En 2023, Tesla a installé une capacité record de stockage d’énergie par batteries stationnaires. Plus du double que ce que la société californienne avait réalisé en 2022 !

Tesla ne propose pas que des véhicules électriques. La société californienne développe aussi une offre de solutions de stockage stationnaire d’électricité. Et l’activité prend de l’ampleur au sein de l’entreprise. Les chiffres publiés récemment sont éloquents. En 2023, Tesla a déployé quelque 14 724 MWh de stockage par batterie. Un record pour la société d’Elon Musk.

Pour se faire une idée, disons que cela ne représente tout de même pas plus de l’équivalent de 150 000 voitures électriques équipées de batteries de 100 kWh. Mais il est intéressant de noter que les capacités totales de stockage d’électricité stationnaire installées en Allemagne ne dépassaient pas les 11 200 MWh — soit 11,2 GWh — en fin d’année dernière. Autre point de comparaison, en 2019, Tesla avait déployé dix fois moins de capacités. En 2022 encore, la société n’avait déployé pas fait mieux que 6,5 GWh.

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Les usines de batteries Tesla tournent à plein régime

Pour soutenir cette croissance à grande vitesse, l’entreprise d’Elon Musk a construit une usine dédiée à Lathrop (Californie). Sa capacité de production annuelle est de l’ordre de 20 GWh, mais les équipes annoncent une montée en puissance au cours de l’année. Fin 2024, l’usine pourra produire 40 GWh de solution Megapack — des batteries de 3 MWh qui complètent la gamme des Powerwall (13,5 kWh) domestiques et des Powerpack (jusqu’à 232 kWh) commerciaux — par an. Une usine du même niveau de capacité de production doit ouvrir ses portes à Shanghai dans les mois qui viennent. Et Tesla pourrait bien en installer une autre en Europe dans un futur proche.

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Une croissance prête à dépasser celle des voitures électriques

Le développement de l’activité de stockage d’électricité a été tel en 2023 que la prédiction d’Elon Musk de le voir devenir plus important que celui de l’activité voitures électriques de Tesla dès 2024 pourrait bien se réaliser. La branche énergie de la société a ainsi vu croître ses revenus de 10 % au cours de l’année écoulée. Alors même que la division production solaire est en perte de vitesse. En 2023, le chiffre d’affaires de Tesla Energy a atteint les 6 milliards de dollars. C’est quatre fois plus qu’en 2019. Mais celui de son activité automobile reste de plus de 80 milliards de dollars.

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Il y aura désormais un petit bout de France dans les prochains Mégapack, ces batteries de 3 MWh fabriquées par Tesla ! Le constructeur américain vient, en effet, de commander pour 10 millions d’euros de panneaux pare-explosion à une PME française située près d’Angers, et compte les installer dans ses futures batteries.

STIF, une entreprise angevine (ou presque), vient de signer un contrat à 8 chiffres avec un nouveau client, et pas n’importe lequel : Tesla. La commande, d’un montant de 10 millions d’euros, porte sur la fabrication et la livraison, par STIF, de plusieurs milliers de panneaux anti-explosion destinés aux Mégapack de Tesla, ces BESS (Battery Energy Storage Solution) d’une capacité de 3 MWh qui ont la taille approximative d’un conteneur maritime. Pour mener à bien ses engagements, l’entreprise du Maine-et-Loire va devoir mettre les bouchées doubles, car Tesla espère atteindre une cadence de 40 GWh d’unités produites par an d’ici la fin de l’année 2024, et ce, rien que pour son usine de Lathrop, en Californie.

Les batteries stationnaires, des solutions de stockages explosives

Si Tesla commande des panneaux anti-explosions, c’est parce que les incendies provoqués par une batterie au lithium ayant surchauffé, s’ils sont peu fréquents, peuvent avoir des conséquences dramatiques. Du fait de leur composition chimique, ces batteries génèrent des incendies dont les températures peuvent atteindre 1 000 °C. Récemment, l’explosion d’une batterie domestique de 30 kWh, en Allemagne, a littéralement détruit la maison qui l’abritait. En 2021, c’est un Mégapack de Tesla qui avait pris feu dans la plus grande batterie stationnaire au monde, sans faire de victime.

Face à ce constat et face aux besoins pour stocker les surplus de production des énergies renouvelables à travers le monde, STIF a décidé, en 2022, de s’orienter vers la conception et la fabrication d’équipements de protection dédiés à ce type d’installation. L’entreprise propose ainsi des panneaux anti-déflagration, des déflecteurs, etc. Au vu de ce contrat avec Tesla, ce changement de cap semble déjà porter ses fruits. L’entreprise, qui a récemment été introduite en bourse, vise un chiffre d’affaires de 80 millions d’euros d’ici 2027.

