Produire de l’électricité avec la lumière du soleil, c’est le principe bien connu de l’effet photovoltaïque ; c’est le phénomène à l’œuvre dans les panneaux que nous installons sur nos toits. Mais il existe une autre manière de procéder : l’effet thermoélectrique. Et une nanotechnologie vient tout juste d’être mise au point pour en démultiplier le rendement.

Utiliser la lumière du soleil pour chauffer une face d’un semi-conducteur tout en conservant froide l’autre face, et utiliser cette différence de chaleur pour produire de l’électricité : c’est le principe des STEG (Solar thermoelectric generators, soit générateurs solaires thermoélectriques). Ces dispositifs utilisent un effet physique appelé l’effet Seebeck – le phénomène inverse à celui qui permet aux modules Peltier de réguler une température.

Problème : les modules thermoélectriques ont souvent un rendement très faible : moins de 1 % de l’énergie solaire incidente est convertie en électricité ; c’est peu, comparé aux cellules photovoltaïques qui dépassent 20 % de rendement. Mais des chercheurs de l’Institute of Optics de l’University of Rocherster ont trouvé une solution pour améliorer significativement le rendement.

Un cocktail de solutions intelligentes pour un effet démultiplié

L’étude de Tianshu Xu a conçu un système très spécial autour du semi-conducteur. Du côté chaud du module thermoélectrique, ils ont transformé une plaque de tungstène en ce qu’ils appellent un « black metal » (« métal noir »). Pour ce faire, ils ont utilisé un laser pulsé femtoseconde (impulsions ultra-courtes d’un millionième de milliardième de seconde) pour graver la surface du métal à l’échelle du nanomètre (un milliardième de mètre). Ce faisant, ils ont modifié ses propriétés optiques : le métal absorbe mieux la lumière dans le domaine des longueurs d’onde du rayonnement solaire, tout en réduisant la dissipation de chaleur dans les autres longueurs d’onde.

Ils ont combiné cette innovation avec deux autres nouveautés. En premier lieu, ils couvrent la plaque de tungstène d’une pièce de plastique, destinée à limiter les pertes thermiques par convection, au même titre qu’une serre. En deuxième lieu, du côté froid, ils ont à nouveau utilisé un laser femtoseconde pour graver des stries microscopiques dans la plaque d’aluminium ; ces dernières amplifient le rayonnement et la convection, et donc le refroidissement.

Utile pour des capteurs autonomes et objets connectés

Toutes ces techniques visent à maximiser la différence de température entre le côté chaud et le côté froid. Et par là-même le rendement du module thermoélectrique. Et cela fonctionne : l’équipe annonce une multiplication par 15 du rendement du STE – de quoi s’approcher, donc, de celui des panneaux photovoltaïques.

Les chercheurs envisagent des applications pour des capteurs autonomes météorologiques ou agricoles, ou encore les objets connectés. Ils peuvent même être combinés à des panneaux photovoltaïques pour former des systèmes hybrides dont le rendement et la puissance seront encore maximisés. L’étude de Xu et collègues est disponible en source ouverte.

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Le pays le plus peuplé du monde vient d’annoncer avoir atteint une capacité de production d’électricité à moitié décarbonée. Mais qu’on ne s’y trompe pas : derrière ce chiffre trompeur, se cache la très longue route restante vers la décarbonation du mix électrique indien.

Quelques mois après avoir annoncé avoir franchi le cap du milliard de tonnes de charbon produites, l’Inde vient de franchir le cap des 50 % de capacité de production d’électricité décarbonée. Au premier abord, la nouvelle semble plus qu’encourageante pour le pays aux 1,45 milliard d’habitants. Et pour cause, ce cap a été franchi avec 5 ans d’avance par rapport aux objectifs fixés lors des Accords de Paris, en 2015. Dans les faits, la capacité de production d’électricité décarbonée atteint 242,8 GW sur un total de 484,8 GW. Elle se décompose de la manière suivante :

• Photovoltaïque : 116 GW
• Hydroélectricité : 54 GW
• Éolien : 52 GW
• Bioénergies : 12 GW
• Nucléaire : 9 GW

L’Inde ne compte pas s’arrêter là et espère atteindre les 500 GW de capacité d’ici 2030 grâce à des ouvrages d’envergure. On peut, par exemple, citer la mise en service, en 2029, d’une centrale photovoltaïque de quelque 30 GWc de capacité.

Capacité ne veut pas dire production

Néanmoins, ce chiffre est à prendre avec des pincettes, puisqu’il s’agit là de la capacité de production. Or, les énergies renouvelables ont un rendement bien inférieur aux modes de production pilotables comme les centrales à charbon, ou le parc nucléaire. Dans les faits, les centrales à charbon produisent 73 % de l’énergie consommée, tandis que les 168 GW d’éolien et de photovoltaïque combinés, qui représentent 34 % de la puissance totale installée, ne produisent que l’équivalent de 13 % du mix électrique indien.

Actuellement, c’est principalement le charbon qui permet à l’Inde d’augmenter sa production électrique à mesure que les besoins augmentent. Entre 2000 et 2023, la production d’électricité issue du charbon est passée de 386 000 GWh à 1 478 000 GWh. Pour autant, la consommation par habitant reste faible, puisqu’on ne compte que 1092 MWh par an et par habitant, contre 6 423 MWh par an et par habitant pour la France.

