Une piscine consomme de l’énergie, c’est un fait. Équipements indispensables, comme la filtration, bien sûr. Mais également son chauffage si l’on recherche du confort ou si l’on veut étendre la période des baignades aux saisons fraîche. De quelle manière le Soleil peut-il nous aider à assurer ces besoins ?

Les besoins en énergie étant de manière générale dépendants de la taille de la piscine, nous allons avons besoin d’une référence. Nous allons considérer dans la suite une piscine de l’ordre de 30 m³, proche de la moyenne française. Voyons donc ce que peut nous apporter le soleil, tout d’abord en ce qui concerne les équipements, puis, enfin, pour le chauffage.

Les besoins liés aux équipements

Les équipements consommateurs d’électricité sont assez nombreux : pompe de filtration, robot nettoyeur, systèmes de régulation du pH, électrolyseur, volet roulant, éclairage, etc. Dans cet ensemble, c’est le pompage qui représente la plus grande part de la consommation. C’est ce poste que nous allons considérer dans notre estimation des besoins énergétiques.

Si l’on considère que la totalité du volume de la piscine est recyclé en 4 h, cela implique un besoin de pompage de l’ordre de 7,5 m³/h. Pour ce faire, la pompe devra avoir une puissance de l’ordre de 0,4 CV, soit environ 300 W. Si l’on considère une durée de pompage de 8 h par jour, cela représente un besoin de 2,4 kWh quotidiens. D’après l’outil PVGIS de l’Union européenne, une centrale photovoltaïque de 1 kWc dont les panneaux sont orientés au sud avec une inclinaison de 35° pourrait produire de l’ordre de 3,6 à 4,1 kWh par jour pendant les mois d’avril à septembre. Ainsi une centrale de 1 kWc devrait être suffisante pour assurer les besoins électriques des équipements sous la forme d’énergie solaire.

Les besoins liés au chauffage

Concernant le chauffage, les besoins en énergie vont dépendre de plusieurs paramètres, dont notamment la taille de la piscine, la température souhaitée pour l’eau, ainsi que de la localisation et des conditions climatiques. Plus la saison sera avancée, plus les besoins de chauffage seront grands. Envisageons dans un premier temps un chauffage électrique de la piscine, en installant des panneaux photovoltaïques couplés à une pompe à chaleur (PAC). Il faudra alors une PAC dont la puissance thermique est de l’ordre de 8 kW ; en considérant un COP de 5, cela représente une puissance électrique de 1,6 kW. Sa durée de fonctionnement quotidienne dépendra des conditions météorologiques et de la température souhaitée, de sorte qu’il est difficile d’estimer l’énergie qu’il sera nécessaire de lui fournir.

Nous admettrons qu’elle aura pour rôle de relever la température entre 1 et 2 °C chaque jour, ce qui correspond approximativement aux pertes d’une piscine raisonnablement isolée. En ce cas, une formule courante permet de calculer une durée de fonctionnement entre 4 et 8 h pour compenser cette baisse de température : temps de montée en température (heures) = [Volume (m3) x Différence de température (température souhaitée – température initiale) x 1.163] / Puissance restituée de la pompe (kW). Notez que son origine exacte n’a pas été retrouvée.

Cette durée de fonctionnement est compatible avec les horaires de la production solaire, il n’y aura donc pas nécessairement besoin de système de stockage pour l’alimenter sur une plus longue durée. En revanche, le besoin énergétique sera compris entre 6,4 et 13 kWh par jour. Pour totalement alimenter la pompe à chaleur en électricité solaire, il sera nécessaire de disposer d’une centrale photovoltaïque de l’ordre de l’ordre de 3 kWc.

Il pour être utile de prévoir un chauffage solaire thermique de la piscine. Il existe de nombreux équipements pour ce faire : bâches solaires, tapis solaires, ou alors des capteurs solaires thermiques. On estime qu’il faut en moyenne 0,3 m² de capteur par mètre-cube, soit, dans notre cas, environ 10 m² de panneaux. Cette installation ne consommera pas d’électricité, à l’exception d’éventuelles pompes de circulation, mais elle sera moins appropriée pour régler précisément la température de la piscine qu’une installation électrique.

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Les batteries perdent progressivement leur capacité de charge, limitant ainsi leur durée de vie. Autrement dit : les batteries s’usent. Et si ces dernières décennies ont amené des progrès spectaculaires, il n’en reste pas moins que la durée de vie d’une batterie est l’un des paramètres les plus importants pour leur évaluation économique.

Trouver des moyens d’augmenter à moindre coût la durée de vie d’une batterie est un des premiers objectifs de la recherche actuelle sur ces systèmes. En effet, un plus grand nombre de cycles permet de répartir le coût d’investissement dans la batterie sur une plus grande quantité cumulée d’électricité stockée, et donc de réduire le coût du stockage unitaire, c’est-à-dire par kilowattheure. On en conçoit tout l’intérêt lorsqu’il s’agit de stocker de grandes quantités d’électricité renouvelable.

Dans ce contexte, Rimac Energy, un fabricant basé à côté de Zagreb, en Croatie, vient d’annoncer avoir une solution pour garantir sa batterie lithium-ion au-delà de douze mille cycles. Mieux : elle promet une baisse de capacité nulle les deux premières années de fonctionnement de la batterie.

L’inévitable usure des batteries lithium-ion

Avant d’aller plus loin, faisons un court détour en rappelant le principe de fonctionnement d’une batterie Li-ion. Au cœur de la batterie, se trouve l’accumulateur, qui fonctionne sur la base du transfert, au travers d’un électrolyte liquide, de l’ion lithium Li⁺ depuis une électrode positive (par exemple, un phosphate de fer et de lithium) vers une électrode négative (par exemple, du graphite) ; c’est le fonctionnement lors de la décharge. Ce transfert d’ion lithium est inversé au cours de la charge : le lithium est alors transféré de l’électrode négative vers l’électrode positive. Pour donner une image, les chercheurs parlent d’un principe de « rocking-chair », pour illustrer ce mouvement pendulaire du lithium entre les deux électrodes de polarité opposée.

La capacité de charge d’une batterie Li-ion est donc directement liée à la quantité d’ions lithium qui peut circuler entre les électrodes. Si du lithium est fixé, la quantité de lithium transférable diminue, et la capacité de la batterie diminuera inévitablement. Or, il existe de nombreuses causes qui sont à l’origine d’une immobilisation du lithium, et donc d’une usure des batteries : la formation de lithium métallique au niveau de l’électrode négative, la présence d’éléments inertes dans l’électrode positive ou encore une dégradation de l’électrolyte.

La solution de Rimac Energy : la prélithiation

Pour parer à cette usure progressive, Rimac Energy a parié sur une technique : la prélithiation. Cette technique consiste à intégrer dans l’accumulateur une plus grande quantité de lithium que nécessaire, de sorte qu’au fur et à mesure de l’immobilisation du lithium, il est immédiatement remplacé par le lithium surnuméraire.

Le fabricant a intégré cette innovation dans le SineStack, son système de batterie lithium-fer-phosphate (LFP) de très grande capacité, à savoir 790 kWh. La prélithiation est assurée par un matériau basé sur un oxyde de fer, et qui contient l’excès de lithium qui permettra de compenser la perte progressive d’ions lithium disponibles. Cette technique est par ailleurs combinée avec un système de distribution électrique dit distribué, qui permettra de contrôler et d’équilibrer en direct la baisse de performance des accumulateurs Li-ion qui composent le système de batteries.

Cette combinaison de techniques permet à Rimac Energy d’avancer que son système de batteries est « le plus avancé du monde ». Si l’on ne doute pas du grand intérêt de ces innovations, cette revendication sera peut-être de courte durée. En effet, CATL a annoncé en avril un nouveau système de batterie, lui aussi basé sur la prélithiation, et qui, selon le fabricant chinois, pourrait permettre une baisse de capacité égale à zéro non pas les deux, mais les cinq premières années.

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Les prix négatifs se multiplient sur les marchés de gros de l’électricité, et ce n’est pas une bonne nouvelle : ils traduisent un problème d’adéquation de l’offre et de la demande. Pour réduire ces épisodes, et limiter le risque d’une multiplication à l’avenir, Réseau de transport d’électricité (RTE) nous montre que le régime d’obligation d’achat doit être remplacé par une généralisation du complément de rémunération.

Vous cherchez une source de données sur le réseau électrique français ? Les bilans électriques de RTE sont faits pour vous. Publiés chaque année, ils sont une mine d’information pour qui cherche à comprendre les grands chiffres, et les grandes tendances du paysage électrique français. C’est aussi l’occasion pour RTE de mettre en avant ses recommandations concernant la stabilité du réseau électrique et plus généralement les modalités de la transition énergétique.