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Le stockage d’énergie peine à se faire reconnaître à sa juste valeur dans la transition énergétique. Cela pourrait changer avec les nouvelles ambitions européennes en la matière, qui pourraient faire du stockage la véritable pierre angulaire de ses objectifs climatiques.

Quand on parle de transition énergétique, de décarbonation et de sortie des énergies fossiles, on pense tout de suite aux énergies renouvelables, au premier rang desquelles l’éolien, l’hydroélectricité et le photovoltaïque. Et presque jamais de stockage. Pourtant, le développement des énergies renouvelables, et même du nucléaire, doit nécessairement s’accompagner d’une augmentation des capacités de stockage pour pallier la variabilité de leur production. Ce stockage peut s’effectuer avec différents moyens comme les batteries ou les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Certains pays l’ont bien compris et ont accéléré le développement de leur capacité de stockage, comme l’Espagne qui investit pour financer des systèmes de stockage massif d’énergie. Il n’en va pas de même en France, qui ne ressent pas le besoin immédiat de développer ses capacités de stockage. Pourtant, un tel chantier prend du temps. Et comme nous l’indiquait Yannick Peysson, responsable du programme stockage et gestion de l’énergie à l’IFPEN, dans un précédent article sur le stockage, grand oublié de la transition énergétique, « c’est dès maintenant qu’il faut s’y mettre » pour répondre à la demande de demain.

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Le stockage d’énergie pris en compte par la Commission européenne

Toutefois, les choses pourraient s’accélérer sous la pression de la Commission européenne. Dans un communiqué de presse du 6 février 2024, l’instance recommande une réduction de 90 % des émissions nettes de gaz à effet de serre (GES) d’ici à 2040 (par rapport à 1990). Il s’agissait de déterminer l’étape intermédiaire de 2040, avant d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.

Et pour y parvenir, la Commission n’oublie pas le stockage, inclus dans les outils disponibles pour atteindre cet objectif intermédiaire : « le secteur de l’énergie devrait parvenir à une décarbonation complète peu après 2040, sur la base de toutes les solutions énergétiques à émissions nulles et faibles en carbone, y compris les énergies renouvelables, le nucléaire, l’efficacité énergétique, le stockage […] ». Le document ajoute qu’il sera nécessaire de mettre en place « des réseaux plus intelligents », « une flexibilité de la demande et des solutions de stockage ». Le développement des moyens de stockage d’énergie n’est donc plus une option et tous les États membres vont devoir s’y mettre.

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GRTGaz prépare le terrain pour pouvoir exporter de CO2 émis en France vers des sites de stockage géologiques. Ces sites, qui sont souvent d’anciens gisements de gaz naturels ou de pétrole, représentent une solution pour la décarbonation d’industries lourdes. Mais l’idée n’est pas exempte de défauts.

Et si on renvoyait le CO2 issu des énergies fossiles, là d’où il vient ? C’est, en substance, l’une des solutions qui est envisagée pour décarboner les industries lourdes comme la fabrication de ciment, de chaux, ou encore la métallurgie. Pour rendre cette opération possible, GRTGaz vient de lancer un appel à manifestation d’intérêt portant sur le transport de CO2 grâce à un long pipeline reliant de grandes industries de l’ouest de la France jusqu’au terminal de gaz naturel liquéfié (GNL) de Montoir-de-Bretagne. Ainsi, le CO2 émis par les cimentiers Lafarge et Lhoist, le producteur de chaux Heideberg Materials, ainsi que la raffinerie de Donges sera envoyé jusqu’au terminal pour y être liquéfié par Elengy, une filiale d’Engie. Ensuite, ce CO2 pourra être transporté par bateau via des zones de stockage géologique, dans le cadre des objectifs français de captation et de stockage du carbone pour réduire les émissions du pays.

Le pipeline devrait permettre le transport de 2,6 MTPA (millions de tonnes par an) de CO2 d’ici 2030, et même 5 MTPA d’ici 2050. Ce type d’infrastructure n’est, d’ailleurs, pas nouveau en France puisqu’on en retrouve une similaire près de Dunkerque. Ces deux installations vont permettre d’envoyer le CO2 émis par ces industries lourdes vers la Norvège, pour qu’il soit stocké de manière pérenne, grâce au projet Northern Lights.

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Northern Lights : un projet destiné à séquestrer le CO2 au large de la Norvège

Autorisé par la Norvège en 2020, le projet Northern Lights consiste à proposer aux industries lourdes d’Europe de transporter, puis de stocker de manière définitive leur CO2 dans de vastes réservoirs géologiques situés au large de Øygarden, à 2600 mètres de profondeur. Pour atteindre ses objectifs, l’entreprise du même nom a déjà commandé 4 navires spécifiques capables de transporter le CO2 sous forme liquide grâce à des réservoirs maintenus à -26 °C. Grâce à ces navires, le CO2 devrait être acheminé jusqu’au terminal terrestre de Northern Lights pour y être stocké provisoirement, avant d’être envoyé vers son site de stockage définitif via un pipeline d’une centaine de kilomètres de long.

