La Chine s’apprête à étendre son parc de stockage d’énergie par air comprimé avec la construction d’une centrale géante d’une capacité de plusieurs gigawattheures. Une installation capable d’injecter de l’électricité sur le réseau pendant environ six heures.

La technologie du stockage d’énergie par air comprimé (CAES) est encore peu répandue à l’échelle mondiale, mais c’est l’une des solutions sur lesquelles mise la province chinoise du Henan pour faciliter l’intégration massive des énergies renouvelables. Les autorités locales viennent ainsi d’approuver un projet de grande ampleur, d’une puissance de 700 MW pour une capacité de 4 200 MWh. Le système sera fourni par Zhongchu Guoneng Technology Co. (ZCGN), le principal développeur de CAES en Chine. Implantée dans la ville de Sanmenxia, l’installation aura pour mission de lisser les courbes de charge régionales, de favoriser la consommation d’électricité renouvelable et de renforcer la sécurité d’approvisionnement du réseau.

Pour rappel, le CAES repose sur une station de compression qui, lors de la phase de stockage, comprime l’air en l’envoyant vers une caverne de stockage souterraine. La puissance de l’installation dépend de la capacité du compresseur, tandis que la capacité est déterminée par le volume du réservoir. En phase de déstockage, l’air sous pression est libéré, réchauffé grâce à la chaleur récupérée lors de la compression, puis détendu dans une turbine entraînant un générateur électrique.

L’un des plus grands projets de CAES du pays

Le projet du Henan comptera parmi les plus importants du pays. Sa construction devrait débuter en 2026, sous réserve de l’obtention des dernières autorisations. À ce jour, la plus grande installation CAES opérationnelle au monde se situe également en Chine, à Feicheng, dans la province du Shandong. Elle affiche une puissance de 300 MW pour une capacité de 1 800 MWh, et produit environ 600 GWh par an. Par ailleurs, une autre centrale de 700 MW pour 2 800 MWh est actuellement en construction dans la province du Jiangsu.

Au regard de ces différents projets, le CAES pourrait bien devenir l’une des nombreuses filières énergétiques dans lesquelles la Chine affirme son leadership. La technologie figure d’ailleurs parmi les solutions clés du 14ᵉ plan quinquennal chinois pour le stockage d’énergie de longue durée à grande échelle. Sur le plan économique, sa rentabilité se rapprocherait de celle des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, une technologie plus mature. Selon certains analystes, le coût de l’électricité sur l’ensemble du cycle de vie d’une installation CAES serait compris entre 2,4 à 3,6 centimes d’euros par kilowattheure.

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L’arrivée massive du solaire et de l’éolien transforme en profondeur le réseau électrique européen. La filière hydroélectrique n’échappe pas à ces changements et se retrouve sous pression. C’est ce que révèle une récente analyse qui dresse un état des lieux du parc hydroélectrique européen.

L’hydroélectricité est un pilier historique du système électrique européen, non seulement par sa part dans le mix énergétique, mais surtout par son rôle structurant pour le réseau. Selon un récent rapport de l’Observatoire des technologies pour l’énergie propre (CETO) de la Commission européenne, l’Union européenne dispose en 2023 de 153 GW de puissance installée et produit près de 300 TWh chaque année.

Sur le territoire, l’hydroélectricité constitue ainsi la deuxième source d’électricité renouvelable derrière le solaire, et son importance stratégique s’accroît à mesure que le système électrique évolue. Face à l’arrivée massive de sources intermittentes comme l’éolien et le solaire, elle contribue à la stabilité du réseau, offre de la flexibilité et permet le stockage d’énergie sur de longues durées grâce aux stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP).

Des centrales qui s’adaptent à la production intermittente

Premier élément notable du rapport du CETO : la filière hydroélectricité subit une pression opérationnelle croissante. Les centrales sont aujourd’hui plus sollicitées qu’auparavant, et ce, de manière différente. Elles doivent désormais s’adapter aux variations importantes de production des énergies éolienne et solaire.

