Le géant chinois de l’éolien Mingyang a récemment présenté OceanX, son nouveau projet d’éolienne flottante en cours. À l’instar des autres technologies de l’entreprise, cette éolienne est conçue pour résister aux typhons, mais sa particularité la plus remarquable tient cependant à sa configuration technique : elle est dotée de deux rotors disposés en V.

L’éolien en mer est encore un jeune secteur dans lequel les fabricants explorent activement diverses méthodes pour convertir le vent en électricité de façon plus efficace. Au-delà du gigantisme typique de cette industrie, certaines entreprises misent sur de nouvelles technologies. C’est le cas de la société chinoise Mingyang Smart Energy qui a développé OceanX, une éolienne flottante à double rotors sur laquelle elle travaille depuis plusieurs années. Bien que l’enseigne n’ait pas précisé les dimensions de cette installation, elle affirme avoir construit la plus grande base flottante au monde. Cette dernière serait adaptée à des profondeurs supérieures à 35 mètres. Actuellement, l’assemblage du mât est en cours à Guangzhou (Chine), sur le quai de Huangchuan après la création de la plateforme flottante.

Une structure en V

La configuration de cette éolienne est une vraie innovation. La base flottante supporte un mât qui, à une certaine hauteur, se divise en une structure en forme de V. Chaque extrémité de la tour en V supporte un rotor MySE8.3-180 à entraînement semi-direct de 8,3 MW, conçu par l’entreprise. La puissance totale du système s’élève donc à 16,6 MW, dépassant légèrement celle de la plus puissante éolienne au monde actuellement en service, la MySE 16-260 de 16 MW. Cette dernière est également conçue par Mingyang Smart Energy et a été déployée au large de la Chine l’été dernier. Grâce à la forme elliptique de la tour en V, l’éolienne a été conçue pour optimiser la capture du vent en étant capable de suivre rapidement sa direction.

La structure flottante qui accueillera l’éolienne Ocean X / Images : Mingyang.

Un système de haubanage pour soutenir les mâts

Une autre particularité de cette éolienne flottante est l’utilisation d’un système de haubanage, une méthode inspirée de la construction des ponts. Cette technique consiste à utiliser des câbles ancrés directement à la base flottante. Le système permet pour soutenir des structures de mieux répartir les charges, et d’améliorer la stabilité globale de la plateforme.

Pour mieux comprendre l’intérêt de cette technique, il faut savoir qu’habituellement, les éoliennes transfèrent la charge du vent (provoquée par les rotations des pales) et la charge gravitationnelle (due au poids de la tour) directement à travers la tour jusqu’à la fondation. Grâce au système de haubanage, ce chemin de transfert de charge n’est plus supporté uniquement par le mât et est réparti à travers les câbles. Cela permet à priori de réduire le risque de fatigue structurelle et d’augmenter la longévité de l’éolienne.

Une bonne résistance aux typhons

Le groupe Mingyang ambitionne de développer des technologies qui résistent aux typhons en haute mer. Le modèle OceanX s’inscrit dans cette démarche et est conçu spécifiquement pour résister aux vents extrêmes. En 2020, un prototype à l’échelle 1:10 avait subi une série de tests, dont un au nord de l’Europe, en mer Baltique. Sur une période de deux mois, le prototype a été exposé à des conditions environnementales sévères, avec des vitesses de vent atteignant 72 mètres par seconde et des vagues de 30 mètres de haut. Ces tests ont permis de vérifier la robustesse de la technologie face à des conditions similaires à celles des typhons et des tempêtes majeures, aboutissant à l’obtention d’un certificat de faisabilité pour le concept.

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La pollution des mers et des océans ne se limite pas aux déchets et substances chimiques qui y sont rejetés. Il y existe une autre forme de pollution, invisible, mais tout aussi dévastatrice : les nuisances sonores sous-marines. Les bruits émis par les activités humaines dans les milieux sous-marins représentent une agression sévère pour les espèces aquatiques, pouvant aller jusqu’à causer leur mort. Afin de limiter ces dégâts, une startup française propose une solution technologique qui serait efficace à plus de 90 %.

Loin d’être un milieu calme où règne le grand silence, le monde sous-marin est animé de bruits d’origines différentes. Alors que certains proviennent de sources naturelles (chants de baleine, vagues, houle…), d’autres sont issus des activités humaines. Ces bruits « artificiels » sont souvent extrêmement puissants. En effet, certains travaux maritimes peuvent générer des bruits allant jusqu’à 260 décibels (dB), bien au-delà du seuil de danger fixé à 90 dB pour l’oreille humaine, par exemple. La faune marine ne sort pas toujours indemne de ces opérations, qui se multiplient pourtant, notamment avec l’essor de l’éolien en mer.

