La Belgique vient de commencer la construction de la toute première île énergétique au monde, située en mer du Nord. À terme, cette infrastructure deviendra un élément clé du parc éolien belge en pleine expansion.

Comme dans d’autres pays européens, l’éolien offshore contribuera à la décarbonation de l’électricité en Belgique. Depuis 2020, environ 2,2 GW d’éoliennes ont été installés dans une première zone située en mer du Nord. Afin d’atteindre l’objectif fixé entre 5,4 et 5,8 GW de puissance offshore totale, une nouvelle zone baptisée « Zone Princesse Elisabeth » a été définie. Celle-ci s’étend sur environ 285 km² et accueillera près de 3,5 GW supplémentaires.

Dans le cadre de ce nouveau projet, le pays a décidé de construire une plateforme maritime où seront regroupés les câbles provenant des futures centrales éoliennes dans le but de faciliter l’acheminement de l’électricité vers le continent. Ainsi est né le projet de l’île énergétique artificielle, « Princesse Elisabeth », qui se situera à 45 km des côtes belges, et s’étendra sur une superficie de 6 hectares.  L’installation servira également de point d’atterrage pour les câbles sous-marins reliant la Belgique au Royaume-Uni et au Danemark. Le projet sera piloté par le groupe ELIA, gestionnaire du réseau de transport d’électricité belge, qui vient d’ailleurs d’annoncer la réussite de la mise en place des premiers composants de l’île.

Les premiers caissons déjà installés

La fondation sera composée de 23 caissons en béton qui formeront le périmètre extérieur, tandis que la partie intérieure sera remplie de sable. À la surface seront installées les infrastructures électriques, protégées contre les vagues et les inondations grâce à un imposant mur de protection.

Le 30 avril dernier, le groupe ELIA a ainsi annoncé la réussite de l’installation des deux premiers caissons pesants chacun 22 000 tonnes, sur les 23 unités prévues. Les travaux ont été confiés à un consortium regroupant les entreprises belges DEME et Jean De Nul. Ces caissons ont été transportés par quatre bateaux remorqueurs depuis le port de Vlissingen, aux Pays-Bas, où ils ont été construits. Un système d’ancrage avait déjà été préinstallé sur le site. Pour leur immersion, les caissons ont d’abord été remplis d’eau. Une fois posés sur le fond marin, ils ont été remplis de sable avant d’être scellés pour éviter toute fuite de leur contenu. Une couche de protection rocheuse a été ensuite ajoutée pour sécuriser l’installation contre d’éventuelles tempêtes estivales.

L’ensemble des opérations, du transport à l’installation, a duré 24 heures et a mobilisé une dizaine de navires et près de 150 personnes. D’après le calendrier du groupe, la construction de l’île énergétique devrait être achevée en 2026, et celle des équipements électriques, en 2030. À terme, cette installation deviendra « un élément essentiel de l’approvisionnement électrique de la Belgique », a affirmé l’entreprise.

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Après avoir célébré ses trente ans l’année dernière, la centrale nucléaire de Daya Bay en Chine vient de fêter ses 1 000 térawattheures (TWh) de production. Autre fait intéressant : cette installation, qui est la plus vieille du pays, porte une part d’ADN français.

Située à Shenzhen, dans la province du Guangdong, la centrale nucléaire de Daya Bay a ainsi atteint le seuil du pétawattheure (PWh), soit 1 000 térawattheures (TWh) après 31 ans d’exploitation. Bien sûr, ce chiffre n’est quasiment rien face à l’immense besoin électrique de la Chine, qui consomme presque 10 000 TWh d’électricité en seulement un an. Mais ce cap est symbolique pour cette centrale qui exploite les tout premiers réacteurs nucléaires installés dans le pays. En France, par exemple, seules les centrales de Gravelines, du Tricastin et du Blayais dépassent le pétawattheure à ce jour.

L’annonce a été faite par le géant China General Nuclear Power Group (CGN). Ces 1 000 TWh, explique le groupe, correspondraient à 300 millions de tonnes de charbon économisées. Avec une puissance installée de 6 GW, la centrale aura également permis d’éviter l’émission de plus de 800 millions de tonnes de CO₂.

Des technologies françaises importées en Chine

La centrale nucléaire de Daya Bay figure parmi les plus grands regroupements de réacteurs à eau pressurisée (REP) en Chine, voire dans le monde. Il dénombre six unités, dont les deux premières sont issues directement d’une collaboration franco-chinoise. En effet, lorsqu’elle se lançait dans le nucléaire dans les années 80, la Chine évaluait les programmes nucléaires mondiaux, et avait conclu que celui de la France était le plus réussi alors que celle-ci était en train de construire une trentaine de réacteurs. Pékin s’est ainsi tourné vers EDF, qui a su y apporter la technologie et le savoir-faire français.