Concrètement, cela se traduit par des cycles démarrages/arrêts plus fréquents des turbines, accélérant l’usure des équipements, d’autant que l’âge moyen des centrales atteint environ 45 ans. Pour faire face à ces nouvelles contraintes, le rapport recommande de moderniser les installations existantes. L’investissement dans des équipements récents et des systèmes de contrôle numérique pourrait augmenter la production annuelle de 40 TWh.

Une croissance qui sera portée par les STEP

Aussi importante puisse-t-elle être pour le réseau, la filière hydroélectrique stagne dans l’Union européenne. Lors de la dernière décennie, seulement 6 GW de nouvelle puissance ont été installés. Une faible croissance qui, d’après le CETO, s’explique par le nombre limité de sites encore exploitables, les coûts élevés des nouveaux projets et surtout le durcissement des exigences environnementales rendant la construction de nouveaux barrages longue, complexe et souvent contestée.

À l’avenir, la croissance de la filière reposera en grande partie sur les STEP. L’UE compte actuellement quelque 46 GW de puissance installée, soit un quart de la capacité mondiale. Cette puissance pourrait atteindre 70 à 75 GW d’ici 2050, non pas nécessairement par la construction de grands ouvrages, mais via d’autres moyens : modernisation de stations existantes, interconnexion de réservoirs, reconversion de sites industriels ou miniers, et optimisation des infrastructures déjà en place.

Toutefois, le développement des STEP pourrait être limité par les complexes procédures d’autorisation et les investissements initiaux élevés. Par ailleurs, l’essor des batteries plus rapides à déployer et parfois plus rentables sur certains marchés constitue une concurrence croissante, même si cette technologie ne peut rivaliser avec les STEP en termes de durée de stockage.

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L’Europe s’apprête à démultiplier ses capacités de stockage énergétique. Plus d’une centaine de gigawatts seront installés dans les cinq prochaines années pour renforcer la flexibilité des réseaux. Longtemps dominé par les stations de pompage-turbinage, le marché laissera bientôt la première place aux batteries.

Le stockage énergétique reste l’une des principales solutions pour garantir la stabilité des réseaux électriques. Avec la profonde transformation que connaît aujourd’hui le système électrique mondial, les besoins dans ce domaine augmentent fortement. En Europe, les perspectives sont particulièrement optimistes. La croissance estimée est de plus de 115 % d’ici 2030 selon un nouveau rapport publié par l’Association européenne du stockage d’énergie et la société d’analyse et de recherche LCP Delta.

Le document souligne également un autre point très important : malgré la croissance spectaculaire des batteries, les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) dominent le marché. L’écart entre les deux technologies s’est toutefois considérablement resserré, au point que la tendance devrait bientôt s’inverser. Début novembre, l’Union européenne, le Royaume-Uni, la Suisse et la Norvège totalisaient ainsi 53,6 GW de STEP, contre 48,8 GW de batteries. Mais au cours des prochaines années, le stockage électrochimique devrait dépasser largement l’hydroélectricité. Les deux organismes estiment qu’à la fin de la décennie, l’Europe atteindra une puissance totale de 215 GW, dont 160 GW fournis par les batteries.

Un rythme soutenu au cours des prochaines années

Le rythme de croissance sera donc plus soutenu entre 2025 et 2030. Selon les estimations, l’Europe déploiera entre 20 à 25 GW par an, tous segments confondus (batteries résidentielles, les installations commerciales et industrielles, et les projets grande échelle).

Les grands projets deviendront particulièrement attractifs pour les investisseurs. Leur développement sera surtout soutenu par une rentabilité accrue et des aides ciblées. Du côté des particuliers, les ventes de batteries devraient repartir à la hausse à partir de 2027. Cette reprise sera stimulée par le rebond du marché photovoltaïque et l’électrification des usages domestiques. Quant au secteur commercial et industriel, l’adoption du stockage devrait, elle aussi, s’intensifier rapidement, un déploiement qui sera « conditionné par les politiques, les sources de revenus, les règles du réseau et les tarifs », mentionne le rapport.