Le bilan du premier semestre 2024 est de cette nature. On y apprend beaucoup de choses. Par exemple, on lit que la France a battu sur le semestre son record d’exportations nettes d’électricité, à hauteur de 43 TWh, quantité que RTE compare à la consommation annuelle d’un pays comme le Portugal. Cela semble une bonne nouvelle, donc, pour l’industrie énergétique française. Mais RTE propose également des informations qui lui permettent de motiver une généralisation du passage du régime d’obligation d’achat au régime de complément de rémunération. Penchons-nous sur ce sujet en détail.

L’influence des mécanismes de rémunération sur l’équilibre du réseau

Il existe aujourd’hui deux grands régimes permettant de rémunérer les moyens de production renouvelables non pilotables, comme les centrales solaires en toiture installées par les particuliers : l’obligation d’achat et le complément de rémunération. Dans le cadre de l’obligation d’achat, l’électricité renouvelable est achetée à un prix fixé par EDF OA ou par une entreprise locale de distribution (ELD), indépendamment du prix du marché, et indépendamment des besoins réels en électricité ; cela implique que cette électricité peut être produite même lorsque l’offre excède la demande, et notamment dans les situations où les prix du marché deviennent négatifs.

Le mécanisme de complément de rémunération a été introduit en 2015 par la loi de Transition Énergétique. Dans ce cadre, le producteur d’électricité renouvelable vend sa production sur les marchés, et ce, aux prix du marché. Cette vente est effectuée directement par le producteur ou par le biais d’un intermédiaire, appelé « agrégateur ». Ensuite, la différence par rapport à un tarif de référence, fixé par la filière, est ensuite versé par l’obligé au producteur.

Ces deux mécanismes agissent différemment sur la mise en production des capacités intermittentes, notamment lorsque les prix sont négatifs. Dans ces situations, en obligation d’achat, il n’y a pas d’incitation à réduire la production, tandis qu’en complément de rémunération, il y a une incitation à éviter les prix négatifs, et donc à ne pas produire lors de ces épisodes.

Pour une répartition plus équitable de l’effort de stabilisation du réseau

L’objectif du complément de rémunération est d’inciter les producteurs à adapter leur production à l’état du marché, et notamment à réduire leur production dès lors que les prix sont négatifs. RTE relève que le nombre d’heures à prix négatifs augmente avec le temps : 53 heures au 1ᵉʳ semestre 2023, contre 233 heures au 1ᵉʳ semestre 2024.

Ces épisodes de prix négatifs correspondent à la conjonction entre une consommation électrique faible, à une amélioration de la disponibilité du parc de production conventionnel (+ 19 TWh pour le nucléaire par rapport à 2023), et à une augmentation de la production renouvelable. Cette dernière n’est pas négligeable sur le semestre : +11,1 TWh pour l’hydraulique, + 0,8 TWh pour l’éolien et + 0,5 TWh pour le solaire, toujours par rapport à 2023.

RTE indique que la charge d’adaptation de la production à l’équilibre de l’offre et de la demande doit être supportée par tous les producteurs. Or les moyens renouvelables assureraient cette charge dans une moindre mesure. Pour montrer ce point, RTE utilise la notion de consommation résiduelle : il s’agit de la part de la production qui n’est pas couverte par les énergies renouvelables, et qui doit donc être couverte par les moyens conventionnels (nucléaire, thermique à flamme et hydraulique pilotable). Cette consommation varie quotidiennement en fonction de la consommation et des conditions environnementales qui gouvernent la production renouvelable.

L’amplitude quotidienne de la consommation résiduelle varie plus fortement en 2024 qu’en 2023. RTE cite notamment le cas de la différence de consommation résiduelle entre la pointe du matin et le creux de fin d’après-midi au cours d’un jour de printemps : elle est ainsi passée de 5,3 GW en moyenne en 2014 à 8,0 GW en 2023.

Les installations éoliennes et solaires sous obligation d’achat représentent environ 24 GW de puissance installée, par rapport à une capacité totale de 44 GW environ. RTE propose ainsi pour que les nouvelles installations soient développées sous le régime du complément de rémunération, et que les installations actuelles de grande taille actuellement sous le régime d’obligation d’achat soient également incitées à moduler leur production en fonction des besoins.

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Deux mystérieuses tours équipent déjà ce site industriel du sud de la Suède. Une troisième tour, plus grande encore, sera bientôt construite, complétant ainsi ce paysage impressionnant. Plus étonnant encore, ces tours jouent un rôle clé dans la transition énergétique. Mais à quoi peuvent-elles bien servir ?

Avant de lever le voile sur la fonction de ces deux tours, prenons un peu de recul. La société NKT est une entreprise pionnière dans la fabrication de câbles électriques, et aujourd’hui, elle est un des leaders mondiaux. Fondée en 1891, c’est-à-dire, il y a plus de cent trente ans, elle a déjà vécu une révolution industrielle, et participe activement à la nouvelle révolution énergétique.

Car NKT est un des principaux fournisseurs de câbles électriques offshore, ces câbles indispensables pour relier les sites de production marins aux réseaux électriques continentaux et transmettre l’électricité produite. Ainsi, depuis 2010, la société a été sélectionnée pour plus de 50 projets de centrales éoliennes offshore. Et elle ne compte pas s’arrêter là. En effet, dans le cadre de son objectif de neutralité carbone d’ici 2050, l’Union européenne a planifié l’installation de 300 GW de capacité éolienne, laquelle implique une multiplication par 25 fois de la capacité éolienne offshore.

Un procédé de fabrication vertical

Le siège de NKT se trouve au Danemark, et son installation de Karlskrona, l’un des plus grands sites mondiaux de fabrication de câbles, se trouve en Suède. C’est sur ce site en particulier que se trouvent les trois tours que nous avons évoquées en début d’article. Nous avons donné quelques indices, et levons maintenant le voile : ces tours sont utilisées au cours d’une étape de fabrication des câbles haute tension (HT) isolés, notamment ceux qui seront utilisés pour les projets offshore.

Ces derniers peuvent soutenir une tension jusqu’à 640 kilovolts (kV) et peuvent transporter une puissance électrique jusqu’à 3 gigawatts (GW). Ce qui est particulièrement élevé, la plus haute tension exploitée sur les lignes françaises plafonnant à 400 kV. Pour tenir à ces contraintes, le conducteur central, constitué de fils d’aluminium ou de cuivre, est protégé par trois couches d’isolants polymères. Ce système d’isolation est déposé autour du conducteur par un procédé d’extrusion, lequel génère beaucoup de chaleur. NKT réalise cette étape avec le câble orienté verticalement, et la grande hauteur de la tour permet le bon refroidissement du câble, assurant ainsi des propriétés optimales pour ses matériaux.

La nouvelle tour mesurera 200 m de hauteur. Cela fera d’elle la deuxième plus haute tour de Suède, après la tour commerciale Karlathornet à Gothenburg, de 245 m. Elle a une section carrée de 23 m de côté, et est dotée de 20 étages. Sa construction s’étalera entre 2023 et 2027.

Détail d’un câble haute tension isolé / Image : NKT.

Un site industriel en pleine expansion

La tour nouvelle tour s’enfonce également de 15 m dans le sol. Cette caractéristique se démarque des deux autres tours du site : la première tour, construite entre 2020 et 2022, mesurait 78 m sous le sol et 87 m au-dessus du sol (162 m au total), tandis que la deuxième tour (appelée lighthouse, soit phare en français), construite elle aussi entre 2020 et 2022, mesurait 38 m sous le sol et 150 m au-dessus du sol (pour un total de 188 m). La nouvelle tour sera donc essentiellement située au-dessus de la surface (215 m au total, dont 200 m aériens).

La tour a commencé à être érigée fin juillet 2024. Construite en béton, la nouvelle tour va grandir d’environ 2,6 m chaque jour, et il est prévu que sa structure soit achevée à la fin de l’année 2024. L’investissement dans les nouvelles capacités de production représente 1 milliard d’euros. Ils feront de l’installation de Karlskrona un des plus grand site de production de câble haute-tension. Le procédé complet de fabrication et d’installation de câbles sous-marin est visible dans cette vidéo de NKT.

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Les batteries domestiques deviennent de plus en plus abordables pour le particulier, et nos colonnes évoquent bien souvent les nouveaux produits qui arrivent sur le marché. Aujourd’hui, c’est une collaboration entre Studio F. A. Prosche et EKD (Energiekonzepte Deutschland) qui nous propose un nouveau système de stockage : l’Ampere.Storage Pro (ASP).