Le site devrait entrer en service cette année et permettre de stocker 1,5 MTPA de CO2. À partir de 2026, ce sont 5 millions de tonnes qui pourront être stockées chaque année. Des études sont déjà en cours pour étendre cette capacité à 12 MTPA de CO2.

Le CCS pour décarboner les industries lourdes

Notamment adoubé par le GIEC, le CCS, pour Captage et Stockage du Carbone, est une solution à part entière pour atteindre les objectifs de neutralité carbone à l’horizon 2050. La France compte, elle aussi, sur cet outil et a pour objectif de stocker 8 millions de tonnes de CO2 par an d’ici 2030 et même 20 millions de tonnes de CO2 d’ici 2050. Elle devrait cependant être réservée aux industries lourdes extrêmement difficiles à décarboner comme les cimentiers ou encore les industries de métallurgie.

Si elle apparaît comme indispensable pour atteindre les objectifs mondiaux, elle possède de nombreuses limites. Comme le rappelle l’ADEME, cette solution est très énergivore, en particulier pour la phase de liquéfaction du CO2, et très onéreuse. L’ADEME estime son prix entre 100€ et 150 € par tonne de CO2 séquestré contre 20 à 25 € par tonne de CO2 traité pour d’autres solutions. Enfin, outre le fait que les réservoirs géologiques ne sont pas illimités, ce type de solution nécessite une cavité parfaitement étanche et stable pour éviter tout risque de fuite. Le CO2 étant plus lourd que l’air, une fuite de CO2 pourrait avoir des conséquences désastreuses en asphyxiant les personnes alentour. C’est ce qui s’était produit au niveau du lac Camerounais de Nyos, en 1986. Lors d’une éruption limnique, une énorme bulle de CO2 était remontée à la surface, entraînant la mort de 1 700 personnes.

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Les cas sont rares, mais ils existent : en France, certains logements ne sont pas raccordés au réseau public d’électricité. Ce n’est pas toujours par choix, mais en raison du coût trop élevé des travaux. Dans le sud de la France, une villa a ainsi dû s’équiper de panneaux solaires, batteries et d’un groupe électrogène pour assurer son alimentation électrique. Un système indépendant presque trois fois moins cher qu’un branchement au réseau.

Les maisons « hors-réseau » ne sont pas toutes perdues au fin-fond de la campagne ou perchées sur une montagne escarpée. À Draguignan (Var), une villa pourtant située dans un quartier résidentiel n’a pas pu être reliée au réseau public d’électricité. Du moins, être raccordée à un prix raisonnable. « On est dans une zone avec de grandes parcelles de 3 000 à 4 000 m². Il y avait un problème avec le transformateur du quartier, il fallait faire un renforcement de ligne avec 30 à 40 m de tranchées à creuser. Le coût était estimé à environ 80 000 euros » affirme Julien Allera, fondateur de Perma-Batteries, la société qui a conçu le système électrique autonome qui équipe désormais la villa.

Un tarif de raccordement étonnamment élevé que le propriétaire n’a pas accepté, préférant s’orienter vers un système électrique totalement déconnecté du réseau. « Notre client a fait plusieurs devis. Il a consulté des entreprises locales qui lui expliquaient que ce n’était possible, ou qui lui ont proposé des devis à 60 000 euros pour des batteries au plomb. Puis il nous a trouvé, car nous sommes très présents sur internet » explique le dirigeant.

Chauffage au bois et cuisson au gaz

La maison de 150 m² présente un profil avantageux : située dans un département au climat très doux, construite sur le principe des logements bioclimatiques et équipée d’un chauffage à granulés de bois. Par ailleurs, l’unique résident cuisine au gaz et produit son eau chaude au moyen d’un chauffe-eau thermodynamique. D’emblée, sa consommation d’électricité est abaissée au minimum : environ 7 kWh par jour, soit presque deux fois moins que la moyenne nationale. Une configuration qui facilite grandement la conception d’un système autonome.

Après étude, Perma-Batteries a donc livré un kit sur-mesure composé de 16 panneaux photovoltaïques totalisant 7 kWc, de 8 batteries murales étanches lithium-titanate cumulant 16 kWh de stockage et 14,4 kW de puissance, ainsi que d’une platine pré-câblée contenant notamment l’onduleur et le contrôleur MPTT. Un groupe électrogène essence de 8 kVA « qui n’a tourné que 3 heures depuis le printemps 2023, pendant une semaine de pluie » complète le système. L’ensemble a coûté 30 000 € au client, dont 15 000 € uniquement pour les batteries. C’est 2,7 fois moins cher que le coût estimé du raccordement au réseau.