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Des chercheurs trouvent une nouvelle piste pour revaloriser les déchets nucléaires : les utiliser pour produire de l’hydrogène. Selon leurs travaux, ces déchets pourraient même, dans le meilleur des cas, décupler le rendement des électrolyseurs.

L’hydrogène est souvent présenté comme la solution clé pour stocker l’énergie à grande échelle et décarboner les secteurs les plus difficiles à verdir. Mais ce vecteur n’est pas toujours propre. Sa pertinence écologique dépend étroitement de sa provenance et du procédé utilisé pour le produire. Aujourd’hui, l’électrolyse de l’eau est considérée comme la méthode la plus écologique, à condition qu’elle repose sur de l’électricité décarbonée. Elle reste toutefois coûteuse et très énergivore. Pour rappel, ce procédé consiste à utiliser de l’électricité pour séparer l’eau en deux éléments, l’hydrogène et l’oxygène.

Dans une nouvelle étude, des chercheurs de l’université de Sharjah ont ainsi exploré des solutions afin de réduire ces coûts. Pour cela, ils se sont penchés sur une idée assez surprenante : utiliser des combustibles nucléaires usés. L’idée est d’exploiter la radioactivité naturelle de ces éléments pour obtenir de l’hydrogène. « Cette approche transforme un sous-produit dangereux en une ressource précieuse », se félicitent ces chercheurs. L’enjeu est effectivement de taille : selon eux, le volume mondial de déchets nucléaires dépasse aujourd’hui les 4 millions de mètres cubes.

Décupler le rendement de l’électrolyse grâce aux déchets nucléaires

Dans cette nouvelle étude, les chercheurs ont exploré une technique appelée « électrolyse assistée par rayonnement », qui consiste à combiner la radiolyse et l’électrolyse classique. La radiolyse exploite les rayonnements naturels émis par les déchets nucléaires (alpha, bêta et gamma) pour pré-fragmenter les molécules d’eau. Cette étape ne les casse pas totalement, mais crée plutôt des composés intermédiaires plus réactifs et donc plus faciles à dissocier lors de l’électrolyse. L’ensemble du procédé est conçu sans contact direct entre l’eau et les déchets nucléaires afin d’éliminer tout risque de contamination. Selon les chercheurs, cette combinaison de la radiolyse et de l’électrolyse pourrait multiplier par dix le rendement de la production d’hydrogène.

D’autres méthodes pour revaloriser les déchets nucléaires

En plus de l’électrolyse assistée par rayonnement, les chercheurs ont aussi évalué plusieurs autres pistes pour utiliser les déchets nucléaires dans la production d’hydrogène. Ces solutions se sont toutefois révélées moins avantageuses, mais elles offrent un aperçu des nombreuses possibilités de valorisation.

• Une des approches consiste à extraire l’uranium présent dans le combustible usé pour fabriquer des catalyseurs destinés aux électrolyseurs. Ces catalyseurs, qui accélèrent les réactions chimiques sans être consommés, sont aujourd’hui souvent composés de métaux précieux comme le platine. L’uranium pourrait représenter une alternative bien moins coûteuse, tout en offrant des performances potentiellement similaires.
• Les chercheurs se sont également intéressés à un procédé de production d’hydrogène différent de l’électrolyse : le reformage du méthane à la vapeur. Cette technique utilise généralement un catalyseur à base de nickel, mais celui-ci s’encrasse rapidement à cause des dépôts de carbone, ce qui réduit son efficacité. L’étude suggère donc de remplacer ce catalyseur par un équivalent à base d’uranium, plus résistant à l’encrassement et donc capable d’améliorer la rentabilité du procédé.
• Enfin, les scientifiques ont aussi cherché à utiliser directement la chaleur dégagée par les déchets nucléaires. Cette énergie thermique pourrait servir à préchauffer l’eau ou alimenter certaines étapes des réactions, permettant de réduire la quantité d’énergie externe nécessaire.