Dans le but de réduire ces nuisances sonores dans les océans, l’entreprise nantaise Greenov a développé une solution baptisée SubSea Quieter (SSQ). Résultant de six ans de recherches et de développement, la technologie a été initialement conçue par Naval Group, un acteur majeur de l’industrie de défense maritime, dans le but de masquer le bruit des sous-marins dans un contexte militaire. Greenov l’a ensuite rachetée et adaptée pour un usage industriel, pour minimiser l’impact environnemental des travaux maritimes sur la vie sous-marine.

Une membrane acoustique pour limiter la propagation des bruits

Le SSQ est une membrane acoustique au sein de laquelle une couche d’air peut être introduite. Le gonflage du système peut être piloté à distance. L’insertion d’air dans cette membrane, lorsqu’elle est immergée, altère la propagation du son en raison de la différence des propriétés acoustiques entre l’air et l’eau. Ce phénomène crée un environnement moins propice à la transmission des ondes sonores.

Le principe de fonctionnement de la technologie s’appuie sur divers mécanismes physiques. L’un d’eux est la capacité de la membrane à se déformer sous l’impact du bruit, ce qui lui permet d’absorber une part de l’énergie sonore émise. De plus, cette technologie se distingue par sa structure composée de près de vingt mille fils par mètre carré, créant une structure qui contribue à la réduction des bruits. D’après Greenov, le SSQ parviendrait à neutraliser jusqu’à 99,9 % du bruit pour les fréquences au-dessus de 1 kilohertz. Pour les basses fréquences, celles qui se propagent sur de longues distances sous l’eau, le système assurerait une réduction du bruit d’environ 94 %.

Deux versions différentes

L’entreprise Greenov a déployé deux variantes de son système, chacune répondant à des besoins spécifiques. La première, nommée « SubSea Quieter Blue Shield », est conçue comme un rideau sous-marin et est particulièrement adaptée aux opérations réalisées dans les zones portuaires. Ce dispositif a été testé en conditions réelles dans le bassin de La-Seyne-sur-Mer, dans le département du Var, durant l’automne dernier.

La seconde variante, le « SubSea Quieter Pile Driving », a récemment fait l’objet d’un test à Saint-Nazaire. Conçue pour prendre la forme d’un cylindre une fois déployée, elle sert à encercler un pieu pendant le processus de battage, confinant ainsi le bruit émis durant l’opération. Les résultats des tests sont prévus pour être présentés au salon Seanergy, un événement dédié aux énergies marines, qui se tiendra à Nantes en juin.

Vers une version plus adaptée aux éoliennes ?

Le système testé à Saint-Nazaire n’est encore qu’un prototype convenant aux pieux de 2,5 mètres de diamètre. Cependant, Greenov travaille sur une version beaucoup plus grande, qui répond mieux aux besoins spécifiques de l’industrie éolienne en mer. Celle-ci est destinée à être utilisée sur des fondations monopieux ayant jusqu’à 12 mètres de diamètre et plus de 60 mètres de hauteur. Avec l’augmentation du nombre de projets de construction de parcs éoliens en mer, la demande pour des solutions efficaces et écologiques pour installer ces structures sans nuire à la vie marine est en hausse. Ce nouveau modèle encore en phase de développement sera testé à La-Seyne-sur-Mer. À terme, le système SSQ Pile Driving sera commercialisé au prix de 5 millions d’euros.

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Avec la promesse de faire baisser « gratuitement » les thermostats de 3 à 5 °C, les panneaux solaires thermiques SunAéro de Solar Brother sont livrés tout juste à la clôture de la saison hivernale. Heureusement, ces dispositifs peuvent fonctionner comme déshydrateurs et déshumidificateurs d’air en attendant de reprendre leur rôle d’économiseur de chauffage l’hiver prochain.

Les avancées technologiques, la baisse des coûts de fabrication et les incitations gouvernementales ont énormément stimulé le développement du marché solaire. Néanmoins, le secteur connaît un déséquilibre marqué par une prédominance des technologies photovoltaïques, laissant le solaire thermique dans une position moins avantageuse. Pourtant, c’est dans ce contexte que l’entreprise française Solar Brother a annoncé la sortie de son nouveau module solaire thermique baptisé SunAéro, il y a plusieurs mois.