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« On a mis une technologie de batterie particulière, plus chère, mais qui a une durée de vie de 20 ans. Le lithium-titanate, c’était le choix du client » explique le dirigeant de la société varoise, qui revendique 853 installations solaires autonomes en service à ce jour. Un client qui a par ailleurs réduit sa facture en choisissant d’installer lui-même le kit. « Il a économisé 6 000 ou 7 000 € en choisissant une solution pré-câblée » affirme Julien Allera.

À gauche : les batteries lithium-titanate et la platine. À droite : le schéma de l’installation / Images : Perma Batteries.

Un système modulaire

Le résident ne ferait aucun compromis sur le confort d’après lui. « Il est capable d’ajuster la voilure avec nos prévisions à J+3/J+4 sur son tableau de bord, qui simulent la consommation attendue et la production solaire attendue ». Avec une consommation d’électricité particulièrement faible, la gestion ne devrait à priori pas être très complexe. Le fonctionnement hors-réseau de cette villa n’est donc pas un exploit, de nombreuses consommations étant reportées sur d’autres énergies : le bois pour se chauffer au lieu d’une pompe à chaleur plus vertueuse et le gaz fossile pour la cuisson. « Demain, s’il achète un four électrique, des plaques inductions ou une voiture électrique, il pourra les faire fonctionner en rajoutant des batteries sans limite et jusqu’à 8 panneaux supplémentaires » assure toutefois Julien Allera.

Cet électrotechnicien, qui a fondé Perma-Batteries il y a 5 ans, s’est spécialisé dans les installations hors-réseau. Sa société équiperait une centaine de sites résidentiels, tertiaires et industriels chaque année en France, Suisse et Italie. Les profils seraient variés chez les particuliers « il y a pas mal de gens qui veulent se couper du réseau par conviction, même si ce n’est parfois pas très justifiable écologiquement. Il y a aussi des gens inquiets qui veulent se sécuriser en cas de coupure et d’autres qui sont en bout de ligne et qui ont une dizaine de coupures chaque année » détaille-t-il.

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C’est le prochain grand chantier d’EDF, probablement le plus impressionnant après celui de l’EPR de Flamanville. À Montézic (Aveyron), l’énergéticien national veut augmenter la puissance de sa station de transfert d’énergie par pompage (STEP) actuelle, en creusant une nouvelle cathédrale dans la montagne. Mais pour quoi faire ? Voici toutes les caractéristiques de ce projet pharaonique.

À défaut de construire de nouvelles STEP (lire notre article à ce sujet), EDF veut augmenter les capacités de l’une de ses plus puissantes installations de stockage d’électricité. Il s’agit de la STEP de Montézic, dans l’Aveyron, qui déploie 920 MW et 38,8 GWh de capacité de stockage depuis sa mise en service en 1982. Aussi puissante qu’un réacteur nucléaire de première génération, mais mobilisable en moins de 15 minutes, cette centrale est l’un des piliers du réseau électrique national.

Ses quatre turbines-pompes Francis réversibles contribuent à stabiliser le réseau en ajustant la production d’électricité à la demande en temps réel. En pompant l’eau lorsque l’électricité est à bas prix, par exemple, la nuit ou lors de pics de production éoliens, puis en la turbinant aux horaires où le courant est plus cher, la STEP de Montézic représente aussi une ressource financière intéressante.

La France compte six grandes STEP représentant une puissance totale d’environ 5 000 MW (voir notre carte), Montézic étant la seconde la plus puissante. Toutefois, aucune nouvelle installation n’a été mise en service depuis le lancement de Super-Bissorte (Savoie) en 1987. Les besoins de flexibilité sont pourtant élevés, dans le cadre de la transition énergétique et de l’essor des énergies renouvelables intermittentes telles que l’éolien et le solaire. C’est une des raisons qui incitent EDF à réanimer l’un de ses plus grands projets : l’extension de la STEP de Montézic.

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Augmenter la puissance, mais pas la capacité de stockage

S’il ne s’agit pas de créer une nouvelle STEP, le chantier « Montézic II » reste significatif. L’énergéticien national souhaite ajouter 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW chacune (466 MW au total) aux 4 existantes, installées dans une seconde usine souterraine à creuser dans la montagne. Ces nouvelles turbines disposeront de leur propre prise d’eau amont : un puits de chute profond de 335 m, ainsi qu’une galerie d’accès à l’usine longue de 820 m, qu’il faut également percer dans le granit. Le circuit aval sera connecté à celui de l’usine existante. Le chantier implique aussi une extension du poste électrique 400 kV qui relie la STEP au réseau national, le renforcement d’une route d’accès au chantier et la vidange du lac supérieur.