Pour réellement décarboner son mix électrique, le pays va continuer de développer les énergies renouvelables et cherche à augmenter ses capacités de stockage. Enfin, le pays compte énormément sur le nucléaire, et vise 100 GW de puissance d’ici 2047. Pour y parvenir, le pays compte beaucoup sur le soutien de la France, et a signé plusieurs partenariats en ce sens.

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Depuis vingt ans, la France était en contentieux avec la Commission européenne concernant les concessions des barrages hydroélectriques français, majoritairement détenues par EDF. Il semble que le gouvernement Bayrou soit parvenu à un accord. Et que EDF en soit plutôt satisfait.

L’intégration progressive des marchés au sein de l’Union européenne impose un certain nombre de conditions, dont certaines ne sont pas compatibles avec le fonctionnement historique des marchés nationaux. L’un d’eux s’est avéré particulièrement épineux pour la France : les concessions des barrages hydroélectriques.

Les traités européens ont été conçus de façon à promouvoir la concurrence sur les marchés publics, ainsi que le démantèlement des positions jugées dominantes. Cela concerne notamment les infrastructures de production d’énergie. En France, les barrages font l’objet de concessions qui ont été accordées pour des durées de 75 ans à l’issue des nationalisations qui ont suivi la Seconde Guerre mondiale. Ces concessions sont majoritairement détenues par EDF, pour plus de 70 % de la puissance installée – le reste étant détenu notamment par la Compagnie nationale du Rhône ou la Société hydroélectrique du Midi.

Une longue bataille juridique

Cette contradiction entre règles de l’Union européenne et régime historique français ont conduit à une longue procédure de contentieux. Cette dernière a débuté en 2005, par l’ouverture d’une procédure d’infraction par la Commission européenne. En effet, d’une part, EDF a perdu son statut d’établissement public en 2004, et, d’autre part, certaines concessions d’EDF arrivaient à leur terme sans pour autant être mises en concurrence.

EDF défendait le fait que la continuité d’exploitation des ouvrages était nécessaire au regard des enjeux de sécurité, de gestion de l’eau, de l’emploi et de l’environnement. La position d’EDF, soutenue plus ou moins ouvertement par les gouvernements français successifs, se plaçait ainsi dans la continuité de la mission de service public qui lui était dévolue depuis l’origine.

Il s’en est suivi un long bras de fer, marqué notamment par des mises en demeure officielles de la Commission Européenne. Une sorte de feuilleton à épisode, qui a régulièrement agité l’actualité. Avec cependant un résultat particulièrement délétère pour notre infrastructure énergétique : un blocage des investissements, au sujet de capacités nouvelles ou de nécessaires modernisation.

Un accord aurait été trouvé – pour combien de temps ?

Le gouvernement Bayrou a indiqué le 28 aout avoir obtenu cet été un compromis avec la Commission Européenne. Cet accord porte sur deux points. En premier lieu, le régime de concession serait remplacé par un régime d’autorisation, concernant les concessions qui arrivent à échéance – un changement qui reste toutefois encore assez flou dans ses modalités pratiques. En deuxième lieu, de façon à réduire la position dominante d’EDF, ce sont six gigawatts (GW) de capacité hydroélectrique dont la production serait mise aux enchères, sous le contrôle de la Commission de régulation de l’énergie (CRE).

Cela ressemble beaucoup au système ARENH qui avait été mis en place, pour des raisons similaires, pour le parc nucléaire français. Mais le gouvernement s’en défend, par les mots de Philippe Bolo (député Les Démocrates) : « Il ne s’agira pas pour autant d’un Arenh hydro », cité par Les Echos. Les modalités de cette mise aux enchères de production restant encore à définir, on imagine que les détails auront leur importance.

Certains n’hésiteront pas à dénoncer cet accord comme une ingérence supplémentaire portant sur des infrastructures critiques pour notre souveraineté énergétique. Le gouvernement, pour sa part, se félicite de ce résultat, dans son communiqué de presse du jeudi 28 août. Toujours d’après Les Échos, EDF s’en réjouit également, et annonce être en mesure de débloquer des investissements dans de nouvelles capacités, et notamment en créant des STEP. Reste à savoir si cet accord survivra aux actuelles turbulences politiques.

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Piqué au vif par un slogan publicitaire, EDF a envoyé un courrier recommandé à son concurrent Octopus Energy, afin de lui témoigner son mécontentement.

La petite querelle aurait pu rester dans l’intimité des deux fournisseurs d’électricité, mais l’un d’entre eux a choisi d’en faire part publiquement. Sur son profil Linkedin, Vincent Maillard, le patron d’Octopus Energy France s’agace d’une lettre recommandée que son concurrent EDF lui a envoyée. Le dirigeant publie un extrait du courrier, où l’énergéticien national dénonce « certaines communications d’Octopus Energy, dénigrant (entre autres) EDF ». En cause ? Un slogan diffusé à la radio, où Octopus titille ses concurrents historiques. « Votre vieux fournisseur d’énergie, vous le gardez par choix ou par flemme ? » clame le spot publicitaire. Il appelle les consommateurs à se questionner sur leur offre d’électricité « qui n’est peut-être plus aussi intéressante ».