Deux premiers réacteurs de 985 MW unitaires ont été ainsi construits à Daya Bay et mis en service en 1994. Leur production était en grande partie destinée à approvisionner Hong Kong qui se situe à environ 50 km du site. Entre 2002 et 2003, deux réacteurs supplémentaires de 985 MW ont été mis en service. Ceux-ci appartiennent à la centrale de Ling Ao I, une extension de Daya Bay. Neuf ans plus tard, la deuxième phase de Ling Ao, composée de deux nouveaux REP de 1080 MW chacun, a été branchée au réseau.

Compte tenu de leur âge, ces réacteurs devraient poursuivre leur activité encore plusieurs années. D’autant que des centaines de mises à niveau auraient été apportées afin d’améliorer leur fiabilité et leur sécurité. Selon CGN, la centrale a même commencé à intégrer l’intelligence artificielle pour optimiser ses opérations nucléaires.

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Le Conseil d’État chinois vient d’autoriser la construction de dix nouveaux réacteurs nucléaires. Pour la quatrième année consécutive, Pékin autorise le lancement d’au moins une dizaine de nouveaux chantiers nucléaires.

Fin 2024, le parc nucléaire chinois affichait plus de 444 TWh d’électricité produite sur l’année. Ce volume devrait bientôt croître rapidement étant donné les nombreux projets en cours et les nouvelles autorisations. Il y a huit mois à peine, plusieurs entreprises ont obtenu le feu vert pour lancer la construction de onze nouveaux réacteurs. Plus récemment, le Conseil d’État chinois, présidé par le Premier ministre Li Qiang, a approuvé la mise en chantier de dix autres unités. À ce rythme, la Chine deviendra sans doute un leader mondial en la matière.

Dix réacteurs répartis sur cinq sites

Les dix nouveaux réacteurs seront répartis sur cinq différents sites exploités par plusieurs entreprises, dont certaines ont déjà entamé les travaux préparatoires. Huit réacteurs seront de type Hualong One, le modèle phare chinois, tandis que les deux autres seront des CAP1000, une version chinoise du modèle américain AP1000. Ces projets représentent au total un investissement de plus de 27 milliards de dollars. Voici la répartition des réacteurs par centrale.

La centrale de Xiapu accueillera ainsi ses premiers réacteurs de troisième génération. Cependant, deux réacteurs à neutrons rapides refroidis au sodium (CFR-600) y sont déjà en construction.

Bientôt la première puissance nucléaire ?

En matière de transition énergétique, la Chine s’est déjà positionnée comme le leader mondial des énergies renouvelables. Elle est désormais en passe de devenir également la première puissance nucléaire de la planète. Le pays exploite actuellement 58 réacteurs d’une puissance cumulée d’environ 61 GW. En prenant en compte les unités en construction ou récemment approuvées, cette puissance atteint 113 GW déployés par 102 réacteurs, selon le Rapport sur le développement de l’énergie nucléaire en Chine 2025. Avec les nouveaux projets lancés, la Chine sera la seule nation à exploiter plus de cent réacteurs d’ici 2030. D’ici là, elle se classera ainsi au premier rang mondial, d’après le rapport.

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La Chine se voit neutre en carbone d’ici 2060. Pour atteindre cet objectif, elle accélère la décarbonation de son système électrique en installant à tout-va de nouvelles immenses centrales, principalement solaires et éoliennes. Aujourd’hui, les installations thermiques ayant longtemps dominé le pays sont reléguées derrière ces deux sources renouvelables devenues de plus en plus puissantes.

L’Administration nationale de l’énergie de la Chine a récemment annoncé ses dernières statistiques concernant la capacité du parc renouvelable chinois, et les chiffres sont pour le moins impressionnants. Le solaire et l’éolien ont connu une hausse spectaculaire ces dernières années, à tel point que le pays a réalisé ses objectifs 2030 de capacité installée six ans à l’avance. Par rapport à 2013, la puissance solaire du parc chinois a été multipliée par 180, tandis que celle de l’éolien a été multipliée par 6. Et grâce aux nouvelles centrales mises en service au premier trimestre, Pékin a franchi un cap important dans sa transition énergétique : la capacité des renouvelables dépasse désormais celle des centrales thermiques.

1 482 GW de renouvelables

De janvier à mars 2025, la Chine a ajouté environ 73 GW à ses parcs solaires et éoliens. Les deux filières totalisent désormais une puissance de 1 482 GW. Rien que ces deux sources d’énergie ont produit 536 TWh durant ces trois premiers mois de l’année, soit quasiment l’équivalent de la production de l’ensemble du parc électrique français en 2024. Grâce à ces nouvelles installations, les renouvelables (solaire et éolien) dépassent désormais les centrales thermiques majoritairement alimentées au charbon, dont la puissance actuelle atteint 1 451 GW.

Une place ferme pour le charbon

À première vue, ces investissements massifs dans les sources bas-carbone font de la Chine un modèle de transition énergétique. Pourtant, le premier émetteur mondial de CO₂ continue de miser lourdement sur le charbon. En témoignent les quelque 100 GW de nouvelles centrales entrées en construction l’an dernier et les 66 GW de projets récemment approuvés. L’extraction de charbon a par ailleurs progressé, passant de 3,9 milliards de tonnes en 2020 à 4,8 milliards en 2024. De plus, malgré leur part croissante dans le mix énergétique, les renouvelables peinent à s’imposer durablement sur le marché, le charbon étant encore largement privilégié.