Schémas du projet Montézic II extraits de la vidéo de présentation d’EDF.

Une fois achevée, l’opération, dont le coût est estimé autour de 500 millions d’euros, portera la puissance totale de la STEP de Montézic à 1 386 MW. La capacité de stockage d’énergie reste inchangée : EDF ne prévoit pas d’étendre le bassin supérieur. Le réservoir inférieur ne sera pas non plus modifié. Sur le principe, la centrale devrait donc augmenter ses capacités d’ajustement de l’équilibre offre/demande ainsi que de réglage de la tension et fréquence du réseau, mais perdre en temps d’autonomie (actuellement 40 heures à pleine puissance).

Un chantier conditionné au changement de régime des concessions hydroélectriques

Pour que le projet aboutisse, il reste toutefois un obstacle : le fonctionnement actuel des concessions hydroélectriques en France, qui décourage fortement la construction de nouveaux sites d’ampleur. « Le démarrage du chantier de la nouvelle usine et des conduites est conditionné à l’évolution du cadre juridique actuel » nous rappelle EDF. « En l’absence de visibilité sur l’avenir du régime juridique des concessions hydrauliques en France, EDF ne peut réaliser d’investissements significatifs pour développer son parc hydraulique ». L’énergéticien national dit travailler avec les services de l’État pour trouver « toutes les solutions juridiques possibles qui lui permettraient de sortir de ce statu quo et de relancer le développement dans le respect du cadre du droit communautaire ».

Si EDF affirme ne pas avoir « à ce jour, de visibilité sur la date à laquelle elle pourra effectivement mener ce projet », un premier calendrier indique un début des travaux de reconnaissance début 2025. Le creusement de la nouvelle usine et des conduites interviendrait dès 2027. Jusqu’à 300 personnes pourraient alors être mobilisées au pic du chantier. Le réservoir supérieur serait vidangé en 2029, six ans seulement après la dernière vidange, avant l’installation des turbines-pompes en 2030. Enfin, la mise en service interviendrait fin 2032, au terme d’une année d’essais.

[Article mis à jour le 08/04/24 avec les précisions d’EDF]

[Article mis à jour le 08/04/24 avec les précisions d’EDF]

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Écrire sur certains sujets est parfois une gageure ; c’est le cas ici. Communiqué rédigé en français, accompagné d’une vidéo YouTube, et portant sur des produits sur lesquels il serait inquiétant d’avoir un avis sans les manipuler : la présentation de la série ExpressCage d’Icy Dock semble se suffire à elle-même, et un regard extérieur n’apporter aucune singularité... [Tout lire]

Les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de stocker de l’électricité en remontant l’eau dans les barrages. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souhaite cartographier les projets en cours, dans les zones non interconnectées telles que la Corse et certains territoires et départements d’outre-mer, pour coordonner au mieux les filières de stockage.

D’ici le 26 mars, la CRE souhaite connaître les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en cours de développement dans les différents territoires, appelés zones non interconnectées (ZNI). Elles regroupent la Corse, les îles du Ponant, certains départements, collectivités et région d’Outre-mer.

La CRE souhaite avoir à sa connaissance des informations sur :

• le projet (site, caractéristiques, enjeux locaux, difficultés)
• le porteur de projet et son savoir-faire
• le stade de développement (de l’attestation de maîtrise foncière et cela peut aller jusqu’au dépôt de la demande de raccordement)
• le calendrier de développement (dimensionnement technique, autorisations, constructeurs …)

Parmi les territoires considérés comme ZNI, certains ont un véritable potentiel d’accueil des STEP. Les plus grands pourcentages d’énergie électrique injectée sur le réseau se trouvent en Guyane (62,5 %), à la Réunion (20,7 %), en Corse (14,3 %). Sur l’île de beauté, par exemple, la construction de la STEP de Sampolo avance afin de fournir flexibilité et résilience au réseau corse, dépendant à 47,5 % des fossiles pour produire son électricité et à 25,9 % des interconnexions.

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Éliminer les fossiles et faire baisser les prix grâce aux STEP

Les informations que la CRE recueillera serviront à « coordonner les filières de stockage entre elles et programmer les prochains guichets de saisine. » La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) attribuera des objectifs à ces zones à court, moyen et long terme.

Les ZNI connaissent des prix d’électricité sensiblement plus élevés que dans la métropole. Leur caractère insulaire (moins vrai pour la Corse, en partie interconnectée avec l’Italie continentale et la Sardaigne) et leurs contraintes géographiques imposent certaines solutions de production induisant des coûts élevés. L’objectif est de la CRE est d’accompagner le déploiement des énergies renouvelables intermittentes pour réduire ces prix et, par conséquent, les charges de Service public d’Etat (SPE). Il finance la péréquation tarifaire.