Il s’agit d’un équipement autonome conçu pour générer un flux d’air chaud dans les espaces intérieurs. Le dispositif accroîtrait la température d’une pièce de 3 à 5 degrés selon Solar Brother. Le fonctionnement de SunAéro s’appuie sur la combinaison d’un capteur solaire thermique et d’un panneau photovoltaïque de 32 Wc qui alimente un ventilateur. L’air extérieur est d’abord filtré à son entrée dans le module, puis réchauffé via le capteur thermique avant d’être distribué dans la pièce grâce au ventilateur.

250 premiers exemplaires fabriqués

Pour financer son projet SunAéro, Solar Brother a organisé une levée de fonds qui a démarré en novembre 2023 sur la plateforme Ulule. Très vite, l’initiative a porté ses fruits, et à la fin de la campagne ce mois de mars, l’entreprise a récolté plus de 200 000 € grâce au soutien de 240 contributeurs. Dès décembre 2023, Solar Brother a pu ouvrir sa première ligne de production à Carnoules, dans le Var. À ce jour, 250 unités ont été produites, et les premières livraisons ont déjà commencé il y a quelques semaines. Actuellement, l’entreprise affirme être déjà en cours de mettre en place une seconde ligne de production afin de répondre plus rapidement aux demandes.

À en juger par toutes ces informations, on peut dire que, d’un point de vue commercial, SunAéro est jusqu’ici, un produit à succès, à l’instar des autres technologies de la marque. En effet, Solar Brother n’en est pas à sa première réussite en termes de lancement de produits. L’entreprise s’est fait déjà connaître par ses fameux cuiseurs solaires.

Un module multifonctionnel

Pour rappel, le module solaire thermique SunAéro est proposé à partir de 1 450 euros, sans aucune aide ni subvention possible. L’entreprise affirme que son produit serait capable d’économiser jusqu’à 700 kWh par an et pourrait ainsi être rentabilisé au bout de 5 ans d’utilisation. Au-delà de sa fonction de chauffage d’appoint, le SunAéro peut également servir de déshydrateur et trouve ainsi usage dans diverses applications comme la déshydratation de plantes, la déshumidification du bois de chauffage, ou encore le séchage de linge et d’aliments. Il peut aussi servir de déshumidificateur d’air intérieur. Cela signifie que le module peut être utilisé tout au long de l’année, et pas uniquement durant l’hiver.

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Le méthanol est perçu comme étant une alternative plus écologique que l’essence et au diesel. Déjà adopté par certains constructeurs automobiles, il suscite désormais de l’intérêt dans le secteur maritime. En effet, en Norvège, un projet est en cours pour lancer le premier navire de soutien à la construction (CSV) propulsé au méthanol, un paquebot qui sera en service d’ici 2026.

Qu’il s’agisse d’installation de pipelines, de construction de structures sous-marines, ou d’installation d’éoliennes en mer, tous les projets offshore requièrent l’emploi de navires spécialisés, connus sous le nom de navires de soutien à la construction (ou CSV pour « Construction support vessel »). Ces bateaux sont spécialement équipés pour assister les projets de construction en mer. Avec l’accélération de la transition énergétique, le nombre de parcs éoliens en mer dans le monde est prévu d’augmenter, ce qui offre une opportunité de marché pour les CSV.

Dans ce contexte, deux armateurs norvégiens, Eidesvik Offshore et Agalas, ont collaboré pour lancer un projet ambitieux : la construction d’un CSV dédié principalement au soutien de l’installation d’éoliennes en mer et travaux sous-marins. Ce paquebot se distinguera par une caractéristique importante : il sera propulsé au méthanol, une première mondiale pour un navire de ce type.

Un navire plus respectueux de l’environnement ?

Mesurant 99,9 mètres de longueur pour une largeur de 21 mètres, ce navire sera doté de groupes électrogènes à bicombustibles, capables d’utiliser du MGO (Marine Gas Oil) ainsi que du méthanol. Il intégrera également un système de batteries pour le stockage de l’énergie, disposera d’une grue de 150 tonnes et pourra accueillir jusqu’à 100 membres d’équipage. Sa construction est prévue dans un chantier naval situé en Turquie, avec une livraison attendue pour 2026. Dès sa mise à l’eau, le navire sera exploité par Reach Subsea, un acteur du secteur marin, dans le cadre d’un contrat d’au moins trois ans.