Un slogan qui porterait atteinte à l’image d’EDF

Une campagne visiblement pas du goût d’EDF, qui estime que le slogan « porte atteinte à l’image du fournisseur du client par l’emploi de termes péjoratifs ». « Nous ne visions pas spécifiquement EDF » rétorque le président d’Octopus, surpris de la réaction de son concurrent. « Je trouve cela bien dommage pour une si belle entreprise qui devrait au contraire être fière d’elle-même ; et pourrait se consacrer à des tâches plus utiles que d’envoyer des recommandés à ses concurrents » explique-t-il, après une tentative de justifier l’expression litigieuse. « Vieux fournisseur doit se comprendre comme on parle d’un vieux copain, dont personne ne prétendra qu’il est forcément cacochyme. On voulait juste secouer un peu les clients qui restent avec leur fournisseur plus par habitude que par choix ».

Ce n’est pas la première fois qu’un fournisseur d’énergie « alternatif » réalise une publicité taquinant EDF. En 2021, Ekwateur lançait une campagne particulièrement agressive visant « les dinosaures de l’énergie », sans les nommer. Le clip publicitaire montrait notamment des dinosaures jouant au minigolf au milieu de barils de déchets nucléaires miniatures, ou lisant un journal les pieds sur un bureau sur lequel se trouve une casquette « make fossil great again ». « Franchement, qui miserait sur eux pour changer les choses ? » concluait la vidéo.

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Pour se débarrasser de ses centrales à charbon, l’Australie doit stabiliser son vaste réseau électrique, et compte ainsi sur les batteries stationnaires (BESS). C’est dans ces conditions que vient d’être mise en service la batterie la plus puissante au monde. 

L’Australie est décidée à décarboner son mix électrique, encore dominé par les énergies fossiles comme le charbon et le gaz. Mais compte tenu de sa situation géographique, le pays ne peut compter que sur lui-même pour faire face aux variations de production d’énergies renouvelables non pilotables. Pour cette raison, le pays mise beaucoup sur le déploiement de systèmes de stockage d’énergie, notamment par batterie (BESS) pour stabiliser le réseau. C’est dans ce contexte que vient d’être mise en service Waratah Super Battery, la BESS la plus puissante au monde. Composée de près de 2 592 batteries de type LFP, elle affiche une puissance record de 850 MW, pour une capacité de stockage de 1680 MWh.

Située non loin de Sydney, en Nouvelle-Galles du Sud, elle aura pour principal rôle de stabiliser le réseau australien à mesure que les centrales à charbon seront fermées. Elle a d’ailleurs été implantée sur l’ancienne centrale de Munmorah, qui affichait une puissance de 1400 MW. Elle est ainsi dotée d’une fonction de « Shock absorber ». Cela signifie qu’elle peut éviter les coupures en équilibrant le réseau lors de variations soudaines d’énergie. Celles-ci peuvent être provoquées par des surtensions, des feux de brousse ou encore des orages. En outre, elle est dotée d’un système de protection avancé qui surveille en temps réel 36 lignes à haute tension, et peut réagir en quelques secondes pour stabiliser le réseau en cas de défaillance.

La plus puissante, mais pas la plus grande en termes de capacité

La centrale australienne est ainsi la plus puissante au monde, mais elle n’a pas la plus grande capacité de stockage. En Australie, plusieurs projets d’extension de BESS devraient les inclure parmi les plus grands centres de stockage au monde. Pour l’heure, les plus grandes BESS se situent principalement aux USA. Le plus grand site de stockage, appelé Edwards & Sandborn, se situe en Californie et accompagne une vaste centrale photovoltaïque. Les quelque 1,9 million de panneaux solaires permettent d’alimenter environ 3,3 GWh de stockage d’énergie par batterie. Le site comprend plus de 120 000 batteries. En Europe, les projets d’envergure sont encore peu nombreux. On peut tout de même citer la Giga Storage Green Turtle, qui devrait avoir une puissance de 700 MW pour 2 800 MWh de capacité.

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Une centrale photovoltaïque de 100 MWc va devoir être démontée, à proximité de l’aéroport d’Amsterdam-Schipol, parce qu’elle éblouit les pilotes en phase d’atterrissage. Le porteur de projet a tout de même une solution : des films anti-reflets.

Le chantier s’annonce colossal : l’entreprise belge Energy Solutions Group (ESG) va devoir démonter une centrale photovoltaïque composée de 228 000 panneaux, pour voir les remonter d’ici quelques mois. La raison ? Située à proximité directe de l’aéroport d’Amsterdam-Schipol, la centrale de 100 MWc est accusée d’éblouir les pilotes durant les phases d’atterrissage. La situation est telle que l’aéroport, les autorités locales et la compagnie aérienne KLM ont décidé de porter plainte.