L’article Stockage d’électricité par STEP : les projets en Corse et dans les DOM-TOM bientôt recensés est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

« Tanika », c’est en quelque sorte le nom de code donné à la première station de transfert d’énergie par pompage (STEP) marine de France. L’installation prévue sur l’île de La Réunion doit aider à mieux exploiter la production locale d’électricité d’origine renouvelable et réduire l’utilisation des énergies fossiles. Mais EDF reste très discret sur les contours du projet.

En créole réunionnais, un « tanika » désigne un récipient destiné à transporter de l’eau. Un nom parfaitement trouvé pour le premier projet de stockage d’énergie par STEP marine en France. Car le concept repose sur la création d’un réservoir artificiel rempli d’eau de mer, perché à plusieurs centaines de mètres au-dessus de l’océan. L’idée est de pomper l’eau de l’océan Indien durant les pics de production solaires et éoliens afin de remplir le réservoir, à l’image d’une batterie qui se recharge. Puis, selon les besoins du réseau, l’eau est relâchée dans l’océan et entraîne, dans sa chute, des turbines qui produisent de l’électricité : la « batterie » se décharge.

Si la France possède déjà six STEP en métropole, aucune n’est « marine ». Les installations actuelles sont toutes situées en montagne et exploitent systématiquement deux bassins artificiels d’altitudes différentes, remplis d’eau douce (voir notre reportage vidéo). Or, une STEP marine utilise, par définition, la mer ou l’océan comme bassin inférieur et un bassin supérieur artificiel rempli d’eau salée. Ce type de STEP est très peu répandu dans le monde. Les quelques sites actuellement en service sont de faible capacité, il s’agit souvent de petits réservoirs perchés au sommet de falaises surplombant l’océan, sur de petites îles comme El Hierro (Canaries) ou Ikaria (Grèce).

Pourtant, aménager une STEP marine n’est à priori pas plus complexe que de construire une STEP classique en montagne. S’il faut recouvrir le bassin supérieur d’une membrane parfaitement étanche pour éviter toute infiltration d’eau salée dans la nature et prévoir des turbines et conduites suffisamment résistantes à la corrosion et aux organismes marins, il n’est pas nécessaire de creuser de bassin inférieur. La seule difficulté semble donc de trouver des sites techniquement, économiquement et environnementalement adaptés, mais aussi acceptés sur le plan social.

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Une STEP perchée au-dessus d’une falaise

Sur l’île de La Réunion, EDF aurait identifié deux sites privilégiés où implanter sa première STEP marine. Un document publié par le compte X « Infos-Réseaux », dévoile l’un de ces emplacements envisagés, dans le quartier de La Montagne à Saint-Denis, au-dessus de falaises surplombant l’océan (voir la zone sur Maps). Sur ce plateau perché à environ 300 m d’altitude, l’énergéticien envisage de creuser un bassin dont nous ignorons la capacité, EDF n’ayant pas souhaité nous communiquer davantage d’informations techniques à ce stade. « EDF étudie actuellement plusieurs sites potentiels pour l’implantation du projet de la STEP de Tanika, en prenant en compte les enjeux socio-environnementaux. Les échanges avec les parties prenantes sont en cours pour permettre d’aboutir au choix définitif du site prochainement », a tenu à nous préciser l’entreprise suite à la publication de cet article.

Le document indique que l’ouvrage disposera d’une puissance de 50 MW grâce à deux turbines de 25 MW placées dans une usine souterraine. Le site présente quelques difficultés, plusieurs maisons se trouvant à l’emplacement du futur bassin et la prise d’eau côtière devant être aménagée dans une zone étroite et périlleuse, coincée entre l’océan et la falaise. Une offre d’emploi publiée récemment indique qu’EDF souhaite réaliser une étude paysagère de la future STEP, qui permettra probablement de mieux saisir son impact visuel. Mais à quoi cette installation va-t-elle servir ?

Pourquoi construire une STEP marine à La Réunion ?

Dépourvu d’interconnexions, le réseau électrique réunionnais ne peut compter que sur lui-même pour alimenter les 860 000 habitants de l’île. En 2023, sa production reposait sur 57 % de ressources renouvelables et toujours sur 27 % de diesel, 4 % de fioul et 13 % de charbon. Toutefois, la programmation pluriannuelle de l’énergie de La Réunion s’est fixée l’objectif de porter la part des renouvelables à 100 % en 2030. Si la conversion des centrales thermiques fossiles à la biomasse importée est la stratégie principale pour y parvenir, l’aménagement de la STEP de Tanika peut également y contribuer.

