Aux États-Unis, les petits réacteurs nucléaires modulaires ont le vent en poupe auprès des géants de la tech, notamment les GAFAM (Google, Apple, Meta – anciennement Facebook -, Amazon et Microsoft). Bien que la technologie n’en soit qu’à ses débuts, des accords récemment signés par ces entreprises reflètent un avenir prometteur pour l’industrie. Cependant, malgré l’annonce de partenariats, la concrétisation des projets de réacteurs demeurerait incertaine, selon l’avis d’experts.

Les grandes entreprises technologiques américaines investissent massivement dans les centres de données pour répondre aux besoins associés à l’expansion rapide de l’intelligence artificielle et à la demande croissante de services numériques. Cependant, la consommation énergétique élevée de ces infrastructures risque de mettre à rude épreuve le réseau électrique vieillissant du pays, qui peine à suivre le rythme de cette croissance. De plus, l’approbation de nouvelles lignes de transmission est retardée, reportant la fermeture de certaines centrales fossiles. En réponse, certaines des GAFAM envisagent des solutions de production d’énergie locale afin de réduire leur dépendance aux réseaux existants et d’atteindre leur objectif de neutralité carbone dans les délais. Le mois dernier, elles ont particulièrement manifesté leur intérêt pour les petits réacteurs nucléaires modulaires (ou SMR pour small modular reactor).

Des partenariats avec des entreprises spécialisées dans les SMR

En octobre, deux géants du Net ont signé de nouveaux accords avec des entreprises spécialisées dans les SMR. Google, l’un d’entre eux, a conclu un contrat d’achat d’énergie avec Kairos Power, qui prévoit de lancer son premier SMR de 500 MW d’ici 2030, suivi de plusieurs autres unités jusqu’en 2035. La société énergétique affirme avoir déjà franchi plusieurs étapes clés dans le développement de sa technologie et aurait déjà obtenu un permis de construction pour son réacteur de démonstration, un document délivré par la Commission de réglementation nucléaire américaine.

De son côté, Amazon dit avoir investi 500 millions de dollars via un tour de table chez l’entreprise X-Energy. Cet investissement soutiendra la finalisation de la conception d’un SMR de 80 MW, ainsi que la construction de la première phase d’une usine de production de combustible. En parallèle, Amazon a également signé un accord avec Energy Northwest pour financer la construction de quatre SMR de X-Energy, soit un total de 320 MW, et prévoit déjà cinq autres unités dans le futur. D’ici 2039, le roi du e-commerce espère exploiter 5 GW d’énergie provenant des SMR.

Microsoft, pour sa part, a également déjà manifesté son intérêt pour le nucléaire, mais en revanche, l’entreprise s’oriente davantage vers les systèmes traditionnels. Aux dernières nouvelles, la firme envisage de relancer un des réacteurs du Three Mile Island aux États-Unis, qui a été mis à l’arrêt en 2019. Toutefois, une annonce de recrutement de l’année dernière suggère que la firme pourrait aussi s’intéresser aux SMR. La société était à la recherche d’un gestionnaire de programme de technologie nucléaire, dont les missions comprenaient l’intégration de petits réacteurs modulaires.

Une solution énergétique non viable pour les firmes de la tech ?

Étant donné la nature émergente des SMR, la décision de ces grandes enseignes ne manque pas de soulever des questionnements quant à la concrétisation des projets et aux délais de livraison. En effet, la technologie est encore principalement en phase de développement. De plus, le processus de concrétisation d’un projet SMR est relativement long. La conception technologique, les approbations réglementaires et la construction peuvent prendre énormément de temps. Deux experts interrogés par le média Montel pensent, d’ailleurs, que les délais visés par ces entreprises sont trop ambitieux compte tenu des défis techniques et réglementaires. L’un d’eux souligne également le risque lié aux coûts élevés pouvant rendre les projets non viables économiquement pour ces géants de la technologie. Il recommande de concentrer les efforts sur le développement d’un ou deux modèles standardisés de SMR. L’effet d’échelle pourrait, selon ce spécialiste, être significatif à partir de 700 unités d’un même modèle.

Certains observateurs craignent même que les annonces de Google et Amazon ne soient une simple stratégie d’amélioration d’image de marque, en réponse aux attentes des consommateurs et investisseurs en matière de responsabilité environnementale. Quoi qu’il en soit, ces récentes nouvelles constituent un vrai coup de levier pour l’industrie du SMR, qui est désormais mise en avant par des acteurs de renommée mondiale.

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La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a récemment publié les nouveaux tarifs et primes pour les installations photovoltaïques de puissance inférieure ou égale à 500 kWc. Ces prix concernent les installations sur bâtiments, hangars ou ombrières et s’appliqueront aux projets dont la demande de raccordement sera effectuée du 1ᵉʳ novembre 2024 au 31 janvier 2025.