Construite l’année dernière, elle avait déjà fait l’objet d’une décision de justice en juillet, pour le retrait de 78 000 panneaux. Désormais, c’est l’ensemble de la centrale qui va devoir être déposée. Mais ESG n’a pas dit son dernier mot, et ne compte pas gâcher les 90 millions d’euros d’investissement qui ont été nécessaires à la construction du parc photovoltaïque. L’entreprise a pour projet de retirer les panneaux, et d’y appliquer un traitement antireflet qui devrait résoudre le problème. Les panneaux seront ensuite réinstallés au même endroit. Selon le journal Les Echos, l’opération devrait se chiffrer entre 25 et 32 millions d’euros, financée conjointement par les parties impliquées.

En attendant, les atterrissages d’une des pistes vont être majoritairement suspendus entre 14 h 40 et 17 h jusqu’à fin septembre.

Les aéroports, du potentiel et des contraintes

Les zones aéroportuaires suscitent de plus en plus de convoitises pour l’installation de centrales photovoltaïques. Elles se distinguent, en effet, par de vastes surfaces sans construction alentour, ce qui limite l’effet de masque qui peut réduire le rendement de l’installation.

Néanmoins, leur mise en œuvre reste complexe, car elles ne doivent pas éblouir les pilotes lors des phases d’envol et d’atterrissage. En France, la Direction générale de l’aviation civile a publié une note d’information technique spécifique qui stipule les règles à suivre en matière d’installation de panneaux photovoltaïques à proximité des pistes d’atterrissage. Pour l’heure, seuls quelques aéroports ont des infrastructures importantes comme celui de Lyon-Saint-Exupéry qui dispose d’une centrale de 20 MWc recouvrant 5 800 places de parking.

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Donald Trump poursuit sa chasse aux éoliennes, et semble vouloir décourager les plus grands acteurs du secteur à coups d’interruption de travaux, et d’incertitudes réglementaires. Cette fois, c’est un parc bientôt terminé qui doit être suspendu pour des raisons floues. 

Le 47ᵉ président des États-Unis l’avait annoncé juste avant son retour dans le Bureau Ovale : il ferait tout pour stopper les projets éoliens en cours. Plusieurs mois après, Donald Trump n’a pas réussi à faire démonter toutes les éoliennes du pays, mais continue de semer le trouble dans le secteur, et cette fois, c’est à Orsted d’en payer les conséquences. Celui-ci se trouve déjà dans une situation financière compliquée. Il y a quelques semaines, une augmentation de capital de près de 8 milliards de dollars, pour financer les retards du parc Sunrise Wind, lui avait causé un plongeon en bourse.

Désormais, le groupe danois vient d’annoncer avoir reçu un courrier de la part du Bureau of ocean energy management (BOEM) ordonnant « l’arrêt de toute activité en cours » pour le parc Revolution Wind. Cette interruption de travaux est censée permettre au BOEM de « répondre à des inquiétudes concernant la protection d’intérêts de sécurité nationale aux États-Unis ». En réponse à cette formulation plutôt floue, Orsted a annoncé évaluer toutes les options pour régler la question rapidement, et envisage même de recourir à des procédures légales.

Un parc pourtant terminé à 80 %

Cette situation est d’autant plus surprenante qu’Orsted possède toutes les autorisations pour mener ce projet à bien, et y travaille depuis près de neuf ans. À l’heure actuelle, le parc est à 80 % d’avancement. 45 des 65 éoliennes du projet ont déjà été installées, tandis que la mise en place de la sous-station électrique était imminente. Ce n’est pas la première fois que Donald Trump fait arrêter un projet en phase de construction, et disposant de toutes les autorisations. En avril dernier, il avait bloqué l’avancement du parc Empire Wind par Equinor pendant un mois.

Le parc, d’une puissance totale de 704 MW, devait fournir une puissance de 400 MW pour l’État de Rhode Island, ainsi que 304 MW pour le Connecticut. L’électricité devrait être achetée par les États par le biais de contrats de fourniture d’électricité. Malgré cette déconvenue, qui a causé une nouvelle chute en bourse du spécialiste de l’éolien, ce dernier espère une mise en service des installations au second semestre 2026.

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Et si c’était le moment idéal pour acheter des panneaux solaires ? Entre baisse de production de panneaux et incertitudes politiques, les prix bas risquent d’être éphémères. Mieux vaut donc en profiter avant qu’il ne soit trop tard. 

C’est le moment d’acheter des panneaux solaires ! C’est en tout cas ce que laisse penser le prix actuel des panneaux photovoltaïques, qui vient d’atteindre un point bas historique selon la plateforme européenne spécialisée pvXchange. À titre d’exemple, le prix des modules les plus courants est en moyenne de 10 centimes par watt. Cette chute des prix est impressionnante, en particulier en comparaison aux tarifs d’août 2022. À l’époque, ce même type de panneau se vendait à presque 0,35 €/W ! Les modules à haut rendement affichent une moyenne de 0,12 €/W. Enfin, les modules low-cost sont plutôt proches des 0,055 €/W.

Toujours selon pvXchange, les panneaux au rendement inférieur à 23 % sont désormais rares, et la puissance de 460 Wc est devenue la norme pour les modules de 2 mètres carrés sur le marché européen. Sur ce même format, certains panneaux dépassent même les 500 Wc de puissance.

Des prix bas, mais pour combien de temps ?