Des applications encore largement théoriques

Pour l’heure, ces différentes pistes demeurent théoriques, faute d’expérimentations à grande échelle. Et leur mise en pratique risque de se heurter à des contraintes réglementaires. Les lois encadrant la manipulation, le transport et l’accès aux déchets radioactifs sont extrêmement strictes. Elles empêchent les chercheurs de travailler directement avec ces matériaux, pourtant indispensables pour valider leurs hypothèses.

Faute d’autorisation, les expériences ont dû être menées avec des sources de rayonnement externes, utilisées pour simuler le comportement réel des déchets nucléaires. Une solution de substitution qui, selon les chercheurs, limite la fiabilité des résultats puisqu’elle ne reproduit pas parfaitement les conditions réelles.

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Nouveau coup dur pour Alstom. Le géant ferroviaire entend suspendre ses activités liées à l’hydrogène, faute de subventions.

En 2022, l’Europe avait accordé 5 milliards d’euros d’aides publiques pour soutenir la recherche sur l’hydrogène, dans le cadre d’un projet important d’intérêt européen commun (PIIEC). Ces financements étaient répartis entre 41 projets issus de 35 entreprises de 15 pays, dont Alstom faisait partie. Désormais, la multinationale française a décidé de mettre fin aux activités de sa filiale Alstom Hydrogène, une décision actée lors d’un CSE extraordinaire en novembre. En cause selon le groupe ferroviaire : l’interruption du financement des projets par l’État français.

Pour autant, Alstom ne semble pas tourner totalement la page du train à hydrogène. Selon BFM, des discussions seraient en cours avec l’État afin de trouver des solutions et de préserver une filière hydrogène « made in France ». L’entreprise assure également qu’elle respectera ses engagements auprès de ses clients en France, en Allemagne et en Italie. Elle continuera de maintenir les trains déjà livrés et honorera les commandes en cours, dont notamment 12 rames destinées à plusieurs régions françaises.

Quel avenir pour le train à hydrogène ?

C’est donc une nouvelle épreuve pour le géant ferroviaire français qui, dès ses débuts dans l’hydrogène, a rencontré des difficultés. Rappelons qu’après avoir livré une flotte de 14 trains Coradia iLint en Basse-Saxe en Allemagne, l’entreprise a dû rappeler l’ensemble de la flotte en 2024 en raison de problèmes de fiabilité et de difficultés d’approvisionnement. Les rames, pourtant exploitées durant plusieurs mois, ont dû être temporairement remplacées par des unités diesel.

Difficile, dans ces conditions, pour une technologie pourtant censée décarboner le transport ferroviaire, d’envisager un avenir radieux. Le directeur d’Alstom, Henri Poupart-Lafarge, avait d’ailleurs reconnu que les trains à hydrogène n’étaient « pas encore mûrs » et nécessitaient encore des progrès. Les piles à combustible souffrent en effet de plusieurs limites : durée de vie encore insuffisante, rendement faible et coûts très élevés. À cela s’ajoutent les défis d’infrastructure, notamment le prix élevé de l’hydrogène vert et le manque de stations de ravitaillement adaptées.

Alstom n’est d’ailleurs pas un cas isolé. Dans l’automobile et l’aérien, la pertinence de l’hydrogène semble sérieusement remise en question. Pour sa part, le constructeur Stellantis a mis fin cette année à son programme de développement de piles à combustible, tandis que d’autres acteurs ont vu ralentir leur cadence.

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Les batteries géantes veulent s’imposer comme la nouvelle colonne vertébrale du stockage électrique en Europe. Le Vieux Continent s’apprête d’ailleurs à accueillir sa toute première installation de batteries à l’échelle du gigawatt.