Il s’agit d’une batterie de type LFP prismatique. La durabilité de la batterie étonne. Le constructeur indique en effet que la batterie peut supporter jusqu’à 12 000 cycles de charge. EKD ne se prive pas de relever ce point dans sa communication à propos de ses batteries, en indiquant notamment sur son site : « Ce nombre impressionnant de cycles dépasse considérablement les performances de nombreux systèmes de stockage de batteries classiques et souligne la qualité et la longévité de l’Ampere.StoragePro. »

Le fabriquant base sa confiance en premier lieu sur la technologie LFP (lithium-fer-phosphate), connue pour permettre une bonne stabilité chimique et thermique des batteries. Les tests en laboratoire tendent à confirmer les caractéristiques de la batterie, puisqu’ils auraient révélé une possible durée de vie jusqu’à 48 ans – en conditions de laboratoire, nous supposons.

Un système de gestion intelligent

Les batteries disposent d’un système de gestion des batteries sophistiqué : ce dernier est conçu pour assurer une gestion dite « intelligente » des cellules, de façon à les protéger de la surcharge, de la décharge profonde, ainsi qu’à assurer une charge intégrale de chaque cellule.

Ce système de gestion est en outre susceptible d’arrêter la batterie dès lors qu’il détecte une variation anormale de la tension, du courant ou de la température des batteries. EKD évoque un système « unique » de détection des arcs électriques.

C’est cette technologie de gestion qui fournit de telles performances à la batterie ASP. Pour donner un exemple à titre comparatif, les batteries IQ d’Emphase sont garanties jusqu’à 6 000 cycles, ce qui est en effet deux fois moins que les batteries ASP.

Il y a toutefois une nuance : Emphase garantit ses batteries 15 ans, tandis qu’EKD n’offre une garantie que sur 10 ans, tout en précisant à 100% de capacité. Ces nuances entre les différentes garanties offertes par les différent fabricants restent donc à garder en tête – après tout, la durabilité des batteries est un réel enjeu commercial.

Les autres caractéristiques sont alléchantes

Le système de batteries est modulaire, comme cela se fait de plus en plus fréquemment. Ainsi, il sera possible d’installer plus ou moins de modules, permettant d’adapter la capacité entre 6,6 kWh et 23,1 kWh. Par ailleurs, jusqu’à 10 systèmes de batteries pourront être couplés en cascade pour augmenter la capacité jusqu’à 231 kWh. De quoi donc assurer de nombreux besoins.

La batterie peut délivrer jusqu’à 12 kW en triphasé. Elle peut intégrer jusqu’à 3 régulateurs MPP (pour Maximum Power Point en anglais, soit en français : Suivi du point maximal de puissance), de façon à permettre une gestion au mieux de la puissance délivrée par une centrale photovoltaïque – EKD indique que son architecture permet une amélioration des performances réelles de stockage de l’ordre de 20%. Les prix débuteront à 6 000 €, et nous supposons qu’elle sera tout d’abord distribuée en Allemagne.

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Stocker l’électricité dans un liquide, c’est possible ? Tout à fait, et c’est ce que permet la technologie des batteries à flux rédox. Des développements sont lancés dans toutes les régions du monde, des batteries géantes sont d’ores et déjà construites. Plongeons-nous dans leur fonctionnement.

Les batteries à flux rédox reposent sur le même principe de stockage de l’électricité que les batteries plus courantes, comme les batteries Lithium-ion, qui équipent nos téléphones ou les véhicules électriques : l’énergie est en effet stockée sous forme électrochimique, c’est-à-dire que l’énergie se retrouve dans les liaisons chimiques de molécules qui la composent.

Toutefois, dans le cas des batteries à flux, la conception diffère radicalement, puisque la totalité de l’énergie est stockée dans l’électrolyte, plutôt que dans les électrodes comme par exemple pour les batteries Li-ion. C’est pour cela qu’on parle de « stockage liquide » d’électricité. Cette caractéristique présente un avantage significatif : l’électrolyte peut être stocké à part du lieu où se produit la réaction, ce qui permet de moduler la capacité de stockage avec une grande liberté, et cette modularité est réalisable, en principe, avec un faible coût. Comment ces batteries fonctionnent-elles ?

Deux électrolytes mis en circulation entre deux réservoirs

Au cœur d’un accumulateur redox se trouve un réacteur. Ce dernier est divisé en deux compartiments, contenant chacun une électrode plongée dans une électrolyte. Les deux compartiments sont séparés par une membrane dite « échangeuse de protons », qui va permettre, comme son nom l’indique, aux protons H⁺ de passer d’un compartiment à l’autre. Les deux électrolytes, quant à eux, vont être mis en circulation par des pompes et passer par des réservoirs séparés, lesquels peuvent être en théorie arbitrairement grands.

Les espèces chimiques dans les électrolytes peuvent être de différentes nature, et basés sur une grande variété d’espèces et de composés chimiques : vanadium, plomb, fer ou encore des composés organiques, voire même l’uranium ! Le choix de ces espèces est bien entendu crucial pour ses performances et son bon fonctionnement. Nous allons présenter ici le fonctionnement de l’accumulateur à flux le plus connu, basé sur l’élément vanadium.

Dans ce dernier concept, le compartiment dit « positif » contient un électrolyte où sont dissous des ions d’oxyde de vanadium VO²⁺ et VO₂²⁺ tandis que le compartiment dit “négatif” contient un autre électrolyte où sont dissous des ions de vanadium à l’état métallique V²⁺ et V³⁺. Le niveau d’oxydation de ces espèces est différent, à savoir +2 pour le V²⁺, +3 pour le V³⁺, +4 pour le VO₂⁺ et +5 pour le VO₂⁺. Ces composés du vanadium sont dissous dans un composé chimique très acide, typiquement une solution aqueuse d’acide sulfurique H₂SO₄, dont les composants se dissocient dans l’eau pour former des ions hydronium H⁺ et des ion sulfate SO₄²⁺.

Des réactions symétriques dans chaque compartiment

Principe de fonctionnement d’une batterie à flux Vanadium / Image : Révolution Énergétique

Au cours de la décharge, l’accumulateur produit de l’énergie, les réactions sont donc spontanées, et peuvent se produire dès lors que l’électrode positive et l’électrode négative sont reliées par un circuit électrique externe, qui est celui-là même où se trouvent les appareils à alimenter en électricité. Dans le compartiment négatif, l’ion V²⁺ est oxydé en ion V³⁺ et cède un électron. Cet électron circule par le circuit externe jusqu’à l’électrode positive, où il va être absorbé par le VO₂⁺, qui va être réduit en VO²⁺. L’oxygène libéré par cette réaction se combine ensuite avec les ions H⁺ de l’électrolyte pour former de l’eau. La circulation du proton H⁺ au travers de la membrane permet de fermer le circuit électrique et au courant de circuler.

Au cours de la charge, dans le compartiment positif, des électrons sont extraits du VO²⁺, qui va être oxydé en VO₂⁺. Ce faisant, l’eau est dissociée et forme des ions H+. Les électrons vont circuler au travers du circuit externe jusqu’au compartiment négatif, où ils vont servir à réduire le V³⁺ en V²⁺. La circulation du proton H⁺ au travers de la membrane assure la circulation du courant à l’intérieur de la batterie, fermant ainsi le circuit électrique.

Des premières réalisations concrètes à l’échelle industrielle

L’invention des batteries à flux remonte à 1930, mais ses développement sont très récents, notamment du fait de l’effort de recherche de Maria Skyllas-Kazacos et ses collaborateurs à l’université de Nouvelle-Galles du Sud, en Australie, qui ont déposé un brevet en 1989.

Vue aérienne de la batterie de Dalian / Image : Académie des Sciences de Chine

Plus récemment, la batterie de Dalian a été mise en service en octobre 2022. Elle est située dans la principale cité portuaire de la province du Lianing dans le Nord de la Chine et frontière historique avec la Mandchourie. Son nom complet est la Dalian Flow Battery Energy Storage Peak Shaving Power Station, que l’on pourrait traduire par « station de lissage des pics par stockage de l’énergie avec une batterie à flux rédox ». Son nom est certes un peu long, mais il est explicite quant à sa fonction : lisser les pics de consommation, ce qui permet en particulier notamment de faciliter l’intégration dans le réseau de sources d’énergie renouvelables intermittentes, comme les énergies solaires ou éoliennes.