Dans son annonce, Eidesvik revendique être en train de concevoir « le navire le plus écologique du monde ». Le méthanol est en effet reconnu pour ses faibles émissions de particules et de gaz nocifs par rapport aux carburants fossiles traditionnels. Cependant, il n’est pas systématiquement classé comme « carburant vert ». Tout dépend de son processus de production : s’il est issu de sources fossiles, son impact environnemental reste significatif. Par contre, un méthanol produit à partir de ressources décarbonées peut légitimement être considéré comme un carburant vert, offrant une alternative durable aux énergies traditionnelles.

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En l’espace d’un an, le coût de l’électricité pour une livraison prévue en 2025 a chuté spectaculairement, passant d’environ 170 euros à 66,7 euros par mégawattheure. Dans le contexte actuel, des spécialistes anticipent que cette tendance à la baisse n’est pas près de s’arrêter.

Sur le marché de gros de l’énergie, les fournisseurs d’électricité peuvent s’engager sur des contrats d’achat auprès des producteurs pour des livraisons futures. Il est ainsi possible d’acheter le produit maintenant et de se faire livrer au cours des prochaines années. Ce mécanisme offre une certaine stabilité et prévisibilité, particulièrement dans un marché où les coûts peuvent fluctuer en fonction de divers facteurs.

Ces derniers mois, les prix de l’électricité pour livraison future connaissent une tendance baissière. Les tarifs pour livraison l’année 2025 ont chuté, atteignant les 66,7 €/MWh sur la bourse de l’énergie EEX vers mi-février, le niveau le plus bas depuis trois ans. Pour mettre ce chiffre en perspective, ce même contrat était négocié à plus de 170 €/MWh au début de l’année 2023.

Des analystes estiment que cette tendance à la baisse pourrait se poursuivre. Tandis que certains prévoient une réduction supplémentaire de 10 € par rapport aux prix actuels, d’autres experts projettent que le prix du contrat pour 2025 pourrait plonger jusqu’à 40 €/MWh dans le courant de l’année.

De nombreux facteurs baissiers

La baisse actuelle des prix de l’électricité découle essentiellement de la diminution des inquiétudes liées à la sécurité de l’approvisionnement. En effet, l’hydroélectricité, occupant une part importante dans notre mix, a vu sa situation s’améliorer significativement. Après une série de sécheresses en 2023, les réservoirs ont été remplis en fin d’année grâce à des précipitations records sur l’ensemble du territoire.

Par ailleurs, le secteur nucléaire se porte également mieux. Malgré une disponibilité réduite du parc français suite à l’arrêt de certains réacteurs (tels que ceux de Chinon), les centrales en fonctionnement contribuent à hauteur de la moitié à la production électrique nationale. Ce jeudi 29 février, la puissance nucléaire déployée atteignait 42 734 MW, soit 69 % de la capacité totale en France.

La tendance baissière des prix est également amplifiée par une consommation électrique réduite. En France, cette diminution est attribuée aux conditions climatiques clémentes de cet hiver, mais aussi à une prise de conscience écologique chez les grands consommateurs industriels, qui adoptent des comportements plus respectueux de l’environnement. On peut également prendre en compte le résultat des démarches de sobriété des citoyens.

Si les prix pour les contrats en 2025 diminuent, ceux des années suivantes, 2026 et 2027, connaissent une baisse encore plus marquée, descendant en dessous des 60 €/MWh au cours de ce mois de février.

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Les zones rurales sont caractérisées par leurs vastes espaces disponibles les différenciant des zones urbaines densément peuplées. D’après une étude, certains de ces endroits en Europe pourraient être valorisés par leur transformation en des sites de production d’énergie renouvelable, contribuant ainsi à l’atteinte des objectifs de transition énergétique. En effet, le potentiel des espaces exploitables en milieu rural s’élèverait à plus de 10 000 TWh/an.

L’UE s’est fixé un objectif ambitieux d’atteindre 42,5 % d’énergies renouvelables dans son bouquet énergétique et de réduire d’au moins 55 % ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à 1990 d’ici 2030. Ces efforts s’inscrivent dans le cadre d’un objectif plus large, notamment la neutralité carbone d’ici 2050. Face à ces défis, l’Europe dispose d’un avantage significatif : d’importantes ressources terrestres non exploitées. Selon les experts, le potentiel inutilisé d’énergie renouvelable dans l’ensemble de l’UE est estimé à 12 500 TWh par an.