Malgré cette bonne nouvelle, il y a des risques que les tarifs commencent à remonter dès les prochaines semaines. En Asie, les prix du polysilicium commencent déjà à augmenter du fait d’une réduction de la production. En effet, le gouvernement supprime peu à peu les incitations fiscales et les exportations subventionnées. La Chine cherche, en effet, à mettre un terme à la surcapacité actuelle de production, en matière de photovoltaïque.

En parallèle, le marché du solaire en Europe présente de nombreuses incertitudes. De nombreux gouvernements ont choisi de réduire leur soutien aux énergies renouvelables, ce qui pourrait avoir des répercussions directes sur le déploiement de nouvelles capacités de production d’électricité photovoltaïque. En France, la CRE a publié les nouveaux tarifs de rachat de l’électricité solaire. Il semblerait qu’en matière d’énergie solaire, l’autoconsommation soit de plus en plus encouragée, ce qui permettrait notamment d’éviter un surplus de production lorsque les prix sont négatifs.

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La créativité des projets de stockage de l’énergie nous surprend un peu plus chaque jour. Et c’est le cas pour cet Energy Dome, qui se propose de stocker l’énergie dans… du dioxyde de carbone ! Une proposition d’une subtile ironie dans le contexte climatique. Allons voir comment cela fonctionne.

Energy Dome a été fondée à Milan en 2020. Ses fondateurs avaient quinze ans d’expérience dans divers projets d’énergie renouvelable. Et leur concept a déjà séduit de grands noms de l’industrie : Alliant Energy aux États-Unis, Engie en Italy, NTPC en Inde, et, dernièrement, Google, pour un projet de stockage d’énergie solaire.

Comme fonctionne leur concept ? Un premier espace de stockage ayant la forme d’un vaste dôme stocke du dioxyde de carbone (CO₂) à l’état gazeux. En situation d’excédent d’électricité, le système se charge. L’électricité est utilisée pour comprimer le CO₂ jusqu’à son point de liquéfaction. Le CO₂ liquide est ensuite transférée jusqu’à des cuves où il sera conservé le temps nécessaire. La chaleur générée par la compression est de son côté récupérée et stockée par de l’eau dans une cuve dédiée.

En situation de décharge, le procédé est inversé. Le CO₂ liquide est réchauffé, par l’eau préalablement stockée, et ce, jusqu’à son point d’évaporation. Le gaz produit fait ensuite tourner une turbine qui alimente un alternateur, lequel produit alors de l’électricité destinée à être livrée au réseau. Le CO₂ gazeux se retrouve ensuite stocké dans le dôme où il se trouvait initialement.

De multiples avantages par rapport aux alternatives

Les développeurs du projet avancent un rendement global de 75 %, ce qui est une relativement bonne performance pour du stockage électrique, quoiqu’un peu en deçà des batteries. Comparativement à cette dernière alternative, l’Energy Dome présente cependant un certain nombre d’avantages : pas de baisse de la capacité de stockage avec le temps, une durée de vie longue de l’ordre de 30 ans, mais aussi le fait de ne pas utiliser de matériaux critiques stratégiques (uniquement de l’acier, du CO₂ et de l’eau).

La société indique également que le déploiement est rapide (inférieur à 2 ans), et que le coût du stockage est faible – mais sans pour autant fournir de valeur indicative. Comparativement aux autres systèmes de stockage de sa catégorie – les stockages dits « pneumatiques » basés sur la compression/détente d’un gaz – ils ajoutent que leur système se passe de devoir gérer les températures très basses qui peuvent être atteintes au cours de la détente du gaz.

Une solution très intéressante donc, qu’il faudra suivre. Au regard des images fournies sur l’installation, on peut toutefois s’interroger sur l’emprise foncière d’un tel système : les dômes stockant le CO₂ gazeux semblent, en effet, de très grande taille.

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Le consortium Pennavel, chargé de la réalisation du futur parc éolien flottant Bretagne sud, a lancé fin août une première campagne d’investigations géophysiques et géotechniques au large du Morbihan. Objectif : préparer l’installation de ce parc de 250 MW, prévu pour 2031.

Depuis le 24 août, un navire spécialisé opéré par la société GEOxyz sillonne une zone de 40 km² au large de Groix et Belle-Île (Morbihan), où se trouvera le futur parc éolien flottant Bretagne sud. Équipé de sonars, de sondes et d’instruments tractés, il cartographie la stratigraphie et la morphologie des fonds marins. Viendront ensuite des prélèvements de carottes sédimentaires sur 6 mètres de profondeur et des tests de pénétration mécanique afin de confirmer la faisabilité technique des futurs ancrages de flotteurs.

Porté par Elicio France et BayWa r.e., le groupement Pennavel vise une mise en service du parc en 2031. Sa puissance de 250 MW devrait couvrir l’équivalent des besoins annuels en électricité de 450 000 habitants. Il sera le tout premier parc éolien flottant commercial de France, après les trois parcs éoliens flottants pilotes en cours de déploiement sur le littoral méditerranéen.

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Le marché des batteries domestiques ne cesse de se développer, notamment grâce au fabricant Anker Solix, qui vient de dévoiler un nouveau module de contrôle intelligent. Problème : il n’est pas disponible en France, comme trop souvent en matière de batterie de stockage domestique.