La puissance de la batterie est de 100 MW et sa capacité de 400 MWh, soit 4 h de stockage d’énergie. Ces caractéristiques sont celles lors du démarrage de l’installation, mais elles sont extensibles à une puissance de 200 MW et une capacité de 800 MWh.

En France, nous pouvons citer la start-up Kemiwatt, qui a fait fonctionner la première batterie à flux redox organique mondiale, en 2016, et mise en service un démonstrateur industriel de 20 kW en 2017.

Démonstrateur de 20 kW de la société Kemiwatt / Image : Kemiwatt

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Des technologies spatiales qui trouvent leur application jusque dans nos maisons, cela arrive plus fréquemment qu’on ne le pense. Nous connaissons par exemple le cas de l’informatique, ou la technologie des panneaux photovoltaïques. Il en est de même pour la technologie dite « nickel-hydrogène » (Ni-H2). Mais comment fonctionne-t-elle ?

Les batteries Ni-H2 ont équipé de nombreuses applications spatiales : satellites de télécommunications, rover d’exploration, le télescope spatial Hubble, ou encore la Station Spatiale Internationale (ISS). La principale source d’énergie de cette dernière est constituée par 2500 m² de panneaux photovoltaïques, pour une puissance totale de 110 kW. L’ISS est en orbite à un peu plus de 400 km d’altitude et fait le tour de la Terre en 90 minutes ; lorsqu’elle passe derrière notre planète par rapport au Soleil, ce dernier se trouve éclipsé et la station repose alors sur un puissant système de batteries pour assurer l’approvisionnement en énergie. Lors de la construction de la station, ce sont ainsi 48 batteries Ni-H2 de 4 kWh chacune qui ont rempli ce rôle.

La station spatiale internationale / Image : NASA

Les batteries Ni-H2 de la station spatiale internationale / Image : Thomas B. Miller

Un électrolyseur au cœur de la batterie

Une batterie Ni-H2 est un accumulateur électrochimique, ce qui signifie qu’il va mettre en jeu des réactions chimiques pour stocker de l’électricité ; cette catégorie regroupe la très grande majorité des systèmes de stockage d’électricité de la vie courante. L’électrode positive est constituée de nickel, comme pour les batteries Nickel-Cadmium ou les batteries Ni-MH. L’électrode négative est toutefois ici constituée par un matériau d’électrode catalyseur typiquement utilisée pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau ; par exemple le platine.

Les électrodes sont plongées dans un électrolyte constitué d’une solution aqueuse d’hydroxyde de potassium KOH ; dans l’eau, ce dernier se décompose en ions K⁺ et OH^–. L’ensemble est placé dans une enceinte étanche au gaz, et capable de supporter des pressions importantes.

Schéma de principe d’une batterie Ni-H2 / Image : NASA

Le fonctionnement lors de la décharge

Lors de la décharge de l’accumulateur, ce dernier est une source d’énergie, les réactions chimiques sont donc spontanées. Pour ce faire, il faut connecter l’électrode positive avec l’électrode négative par un circuit électrique extérieur, relié aux appareils que l’on cherche à alimenter en électricité. L’électrolyte permet de transmettre le courant à l’intérieur de la batterie. Le circuit électrique global est donc fermé, permettant la circulation du courant.

Principe de fonctionnement d’une batterie Ni-H2 / Image : Révolution Énergétique

À l’état chargé, l’enveloppe de l’accumulateur est mise sous pression par une grande quantité d’hydrogène gazeux. Au cours de la décharge, au niveau de l’électrode négative, cet hydrogène va être oxydé par l’ion hydroxyde OH^– contenu dans l’électrolyte, pour former de l’eau, qui va rejoindre cet électrolyte. La quantité d’hydrogène gazeux va donc diminuer dans l’enceinte, dont la pression va diminuer, fournissant un indicateur fiable du niveau de charge. La réaction va également produire un électron, qui va circuler au travers du circuit externe de l’électrode négative vers l’électrode positive.

Au niveau de l’électrode positive, l’oxyhydroxyde de nickel NiO(OH), de niveau d’oxydation +III, va consommer de l’eau et un électron, pour former d’une part de l’hydroxyde de nickel Ni(OH)₂, de niveau d’oxydation +II, et d’autre part un ion OH^– dans l’électrolyte.

La circulation des ions OH^– dans l’électrolyte, consommés au niveau de l’électrode négative et produits au niveau de l’électrode positive, va conduire à la circulation du courant électrique à l’intérieur de l’accumulateur.

Le fonctionnement lors de la charge

Au cours de la charge, les réactions sont inversées. L’électrode négative, qui, rappelons-le, est une électrode d’électrolyse, va consommer un électron pour réduire l’eau, c’est-à-dire pour en extraire un atome d’hydrogène qui va ensuite s’accumuler sous forme gazeuse H₂ dans l’enceinte pressurisée, jusqu’à des pressions pouvant dépasser 80 bars. Cette réaction va en outre produire un ion OH^–, lequel va rejoindre l’électrolyte.

Au niveau de l’électrode positive, le Ni(OH)₂, à l’état d’oxydation +II, va être oxydé : il va libérer un ion H⁺, et former du NiO(OH), à l’état d’oxydation +III ; cette réaction va produire un électron qui va circuler au travers du circuit externe, de l’électrode positive vers l’électrode négative. L’hydrogène libéré par l’électrode positive va consommer un ion OH^–, pour former de l’eau.
La circulation des ions OH^–, produits à l’électrode négative et consommés à l’électrode positive, va conduire à la circulation du courant à l’intérieur de l’accumulateur.

Des batteries robustes et fiables

Les batteries Ni-H2 sont robustes et fiables, et elles ont une durée de vie extrême. Ainsi, les batteries de l’ISS ont été conçues pour 38 000 cycles de charge/décharge. Elles présentent toutefois l’inconvénient d’être peu compactes, puisque l’hydrogène gazeux doit être maintenu dans une enceinte sous pression, et l’ensemble est nécessairement plus volumineux qu’un équivalent solide pour d’autres types de batteries.

Les plus anciennes batteries de l’ISS ont fonctionné 19 ans. Aujourd’hui, elles y ont été remplacées entre 2019 et 2020 par des batteries Li-Ion, plus compactes. Toutefois, cette technologie va trouver une application sur Terre. En effet, la société Enervenue a repris les travaux de la NASA dans l’objectif de commercialiser une solution de stockage stationnaire d’électricité pour des applications industrielles et domestique. Enervenue vise une mise sur le marché en 2024.

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Imaginez : un matin à Lyon, vous vous rendez sur les quais du Rhône pour y embarquer dans un petit hydravion électrique, qui, en moins d’une heure, vous emmène au centre-ville de Limoges en se posant sur la Vienne. Serait-ce une vision utopique de l’aviation de demain ? Peut-être pas, car c’est bien la direction qu’a prise la start-up française Eenuee.

Les fondateurs de la société partent du constat que les trajets de l’ordre de 700 km nécessitent de l’ordre de 6 h, et ce quel que soit le moyen de transport. La voiture, le bus, certes, mais il en est également de même pour le train ou l’avion, et ce, même si ces moyens de transport sont considérablement plus rapides (300 km/h pour le TGV, 800 km/h pour un avion à réaction). La principale raison tient dans le fait que ces moyens de transport rapides partent de lieux bien définis, les gares ou les aéroports, lesquels peuvent être éloignés de notre point de départ et de notre point d’arrivée. Et le temps de trajet réel est bien le temps porte-à-porte.

Concernant le transport aérien, celui-ci est aujourd’hui essentiellement concentré dans un réseau de hub, c’est-à-dire de grands aéroports ; ainsi 85 % du trafic est réalisé dans 43 aéroports en Europe. Cette grande concentration implique un maillage peu dense sur le territoire, avec pour conséquence un éloignement des lieux de départ et d’arrivée. Un maillage plus dense, ne permettrait-il pas de réduire les temps de trajet, même avec un véhicule qui volerait moins vite ?

Il existe en effet plus de 2 500 aéroports et aérodromes en Europe. Et le nombre de surfaces utilisables explose véritablement si l’on considère les plans d’eau et les voies navigables (41 000 km en Europe), voire les plus petits terrains. Mais pour ce faire, il faut un appareil qui puisse se poser sur l’eau, et qui n’ait pas besoin d’une longue distance pour atterrir ou décoller. Ce sont précisément les bases de la conception de l’e-Caravelle, l’avion d’Eenuee.