Cette future installation est annoncée comme « le plus grand projet de stockage d’énergie par batteries d’Europe ». Le mastodonte sera développé par l’énergéticien allemand LEAG Clean Power à Jänschwalde, près de la frontière polonaise. Il couvrira 10 hectares, soit l’équivalent de 12 terrains de football, et abritera plus de 500 batteries géantes SmartStack (7,5 MWh chacune), fournies par la société Fluence. L’ensemble constituera la « GigaBattery Jänschwalde 1000 », une installation de 1 GW de puissance et 4 GWh de capacité, capable d’alimenter environ 1,6 million de foyers allemands pendant quatre heures.

Une capacité plus grande que celle du parc allemand entier

Cette année, le gouvernement avait réaffirmé l’importance du stockage énergétique pour garantir la sécurité du système électrique national. LEAG et Fluence entendent donc répondre à cette demande avec un projet dont la seule capacité dépasse celle de tout le parc de batteries à grande échelle existant dans le pays. À l’heure actuelle, l’Allemagne totalise en effet environ 3,2 GWh de systèmes installés.

Le plus grand dispositif en service à ce jour est la centrale d’Eco Stor, mise en service cet été à Bollingstedt (Schleswig-Holstein), avec 103 MW de puissance et 238 MWh de capacité. D’autres projets sont en préparation, mais aucun n’approche encore l’envergure de celui prévu à Jänschwalde.

La centrale devrait être achevée entre 2027 et 2028. « Ce sera une question de mois », assure Lars Stephan, de Fluence, en comparant ce chantier aux six années nécessaires pour construire la plus grande STEP du pays, d’une puissance équivalente, mais d’une plus grande capacité (8,48 GWh).

Un sous-projet du GigawattFactory

La GigaBattery s’inscrit dans le projet GigawattFactory porté par l’énergéticien LEAG. Il s’agit d’une vaste initiative de transition énergétique destinée à transformer la région minière de la Lausace (Allemagne) après la sortie du charbon. Ce grand projet prévoit un ensemble cohérent de parcs solaires, d’éoliennes, de batteries géantes et d’infrastructures dédiées à l’hydrogène vert. L’objectif : produire d’importantes quantités d’électricité renouvelable et la rendre disponible à tout moment grâce au stockage et à des centrales flexibles. « Ce projet nous permet d’alimenter un nouveau moteur de croissance pour notre GigawattFactory », s’est réjoui Adi Roesch, PDG du groupe LEAG.

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Si l’offre est un vrai cadeau pour les consommateurs australiens, c’est plutôt une mauvaise nouvelle pour certains grands acteurs de l’énergie. En offrant trois heures d’électricité chaque jour aux consommateurs, le risque est de bouleverser l’ensemble du marché énergétique.

Début novembre, l’Australie a dévoilé une nouvelle offre énergétique dite « Solar Sharer », qui obligera plusieurs fournisseurs à proposer quotidiennement trois heures d’électricité gratuite en milieu de journée, à partir de juillet 2026. Une offre qui fait étrangement écho à celle lancée par Engie, en France, proposant deux heures gratuites quotidiennes.

Cette initiative bénéficiera à des millions d’habitants de Nouvelle-Galles du Sud, d’Australie-Méridionale et du sud-est du Queensland, qu’ils possèdent ou non des panneaux solaires. En lançant le programme, le gouvernement espère encourager les ménages à consommer davantage d’électricité lorsque le solaire est abondant et est souvent excédentaire. Tout cela dans le but d’alléger la pression exercée sur le réseau en soirée.

Qui profite vraiment des trois heures gratuites ?

Si le programme Solar Sharer apparaît comme une aubaine pour ceux capables de décaler leurs usages, il pourrait toutefois pénaliser une autre partie de la population. Plusieurs experts redoutent une hausse des prix de l’électricité en dehors des heures gratuites, notamment lors des périodes sans soleil. Les fournisseurs devront en effet compenser les pertes générées pendant les trois heures quotidiennes offertes. Car rappelons que durant cette tranche horaire, ils devront toujours acheter l’électricité au prix du marché, qui risque d’ailleurs d’augmenter si la demande se concentre massivement sur cette période.