En toute logique, la STEP marine réduirait l’utilisation des turbines à combustion au fioul et moteurs diesel durant les pics de consommation. Typiquement, la STEP devrait pomper de l’eau en journée, profitant de l’importante production photovoltaïque, puis turbinera lors du pic de consommation du soir (18 h – 21 h à La Réunion). Un système aussi pertinent sur le plan environnemental qu’économique, puisque les carburants, qu’ils soient fossiles ou renouvelables, sont presque entièrement importés par bateau. Reste à connaître les détails du projet, tels que son coût et le calendrier estimé des travaux, qu’EDF communiquera probablement dans les prochains mois.

L’article Stockage d’énergie : voici la première STEP marine en projet en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Elon Musk, la figure emblématique derrière Tesla et SpaceX, a récemment secoué la sphère publique par une prédiction : une pénurie mondiale d’électricité dès 2025. Lors de la prestigieuse conférence Bosch Connected World, le PDG de Tesla a partagé ses craintes sur la transition énergétique, notamment concernant les effets du boom de l’intelligence artificielle (IA) et de la croissance de la demande en voiture électrique.

 

L’offre en électricité ne pourra bientôt pas suivre la demande

Elon Musk, le magnat de l’automobile électrique et de la technologie, a lancé un pavé dans la mare lors de la conférence Bosch Connected World. « Nous sommes à l’aube de la plus grande révolution technologique qui ait jamais existé », a-t-il ainsi déclaré, faisant écho à l’essor fulgurant de l’intelligence artificielle et à la montée en puissance du marché des véhicules électriques.

Le PDG de Tesla, faisant partie des leaders du secteur de l’électromobilité, met en avant une contradiction frappante : les technologies qu’il promeut sont également celles qui alimentent la crainte d’un futur blackout.« La demande d’électricité augmente et, comme pour la voiture électrique, de nombreux systèmes ne pourront pas être correctement alimentés » en raison de la demande exponentielle en puces, explique-t-il.

 

Un appel pour sécuriser la transition énergétique

 

Elon Musk ne se contente pas de tirer la sonnette d’alarme ; il propose également des pistes de solutions. Ce dernier a lancé un appel aux entreprises ainsi qu’aux États à l’échelle mondiale afin que ces derniers mettent les bouchées doubles en investissant massivement dans les technologies de stockage d’énergie pour pallier la hausse de la demande. Le PDG de Tesla préconise par ailleurs d’accélérer la production d’électricité décarbonée à partir d’énergies renouvelables. « Des temps intéressants nous attendent », s’est-il enthousiasmé, préférant ainsi voir ces défis comme des opportunités plutôt que des obstacles.

Les déclarations d’Elon Musk ne sont pas à prendre pour argent comptant, celui-ci prédisant que la pénurie d’électricité « se produira l’année prochaine (2025) ». Néanmoins, ces déclarations soulignent des inquiétudes et des défis techniques de la transition énergétique qui sont bien réels. Ces derniers, comme le souligne le PDG de Tesla, nécessitent une action collective, seul moyen d’assurer une transition énergétique réelle et efficace à l’échelle mondiale.

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Tesla est une entreprise américaine très connue pour avoir participé en très large partie à la popularisation du véhicule électrique. Mais Tesla est également très présent sur le segment de l’énergie du bâtiment, notamment celui des batteries domestiques. Posons la question : où ces produits seront-ils disponibles en Europe ?

Tesla commercialise une batterie lithium-ion emblématique, dénommée Powerwall, dont la version 3 est sortie récemment aux États-Unis. Cette batterie est destinée à deux fonctions : stocker l’électricité photovoltaïque d’une part, mais également permettre de continuer l’approvisionnement d’un bâtiment en cas de coupure électrique.

La batterie est vendue avec une capacité unique de 13,5 kWh, mais le système est modulaire, c’est-à-dire qu’il est possible de brancher ensemble jusqu’à 10 unités. La puissance de charge est de 5 kW, tandis que la puissance de décharge peut monter jusqu’à 11,5 kW sur une base continue. Le système est garanti 10 ans, et le constructeur annonce un rendement de 97,5 % concernant le stockage et la restitution de l’énergie solaire. Tout cela est extrêmement intéressant, mais quand le produit sera-t-il disponible en France et en Europe ?

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Une situation disparate en Europe

Aujourd’hui, hélas, les solutions de Tesla pour l’énergie domestique ne sont pas disponibles en France. Une visite sur le site du constructeur permet d’accéder à une page sur le Powerwall, mais cette page ne nous propose que de nous abonner pour recevoir les actualités de Tesla.

Après vérification, le Powerwall est toutefois bien en vente au Royaume-Uni, et permet de l’acheter pour 5 000 £ (hors taxes, et hors installation), soit 5 859 € au taux actuel.

Poursuivons nos investigations, et regardons pays par pays en Europe.