Eenuee, un petit avion électrique multi-surface

L’avion est de petite taille, il mesure 12 mètres de longueur, a 30 m d’envergure et volera à faible vitesse, de l’ordre de 300 km/h. Il est conçu pour transporter un nombre réduit de passagers, jusqu’à 19 places. Son architecture est peu commune dans l’aéronautique : elle est basée sur un fuselage porteur. Cette technique permet de grandement améliorer la finesse aérodynamique de l’avion, ce qui permet entre autres de réduire sa consommation (de -40 %), mais également de proposer un volume intérieur important. Cette caractéristique est importante pour le fret, par exemple, mais également pour les passagers, car elle permet avec une amélioration notable du confort pendant le vol. La propulsion est électrique, et très économique du fait des caractéristiques de l’avion ; Eenuee avance ainsi une consommation au kilomètre inférieure d’un facteur 2 à celle d’un véhicule électrique comme la Tesla Model 3.

Par ailleurs, l’e-Caravelle est capable de décoller et d’atterrir sur une distance très courte (c’est un STOL, pour short taking-off and landing), et conçu pour pouvoir le faire sur toute surface : eau, terre et neige. Et là se trouve le point clé du concept d’Eenuee ! Car du fait de ces choix de conception, il est susceptible d’utiliser pour décoller ou atterrir une infinité de surfaces sur tout le territoire, permettant ainsi de densifier très fortement le maillage accessible au transport aérien, de rapprocher l’utilisateur de l’avion, et donc de réduire fortement la durée des trajets interrégionaux.

Eenuee a ainsi l’ambition de proposer un véritable taxi volant interrégional, possiblement sans horaires fixes et contraignants, et dont la source d’énergie pourrait être nucléaire ou renouvelable. C’est en outre un moyen de transport qui ne nécessite pas en outre d’investir dans une lourde et coûteuse infrastructure de transport. La startup se présente ainsi plutôt comme un réseau de transport, dans la réservation peut être facile, et qui ne nécessite aucun aménagement spécifique.

Le projet se concrétise

La société a déjà investi 400 000 euros dans trois démonstrateurs. Le dernier d’entre eux est à l’échelle 1/7. Elle recherche actuellement deux millions d’euros pour financer les étapes suivantes, impliquant des démonstrateurs s’approchant progressivement de la taille réelle. Viendra ensuite la réalisation d’un prototype de taille réelle, qui nécessitera un financement de l’ordre de vingt millions d’euros. Le premier vol n’est pas prévu avant 2026 ou 2027. Eenuee envisage aujourd’hui une mise sur le marché à l’horizon 2030.

Au-delà du seul marché du transport de passagers à l’échelle interrégionale, la startup envisage une large variété d’utilisations pour son appareil du fait de sa capacité à intervenir au plus près des zones qui en ont besoin : transport de marchandises (et notamment livraison par drones embarqués et largués à basse vitesse), la logistique, les applications militaires, l’aviation d’affaires, la recherche en tant que laboratoire volant pour l’étude de la nature ou encore l’aide humanitaire, par exemple, comme hôpital volant. Toutefois, l’appareil sera vraisemblablement exploité en majorité par une clientèle très riche, aujourd’hui adepte de jets privés traditionnels.

Le démonstrateur avec les ailes repliées / Image : Eenuee.

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Le lithium est aujourd’hui une substance stratégique, c’est devenu une évidence. Trouver des sources d’approvisionnement est donc un enjeu majeur non seulement de la transition énergétique, mais également des stratégies des blocs économiques. Une mine géante en Serbie devait alimenter l’Europe en lithium. Mais à quel prix ? Sa création est aujourd’hui menacée par une intense opposition locale.

Le projet de la vallée du Jadar, dans l’ouest de la Serbie, est conséquent. À terme, en effet, la mine de lithium est susceptible de couvrir 90 % des besoins de l’Europe. Cela explique l’importance des échanges diplomatiques qui entourent sa création. Le 19 juillet 2024, en effet, Aleksandar Vučić, le président de la Serbie, Olaf Scholz, le chancelier allemand et Maroš Šefčovič, le commissaire européen à l’Énergie ont signé un accord portant sur les accès des États de l’Union européenne (UE) aux matières premières serbes, dont notamment le lithium. L’objectif est bien sûr pour l’UE de moins dépendre des importations en provenance d’Amérique ou d’Asie. La France mène d’ailleurs ses propres projets de mines de lithum en parallèle.

Le projet Serbe est aujourd’hui mené par Rio Tinto, un groupe minier anglo-australien. La mine du Jadar propulserait le groupe au rang des premiers producteurs de lithium au monde. La Serbie quant à elle, pays enclavé, y trouverait une source de revenus bienvenus. Toutefois, de très importantes manifestations populaires menacent le projet.

Plan du projet de mine de lithium à Jadar en Serbie / Image : Rio Tinto, traduction de l’anglais par Google.

De vives protestations sur un lourd fond géopolitique

Cela fait plusieurs années que le projet est accompagné d’importantes manifestations. Il y a deux ans déjà, les autorités serbes avaient interrompu les négociations avec Rio Tinto, à la suite de la mobilisation de citoyens serbes et d’associations. En cause : principalement la défense de l’environnement, ainsi que le rejet du promoteur du projet, Rio Tinto. La mine sera implantée en effet sur des terres agricoles, et Rio Tinto, en outre, est fréquemment accusé de par le monde de dommages portés à l’environnement.

Les protestations ne se sont pas tues depuis lors. Le 10 août dernier, ce sont des dizaines de milliers de personnes qui se sont rassemblés sur la place Terazije, à Blegrade. Les slogans ont fleuri : « Vous ne creuserez pas. », «  Rio Tinto dégage de Serbie  !  », « Trahison ! », ainsi que les témoignages « Nous ne baisserons pas les bras. La mine ne peut pas être construite sur des terres agricoles ». Au cours d’une allocution le 11 août, Aleksandar Vučić, le président de la Serbie, a dénoncé les blocages de gares et d’autoroutes. Mais il a également ouvert la voie à un référendum sur l’exploitation du lithium. Il s’agit d’un sujet explosif, en effet. Car s’y mêlent des considérations plus vastes. Le 9 août, en effet, le président avait en effet indiqué avoir reçu des informations de la Russie selon lesquelles des puissances occidentales (non précisées) prépareraient un coup d’État en Serbie. Auquel pourraient être mêlées ces manifestations.

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Il est particulièrement difficile et coûteux de produire de l’hydrogène vert à partir de sources d’électricité renouvelables. Si bien que cette technique n’a pas encore été massivement mise en œuvre. Mais un projet en Espagne veut renverser la table, avec une nouvelle approche.

La production d’hydrogène vert à partir de sources d’électricité renouvelables met principalement en œuvre aujourd’hui l’électrolyse de l’eau, et ce procédé se heurte à de nombreuses difficultés. D’abord, l’opération consomme de grandes quantités d’énergie, de l’ordre de 50 kWh/kg d’hydrogène. De plus, les moyens de production d’électricité renouvelables, comme les centrales photovoltaïques et éoliennes, sont intermittents. Cela n’est pas sans conséquence. En effet, si l’on connecte directement un électrolyseur à une source d’énergie intermittente, cela implique que le fonctionnement de l’électrolyseur sera lui aussi intermittent, avec un niveau de puissance variable.

Cette intermittence de la production de l’électrolyseur affecte directement ses coûts de production : il ne pourra pas être utilisé en permanence au maximum de sa puissance. Cela se traduit par un taux de charge faible, une production plus faible pour un niveau de puissance donné, et donc une plus grande difficulté à rentabiliser son investissement. De plus, ce mode de fonctionnement à puissance variable ne ménage pas le matériel, lequel peut s’user plus rapidement. Et c’est précisément ce qui s’est passé dans le plus grand électrolyseur vert au monde, à Kucha, en Chine.

Des inconvénients majeurs rencontrés en Chine

L’installation, gigantesque, atteignait une puissance de 260 MW, laissant espérer à Sinopec, son exploitant, une production de près de 20 000 tonnes d’hydrogène par an. Après quelque mois, toutefois, il s’est avéré que les électrolyseurs présentaient des défauts de conception. Ils étaient prévus en effet pour fonctionner entre 30 et 100 % de puissance, pour s’adapter aux variations de puissance des centrales photovoltaïques et éoliennes associées. En pratique, il s’est avéré nécessaire de limiter leur puissance à un minimum de 50 %, compromettant ainsi la rentabilité de l’installation.

En dépit de ce retour d’expérience négatif, l’Espagne vient toutefois de lancer un projet pilote d’électrolyseur pour générer de l’hydrogène vert. Va-t-elle se heurter aux mêmes difficultés ? On peut penser que non, car ces aspects techniques ont été pris en compte dans la conception d’un système tout à fait particulier.