C’est à se demander la Chine parviendra à atteindre ses objectifs climatiques. Quoi qu’il en soit, le président Xi Jinping a déclaré la semaine dernière que le pays poursuivra ses efforts pour lutter contre le changement climatique. De nouveaux engagements concernant la réduction des émissions devraient d’ailleurs être annoncés avant la COP30 prévue en novembre.

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À l’instar d’autres pays européens, le Royaume-Uni dépend largement de la Chine pour ses approvisionnements en produits solaires. Mais cela pourrait bientôt changer. Un nouvel amendement gouvernemental a été récemment introduit pour empêcher l’entreprise énergétique publique britannique d’importer des composants solaires chinois suspectés d’être issus du travail forcé.

« Une chaîne d’approvisionnement exempte de travail forcé » : c’est ainsi que le Royaume-Uni imagine le futur de son industrie solaire qui, pour le moment, est encore à 40 % dépendante de la Chine. Depuis plusieurs années, la région chinoise du Xinjiang est régulièrement accusée par les médias et les organisations de défense des droits humains d’exposer les Ouïghours (une minorité ethnique musulmane) à des pratiques de travail forcé. Pourtant, près de 40 % du silicium chinois, composant de base des panneaux solaires, provient justement de cette région.

Afin d’assurer une chaîne d’approvisionnement plus éthique, le gouvernement britannique a ainsi introduit un amendement interdisant à son entreprise énergétique Great British Energy d’acheter des produits solaires potentiellement liés à l’esclavage moderne. Porté par le ministre britannique de l’Énergie, Ed Miliband, cet amendement devra toutefois encore être soumis à un vote parlementaire pour entrer en vigueur.

Aucune menace pour les objectifs climatiques ?

L’une des principales inquiétudes suscitées par cette décision concerne sans aucun doute l’éventuel impact sur les objectifs climatiques du Royaume-Uni. Pour rappel, le pays vise un mix électrique 100 % décarboné d’ici seulement 2030. Les renouvelables (solaire et éolien) devraient constituer l’épine dorsale de la transition énergétique britannique en représentant à eux seuls 80 % du total. Pour le solaire en particulier, l’objectif fixé est d’envergure : atteindre entre 45 et 47 GW, soit le triple de la puissance actuelle.

Confiante, l’entreprise Great British Energy assure que cette mesure n’entravera pas le déploiement du solaire. « Cet amendement ne menace ni l’atteinte d’une énergie propre d’ici 2030, ni la neutralité carbone d’ici 2050 », affirme-t-elle dans un communiqué. Certains politiciens craignent cependant que la décision compromette les engagements du pays. C’est le cas d’Andrew Bowie, homme politique du parti conservateur, qui estime que cet amendement pourrait affecter les objectifs fixés par le gouvernement.

Comment assurer une chaîne d’approvisionnement saine ?

Si cette nouvelle loi entre en vigueur, l’entreprise énergétique publique britannique prévoit de se tourner vers des fournisseurs nationaux et internationaux dont les chaînes d’approvisionnement sont jugées « sûres ». Mais comment s’en assurer ? Il faut savoir que le gouvernement britannique a déjà mis en place un groupe de travail appelé « Solar Taskforce », chargé de rendre la filière solaire plus écologique, plus éthique et indépendante de tout fournisseur suspecté de pratiques douteuses.

Par ailleurs, l’initiative européenne « Solar stewardship initiative » (SSI), lancée en collaboration avec l’association SolarPower Europe, vient renforcer ces efforts. Celle-ci vise à certifier que les usines de fabrication de panneaux respectent les normes éthiques, notamment en garantissant l’absence totale d’esclavage moderne dans leurs chaînes d’approvisionnement. Les entreprises certifiées SSI auront la capacité de produire jusqu’à 100 GW de panneaux solaires par an, de quoi répondre largement au besoin du Royaume-Uni.

Reste désormais à savoir si cette proposition sera adoptée lors du vote au Parlement. Rappelons qu’il a à peine un mois, un amendement similaire avait été présenté, mais il avait été rejeté par les ministres.

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C’est une première mondiale : la Suisse met en service le tout premier système ferrovoltaïque amovible. À en croire l’exploitant, ce genre d’installation pourrait être déployé dans les quatre coins du monde, à condition toutefois de réussir la phase de tests en cours.

Quand il s’agit de production d’énergie solaire, chaque espace disponible peut devenir précieux.  Après la route solaire et le trottoir photovoltaïque, c’est maintenant au tour des voies ferrées, plus précisément, l’espace entre les deux rails. L’idée est portée par la startup suisse Sun-Ways. La jeune pousse a tout récemment inauguré une installation pilote composée de 48 panneaux solaires de 380 W unitaires alignés sur un tronçon d’une centaine de mètres, à Buttes, dans le canton de Neuchâtel (Suisse). Ainsi, depuis le 28 avril dernier, des trains voyageurs ont commencé à circuler par-dessus la centrale.