Le fabricant chinois Anker Solix continue de construire son écosystème de stockage d’énergie à destination des particuliers avec une ambition : permettre à chacun d’optimiser l’utilisation de sa production d’électricité photovoltaïque. Après le lancement de sa toute dernière batterie Solarbank 3 E2700 Pro, et ses 2,69 kWh de capacité, la marque vient de dévoiler le Power Dock.

Cet équipement, tout nouveau dans l’univers Anker, joue le rôle d’unité centrale pour gérer un système composé de plusieurs batteries Solarbank 3. Il peut ainsi contrôler jusqu’à 4 batteries, pour une puissance maximale de sortie de 4,8 kW en courant alternatif. En parallèle, il accepte jusqu’à 14,4 kW de courant continu en provenant de panneaux solaires, et bénéficie de connexions dédiées pour la recharge de voitures électriques. Au total, grâce à une architecture entièrement modulable, le système peut gérer jusqu’à 64 kWh de capacité de stockage.

La France n’est pas concernée pour l’instant

La commercialisation en France de la Solarbank 3 E2700 Pro, pour un tarif de 1799 €, donnait espoir quant à un véritable développement du marché du stockage pour particulier dans l’Hexagone. Cette dynamique a même été confirmée par le début de commercialisation récent du Powerwall 3 de Tesla.

Malheureusement, ce Power Dock, Made in Anker Solix, n’est disponible qu’en Allemagne, pour un prix de 399 €. Selon Anker, son installation nécessiterait forcément l’intervention d’un électricien pour sa configuration. En revanche, l’ajout de nouvelles capacités de stockage ou de production pourrait ensuite être réalisé par l’utilisateur grâce à un système de connexions enfichables. Toujours selon Anker Solix, la solution Solar Bank Multisystem permettrait d’atteindre jusqu’à 80 % d’autoconsommation, et pourrait être rentabilisée en seulement 4 ans. Un représentant de l’entreprise aurait déclaré à ESS News que la commercialisation de cette solution pourrait être étendue à d’autres pays européens. Espérons que la France fasse partie de la liste.

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Il s’agit du plus grave conflit européen depuis la Seconde Guerre mondiale. Et il ne cesse de nous rappeler que les infrastructures énergétiques sont un enjeu de guerre. Au cours de l’attaque ukrainienne de dimanche dernier, un drone a provoqué un incendie dans la centrale nucléaire de Koursk. Les conséquences, heureusement, semblent limitées.

Ce dimanche, l’Ukraine a lancé une attaque massive de drones sur la Russie. D’après le ministère russe de la Défense, ce sont au moins 95 appareils qui ont été interceptés dans plus de douze régions au travers de la Russie. Parmi les sites frappés, figure la centrale nucléaire russe de Koursk. Située à environ 60 km de la frontière, elle avait déjà fait parler d’elle à l’occasion de l’incursion ukrainienne, débutée le 6 août 2024, et qui avait conduit à des affrontements non loin du site.

Il faut savoir que la centrale de Koursk est une des plus grandes centrales nucléaires de Russie. S’y trouvent en effet quatre réacteurs RBMK (du type de ceux de Tchernobyl) de 1000 MW, dont deux sont définitivement à l’arrêt (réacteurs N°1 et 2, arrêtés respectivement en 2021 et 2024). Par ailleurs deux réacteurs VVER de 1255 MW sont en construction sur le site.

Baisse de 50 % de la puissance du réacteur N°3

Les défenses antiaériennes de la centrale ont ainsi abattu un drone peu après minuit (heure locale), et le drone a explosé et endommagé un transformateur auxiliaire, causant un incendie. Ces dommages ont impacté la production électrique du réacteur N°3, dont la puissance a dû être réduite de 50 %. Le deuxième réacteur fonctionnel, le N°4, était alors en maintenance.

L’incendie a été maîtrisé et éteint, et aucune perte humaine n’est à déplorer. Les autorités locales ont annoncé que le niveau de radioactivité est resté inchangé dans les environs de la centrale. Cet état de fait a ensuite été confirmé par l’AIEA.

La guerre en Ukraine, initiée en février 2014 et marquée par l’invasion russe du 24 février 2022, n’en finit pas de nous rappeler à quel point l’énergie est un aspect majeur du conflit. L’attaque de drone de dimanche dernier a ciblé également le terminal pétrolier Novatek sur le port d’Oust-Louga, déclenchant là-bas aussi un incendie. La centrale de Zaporijia, occupée par la Russie depuis mars 2022, a dû être mise à l’arrêt. Rappelons également la destruction du barrage hydroélectrique de Kakhovka pendant la nuit du 6 juin 2023, à l’origine d’une inondation dévastatrice qui a conduit à l’évacuation de dizaines de milliers de civils.

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Pays parmi les moins émetteurs de CO2 au monde, la Norvège compte bien maintenir cette ligne directrice sans pour autant freiner ses objectifs de développement. Pour y parvenir, elle pourrait se lancer dans la course au nucléaire grâce à des centrales flottantes. 