L’Espagne veut dépasser ces difficultés

Le projet appelé « H2-24/7 » est un projet technologique ambitieux. Il réunit les entreprises RPow, et H2B2 Electrolysis Technologies au sein d’un consortium, lequel a obtenu une subvention de 2,66 millions d’euros de la part de l’Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), piloté par le ministère de la Transition écologique espagnol. Se présentant comme une installation pilote, il sera construit à proximité de Séville, en Andalousie, et il sera doté d’une puissance modeste de 100 kW.

Schéma de l’électrolyseur / Image : RPow.

Et pour éviter les difficultés liées à l’intermittence de l’approvisionnement en électricité renouvelable, il présentera une caractéristique technique notable. Il sera doté d’un système de stockage thermique (TES, pour Thermal Energy Storage) basé sur des sels fondus, dispositif dont la société RPow est un spécialiste. Ce système pourra capter et stocker de la chaleur à haute température, de l’ordre de 700 à 900 °C, laquelle énergie pourra être utilisée pour fournir en même temps de l’électricité, par une turbine, et de la vapeur à l’électrolyseur. L’utilisation d’un tel système de stockage permettra de lisser dans le temps la production d’énergie (que l’on suppose issue d’une centrale solaire thermique), et permettra à l’électrolyseur de fonctionner à une puissance constante tout au long de la journée, évitant ainsi les variations importantes de puissance.

L’électrolyseur est basé sur la technologie SOEL (pour Solid Oxide Electrolysis), et fonctionnera à haute température. Cette technologie permet d’envisager une très haute efficacité. H2B2 indique que le rendement énergétique sera en effet excellent, avec une consommation d’énergie de 39 kWh/kg d’hydrogène selon le communiqué de presse de H2B2 du 6 août 2024. On relève toutefois que cette valeur est très basse, et conduit à un rendement de 100 %, ce qui est étonnant ; peut-être faudra-t-il attendre des résultats plus avancés pour connaître le rendement exact.

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Le sujet des centrales thermiques au gaz dites « Hydrogen-ready » (prêtes à brûler de l’hydrogène) a bien occupé nos colonnes ces dernières années. Et c’est pour une bonne raison : en apparence, elles s’articulent particulièrement bien dans le cadre de la transition énergétique d’un mix électrique dominé par le gaz naturel fossile. C’est une approche toutefois très critiquée, et une nouvelle étude enfonce le clou : elle met en doute leur faisabilité à grande échelle, et renforce ainsi les soupçons que ce label ne soit au fond que du greenwashing.

Nous savons que l’intégration dans le réseau électrique d’énergies renouvelables intermittentes nécessite de prévoir également des capacités de fourniture d’électricité pilotables, lesquelles assurent la relève de la production lorsque les conditions le nécessitent par exemple en cas de manque de vent ou de soleil. Pour ce faire, une stratégie consiste à prévoir dans le mix électrique des centrales thermiques au gaz, et c’est en pratique la solution aujourd’hui la plus accessible techniquement et économiquement. Problème : elles consomment du gaz naturel fossile, lequel doit être importé, et lequel sera à l’origine d’émissions massives de dioxyde de carbone.

Dans ce contexte, le principe des centrales thermiques « Hydrogen-ready » est élégant : elles sont conçues pour fonctionner avec du gaz naturel ou avec de l’hydrogène. Ainsi, elles peuvent être construites rapidement pour être disponibles à courte échéance pour assurer les besoins actuels de stabilisation du réseau face au déploiement rapide des énergies renouvelables, tout en étant progressivement convertibles à l’hydrogène lorsque ce dernier sera disponible massivement, à plus longue échéance.

C’est cette stratégie dans laquelle s’est engouffrée par exemple l’Allemagne, qui envisage la construction de centrales « Hydrogen-ready », pour une puissance très importante, de l’ordre de 17 à 21 GW. Mais ce programme a été particulièrement critiqué outre-Rhin, voire pas loin d’être mis à l’arrêt. Et pour de bonnes raisons. Et début août, l’Institute for energy economics and financial analysis (IEEFA) publie un rapport venant enfoncer le clou. Voyons voir de quoi il retourne.

L’hydrogène ne remplacera pas le gaz à une échéance connue

Le rapport de l’IEEFA est centré sur le marché étasunien, mais ses conclusions restent applicables au marché des pays européen, voire de façon plus globale. Tout d’abord, l’institut note qu’il n’existe pas de capacité de production de l’hydrogène à hauteur des besoins d’un parc de centrales thermiques « Hydrogen-ready ». En effet, les États-Unis produisent environ 10 millions de tonnes d’hydrogène par an, et la totalité de cet hydrogène trouve déjà une application : l’industrie pétrochimique et la fabrication d’engrais. D’après l’IEEFA, la production actuelle d’hydrogène ne permettrait d’alimenter que les 15 plus grandes centrales au gaz étasuniennes, et ne se substituerait qu’à 10 % de la consommation de gaz pour la production électrique.

Par ailleurs, l’institut pointe l’absence d’infrastructures de transport et de stockage de l’hydrogène. Le transport entre les lieux de production et de consommation de l’hydrogène nécessiterait en effet la construction de milliers de kilomètres de nouveaux gazoducs. Quant au stockage, il n’existe aujourd’hui aucune installation à la hauteur des moyens actuels dédiés au gaz, en termes de capacité et de sécurité. Le stockage du gaz naturel est aujourd’hui réalisé au sein d’un large réseau d’anciens gisements de pétrole et de gaz épuisés, dans lesquels la faisabilité du stockage sûr de l’hydrogène n’a pas été démontrée.

L’intérêt de l’hydrogène remis en question

L’IEEFA relève également que les centrales « hydrogen-ready » n’ont un avantage en termes d’émission de CO₂ que pour d’importantes concentrations d’hydrogène dans le méthane. Autrement dit, pour les faibles concentrations d’hydrogène dans le mélange utilisé par les centrales, les réductions des émissions sont proportionnellement plus faibles que la quantité de gaz substitué. Les auteurs du rapport estiment ainsi que pour les faibles concentrations d’hydrogène, le coût des infrastructures supplémentaires est démesurément grand vis-à-vis des bénéfices environnementaux attendus.

Par ailleurs, l’utilisation de l’hydrogène n’est pas parfaitement neutre pour l’environnement. Sa combustion implique la production d’oxydes d’azote (les fameux NOx), dont les émissions doivent être rigoureusement contrôlées pour limiter la pollution de l’air. De plus, l’hydrogène est lui-même un gaz à effet de serre, environ 12 fois plus puissant que le CO₂ ; ses fuites contribueront donc au réchauffement climatique, en moindre mesure toutefois que le méthane lui-même, qui est un contributeur 28 fois plus puissant que le CO₂.

« Hydrogen-ready » un label greenwashing ?

Le concept de centrales « Hydrogen-ready » a très tôt été accusé de n’être qu’une manière détournée de permettre la construction de centrales au gaz fossiles. Pour illustrer ce point, L’IEEFA cite notamment le cas des projets de l’électricien Duke Energy, qui envisage 2,26 GW de centrales au gaz « Hydrogen-ready ». La conversion à l’hydrogène de ces centrales est prévue pour 2035, et encore, avec un mélange à très faible teneur en hydrogène (1 % d’hydrogène / 99 % de méthane). Si la conversion à l’hydrogène des centrales au gaz est en pratique repoussée très loin à l’avenir, les centrales continueront à consommer du gaz fossile importé, et à produire des émissions de CO₂, ce qui, en effet, ne ressemble en rien à une « transition énergétique ».

Pour limiter ces risques, l’institut établit une liste de recommandations. Pour l’essentiel, ces dernières établissent que les électriciens devraient indiquer les surcoûts totaux induits par la conversion des centrales à l’hydrogène (coûts de conversion, de fourniture et d’infrastructure) ainsi que les stratégies concrètes d’approvisionnement en hydrogène. Il serait pour le moins contre-productif, en effet, que cet hydrogène soit produit à partir de sources carbonées.

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Depuis l’origine, le parc nucléaire français a pour vocation de fournir à la France, et notamment à ses industries, une électricité à prix stable, indépendant des fluctuations des marchés des hydrocarbures. C’est dire si la fixation de ce prix est un enjeu important pour notre politique économique et pour notre souveraineté. Et depuis quelques années, c’est à un véritable feuilleton auquel nous assistons. Si un accord avait été trouvé en fin d’année dernière, le gouvernement tape aujourd’hui du poing sur la table. Quitte à le renverser.