Les panneaux solaires ont été installés à l’aide d’un engin mécanique de la société Scheuchzer, partenaire de Sun-Ways. Les modules sont équipés d’un système d’accroche breveté, façonné de manière qu’ils soient amovibles. En effet, les rails doivent de temps à autre faire l’objet d’inspections et de maintenance, d’où l’intérêt d’une centrale amovible.

Des tests durant trois ans

L’installation inaugurée devrait produire annuellement 16 MWh. Cela correspond à peine à la consommation moyenne de trois à quatre foyers suisses, mais, rappelons-le, il ne s’agit ici que d’un système pilote. À l’issue de ce projet, l’entreprise pourrait envisager un déploiement à grande échelle. La centrale sera ainsi testée pendant trois ans, période minimale imposée par l’Office fédéral des transports avant une éventuelle généralisation du concept. Durant cette phase, l’entreprise testera différents types de technologies de revêtement pour les panneaux solaires. Elle évaluera également la sécurité des modules face aux conditions mécaniques auxquelles ils sont exposés, et analysera les impacts du système sur les infrastructures existantes.

À la conquête du réseau ferroviaire suisse et au-delà

Si les tests sont concluants, Sun-Ways prévoit de conquérir l’ensemble du réseau ferroviaire suisse, dont le potentiel théorique de production est estimé à 1 TWh par an selon son fondateur. Avec ses 5 000 km de voies ferrées, la Suisse pourrait théoriquement accueillir jusqu’à 2,5 millions de panneaux solaires. À terme, la startup ambitionne d’utiliser l’électricité générée directement pour alimenter les trains.

Sun-Ways ne compte pas s’arrêter aux frontières suisses. L’entreprise affirme avoir d’autres projets pilotes en vue dans d’autres pays tels que la France, l’Espagne, la Corée, la Chine, les États-Unis, et bien d’autres.

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C’est à se demander pourquoi on n’en a jamais vu auparavant. Lenovo a récemment présenté son concept d’ordinateur solaire, un laptop recouvert de mini modules photovoltaïques. Le système est conçu pour augmenter l’autonomie de l’appareil.

Une batterie de 50,2 Wh, un stockage de 1 To, 32 Go de RAM : cet ordinateur portable de la marque chinoise Lenovo présente des caractéristiques certes bonnes, mais qui restent toutefois classiques. Ce qui le distingue réellement, c’est son système d’alimentation. Le boîtier intègre en effet 84 petites cellules solaires destinées à prolonger l’autonomie de l’appareil. Les modules ne passent pas inaperçus, mais leur présence n’entrave en rien le design qui, d’ailleurs, conserve les dimensions typiques d’un laptop. Le modèle en question s’agit du « Yoga Solar » dévoilé en mars, et pour l’instant, il est encore à l’état de concept.

Une heure d’autonomie en 20 minutes de charge

Sous la lumière directe du soleil, 20 minutes suffisent pour gagner jusqu’à une heure de lecture vidéo en 1080 p. Cette performance est possible grâce à un taux de conversion solaire annoncé à 24 %, un niveau assez élevé sachant que celui des modules solaires actuels oscille entre 20 à 26 %. Ce rendement est en partie dû à la technologie de configuration dite « back contact cell », dans laquelle les supports de montage et les lignes de grille sont placés à l’arrière des cellules solaires. Cela permet de capter davantage de lumière et d’optimiser ainsi la production.

Ces petits panneaux ne visent toutefois pas à remplacer la charge classique. On peut dire que c’est un complément à l’alimentation filaire via USB-C, ou encore une sorte de secours là où aucune prise électrique n’est disponible. Le système photovoltaïque permettrait, selon Lenovo, de recharger la machine jusqu’à 86 %, et un chargement sous une lumière indirecte est aussi possible. De plus, un système a été intégré dans l’appareil pour ajuster automatiquement les réglages du chargeur de manière que la priorité à l’utilisation de l’énergie solaire quand elle est disponible.

Côté technique et design, la machine a tout d’un ordinateur classique, à l’exception peut être de la surface du capot très réfléchissante à cause de la présence des modules. Reste à savoir si ce concept franchira un jour les portes du marché. Pour l’instant, il ne s’agit encore que d’un prototype, et Lenovo admet devoir encore résoudre un problème de chauffe lié à la charge solaire.

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Après avoir virevolté dans les airs durant des décennies au service de l’énergie, les pales d’éoliennes usagées d’un énergéticien suédois entament une seconde vie… en tant que skis. Et en matière de recyclage de ces composants, il faut dire que cette entreprise a plus d’un tour dans son sac.

De plus en plus imposantes, les éoliennes fleurissent partout, sur les terres comme en mer. Une fois installées, ces géantes de l’énergie ont une durée de vie de 20 à 30 ans. À l’issue de leur exploitation, elles sont majoritairement recyclées, 93 % de leurs composants (le béton, les métaux et les déchets électroniques) se réutilisant facilement. Ces éléments proviennent principalement des fondations, des mâts, de la nacelle, du moyeu, ainsi que des équipements de distribution.