En France, le soutien financier pour les installations photovoltaïques dépend de leur puissance. Pour celles qui sont montées sur des bâtiments, des hangars ou des ombrières avec une puissance inférieure à 500 kWc, il existe un tarif d’achat garanti. Cela permet aux propriétaires de vendre l’électricité produite à un prix prédéfini par l’État. Les tarifs d’achat sont révisés trimestriellement par la CRE, qui les ajuste en fonction du volume des demandes de raccordement. La dernière mise à jour des tarifs pour le trimestre 12, du 1ᵉʳ novembre 2024 au 31 janvier 2025, a déjà été annoncée le 25 octobre dernier.

Les tarifs et des primes appliqués du 1ᵉʳ novembre 2024 au 31 janvier 2025 :

Une baisse notable sur la prime à l’autoconsommation

Afin d’encourager l’autoconsommation, l’État attribue une « prime à l’autoconsommation » aux propriétaires qui installent des systèmes photovoltaïques. Selon la dernière mise à jour de la CRE, le montant de la somme a été revu à la baisse pour les installations résidentielles inférieures ou égales à 9 kWc. Concernant les systèmes de 0 à 3 kWc, la prime est désormais de 220 €/kWh, en baisse par rapport aux 260 €/kWh du dernier trimestre. Pour ceux de 3 à 9 kWc, elle est réduite de 190 à 160 €/kWh. La tendance à la baisse a été constante durant les six derniers trimestres. En mai 2023, ces primes étaient respectivement de 510 et 380 €/kWh. Toutefois, pour les installations de plus grande puissance, les primes restent inchangées depuis le trimestre 11, soit 190 €/kWh pour les installations de 9 à 36 kWc et 100 €/kWh pour celles de 36 à 100 kWc.

Une stabilité sur les prix de rachat de surplus, mais une baisse sur ceux de la vente en totalité de l’électricité

Concernant le rachat de surplus d’électricité par EDF OA, les nouveaux prix n’ont connu qu’une très légère diminution d’un trimestre à un autre. Pour les systèmes de puissance inférieure ou égale à 9 kWc, les tarifs sont passés de 12,76 à 12,69 c €/kWh, et installations de puissance inférieure ou égale à 100 kWc ont vu leur prix passer de seulement 7,65 à 7,61 c €/kWh. La stabilité s’est maintenue au cours des 18 derniers mois. Par ailleurs, avant novembre 2022, le tarif de rachat était fixe, mais depuis cette date, il est ajusté tous les trimestres en fonction de l’inflation.

Quant à la vente en totalité de l’électricité produite par les installations, la baisse des prix est également marquée, surtout dans les segments résidentiels. D’un trimestre à l’autre, le prix pour la tranche de 0 à 3 kWc est passé de 12,05 à 10,31 c €/kWh, et pour celle de 3 à 9 kWc, il a diminué 10,24 à 8,76 c €/kWh. En revanche, pour les installations plus grandes, de 9 à 500 kWc, les prix n’ont connu qu’une légère évolution.

Afin de comprendre ces tendances à la baisse, il est important de noter que ces tarifs sont calculés à partir des prix du trimestre précédent et intègrent plusieurs coefficients influents. Le coefficient Bn, par exemple, reflète la réduction à long terme des coûts associés à la filière photovoltaïque. Il y a également le coefficient Kn qui suit l’évolution de sept indices de l’Institut national de la statistique et des études économiques (Insee), ainsi que des coefficients de dégressivité, principalement ajustés suite aux décisions politiques. Pour ce nouveau trimestre, certains de ces coefficients n’ont cependant pas été pris en compte.

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Le solaire flottant est une technologie émergente dont les réels impacts sur l’environnement restent mal connus. De récentes études apportent cependant un éclairage assez optimiste à ce sujet. Selon les auteurs, l’installation de panneaux solaires flottants aurait un faible impact sur la qualité des eaux. Plus intéressant encore, dans certaines conditions, la présence de ces systèmes pourrait même s’avérer bénéfique pour la santé des lacs.

Toujours plus présents, les panneaux photovoltaïques se déploient sur tous les espaces, pourvu que le soleil puisse y briller : sur les toits, les balcons, les parkings, les terrains abandonnés et même les routes. Toutefois, lorsqu’il s’agit de projets d’envergure, la disponibilité de l’espace adéquat peut rapidement devenir problématique. Dans de nombreuses régions, les terrains adaptés sont soit rares, soit excessivement onéreux. Dans certains cas, les opérateurs subissent des oppositions locales, les projets pouvant susciter des conflits d’usage des sols. Le contexte favorise l’adoption d’une autre solution alternative : les installations flottantes. Outre le fait de pallier le manque de ressources foncières, celles-ci peuvent également améliorer l’efficacité des panneaux grâce au refroidissement naturel offert par l’eau. De plus, comme l’ont déjà prouvé de nombreuses études, elles limitent l’évaporation de l’eau.

Mais évidemment, la technologie n’émerge pas sans ses lots de conséquences. Spécialisée dans le développement de parcs solaires et éoliens, la société BayWa.re étudie depuis quelques années les impacts de ces systèmes sur les milieux aquatiques et la potabilité de l’eau, et a récemment publié un document abordant de nombreux points importants autour de ces enjeux.