Les sociétés norvégiennes Norsk Kjernekraft et Ocean-Power AS viennent de signer un accord pour le développement de centrales nucléaires flottantes d’une puissance comprise entre 200 MW et 250 MW. Le principal intérêt de ces barges est de pouvoir être positionnée au plus près d’importants sites de consommation d’électricité comme les zones industrielles isolées, les ports ou encore des plateformes pétrolières.

Un pays avec une électricité déjà peu carbonée

À l’heure actuelle, la Norvège possède l’un des mix électriques les moins carbonés au monde, notamment grâce à l’hydroélectricité qui représente presque 90 % de sa production électrique. Néanmoins, le pays mise sur le nucléaire pour pouvoir assurer une hausse de sa production grâce à une solution stable et pilotable, mais décarbonée. Si le pays n’a jamais construit de centrale nucléaire pour produire de l’électricité, il possède un cadre juridique le permettant.

Il y a quelques mois, la société Ocean Power avait également annoncé une collaboration avec Copenhagen Atomics, pour développer une centrale nucléaire flottante équipée d’un réacteur à sels fondus au thorium, un élément radioactif très présent en Norvège. Cette même société Ocean Power travaille également sur la mise au point de centrales à cycles combinés flottantes, qui seraient équipées de système de capture des émissions pour permettre leur enfouissement dans des sites comme Northern Lights. Ces barges seraient spécialement indiquées pour limiter les émissions des plateformes pétrolières offshore.

L’avenir du nucléaire se passera-t-il par les océans ?

Le concept de centrale nucléaire flottante intéresse de plus en plus de pays, inspirés par la réussite de la centrale russe Akademik Lomonosov. Celle-ci, mise en service en 2019 et équipée de deux réacteurs de 35 MWe, vient de franchir le cap du milliard de kWh produits.

Parmi les projets en développement, on peut citer le programme américain NuScale sur barge, qui permettrait d’alimenter les bases militaires, les infrastructures côtières ou les projets industriels. Un partenariat Danemark/Corée travaille à la construction d’une centrale flottante de 100 MW. Enfin, l’Indonésie espère mettre au point une centrale flottante de 500 MW pour alimenter l’archipel indonésien via des barges installées sur les côtes.

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Alors que le Texas et la Californie se livrent une bataille sans merci pour devenir le roi du renouvelable, le Golden State vient de frapper fort en inaugurant l’une des plus grandes centrales solaires hybrides du pays. Cette dernière devrait permettre à Los Angeles d’approcher les 100 % d’électricité décarbonée d’ici 2035

Les chiffres de la toute dernière centrale solaire de Californie donnent le tournis, avec presque 1,4 million de panneaux solaires associés à 172 batteries LFP. Au total, l’installation solaire atteint les 758 MWc, tandis que la puissance de stockage atteint 300 MW associée à une capacité de 1 200 MWh. Avec sa pleine capacité, qui comprend Eland 1 et Eland 2, la centrale peut produire l’équivalent de la consommation de 226 000 foyers, soit 7 % de l’électricité totale de Los Angeles.

Spécialiste des centrales hybrides, Averon Energy n’en est pas à son coup d’essai, et compte 4 500 MW d’installations en service, répartis à travers les USA. L’avenir semble, lui aussi, radieux puisque l’entreprise travaille déjà sur 6 GW de projets supplémentaires.

Los Angeles vise le 100 % d’électricité propre d’ici 2035

Cette nouvelle centrale souligne les efforts de la Californie, et en particulier de la ville de Los Angeles, pour décarboner son mix électrique. Précurseure en la matière, la ville a mis en place des stratégies de développement durables dès la fin des années 1970 avec la création d’un centre de recherche sur les énergies éoliennes. Dès 2004, le gouverneur Arnold Schwarzenegger avait fixé l’objectif de déployer 3 000 MW de panneaux solaires sur les toits des bâtiments de l’État.

Après un objectif initial de 100 % d’électricité propre d’ici 2045, la ville de Los Angeles a finalement avancé cet objectif à 2035 à travers son plan LA100. Dévoilé en 2021, ce dernier repose sur un ensemble d’objectifs visant à déployer massivement des solutions de production d’énergies renouvelables comme le photovoltaïque, l’éolien et la biomasse, mais également le stockage d’électricité.

En parallèle, il intègre la modernisation des infrastructures électriques actuelles, ainsi que l’amélioration de l’efficacité énergétique des bâtiments. Enfin, une électrification accrue des bâtiments et des véhicules est également visée afin d’optimiser l’utilisation d’électricité propre.

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Tout un symbole. L’Allemagne, fer de lance du développement éolien en Europe, n’a eu aucune candidature pour son tout dernier appel d’offre pour un projet en mer de 2,5 GW. Loin d’être une simple erreur de parcours, cette situation souligne les difficultés que rencontre le secteur de l’éolien offshore sur le Vieux Continent. 

C’est la douche froide pour le gouvernement allemand. Son appel d’offre, concernant deux zones éoliennes en mer du Nord, n’a intéressé aucune entreprise. Personne ne s’est donc porté candidat. Ces deux zones, d’une superficie totale de 180 km², prévoient 2,5 GW de puissance à une distance de 100 km des côtes allemandes. Leur mise en service est prévue pour 2029 et 2031.