Les 7 % restants sont, en revanche, plus problématiques. Ceux-ci proviennent des pales des éoliennes composées de matériaux composites, plus précisément de résines renforcées de fibres de verre ou de carbone. Ces composants s’avèrent difficiles à recycler. Difficiles, mais pas impossibles cependant, puisque le fournisseur d’énergie suédois Vattenfall, en collaboration avec d’autres enseignes, a réussi à transformer ces fameuses pales en skis.

Des pales usagées envoyées en Norvège

Avant de gagner les pistes de ski, les pales d’éoliennes de Vattenfall doivent d’abord être expédiées en Norvège. Elles y sont traitées par l’entreprise Gjenkraft, chargée d’en extraire les fibres de verre et de carbone. Une fois ces matériaux récupérés, ils sont ensuite utilisés par le fabricant norvégien de skis EVI pour concevoir de nouveaux équipements. Leur intégration permet de renforcer la durabilité et les performances des skis.

En mars dernier, Vattenfall affirme avoir reçu sa commande d’une première série de 15 paires. Ces skis ont été fabriqués à partir des pales d’éoliennes du parc néerlandais Irene Vorrink. Le même mois, ces équipements ont été testés en conditions réelles lors de la Coupe du monde de slalom féminin à Åre, en Suède.

D’autres projets insolites

En vue d’atteindre un taux de recyclabilité de 100 % de ses éoliennes, l’entreprise Vattenfall s’efforce d’être créative. En plus de ce projet de fabrication de skis, la société travaille également sur la création d’un parking fermé en Suède, dont l’une des façades sera constituée d’un mur rideau fabriqué à partir de pales recyclées. Ces dernières proviennent du parc de Nørre Økse Sø, une centrale danoise désaffectée en 2023.

Ce n’est pas tout. L’an dernier, Vattenfall avait déjà présenté sa « tiny house », un petit logement compact de de 35 mètres carrés, qui était autrefois une nacelle d’éolienne, un composant incluant, lui aussi, un composite de fibre de verre.

Vers des pales plus faciles à recycler

Si les pales des anciennes éoliennes s’avèrent difficiles à recycler, celles des futurs modèles devront l’être moins. En effet, de nombreuses recherches sont désormais axées sur la conception de matériaux plus facilement recyclables. En 2021, Siemens Gamesa a lancé la toute première pale recyclable baptisée « RecyclableBlade », contenant un type de résine qui se dissout dans une solution acide à basse température.  Vattenfall, dans sa démarche, a investi dans ces mêmes pales désormais présentes dans les éoliennes du parc offshore de Hollandse Kust Zuid situé au large des côtes néerlandaises.

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Si une forte hausse de la consommation électrique mondiale est attendue dans les années à venir, c’est en grande partie en raison de l’essor des centres de données. Véritables gouffres énergétiques, ces infrastructures abritent des serveurs informatiques et leur système de refroidissement. De nombreux projets énergétiques sont ainsi à l’étude ou en développement pour soutenir leur montée en puissance. Au Texas, par exemple, des microréacteurs nucléaires seront construits pour alimenter ces centres en électricité.

Le Texas est confronté à une pression croissante pour augmenter son approvisionnement en électricité. Actuellement, près de 9 % de la demande énergétique dans le territoire provient des centres de données, une part qui devrait fortement augmenter avec les nouvelles installations à venir. Pour répondre à cette demande tout en renforçant sa souveraineté énergétique, l’État s’ouvre ainsi à de nouvelles solutions. Profitant de ce marché, la start-up américaine Last Energy prévoit d’y déployer sa technologie : un microréacteur nucléaire. La société ambitionne d’en construire une trentaine afin d’alimenter les futurs centres de données qui seront implantés au Texas.

600 MW de nucléaire pour alimenter les centres de données texans

Last Energy a déjà acquis un site de 80 hectares dans le comté d’Haskell, dans le nord-ouest du Texas, où elle prévoit de construire 30 microréacteurs, selon un communiqué. Sa technologie s’agit d’un réacteur à eau pressurisée (REP) à boucle unique de 20 MW, utilisant des combustibles REP standards. À terme, ces systèmes fourniront au total 600 MW, de l’électricité qui sera acheminée via une combinaison de câbles privés et de transmission au réseau. Pour donner un ordre d’idée, une telle puissance permettrait de couvrir la consommation de 600 000 foyers, selon l’entreprise. Cependant, ce chiffre reste bien en deçà des besoins futurs du Texas. Aujourd’hui, les centres de données en activité nécessitent environ 8 GW, une demande qui devrait exploser dans les années à venir, car rien que dans la région de Dallas-Fort Worth, ces infrastructures exigeront 43 GW supplémentaires dans le futur.

Des dizaines déjà livrés en Europe

L’entreprise affirme avoir déjà obtenu plus de 80 commandes en Europe, dont la moitié était destinée aux centres de données. En effet, jusqu’à présent, la société Last Energy s’était principalement concentrée sur le marché européen en raison de la rigidité des règlementations américaines en matière de nucléaire. D’ailleurs, dans l’objectif de déployer rapidement sa technologie dans le pays, la société a engagé un procès contre la Commission de règlementation nucléaire américaine (NRC), arguant que certains modèles de réacteurs ne nécessiteraient pas l’approbation de la Commission.