Comparatif des prix du Tesla Powerwall 3 en Europe

Pays	Prix
Allemagne	7 000 €
Autriche	Pas en vente
Belgique	Pas en vente
Croatie	n/a *
Danemark	Pas en vente
Espagne	7 200 €
Finlande	Pas en vente
France	Pas en vente
Grèce	Pas en vente
Hongrie	n/a *
Irlande	Pas en vente
Islande	Pas en vente
Italie	6 500 €
Luxembourg	Pas en vente
Norvège	Pas en vente
Pays-Bas	Pas en vente
Pologne	Pas en vente
Portugal	En vente (pas de prix public)
République tchèque	Pas en vente
Roumanie	n/a *
Royaume-Uni	5 000 £ (soit 5 859 € au taux actuel)
Slovénie	Pas en vente
Suède	Pas en vente
Suisse	6 300 CHF (soit 6 472 € au taux actuel)
Turquie	Pas en vente

n/a * : pas de page sur le Powerwall. Sauf indication contraire, le prix donné n’inclut pas le Gateway.

Nous pouvons constater que le Powerwall est disponible dans certains pays d’Europe, mais pas dans tous. Ainsi, il est disponible au Royaume-Uni, mais pas en Irlande. Il est également commercialisé en Allemagne, en Espagne, en Italie ou au Portugal. Concernant les pays francophones, il n’est pas disponible en France, en Belgique ou au Luxembourg, mais il l’est en Suisse.

Il semble donc que Tesla déploie progressivement son Powerwall en Europe. Nous avons contacté Tesla Europe pour en savoir plus sur son calendrier, mais n’avons obtenu aucune réponse à ce jour. Il ne nous reste donc plus qu’à patienter que Tesla veuille bien communiquer.

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Le chinois Growatt propose une nouvelle solution de stockage d’énergie pour les installations solaires sur balcon. Un bon outil pour améliorer la rentabilité d’un parc solaire domestique.

Pour exploiter au maximum la production électrique de sa centrale photovoltaïque, il y a plusieurs stratégies. L’on peut adopter une discipline stricte, par exemple, en activant tous ses appareils durant les pics de production solaire. Il est également possible de revendre son surplus d’énergie au réseau. Enfin, l’on peut s’équiper d’un système de stockage. Avec cette seconde option, on augmente sa part d’autoconsommation en utilisant l’excédent d’électricité produit en plein soleil pour l’utiliser à tout autre moment du jour ou de la nuit, selon ses besoins.

La batterie NOAH 2000 de Growatt privilégie le stockage d’énergie

Plusieurs sociétés se sont lancées dans la commercialisation de systèmes prêts-à-brancher, permettant de gérer le stockage et l’injection d’énergie solaire de façon modulaire. De nouvelles solutions débarquent régulièrement sur le marché. Parmi elles, la société chinoise Growatt vient de présenter son nouveau système de stockage dédié aux parcs photovoltaïques résidentiels. La batterie NOAH 2000 se combine avec l’onduleur NEO 800M-X et peut être reliée à 4 panneaux solaires via un câble solaire parallèle en Y. Lorsque la batterie est activée, le système emmagasine en priorité l’énergie. Une fois la batterie chargée, le surplus est dirigé vers le réseau électrique domestique pour être utilisé immédiatement.

La batterie est donc chargée en priorité dès lors qu’il y a du soleil. Pour l’utilisateur, c’est l’assurance de bénéficier d’énergie toujours disponible dès que le soleil se couche. Destiné aux installations solaires sur balcon, il peut aussi équiper des panneaux fixés en toiture ou sur un mur, voire même au sol.

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Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

Selon les données disponibles sur le site de Growatt, la batterie pèse 23 kilos, dispose d’une sortie maximale de 800 watts (W) et elle est équipée de deux entrées pouvant accueillir une puissance jusqu’à 900 W. Elle se charge avec des températures extérieures comprises entre 0 et 45 °C et se décharge entre -20 °C et 45 °C. Certifié IP66, le produit est étanche à l’eau et résiste à la poussière, permettant son utilisation en extérieur sans problème. Il est également garanti 10 ans et prévu pour fonctionner durant plus de 6 000 cycles de vie.

Côté installation, Growatt a fait simple puisqu’il suffit de relier le micro-onduleur et la batterie au moyen du connecteur rapide H4. Par ailleurs, le micro-onduleur se branche facilement sur secteur via une prise électrique classique. À noter qu’il est possible d’empiler jusqu’à 4 batteries pour atteindre une capacité totale de stockage de 8 192 wattheures (Wh) avec 4 panneaux solaires. Au niveau des dimensions, chaque batterie mesure 406 mm x 235 mm x 270 mm. Aucune information n’est pour l’instant disponible concernant le prix. La firme est toutefois connue pour commercialiser des onduleurs à prix abordable.

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Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

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Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

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EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

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Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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