Dans un rapport de la Commission Européenne intitulé « Renewable Energy Production and Potential in EU Rural Areas », les zones rurales sont identifiées comme des acteurs majeurs de la transition énergétique et de la lutte contre le changement climatique. Ces régions sont déjà responsables de 72 % de la production d’énergies solaire, éolienne et hydroélectrique en Europe. Malgré cette contribution significative, le rapport souligne l’existence d’un vaste potentiel encore inexploré dans ces zones.

Quel est le potentiel de production d’énergie renouvelable des zones rurales ?

L’énergie solaire photovoltaïque présente le plus grand potentiel inexploité dans les zones rurales européennes. Actuellement, cette source d’énergie génère environ 136 TWh par an, mais son potentiel de production pourrait s’élever à 8 600 TWh par an, soit une augmentation de soixante fois la capacité actuelle. Cette opportunité est largement attribuée à l’abondance des terrains exploitables.

Concernant l’éolien terrestre, les zones rurales sont également perçues comme acteurs clés. Sur les 350 TWh produits actuellement à partir de cette source, 280 TWh proviennent déjà d’installations en milieu rural. Le potentiel de ces zones est pourtant évalué à 1200 TWh/an, soit quatre fois plus. Enfin, pour l’hydroélectricité, la production dans les zones rurales est actuellement de 280 TWh, alors que le potentiel estimé est de 350 TWh/an. Il est cependant à préciser qu’une part importante de ce potentiel inexploité en hydroélectricité provient de systèmes hybrides solaire flottant-hydroélectricité.

Une exploitation équilibrée des ressources locales

En parallèle avec la transition énergétique, l’Europe vise également à maintenir et à renforcer la sécurité alimentaire au sein de l’UE. C’est pour cela que cette étude privilégie une approche ascendante qui utilise les ressources locales de manière durable et équilibrée, en tenant compte de la nécessité de préserver l’équilibre entre l’exploitation des énergies renouvelables et d’autres utilisations potentielles des ressources (les terrains et les eaux). De plus, le déploiement de nouvelles centrales dans ces milieux ruraux implique un choix bien étudié des sites afin d’intégrer harmonieusement les installations dans le paysage existant.

Afin de maintenir un bon équilibre d’utilisation, la Commission européenne a émis des lignes directrices destinées aux États membres. Ces directives visent à promouvoir une sélection durable des sites pour les installations solaires et éoliennes, en tenant compte des implications environnementales et sociales. Ces lignes recommandent de privilégier l’utilisation de terrains déjà impactés par des activités humaines, comme les toits des bâtiments, les terrains autour des infrastructures de transport, les parkings, les terrains industriels, ou encore les sites de déchets. L’idée est d’utiliser des espaces où l’impact environnemental supplémentaire serait minimal.

En outre, selon la Commission, les zones protégées, les réserves naturelles, les corridors migratoires des oiseaux, et d’autres zones écologiquement sensibles doivent être évités pour préserver la biodiversité et les écosystèmes vulnérables. Les terres qui ont été dégradées ou qui ne sont plus viables pour l’agriculture représentent également des sites potentiels pour déployer de nouvelles installations.

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Les Philippines sont un vaste archipel composé de plus de 7 600 îles classées en trois principales divisions géographiques : Luzon, Visayas et Mindanao. Appartenant au groupe des Visayas, Capul est une île relativement isolée et hors réseau, et pourtant peuplée de plus de 12 000 habitants. Elle a été choisie pour accueillir la première centrale d’énergie marémotrice du pays, qui sera également la première en Asie du Sud-Est.

L’éolien offshore est actuellement perçu comme la technologie d’énergie renouvelable la plus viable commercialement aux Philippines. Toutefois, en raison de sa situation archipélagique, le pays bénéficie aussi d’un potentiel significatif pour l’exploitation de l’énergie marine. Ainsi, dans l’île isolée de Capul, plus exactement dans le long du détroit de San Bernardino, l’installation d’une centrale marémotrice est prévue.

Ce projet est le fruit de la collaboration entre l’entreprise philippine Energies PH et la société britannique spécialisée dans les énergies renouvelables Inyanga. Elles envisagent de déployer le dispositif « HydroWing », un système sous-marin équipé de plusieurs rotors fixés à une structure en métal. Une fois immergées, les turbines seront entrainées par les courants de marée, transformant l’énergie cinétique des mouvements marins en électricité. Ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à promouvoir l’exploitation de l’énergie marémotrice dans d’autres régions isolées et non connectées du pays.