Concernant son projet, Last Energy a déjà déposé sa demande de raccordement auprès du gestionnaire texan ERCOT et prépare actuellement sa demande de permis de site anticipé auprès du NRC.

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Au Royaume-Uni, la demande en stockage d’énergie ne cesse de croître à mesure que les renouvelables s’ajoutent dans le mix électrique. Récemment, une importante centrale de stockage capable d’alimenter des millions de foyers vient d’être partiellement mise en service, un système par batterie qui serait le plus puissant d’Europe.

Le Royaume-Uni s’est fixé un ambitieux objectif en matière d’énergie : celui de produire une électricité entièrement décarbonée d’ici 2030. Pour y parvenir, le développement des énergies renouvelables s’accélère, avec l’éolien comme épine dorsale du nouveau système énergétique. Aujourd’hui, le pays dispose déjà d’une capacité de production éolienne considérable, mais il peine à en exploiter pleinement le potentiel en raison d’un déséquilibre de son réseau électrique.

C’est bien pour cette raison que les systèmes de stockage y sont plus que jamais requis afin d’assurer une meilleure répartition de la production des renouvelables. Pour répondre à ce besoin, l’entreprise énergétique Zenobē vient de lancer une immense centrale de stockage par batterie, située à Blackhillock, en Écosse, et dont la construction a débuté en 2023.

200 MW entrés en service, et ce n’est pas fini

Le déploiement de la méga centrale est prévu de se faire en deux phases. La première partie mise en service le 3 mars dernier affiche une puissance de 200 MW pour une capacité de 400 MWh. À elle seule, elle dépasse largement la centrale de Pillswood en Angleterre (98 MW pour 196 MWh), qui détenait jusqu’alors le titre de plus grande installation de stockage par batterie en Europe. Elle sera cependant détrônée par les 600 MW et 2 800 MWh de la future batterie Giga Green Turtle en Belgique, prévue pour 2028.

La deuxième phase, prévue pour 2026, ajoutera 100 MW et 200 MWh supplémentaires. À terme, la centrale atteindra ainsi une puissance de 300 MW pour une capacité de 600 MWh, de quoi alimenter 3,1 millions de foyers pendant une heure. Si la centrale de Pillswood exploite les Megapacks de Tesla, celle de Blackhillock est équipée des systèmes développés par l’entreprise finlandaise Wärtsilä.

Selon Zenobē, cette installation représente à elle seule 30 % de la capacité totale des batteries installées en Écosse. Elle jouera un rôle clé dans l’atteinte de l’objectif national de stockage du Royaume-Uni, fixé à au moins 22 GW d’ici 2030. Sur une période de 15 ans, elle devrait également permettre de réduire les émissions de CO₂ de 2,6 millions de tonnes et d’économiser 170 millions de livres sterling pour les consommateurs britanniques.

Lutter contre la congestion du réseau britannique

Les parcs éoliens britanniques sont principalement situés dans le nord du pays, où les conditions météorologiques sont les plus favorables, tandis que la majorité des consommateurs se trouvent au sud, notamment en Angleterre et au Pays de Galles. Lors des pics de production, ce déséquilibre oblige souvent les opérateurs à brider les éoliennes et, en compensation, à utiliser des centrales à gaz, engendrant des coûts pouvant dépasser le milliard d’euros par an.

Le stockage d’énergie peut être une solution radicale pour remédier à ces inefficacités. En emmagasinant l’excédent de production, le système permettrait d’éviter la saturation du réseau et d’optimiser la distribution de l’électricité. Dans cette optique, la nouvelle centrale de Blackhillock a été stratégiquement installée entre Inverness et Aberdeen, où elle pourra absorber le surplus d’énergie de plusieurs parcs éoliens, notamment de Viking (443 MW), de Moray East (950 MW) et de Beatrice (588 MW).

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La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

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Selon une nouvelle analyse, en 2024, les ventes de pompes à chaleur ont chuté dans plusieurs pays d’Europe, dont la France. Le secteur subit un net ralentissement en raison de facteurs à la fois politiques et économiques.

L’Europe compte en grande partie sur les pompes à chaleur pour décarboner le secteur du chauffage. Soutenue par des politiques incitatives, cette technologie a franchi en 2017, le cap du million de ventes annuelles. Depuis, le marché a connu une croissance continue jusqu’en 2023, année où les ventes ont commencé à reculer. D’après un récent rapport de l’Association européenne des pompes à chaleur (EHPA), cette tendance s’est encore poursuivie en 2024.

Des baisses presque partout, entrainant des pertes d’emplois

Selon l’EHPA, les ventes de pompes à chaleur ont chuté de 23 % en 2024, passant de 2,6 millions à 2 millions d’unités, un niveau comparable à celui de 2021. Cette analyse préliminaire couvre 13 pays européens, dont l’Autriche, la Belgique, le Danemark, la Finlande, la France, l’Allemagne, l’Italie, les Pays-Bas, la Norvège, le Portugal, la Pologne, la Suède et le Royaume-Uni.