Ce résultat s’expliquerait par des risques financiers trop élevés, notamment à cause de l’absence de dispositif de soutien au prix de vente de l’électricité, que l’on retrouve dans d’autres pays comme la France. En parallèle, le projet renferme plusieurs incertitudes, particulièrement en termes de rendement annuel. En effet, sur le long terme, ce parc de 2,5 GW sera entouré d’autres parcs éoliens comme N-9.4 ou N-12.1. Cela pourrait avoir des répercussions directes sur les performances du parc à cause de l’effet de sillage.

L’Allemagne n’est pas la seule à subir une telle déconvenue. Fin 2024, au Danemark, un appel d’offre avait déjà subi le même sort pour trois zones d’une puissance totale de 3 GW.

Le secteur de l’éolien offshore peine à sortir de l’ornière

Si le Danemark a relancé son appel d’offre en assouplissant ses critères, et l’Allemagne compte en faire autant d’ici l’été prochain, la situation reste inquiétante. En réalité, c’est tout le secteur éolien offshore qui peine à relever la tête et retrouver des perspectives financières sereines, après plusieurs années grevées par d’importantes hausses de prix des matières premières et un manque de stabilité des politiques gouvernementales. L’évolution du montant des concessions des projets allemands en est la preuve. Alors que le gouvernement avait récolté 12 milliards d’euros en 2023 grâce à 7 GW de projets, elle n’a obtenu que 180 millions d’euros de la part de TotalEnergies pour le projet N-9.4 et son gigawatt de puissance.

Toujours en Europe, le projet écossais Hornsea 4 a récemment été annulé par Orsted par manque de rentabilité. En France, l’appel d’offres concernant le futur parc éolien en mer d’Oléron ne bouscule pas les foules, puisqu’un seul candidat semble prêt à déposer une offre.

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Si la gravité de l’évènement d’avril dernier ne fait pas débat, les solutions pour y remédier ne font, elles, pas l’unanimité. Entre désaccords techniques et prises de positions politiques, le Parlement espagnol n’a pas réussi à trouver un terrain d’entente sur la direction à suivre pour éviter une nouvelle coupure générale. 

En Espagne, les effets du black-out, qui a privé 50 millions d’habitants d’électricité le 28 avril dernier, sont loin d’être terminés. Le gouvernement espagnol travaille à revoir en profondeur sa gestion énergétique pour qu’un tel événement ne se reproduise pas. Après plusieurs mois de réflexion, un ensemble de mesures a finalement été présenté au gouvernement, sous l’intitulé « Real Decreto-ley 7/2025 ». Ce projet de décret-loi propose des mesures concernant trois axes principaux, à savoir :

➡️ Le renforcement de la supervision et la transparence du réseau

Un des premiers chantiers proposés par ce décret-loi concerne la supervision du réseau électrique. Celui-ci prévoit ainsi la gestion centralisée des données issues des 30 millions de compteurs communicants espagnols par Red Eléctrica (REE). En parallèle, une supervision trimestrielle du réseau électrique devrait être réalisée par l’autorité de régulation espagnole afin de mieux cerner la situation.

➡️ L’accélération du stockage d’électricité et des énergies renouvelables

Cet axe prévoit une division par deux des délais d’obtention de permis pour des projets de stockage d’énergie, et la reconnaissance d’intérêt public de ce type d’installation. L’ajout de système de batteries sur des sites solaires ou éoliens sera également facilité. Le stockage « Stand-alone », qui désigne le grid forming, sera également encouragé pour améliorer la stabilité du réseau.

 ➡️L’extension de l’autoconsommation et le développement de l’électrification

En ce qui concerne l’autoconsommation, le rayon de partage de l’énergie solaire sera augmenté de 2 km à 5 km pour les projets jusqu’à 5 MW. Les démarches administratives liées au déploiement de bornes de recharge pour véhicules électriques seraient également simplifiées. Enfin, des incitations fiscales seraient mises en place pour encourager les particuliers et collectivités à investir dans l’électrification des usages et la production d’électricité décentralisée.

La sécurité énergétique du pays prise en otage par le Parlement

Néanmoins, si le secteur des énergies renouvelables soutient ce projet de loin, ce dernier est bloqué au niveau du Parlement, à cause de profondes divisions politiques. Le texte a été rejeté à 183 voix contre, et 165 voix pour. Si certains des partis d’opposition ont émis des critiques sur le fond avec notamment une trop grande factorisation des grandes compagnies électriques, certains votes d’oppositions seraient exclusivement politiques. Le Parti populaire (PP) a, de son côté, dénoncé l’absence de démissions à l’issue du black-out, et a annoncé vouloir présenter sa propre promotion énergétique alternative au Congrès.

Cette situation plonge donc le secteur énergétique espagnol dans une profonde incertitude. Pour y faire face, les parlementaires vont devoir trouver un terrain d’entente dans les meilleurs délais, afin de permettre au secteur une restructuration nécessaire à la stabilité du réseau. En attendant, quelques mesures ont été appliquées à l’échelle régionale. Par exemple, en Andalousie et en Estrémadure, des dispositifs de stockage sont désormais imposés à proximité des grands parcs solaires, avec une supervision spécifique des fluctuations de tension.

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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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