Décarboner l’électricité sur l’île de Capul

Le projet va permettre à l’île de Capul de réduire, voire de supprimer, sa dépendance aux combustibles fossiles. En effet, déconnectée du réseau national, l’île s’appuie actuellement sur une centrale diesel de 750 kW pour répondre à ses besoins en électricité. Celle-ci sera ainsi renforcée (et potentiellement remplacée) par le système HydroWing de 1 MW de puissance, une technologie plus respectueuse de l’environnement et plus puissante. Avec une mise en service prévue en 2025, la nouvelle centrale sera connectée aux microréseaux électriques locaux. Elle sera également associée à un système de stockage afin de garantir une alimentation électrique constante et fiable, 24 heures sur 24, 7 jours sur 7.

En plus de fournir de l’électricité bas-carbone à l’île, ce projet vise aussi à améliorer la qualité de vie des habitants. Le taux d’électrification y avoisinerait les 60 % selon les derniers rapports. En outre, l’approvisionnement électrique ne durerait que 16 heures par jour en raison des pannes fréquentes de la centrale diesel. L’augmentation de l’accès à l’électricité, grâce à cette initiative, promet d’améliorer significativement la qualité de vie sur l’île, d’élargir l’accès à des services essentiels et de stimuler l’économie locale, posant ainsi les fondations d’un avenir plus prospère pour ses habitants.

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Parmi les technologies de stockage énergétique à grande échelle modernes, les batteries se distinguent comme une solution de premier plan. En plus d’équilibrer les fluctuations de la demande énergétique, elles jouent un rôle crucial dans l’intégration des sources renouvelables. La demande de batteries a, d’ailleurs, connu une croissance soutenue ces dernières années, une tendance qui devrait se poursuivre au cours de l’année 2024. La Chine et les États-Unis mènent le peloton dans l’exploitation de cette technologie.

Selon le dernier rapport du cabinet d’analyse EnergyTrend, les perspectives du marché mondial du stockage par batterie pour l’année 2024 sont prometteuses. Les prévisions indiquent une puissance nouvellement installée de 53 GW pour les systèmes à grande échelle, avec une capacité totale de 129 GWh. Ces chiffres représentent une augmentation significative de 38 % en puissance et de 42 % en capacité par rapport à l’année précédente.

Cette croissance est largement due à l’expansion rapide des énergies renouvelables, où le stockage joue un rôle essentiel dans la gestion de leur intermittence. Le rapport met en lumière la position dominante de la Chine et des États-Unis dans ce secteur. En effet, ces deux pays, avec l’Europe, représentant plus de 84 % du marché estimé.

55 GWh de batteries ajoutées pour la Chine

La Chine est le leader mondial dans le domaine du stockage d’énergie à grande échelle, une position attribuable à plusieurs facteurs clés. L’adoption accélérée des énergies renouvelables, notamment le solaire et l’éolien, a fait du stockage un « besoin immédiat », selon les analyses d’EnergyTrend. En outre, les politiques gouvernementales chinoises soutiennent activement le déploiement de ces systèmes de stockage, avec des initiatives tant au niveau national que provincial. Les projections d’EnergyTrend indiquent que les nouvelles installations de batteries à grande échelle en Chine devraient atteindre une puissance de 24,8 GW et une capacité de 55 GWh en 2024, ce qui représente une augmentation d’environ 37 % en capacité de stockage par rapport à l’année précédente.

Une hausse de 27 % aux États-Unis

Les États-Unis se positionnent aussi comme un marché clé pour le stockage d’énergie par batteries. À la fin de l’année 2023, le pays affichait une puissance cumulée de 16 GW, dominée par la Californie et le Texas avec respectivement 7,3 GW et 3,1 GW. Ces deux États jouent un rôle de premier plan dans la transition énergétique américaine. Selon les prévisions d’EnergyTrend, les nouvelles installations de stockage aux États-Unis devraient atteindre 11,6 GW pour 38,2 GWh en 2024, marquant des augmentations de 15 % en puissance et de 27 % en capacité. Toutefois, l’Administration américaine des informations sur l’énergie (EIA) propose une estimation légèrement supérieure, et prédit que le pays devrait atteindre les 30 GW d’ici la fin de l’année, soit un ajout de 14 GW. EnergyTrend attribue cette forte demande en stockage à un modèle de rentabilité économiquement viable et diversifié, incitant les investissements dans le secteur.

Bien que ces chiffres indiquent une croissance notable, le rythme de développement devrait ralentir par rapport aux augmentations impressionnantes de 157 % et 144 % enregistrées en 2023. Pourtant, l’année passée, les États-Unis ont dû faire face à des défis majeurs, notamment des perturbations dans la chaîne d’approvisionnement et des retards de raccordement au réseau.