Du côté des producteurs, les centrales solaires devraient largement profiter du dispositif. En déplaçant une partie du pic de consommation vers la journée, ils n’auraient plus besoin de brader leur électricité, puisque l’excédent serait absorbé par le réseau. Les centrales éoliennes ou au charbon pourraient également y trouver un intérêt selon une étude de Rystad Energy relayée par PV Magazine. En revanche, ce ne serait pas le cas des centrales à gaz ou hydroélectriques, qui souffriraient de la baisse de la demande en soirée.

Le stockage à grande échelle : le grand perdant du Solar Sharer

La filière la plus fragilisée serait toutefois celle du stockage à grande échelle. Pour rappel, le modèle économique de cette industrie repose sur l’achat d’électricité à bas prix (généralement la nuit ou lors des pics de production renouvelable) pour la revendre plus cher lors des périodes de forte demande. Or, si le pic de consommation se déplace en journée, l’écart entre prix d’achat et prix de revente se réduit. Résultat : les marges pourraient s’effondrer. Cette situation pourrait même décourager les investisseurs, alors que l’Australie s’impose progressivement comme l’un des plus grands marchés mondiaux du stockage par batteries.

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Comme dans l’industrie photovoltaïque, la filière des batteries en Chine risque aussi actuellement une situation de surcapacité. Pourtant, paradoxalement, un segment précis subit une pénurie : les cellules de 100 Ah, composants essentiels des installations résidentielles.

Selon le média PV Magazine Energy Storage, les carnets de commandes des fabricants chinois sont désormais remplis jusqu’en février 2026 pour les cellules de 100 Ah. Alors que leurs usines tournent à plein régime, ces fabricants peinent à suivre la cadence. En effet, la demande a fortement augmenté par rapport à l’année précédente, avec des livraisons ayant atteint 21,64 gigawattheures (GWh) pour les petites cellules au premier semestre, soit une hausse de 70 % sur un an.

Une tendance dans laquelle l’Europe continue de jouer un rôle majeur, puisqu’elle représente le plus grand marché mondial de batteries domestiques. Sur le continent, les nouvelles capacités de stockage installées ont atteint 12 GWh, en progression de 210 % par rapport à l’an dernier, principalement grâce aux installations résidentielles.

Le déséquilibre actuel entraîne inévitablement une flambée des prix. Celui-ci est passé de 0,33 RMB/Wh (environ 4 centimes d’euros) en début d’année à plus de 0,40 RMB/Wh (4,9 cts euros). Les commandes prioritaires atteignent même 0,45 RMB/Wh (5,5 cts euros).

Les fabricants privilégient les batteries géantes

Tout cela se déroule dans un contexte d’expansion massive des usines. CATL, par exemple, vient de mettre en service une nouvelle ligne de 30 GWh à Luoyang et prévoit un projet de 80 GWh à Xiamen. De son côté, BYD étend également ses lignes de production. Cependant, ces expansions ne profiteront visiblement pas au segment des petites cellules de 100 Ah, pourtant en forte pénurie. En réalité, les investissements des grands fabricants se concentrent majoritairement sur les cellules grand format de 300 Ah et plus, qui dominent le marché du stockage industriel.

Ces cellules de grande capacité offrent une densité énergétique supérieure et des coûts de production plus faibles, représentant ainsi un meilleur retour sur investissement pour les fabricants. Ces nouvelles lignes de production chinoises ciblent principalement des projets de stockage à grande échelle, comme ceux liés aux centrales solaires et éoliennes, ainsi que le marché émergent de la flexibilité des réseaux électriques.

En revanche, le segment résidentiel, utilisant des cellules de plus petite capacité, reste moins attractif, avec des volumes dispersés, des marges plus faibles et une rentabilité moindre. Une situation qui illustre bien la tension sur le marché des petites cellules est l’échec de l’appel d’offres de 7 248 mégawattheures (MWh) lancé par China Electrical Equipment Group. Celui-ci n’a pas abouti pour les packs de 50 Ah et 100 Ah.