Récapitulons. Le prix de l’électricité d’origine nucléaire est aujourd’hui fixé par le dispositif ARENH, pour « Accès régulé à l’électricité historique ». Il permet au gouvernement de fixer ce prix par décret, après avis de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). L’ARENH concerne un volume de 100 TWh, soit environ 20 % de la production du parc, à un tarif fixé à hauteur de 42 €/MWh depuis le 1ᵉʳ janvier 2012.

La loi prévoit que ce dispositif soit arrêté à fin 2025. Les acteurs se mobilisent donc pour trouver un nouveau mécanisme pour le remplacer, et surtout pour trouver un nouveau prix. Et la tâche est épineuse. En effet, le dispositif a été fortement critiqué. En premier lieu par EDF, qui estime le tarif trop bas pour couvrir ses coûts de maintenance et ses investissements dans de nouveaux systèmes de production. Ensuite, par les autorités publiques, comme la CRE, qui, en 2018, relève que le dispositif n’a pas permis aux concurrents d’EDF d’investir dans des moyens de production de base. Un objectif manqué et la crainte, donc, que l’ARENH n’ait conduit qu’à un effet d’aubaine.

Un accord trouvé en 2023, presque immédiatement menacé

Après de tumultueuses négociations fin 2023, un accord avait été trouvé entre EDF et l’État français. Ainsi, en novembre 2023, Bruno le Maire avait pu annoncer un tarif fixé aux alentours de 70 €/MWh, et qui concernerait cette fois 100 % de la production nucléaire. Cet accord avait conduit à de fortes réactions, car le tarif proposé était nettement plus élevé que les montants envisagés précédemment. La CRE avait en effet proposé en septembre 2023 un prix de l’ordre de 60 €/MWh. Valeur elle-même bien supérieure à l’estimation de 2020 de cette même CRE, qui se situait alors plutôt autour de 50 €/MWh.

Une très importante augmentation donc, qui reflète en principe des tendances lourdes bien identifiées par la CRE : inflation, hausse des coûts de maintenance, hausse des coûts d’investissement dans la gestion des déchets de combustibles nucléaires, et investissements à venir dans les nouvelles capacités de production. Et cette hausse des coûts se retrouve confrontée, par ailleurs, aux fluctuations brutales des prix de l’électricité.

Des accords remis en cause par les fluctuations du marché

En effet, les prix des marchés ont connu dernièrement des variations très importantes : à la hausse, fortement, puis à la baisse, fortement elles aussi. Prenons les contrats de type CAL (pour Calendar), qui se négocient sur les marchés à terme de l’électricité comme l’EEX (European Energy Exchange). Dans le cadre de ces contrats, une entreprise peut acheter de l’électricité sur une année future complète à un prix fixé à l’avance. Par exemple, un contrat CAL-27 peut être conclu aujourd’hui pour une fourniture d’électricité en 2027, et ce, pour un prix fixé aujourd’hui-même.

Un contrat CAL-27 atteignait 150 €/MWh en juin 2023, dans le sillage des tensions géopolitiques liées à la guerre en Ukraine. Il se négociait encore à plus de 100 €/MWh en novembre 2023, au moment de l’accord entre EDF et le gouvernement. Cela permettait à EDF de négocier à la hausse le prix d’accès à son électricité nucléaire, en arguant d’un niveau élevé du prix de marché.

Toutefois, à fin juin 2024, le prix d’un contrat CAL-27 est de l’ordre de 82 €/MWh, réduisant significativement l’écart entre le prix du marché et le prix du nucléaire historique. Les distributeurs d’électricité, et finalement les consommateurs, ne trouvent plus qu’un faible avantage financier à accéder au nucléaire historique, et ce, à 70 €/MWh. Avantage qui semble en outre s’amenuiser avec le temps : les CAL-28, pour de l’électricité livrée en 2028, sont aujourd’hui sous la barre de 80 €/MWh.

Le gouvernement revient sur l’accord de fin 2023

Les conséquences de ces baisses de prix ne se sont pas fait tarder. En effet, EDF a rencontré des difficultés pour négocier ses contrats de vente en gros et à long terme, les CAPN (pour Contrats nucléaires à long terme). Ces contrats, fixés sur 10 à 15 ans, sont destinés aux clients dits électro-intensifs, c’est-à-dire les industries très consommatrices d’électricité. Sur un objectif de 20 à 24 TWh/an, EDF n’aurait ainsi réussi à conclure que 10 TWh/an, soit environ 50 %. Les électro-intensifs, en effet, anticipent ces baisses de prix du marché et ne voudraient pas être liés par des contrats long terme qui pourraient être plus coûteux que les prix du marché futurs.

Tirant parti de cette baisse de prix, et des difficultés commerciales d’EDF qui lui sont liées, le gouvernement n’a pas tardé à réagir. Notamment au travers des propos de Bruno Le Maire qui s’est exprimé lors d’une conférence du Medef à Paris : « Nous rouvrirons la négociation des contrats avec EDF parce que le prix de sortie n’est pas satisfaisant et pas suffisamment compétitif pour l’industrie française. Si nous voulons être compétitifs, il faut qu’on vous offre un tarif d’électricité qui soit le plus compétitif possible. Je pense que nous n’y sommes pas encore tout à fait. » La baisse constatée des prix de l’électricité a donc permis au gouvernement de défendre la cause de la réindustrialisation, pour laquelle un prix de l’énergie aussi bas que possible est bien entendu favorable vis-à-vis de la compétition internationale. Ces déclarations tendent donc à remettre en cause l’accord de novembre 2023. Et il est très probable que les élections législatives anticipées des 30 juin et du 7 juillet l’enterreront définitivement, et ce quel que soit le résultat.

Pourquoi une stabilité des prix à long terme est souhaitable

Pourtant, au-delà de la valeur du prix de l’électricité nucléaire et des prix des marchés de l’électricité eux-mêmes, l’ensemble des acteurs s’accordent sur la grande importance d’une stabilité des prix. En effet, si des hausses du marché permettent conjoncturellement de négocier des prix contractuels à la hausse, et si des baisses de ces mêmes marchés permettent de négocier ces mêmes prix à la baisse, les très fortes hausses des années passées nous en montré que des prix élevés pouvaient causer des dommages colossaux à notre économie. Et ces dommages n’auront pas que des conséquences conjoncturelles.

Ainsi, les acteurs tendent aujourd’hui vers une nouvelle formulation des prix d’accès au nucléaire historique : les contrats sur la différence (CFD, en anglais « Contract for difference »). Ces contrats garantiraient à EDF un prix plancher, nécessaire à la maintenance pérenne de son parc, indépendant des fluctuations internationales, tout en assurant un plafond de prix qui sécuriserait les approvisionnements des entreprises consommatrices d’énergie. Ces CFD seront donc peut-être bien le prochain épisode de notre feuilleton.

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Il s’agirait d’un des plus grands essais de feu de batteries, d’après Sungrow. Le 23 mai 2024, dans un laboratoire indépendant situé à Puyang, en Chine, un feu a été intentionnellement allumé dans un de ses systèmes « PowerTitan ». L’objectif était de démontrer la sécurité effective de la batterie.

Le PowerTitan est une batterie de 2 752 kWh, intégrée dans un module dont la géométrie est celle d’un conteneur maritime de 20 pieds. Outre les facilités de transport, cette architecture modulaire permet d’assembler des ensembles de bien plus grande capacité, et ce très rapidement – le fabricant annonce une durée de mise en service de l’ordre de 8 heures. Mais cet avantage d’une conception modulaire ne doit pas pour autant augmenter le risque d’une perte totale de la batterie. Et c’est bien ce qui a été testé.

L’essai a en effet été réalisé avec un ensemble de 4 modules, pour une capacité totale de 10 000 kWh. C’est un scénario possible qui a été mis en œuvre : un module a été incendié, sans aucune mesure externe de contrôle de l’incendie, et c’est la résistance des trois modules voisins qui a été vérifiée.

Prévenir les risques de propagation d’un incendie

Les batteries lithium-ion sont sujettes à un phénomène appelé « emballement thermique » (« thermal runaway » en anglais) : du fait d’un accroissement de la température, des réactions chimiques peuvent se produire dans le système. Ces réactions produisent elles-mêmes de la chaleur, ce qui peut conduire, par une réaction en chaîne, à une destruction de l’ensemble de la batterie. Et des batteries voisines si le phénomène se propage, conduisant alors à la destruction de l’ensemble du système modulaire.