Le Royaume-Uni : le principal marché du stockage européen

L’Europe, selon EnergyTrend, devrait également connaître un ralentissement de la demande en stockage par batteries cette année. Néanmoins, l’expansion du stockage à grande échelle dans la région reste prometteuse. Le Royaume-Uni se distingue comme le marché leader sur le continent. Pour 2024, le pays envisage d’ajouter 4,2 GW de puissance et 6,4 GWh de capacité de stockage, soit une augmentation de 93 % en puissance et de plus de 100 % en capacité par rapport à l’année précédente.

Cette dynamique au Royaume-Uni s’explique par une combinaison de politiques gouvernementales favorables, d’investissements soutenus et d’une adoption croissante des énergies renouvelables qui nécessitent un stockage efficace. En outre, l’année s’annonce riche en projets renouvelables majeurs devant être connectés au réseau, ce qui devrait stimuler davantage le marché du stockage.

Batteries : des coûts se rapprochant de ceux de la STEP ?

La demande mondiale pour les solutions de stockage d’énergie est en nette augmentation, avec une attention particulière portée aux batteries. Bien que les stations de transfert par pompage-turbinage (STEP) soient reconnues pour leur efficacité et leur maturité, l’intérêt pour les batteries croît rapidement. En Chine, par exemple, la part des batteries dans le mix du stockage énergétique a doublé, passant de 21 % à plus de 40 % en l’espace d’une année. Cette tendance est largement encouragée par la diminution des coûts des matières premières observée en 2023. Selon les prévisions de l’institut de recherche Green power global industrial institute (GGII), les prix devraient se stabiliser en 2024, en particulier sur le marché chinois, avec des fluctuations ne dépassant pas ±20 %, rassurant les investisseurs. De plus, le GGII estime que le coût du stockage par batterie lithium-ion pourrait bientôt rivaliser avec celui des STEP.

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À la différence de l’électricité, la chaleur est une forme d’énergie facile à stocker. Elle peut être conservée dans une variété de matériaux tels que l’eau, la céramique, le sable ou la brique réfractaire, pour n’en citer que quelques-uns. Dans ces cas, la chaleur est stockée sous sa forme sensible, qui est directement liée à la température du matériau. Toutefois, il existe également des méthodes de stockage de chaleur latente, où le matériau subit un changement d’état. C’est cette méthode de stockage que l’entreprise Grims Énergies a choisi d’exploiter.

Dans un réseau de chaleur, la demande en énergie varie en fonction de nombreux facteurs, tels que la météo, l’heure de la journée, le jour de la semaine, et les saisons. Cette variation peut être importante et imprévisible, ce qui complique la gestion efficace du réseau. Pour maintenir un équilibre entre l’offre et la demande, le gestionnaire doit réguler en permanence la production et la distribution de chaleur. Cela peut impliquer l’ajustement de la production des centrales de chauffage, mais également l’utilisation d’un système de stockage d’énergie thermique.

Afin de répondre à ce besoin, cette entreprise française, Grims Énergies, en collaboration avec le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), propose une nouvelle technologie modulaire pour stocker la chaleur en exploitant un matériau à changement de phase. Baptisée Grimsbox, leur solution se veut être une alternative plus efficace et plus compacte que les traditionnels ballons tampon.

Stockage thermique dans un matériau à changement de phase

Les matériaux à changement de phase (MCP) possèdent la capacité de changer d’état physique à une température déterminée, un processus au cours duquel ils absorbent, stockent, ou libèrent une importante quantité d’énergie thermique. Plus spécifiquement, ces matériaux captent la chaleur latente lors de leur passage de l’état solide à liquide et la relâchent lorsqu’ils redeviennent solides.

Pour sa part, Grims Énergies affirme utiliser un MCP « biosourcé » qui aurait une densité de stockage cinq fois supérieure à celle de l’eau. La batterie Grimsbox est équipée d’un échangeur thermique tubulaire traversé par un fluide caloporteur pour apporter ou retirer la chaleur. Le système intègre également de la mousse métallique, un matériau poreux composé de métal et d’espaces d’air, qui optimise l’échange de chaleur avec le MCP.

Principe de fonctionnement de la Grimbox / Image : Grims Energies

Conçue principalement pour les réseaux de chaleur urbains, la Grimsbox trouve également des utilisations dans les habitations individuelles, et surtout dans les usines où elle permet de récupérer et de valoriser la chaleur fatale.

