. Le projet Bexar Corrilla est une batterie de 24 MWh, qui devrait directement alimenter le réseau électrique du Texas, sera composée de près de 500 batteries de voitures électriques en fin de vie.

La spécificité du système, développé par B2U Storage Solutions, réside dans l’aspect plug-and-play de l’installation. En effet, la startup a mis au point une technologie qui permet de connecter directement les batteries à l’infrastructure, sans passer par un processus de reconditionnement qui peut s’avérer coûteux et énergivore. Ce processus de réutilisation simplifié n’entache en rien le niveau de sécurité du système, qui est certifié selon les normes de sécurité en vigueur (UL9540). En outre, la gestion de la vente d’électricité passe par une intelligence artificielle pour une optimisation constante.

Du fait d’un mix électrique de plus en plus tourné vers les énergies renouvelables, le réseau électrique du Texas est particulièrement volatile. En conséquence, l’État américain a besoin de capacités de stockage de plus en plus grandes. B2U Storage Solutions prépare déjà l’implantation de 3 sites de stockage supplémentaires, toujours autour de San Antonio.

La seconde vie, avenir du stockage stationnaire

Si Bexar Corrilla est le premier projet texan de l’entreprise californienne, cette dernière a déjà implanté deux sites en Californie. L’un d’eux, situé à Lancaster, affiche une capacité de 28 MWh grâce à l’utilisation de 1300 batteries de véhicules électriques. La plupart de ces batteries sont issues de Nissan Leaf dont le premier exemplaire mondial avait été commercialisé à San Francisco, en 2010.

Si les batteries de voitures électriques usagées sont encore relativement peu nombreuses, leur nombre devrait croître de façon exponentielle dans les prochaines années. Actuellement, on compte plus de 20 millions de véhicules électrifiés en Europe, et près de 40 millions de voitures 100% électriques à travers le monde ce qui représente un potentiel colossal. En théorie, on s’approche des 2 TWh à capacité initiale, soit presque 20 fois les capacités de stockage des STEP françaises.

La réutilisation de ces batteries, même avec seulement 70% de leurs capacités initiales, permettrait de contribuer grandement à la gestion des énergies renouvelables dans les réseaux électriques, tout en favorisant l’économie circulaire du secteur dans ce secteur. D’ailleurs, le futur passeport batterie européen devrait contribuer au développement de ce type d’initiatives.

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