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Le Maroc veut officiellement tourner la page du charbon. Mais malgré cette volonté, le pays pourrait difficilement y parvenir seul. Pour atteindre cet objectif, il devra s’appuyer sur un solide soutien financier international.

Le charbon reste aujourd’hui la principale source d’électricité du Maroc, même si sa part recule progressivement. Entre 2022 et 2024, sa contribution au mix électrique est passée de 70 % à 59 %, au profit des énergies renouvelables, dont la part ne cesse de croître. En octobre dernier, soit quelques semaines avant la COP30, le royaume a annoncé son intention de sortir progressivement du charbon d’ici 2040. C’est la première fois que le pays s’engage sur une date butoir en la matière.

Une sortie conditionnelle du charbon

Dans sa NDC 3.0, son nouveau plan d’action climatique récemment soumis aux Nations Unies, le Maroc précise que cette sortie se fera « sous réserve d’un soutien international ». Une condition compréhensible, car la transition nécessitera d’importants investissements, tant pour le démantèlement ou la reconversion des centrales existantes que pour la réhabilitation environnementale des sites. L’enjeu est aussi social, puisque des milliers d’emplois dépendent encore de la filière charbon. Le pays devra donc accompagner cette mutation par la création de nouvelles activités et des programmes de reconversion adaptés.

Un autre grand défi sera de garantir la sécurité d’approvisionnement électrique et le développement des renouvelables. Le Maroc vise à tripler sa capacité de production verte pour atteindre 15 GW d’ici 2030. Cela nécessitera la modernisation du réseau et l’ajout de capacités de stockage, efforts déjà prévus dans le nouveau plan climatique marocain.

Une alliance pour l’abandon du charbon

Mais le pays se montre résolument engagé même sans aide. Même en l’absence de financements extérieurs, il affirme vouloir maintenir le cap d’une sortie du charbon dans les années 2040. Rappelons qu’il avait déjà renoncé, lors de la COP26 en 2021, à tout nouveau projet de centrale à charbon.

Dans tous les cas, l’intégration récente du royaume dans la Powering past coal alliance (PPCA), ou « Alliance pour l’abandon du charbon » en français, jouera en sa faveur. Cette alliance regroupant plus d’une centaine de gouvernements, d’entreprises et d’organismes l’accompagnera dans l’élaboration de ses stratégies de diversification énergétique. Elle lui permettra également de bénéficier du retour d’expérience d’autres membres déjà engagés dans des transitions similaires.

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Lors du Shanghai Fashion Event en Chine, Mercedes-Benz a dévoilé un nouveau prototype de véhicule inspiré des modèles des années 1930, arborant un long capot digne d’une bande dessinée. Mais ce n’est pas sur le design que nous nous attarderons. Un autre aspect nous intéresse davantage : son fonctionnement solaire.

De plus en plus de constructeurs automobiles travaillent sur des modèles capables de produire et d’utiliser leur propre énergie solaire, afin de réduire la dépendance aux bornes de recharge. Ces véhicules sont souvent reconnaissables à leurs panneaux solaires visibles sur la carrosserie, parfois même au détriment de leur esthétique.

Mais le dernier-né de Mercedes-Benz, baptisé Vision Iconic, lui, dissimule parfaitement son fonctionnement solaire. Pour cause : la marque a misé sur une peinture photovoltaïque appliquée en une couche ultrafine de seulement 5 micromètres sur l’ensemble de la carrosserie. Dévoilée pour la première fois fin 2024, cette peinture a été développée par Mercedes-Benz.

Selon le constructeur, la peinture ne contient ni silicium ni terres rares, et afficherait un rendement étonnamment remarquable de 20 %, non loin des panneaux photovoltaïques classiques. Par ailleurs, le constructeur n’a pas précisé le type de semi-conducteur utilisé, mais de nombreux observateurs soupçonnent de la pérovskite, compte tenu de ce rendement particulièrement élevé.