Si la tendance est globalement à la baisse en Europe, le Royaume-Uni fait figure d’exception avec une hausse marquée. Les ventes y ont bondi de 60 244 à 98 448 unités, soit une progression de 63 %. À l’inverse, la Belgique et l’Allemagne enregistrent les plus fortes baisses, avec respectivement -51 % et -47 %. En France, les ventes ont reculé de 24 %, passant de 720 076 en 2023 à 546 907 en 2024. Le pays compte désormais 6,55 millions de pompes à chaleur installées, soit environ 21 appareils pour 100 foyers.

D’après l’association, ce ralentissement du marché a fortement affecté l’industrie. Plusieurs fabricants ont dû réduire leur production et ajuster leurs effectifs. Selon l’EHPA, 4 000 emplois ont déjà été supprimés et 6 000 autres affectés sur les 170 000 générés par la filière. Un coup d’autant plus dur pour le secteur qui s’est vu financer des milliards d’euros pour multiplier la production en 2022 et en 2023 afin de s’affranchir du gaz russe.

Trois raisons derrière

Cette chute s’explique par trois facteurs principaux selon l’EHPA. Tout d’abord, la modification des aides gouvernementales a semé le doute chez les consommateurs. Seconde raison, le contexte économique difficile et la baisse du pouvoir d’achat freinent les investissements. Enfin, la baisse du prix du gaz incite de nombreux foyers à privilégier cette source d’énergie. En effet, les consommateurs se tournent de plus en plus vers le gaz, d’autant que les chaudières à gaz restent bien plus abordables que les pompes à chaleur, dont le coût peut être trois à quatre fois plus élevé.

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Dans le marché de l’autoconsommation en plein essor, certains acteurs du solaire prospèrent tandis que d’autres vacillent, et finissent par tomber. C’est le cas d’Oscaro Power, dont l’aventure s’achève (déjà) avec une liquidation judiciaire prononcée fin janvier.

La société spécialisée dans la vente de kits solaires, Oscaro Power, aura tenu près de quatre ans sur le marché. Malgré des débuts prometteurs en 2021, elle a été mise en liquidation judiciaire le 31 janvier dernier. Depuis plusieurs mois, cette issue planait autour de l’entreprise alors qu’elle devenait incapable d’honorer les commandes et de rembourser ses clients, qui se retrouvent désormais dans l’incertitude la plus totale.

Des problèmes logistiques et matériels ?

La situation résulte clairement des difficultés à la fois financières et opérationnelles subies par l’entreprise. Cependant, l’année dernière, le fondateur Pierre-Noël Luiggi avait fourni d’autres explications pour justifier les retards dans les livraisons et les remboursements. Il avait notamment pointé un souci dans la mise en place d’une nouvelle chaîne logistique, problème qui aurait également affecté d’autres sociétés européennes. « Comme d’autres acteurs du solaire, on a d’abord souffert, à partir de juin 2023, de la réorganisation de la distribution en Europe des panneaux photovoltaïques de nos fabricants chinois », avait-il expliqué. Il évoquait aussi un retard de plusieurs mois dans le déploiement d’un nouveau logiciel interne. Des excuses auxquelles bon nombre ont cependant eu du mal à croire sachant qu’Oscaro.com — une autre propriété Luiggi spécialisée dans la vente de pièces détachées pour autos — avait déjà frôlé la faillite en 2018.

Et les clients dans tout cela ?

Du côté des clients, les plaintes se sont multipliées depuis 2023 concernant les produits non livrés et les remboursements. Ceux concernés sont désormais appelés à se mobiliser en déposant une déclaration de créance auprès du liquidateur judiciaire d’ici fin mars. Dans une récente publication, le Groupement des particuliers producteurs d’électricité photovoltaïque (GPPEP) a affirmé vouloir apporter son aide à ces personnes.

Si les clients sont les premières victimes de la situation, le secteur du photovoltaïque, et en particulier le marché de l’autoconsommation, pourrait également en subir les conséquences. Une réduction de la confiance des consommateurs est effectivement à redouter. C’est un « coup porté au développement et à l’image des énergies renouvelables » déplore d’ailleurs le GPPEP.

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En Chine, l’industrie photovoltaïque aura certes un peu vacillé face aux mesures protectionnistes de certains pays contre l’afflux massif de modules chinois, mais en 2024, elle a poursuivi sa croissance en enregistrant une nouvelle hausse de ses exportations.

La transition énergétique a propulsé le solaire au rang des principales sources d’énergie décarbonée. Pourtant, le contexte actuel ne joue pas en faveur de l’industrie solaire dans de nombreux pays qui peinent à tirer profit du marché. Et pour cause, la Chine, qui détient près de 80 % des parts mondiales, rendant ainsi les autres nations fortement dépendantes de ses importations pour développer leur filière.