C’est un mode de défaillance pour le moins catastrophique, surtout dans un contexte où les grands systèmes de batterie (auxquels sont destinés les dispositifs de la taille du PowerTitan) dépassent aujourd’hui le gigawattheure. Parmi ces gigabatteries, celle de Moss Landing, en Californie, d’une capacité de 3 GWh, avait justement été l’objet d’un accident de surchauffe en septembre 2021, qui avait conduit à l’arrêt d’un bloc de batterie pendant près d’un an, jusqu’en juillet 2022.

Et c’est une réussite pour l’essai de Sungrow

Au cours de l’essai de Sungrow, les batteries voisines ont bien résisté à l’incendie, d’après le communiqué de presse de Sungrow. L’essai a donc permis de démontrer la robustesse des modules de Sungrow vis-à-vis de ce type de propagation catastrophique. Et cette sécurité passe par un système spécifique : un système de panneaux « anti-explosion » mobiles, qui permettent d’évacuer le feu vers le haut et d’éviter qu’il ne se propage aux équipements adjacents. Aucune image détaillée de la batterie concernée par le test n’a toutefois été dévoilée.

« Trop souvent, les sceptiques des énergies renouvelables soulèvent des problèmes de sécurité incendie, même si les batteries sont majoritairement sûres. Ces critiques ralentissent l’adoption de ces technologies », indique ainsi Bryce Laber, responsable de l’ingénierie des batteries chez Sungrow. « À ce stade, nous sommes le seul fournisseur de systèmes de stockage d’énergie à avoir effectué un test avec une machine complète de 10 MWh et à l’avoir réussi, avec une transparence et des innovations sans précédent dans l’industrie. »

À noter qu’il semble exister une compétition non-officielle entre les fabricants de batteries, à celui qui réalisera le plus grand essai incendie pour démontrer la sécurité de son produit. Difficile de vérifier si l’essai de Sungrow est effectivement le plus grand. Sungrow reste toutefois affirmatif sur le fait qu’il s’agit d’un des plus grands et des plus transparents : l’essai a en effet impliqué une assistance à distance de l’essai, diffusé notamment auprès des experts sécurité de ses clients. Si une compétition amène à une plus grande sécurité, pourquoi pas ?

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Nous vivons une époque marquée par de nombreuses transformations du paysage énergétique, modifications portées par des enjeux environnementaux comme par des contraintes de souveraineté. Parmi elles, la place du nucléaire dans la stratégie de l’État Français a été l’occasion de nombreuses annonces et débats, qui ont régulièrement alimenté nos titres. Voici les dernières évolutions.

1 – La victoire dans la rude bataille sur la taxonomie verte

L’Union européenne a défini une classification des technologies identifiées comme durables sur le plan environnemental. Cette démarche, appelée la « taxonomie verte », est lancée en 2018 et elle vise à orienter les investissements. La place du nucléaire au sein de cette taxonomie a été âprement débattue au Parlement Européen, et a été l’occasion d’un intense débat entre « pro- » et « anti- » nucléaires. Une motion visant à exclure le nucléaire des technologies propres avait été rejetée le 6 juillet 2022. Et c’est finalement depuis le 1ᵉʳ janvier 2023 que le nucléaire est formellement intégré dans la taxonomie verte.

2 – Le virage à 180° dans la stratégie nationale pour le nouveau nucléaire

La politique énergétique de l’État français vis-à-vis de l’énergie nucléaire était auparavant orientée par l’objectif de réduction à 50 % de la part du nucléaire dans le mix énergétique. Cet objectif était entré dans la loi le 17 août 2015, avec une cible pour 2025, laquelle a été reportée à 2035 par la loi énergie climat du 8 novembre 2019.

La loi du 22 juin 2023, « relative à l’accélération des procédures liées à la construction de nouvelles installations nucléaires à proximité de sites nucléaires existants et au fonctionnement des installations existantes » a conduit à renverser cet objectif. La loi permet dorénavant de promouvoir l’énergie nucléaire, tout en simplifiant les procédures, et ce, pour une durée de 20 ans. Le texte était également l’occasion d’introduire une présomption de raison impérative d’intérêt public majeur (RIIPM) en ce qui concerne le nouveau nucléaire, d’une façon similaire à ce qui avait été fait pour certains projets d’énergies renouvelables par la loi du 10 mars 2023.

3 – L’émergence d’une multitude de nouveaux projets nucléaires

C’était en mai 2021. À la suite de la Programmation pluriannuelle de l’énergie 2019-2028, EDF remettait à l’État son projet de construction de trois nouveaux réacteurs EPR 2. Cette proposition a été actée par Emmanuel Macron le 10 février 2022 à Belfort. De façon plus précise, ce projet consiste en trois paires de réacteurs, qui seront construites dans trois centrales déjà existantes : Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) et Bugey (Ain). L’achèvement des travaux reste toutefois lointain, puisque dans le meilleur des cas, la mise en service des réacteur est prévue, respectivement, pour 2035, 2038 et 2042. Le montant global de l’investissement connaît par ailleurs d’importantes hausses.

Une autre conséquence de ce nouvel élan vers le nucléaire est l’ouverture du marché aux petits réacteurs modulaires (SMR), laquelle a conduit à la création d’une multitude de nouveaux projets. Citons par exemple le projet Nuward, mené par EDF, la startup Jimmy qui devrait implanter son usine au Creusot, Newcleo qui conçoit des réacteurs rapides au caloporteur plomb, envisagés notamment pour le transport maritime de marchandises, le projet Calogena du groupe Gorgé pour le chauffage urbain, une longue liste de projets, en somme, qu’il serait trop long de citer ici de manière exhaustive.

Citons également la première réintroduction d’uranium de retraitement dans une centrale française. Le réacteur n°2 de la centrale de Cruas-Meysse a en effet démarré fin février 2024 avec une recharge de ce type. La filière avait été suspendue en 2013, depuis 10 ans donc, laissant planer des doutes sur l’effectivité de ce mode de recyclage d’une partie des déchets nucléaires.

4 – Un nouveau prix pour l’électricité nucléaire

Le prix d’achat de l’électricité du nucléaire historique par les fournisseurs alternatifs à EDF est établi par le dispositif ARENH, mis en place en 2012. Le montant avait été fixé à 42 €/MWh, et il avait fait l’objet de vives critiques, notamment par EDF qui l’estimait trop bas pour permettre l’entretien des centrales et le financement de nouveaux projets. Après d’âpres négociations, c’est un prix de 70 €/MWh pour 2026 qui avait annoncé par le gouvernement français en novembre 2023, assorti de nombreuses clauses permettant de moduler ce montant.

Il n’est pas tout à fait certain que ce chiffre soit définitif, car définir un prix est difficile dans un contexte où le marché de l’électricité, et plus généralement de l’énergie, connaît de très fortes variations, notamment dans le cadre du marché européen de l’électricité. Les raisons sont nombreuses, effectivement : sanctions prises contre la Russie, variations du prix des hydrocarbures, variation de la demande et productions intermittentes d’énergie renouvelables. Ainsi, en avril 2024, EDF avait dû arrêter cinq réacteurs nucléaires pour faire face à des prix négatifs.

Le financement du nouveau nucléaire fait l’objet par ailleurs de nombreuses propositions. Nous avions évoqué notamment la possibilité de l’ouverture par les pouvoirs publics d’un livret d’épargne nucléaire, sur le modèle du livret A.

5 – La grande mutation des organismes de contrôle du nucléaire

Ces transformations n’épargnent pas les acteurs du nucléaire eux-mêmes. Citons tout d’abord la prise de contrôle à 100 % d’EDF par l’État, effective le 8 juin 2023, et qui n’était pas sans rappeler les nationalisations du secteur en 1946, à l’initiative du Général de Gaulle. La structure de l’actionnariat n’a pas radicalement changé, car l’État détenait déjà 95,94 % du capital d’EDF au 28 février 2023. Il préfigure toutefois l’action des pouvoirs publics pour la construction du futur parc nucléaire, et ravive les craintes de démantèlement du groupe : le plan Hercule reste en effet dans les mémoires.

Nous avons également pu observer la fusion de l’Institut de radioprotection et de sûreté nucléaire (IRSN) et de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN). Ce projet de réforme avait été annoncé initialement par le gouvernement en février 2023. Vivement critiqué, il s’est toutefois soldé par une décision définitive par la loi du 21 mai 2024 relative à « Loi du 21 mai 2024 relative à l’organisation de la gouvernance de la sûreté nucléaire et de la radioprotection pour répondre au défi de la relance de la filière nucléaire ».

L’ensemble de ces changements permettront-ils à la France de répondre aux enjeux environnementaux, tout en tirant son épingle du jeu dans un contexte particulièrement dur au niveau géostratégique ? Bien difficile à prédire !

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