Des effets mineurs sur la qualité de l’eau

Afin de cerner les impacts potentiels des panneaux solaires flottants sur la qualité des eaux, BayWa.re a commandé une série d’études approfondies. Ces recherches ont principalement été réalisées aux Pays-Bas sur divers lacs, avec des taux de couverture des panneaux allant de 26 % à 48 %. L’analyse s’est focalisée sur plusieurs paramètres importants :

• la stratification de l’eau, c’est-à-dire la formation de différentes couches d’eau en fonction de leur température ou de leur salinité,
• la température de l’eau, ayant une influence sur les différents processus biologiques marins, et sur le développement des espèces piscicoles,
• le taux d’oxygène dissous, qui peut être un indicateur de la pollution de l’eau,
• la conductivité électrique de l’eau, donnant également un aperçu sur la salinité de l’eau et la présence de polluants,
• et la turbidité (ou la clarté) de l’eau.

Les études ont comparé l’eau située directement sous les panneaux à celle des zones libres de couverture. Les résultats indiquent que la présence des panneaux solaires flottants n’altère que légèrement la qualité de l’eau. Par ailleurs, les mesures sont restées dans les normes acceptables malgré certains changements.

Des impacts sur la prolifération des algues ?

Les algues jouent un rôle important dans l’équilibre des écosystèmes aquatiques, mais leur croissance excessive peut se transformer en menace écologique. En effet, une prolifération d’algues peut entraîner des floraisons algales, des phénomènes lors desquels des toxines nocives pour la faune, la flore aquatique et même pour les humains sont libérées.

Une étude récente conduite au Chili, mentionnée dans le rapport de BayWa.re, s’est penchée sur les répercussions d’un système photovoltaïque flottant sur la croissance des algues. D’après les résultats, les installations impacteraient le processus de photosynthèse de ces végétaux en obstruant la lumière du soleil.

Pour les lacs de petite ou moyenne taille, une centrale solaire flottante pourrait ainsi limiter la prolifération des algues. Pour les bassins plus étendus, le taux de couverture des panneaux solaires influe largement sur les résultats : au-delà de 60 % de couverture, les algues pourraient complètement disparaître — un scénario potentiellement dévastateur pour l’équilibre écologique des plans d’eau. L’étude recommande ainsi un taux de 40 % à 60 % pour maintenir la croissance algale à un niveau acceptable sans nuire à l’écosystème pour un grand lac.

Les installations sur les réservoirs d’eau potable sont-elles risquées ?

La sélection des matériaux est essentielle lors de l’installation de systèmes solaires flottants, en particulier sur des réservoirs d’eau potable où le risque de contamination par des substances nocives doit être réduit à néant. Dans ce contexte, l’entreprise BayWa.re, par exemple, remplace l’huile synthétique traditionnellement utilisée dans les transformateurs par du fluide FR3 biodégradable. Ce dernier est nettement moins polluant en cas de fuite. De plus, chaque transformateur est conçu avec un réservoir de collecte scellé pour capturer tout fluide qui s’en échapperait.

Concernant les composants plastiques, l’entreprise préconise l’utilisation de matériaux résistants aux longues expositions solaires afin de minimiser les risques de dégradation et de contamination de l’eau. Ces matériaux doivent également être non inflammables et capables de résister à des températures élevées, afin de prévenir tout risque de fusion en cas d’incendie (ce qui pourrait compromettre la qualité de l’eau).

Une mauvaise sélection des matériaux pourrait donc avoir des conséquences significatives sur la qualité de l’eau, bien que le document n’ait pas fourni des détails concernant ce point. Cependant, le rapport apporte également des nouvelles plus rassurantes quant à l’impact de ces installations sur les microorganismes aquatiques. En effet, une étude menée sur le réservoir d’eau potable de Kralingen, aux Pays-Bas, démontre que les installations flottantes n’affectent pas la population microbienne de l’eau.

Les études confirment que les réserves d’eau potable peuvent être utilisées de manière sûre comme sites de production solaire, selon BayWa.re. « Le résultat de ces études permet de rassurer tout le monde. Les réserves d’eau potable peuvent accueillir des parcs solaires flottants sans détériorer la qualité de l’eau ni la rendre impropre à la consommation », souligne l’entreprise dans son communiqué.

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

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

Un prototype lancé en mer de Norvège

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

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

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

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

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

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

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

Des préparations insuffisantes ?

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

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

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

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

Dix fois plus puissante qu’une éolienne terrestre

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

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

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

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

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

Des réservoirs à 1 500 mètres de profondeur

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

Comment fonctionne EarthStore ?

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

Une future centrale de 3 MW

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

Exploiter chaleur et pression souterraines ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Sortir du charbon et intégrer massivement les renouvelables

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

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

Compter sur l’hydrogène et les gaz dits climatiquement neutres

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

Sécuriser l’approvisionnement grâce au gaz ?

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Un nouveau record mensuel

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

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

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

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