Non seulement ce pays maîtrise l’ensemble de la chaîne de valeur de la production photovoltaïque, mais il bénéficie aussi d’un effet d’échelle grâce à son immense industrie. Son surinvestissement dans la fabrication de panneaux solaires favorise davantage la baisse des prix, rendant ses produits d’autant plus attractifs à l’international. Chaque année, le leader du solaire inonde le marché mondial de ses modules, et 2024 n’a pas fait exception. Le volume exporté a même augmenté de 13 % par rapport à l’année précédente.

40 % des panneaux exportés atterrissent en Europe

D’après les données douanières du cabinet d’analyse Infolink Consulting, la Chine a exporté 235,93 gigawatts (GW) de modules solaires en 2024, soit environ 28 GW de plus qu’en 2023. Sans surprise, l’Europe est restée le principal importateur avec 94,4 GW commandés, soit près de 40 % du volume exporté. En raison du plan Inflation Reduction Act aux États-Unis, qui limite l’entrée des produits chinois, la Chine a réorienté ses exportations vers le vieux continent, où les fabricants locaux peinent à prospérer face à la concurrence chinoise et se voient chuter les uns après les autres. Avec plus de 37 GW de panneaux importés, les Pays-Bas arrivent en tête des importateurs européens, suivis par l’Espagne avec 10,5 GW. L’Europe a toutefois enregistré une baisse des importations, avec un recul de 7 % par rapport à 2023.

Et les autres régions du monde ?

La région Asie-Pacifique a importé plus de 68 GW en 2024, enregistrant une hausse de 26 % largement portée par le Pakistan, qui a dominé le marché. Le pays a vu ses importations bondir de 127 % par rapport à l’année précédente en atteignant 16,91 GW. Les Amériques ont, quant à elles, totalisé 33,28 GW de modules importés, en hausse de 10 %, avec une majorité des expéditions destinées au Brésil. Au Moyen-Orient, les importations ont grimpé de 99 %, atteignant 28,79 GW, l’Arabie saoudite représentant la plus grande part du marché. Enfin, l’Afrique a importé plus de 11 GW, soit une augmentation de 43 % par rapport à 2023. Bien que les importations sud-africaines aient reculé de 7 %, le pays est resté le plus grand importateur du continent avec 3,8 GW importés.

En 2025, plusieurs facteurs pourraient influencer ces tendances, selon Infolink. La faiblesse de l’économie européenne et les ajustements tarifaires sur les importations au Brésil seront à surveiller de près. De plus, le plan de l’Inde pour soutenir son industrie solaire pourrait avoir un impact sur les exportations chinoises.

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Aux États-Unis, une nouvelle technologie de stockage thermique souterrain est à l’étude pour réduire la consommation électrique des centres de données. Ce système vise à fournir une source de refroidissement lors des pics de demande, notamment pendant les heures les plus chaudes de la journée.

Au cours des prochaines années, la demande en énergie des centres de données est prévue d’exploser, une hausse drastique liée à la croissance fulgurante de l’intelligence artificielle et des services numériques. D’ici 2030, elle pourrait représenter jusqu’à 9 % de la production nationale aux États-Unis, selon une étude de l’Electric Power Research Institute. Pour limiter l’impact de cette hausse sur le réseau électrique, le Département américain de l’énergie finance un projet piloté par le National Renewable Energy Laboratory (NREL). Ce projet propose un système de stockage géothermique pour refroidir les équipements. Un enjeu majeur, puisque le refroidissement représenterait à lui seul près de 40 % de la consommation énergétique annuelle des centres de données.

Une batterie pour stocker du froid

Baptisé Cold underground thermal energy storage (Cold UTES), ce projet repose sur un nouveau type de stockage souterrain d’énergie thermique à froid. Le NREL n’a pas encore révélé les détails de sa technologie, mais d’après le communiqué, l’idée est de créer une sorte de batterie souterraine capable d’accumuler du froid. Celle-ci fonctionnera par cycles de charge/décharge, et sera connectée aux systèmes de refroidissement existants des centres de données.

Le principe est simple : durant les heures les plus fraîches où la demande en refroidissement est la plus faible, l’électricité sera utilisée pour produire et stocker du froid. En période de forte demande, cette énergie stockée sera ensuite récupérée pour refroidir directement les équipements. Ce système permet de réduire la charge de refroidissement des centres de données, c’est-à-dire la quantité de travail nécessaire pour maintenir les serveurs à température, et ainsi de diminuer la consommation énergétique. Le Cold UTES peut servir aussi bien de stockage de courte durée que de longue durée, allant jusqu’à l’échelle saisonnière. Dans ce cas, le froid accumulé en hiver est utilisé pendant l’été.

Pour l’instant, le projet en est encore à sa phase d’étude de faisabilité technique et économique. Le NREL prévoit par ailleurs d’étudier l’évolution de la charge de refroidissement des centres de données sur les 30 prochaines années lorsque la technologie sera intégrée. À terme, Cold UTES devrait être déployé à grande échelle à travers le pays, réduisant ainsi la pression exercée sur le réseau électrique national et limitant le besoin d’en augmenter la capacité.

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