12 000 km par an ?

Dès la présentation de sa peinture solaire, Mercedes avait précisé qu’appliquée sur une surface de 11 m² (l’équivalent d’un SUV moyen), sa technologie permettrait de parcourir environ 12 000 km par an grâce à l’énergie solaire. Et ce chiffre pourrait grimper selon les conditions locales (ensoleillement, météo, ou position géographique).

Dans des régions très ensoleillées comme la Californie, Mercedes estime que la peinture solaire pourrait couvrir jusqu’à 100 % des trajets quotidiens d’un conducteur moyen. Mieux encore : le véhicule pourrait produire un excédent d’énergie, réinjectable dans le réseau domestique via un système de recharge bidirectionnelle. Reste à savoir si le Vision Iconic relèvera ce pari qui semble bien audacieux, voire peut-être même un peu trop.

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Imaginez des immeubles dans lesquels des blocs circuleraient d’un étage à l’autre, non pas pour transporter des passagers, mais pour stocker de l’énergie. Pour permettre une telle configuration, des chercheurs veulent exploiter une des forces les plus naturelles qui soient : la gravité.

Le stockage d’énergie par gravité n’est pas nouveau. On le connaît surtout à travers les fameuses stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, plus connues sous le nom de STEP. Ces systèmes utilisent le surplus d’électricité du réseau pour faire remonter de l’eau en altitude, puis plus tard, celle-ci est relâchée pour produire de l’énergie en redescendant.

Mais une autre approche de cette technologie existe également. Cette technique utilise, non pas de l’eau, mais des blocs solides. Le principe reste le même, on hisse un poids grâce à l’électricité excédentaire, puis on récupère l’énergie lorsqu’il redescend en entraînant un générateur.

Et si cette technologie pouvait s’inviter dans les villes ? C’est ce qu’ont imaginé des chercheurs de l’université de Waterloo, au Canada, avec leur concept de batterie gravitaire intégrée aux immeubles de grande hauteur. Leur étude a été publiée dans la revue Applied Energy.

Stoker les énergies renouvelables

Dans le modèle imaginé par les chercheurs, le bâtiment est équipé de panneaux photovoltaïques installés sur les façades sud, est et ouest, ainsi que de petites éoliennes placées sur le toit. Ces sources renouvelables alimentent l’immeuble et, lorsqu’elles produisent plus que nécessaire, l’énergie excédentaire sert à « charger » le système de stockage.

Celui-ci fonctionne à l’aide d’un treuil à câble qui soulève des blocs lourds (en acier ou en béton) dans une gaine verticale, à la manière d’un ascenseur. L’électricité excédentaire permet de hisser ces masses, emmagasinant ainsi de l’énergie potentielle. Quand la demande d’électricité du bâtiment augmente, le processus s’inverse : les blocs redescendent, entraînant le câble du treuil et actionnant le générateur, qui restitue alors l’énergie sous forme d’électricité.

Le dispositif est complété par des batteries lithium-ion. Celles-ci ne servent pas de stockage principal, mais interviennent pour réagir rapidement en cas de déséquilibre entre la production et la consommation.

Une technologie viable ?

Selon les chercheurs, la technologie est non seulement techniquement viable, mais aussi prometteuse sur le plan commercial. « Cette conception est techniquement viable et a également fait ses preuves commercialement récemment », écrivent les auteurs de l’étude. Et pour cause : des projets similaires ont déjà vu le jour.

En 2020, la start-up britannique Gravitricity avait expérimenté une batterie gravitaire au port de Leith, à Édimbourg. Son installation, haute de 15 mètres, utilisait deux masses de 25 tonnes pour délivrer une puissance de 250 kW.

Reste à savoir si ce principe pourra rivaliser avec les batteries chimiques et autres solutions de stockage. Car si le fonctionnement mécanique a déjà été validé, la fiabilité sur le long terme est encore à démontrer.

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