Une première installation dans le quartier Eurêka

La technologie Grimsbox a été déployée pour la première fois en 2022 dans le quartier Eurêka de Castelnau-le-Lez, à Montpellier. Eurêka est un projet pilote s’étendant sur 39 hectares, conçu autour de trois axes principaux : la connectivité, l’écologie et la mixité intergénérationnelle. Dans ce cadre, les modules de batteries thermiques Grimsbox ont été installés dans les sous-stations — points intermédiaires entre la centrale de chauffage et les utilisateurs finaux — du quartier. Les batteries thermiques ont des capacités variant entre 30 et 100 kWh. Ces installations permettent de gérer efficacement les pics de demande en chauffage du quartier.

Grimbox dans le quartier Eurêka de Montpellier / Image : Grims Énergies

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Le secteur européen de l’énergie solaire est actuellement confronté à des distorsions du marché. En conséquence, une importante usine de production de panneaux solaires basée en Allemagne, exploitée par Meyer Burger, est sur le point de fermer. Selon l’entreprise, contrairement à l’Europe, les États-Unis offrent un environnement de marché plus propice, devenant ainsi la destination privilégiée pour la poursuite des opérations.

Meyer Burger Technology AG, une société suisse leader dans le domaine des technologies solaires, envisage de fermer son usine de Freiberg, en Allemagne, d’ici avril 2024. Celle-ci est l’une des plus grandes installations de fabrication de panneaux solaires d’Europe. Cette décision stratégique fait suite à une perte substantielle enregistrée en 2023, avec un déficit d’EBITDA (bénéfice avant intérêts, taxes, dépréciation et amortissement) de plus de 133 millions d’euros, malgré un chiffre d’affaires avoisinant les 143 millions d’euros. Par ailleurs, une augmentation de la production couplée à une baisse des ventes a entraîné une surabondance de stock, atteignant 360 MW.

Toutefois, selon un communiqué de l’entreprise, la décision finale ne sera prise qu’à la mi-février 2024. Meyer Burger pourrait reconsidérer sa position si d’ici là, des mesures politiques ou économiques sont adoptées en Europe afin d’instaurer un environnement concurrentiel plus équitable. En cas de fermeture définitive, cette décision affecterait 500 employés. Parmi eux, des spécialistes en ingénierie, technologie et gestion d’approvisionnement pourraient être relocalisés au sein d’autres entités de Meyer Burger.

Une détérioration de l’environnement du marché européen

Les pertes subies par Meyer Burger sont en grande partie attribuées à la détérioration du marché européen du solaire. « Compte tenu de la détérioration de l’environnement du marché européen, la poursuite de la production solaire européenne à plein régime n’est plus viable pour le moment », a déclaré la société dans son communiqué.

Par ailleurs, les prix des panneaux solaires en Europe ont chuté au cours de l’année 2023, une situation due à l’afflux de produits chinois. Après que les États-Unis ont restreint l’importation de panneaux solaires chinois, la Chine a massivement exporté vers l’Europe. Ces exportations importantes ont entraîné une augmentation considérable des stocks, contribuant à la chute des prix. Difficile, pour les fabricants européens, de rester compétitifs.

En outre, les producteurs européens s’inquiètent des conséquences potentiellement négatives de certaines barrières commerciales imposées par l’UE. Par exemple, le Mécanisme d’ajustement carbone aux frontières (MACF) impose un coût sur le CO2 émis lors de la production de chaque produit importé. Ce règlement concerne principalement des éléments spécifiques tels que l’hydrogène, le ciment, l’acier et l’électricité. Il permet d’équilibrer les prix des produits européens et de ceux importés. Or, parfois, lorsqu’il est difficile d’évaluer l’empreinte carbone d’un produit, le MACF ne s’applique pas, rendant son importation potentiellement plus attrayante en termes de coût, au détriment des fabricants locaux.

Se délocaliser aux États-Unis ?

En parallèle à la potentielle fermeture de son usine en Allemagne, Meyer Burger prévoit d’établir sa présence aux États-Unis, conformément à sa stratégie de développement. Le pays est actuellement perçu comme le plus prometteur pour l’industrie solaire, essentiellement en raison des conditions de marché favorables. Depuis l’adoption de l’Inflation Reduction Act en 2022, une loi visant à stimuler l’énergie propre, la production photovoltaïque y bénéficie d’importantes subventions.

Aux États-Unis, les fabricants de panneaux solaires profitent également d’une base de coûts stable. Cette stabilité, touchant la production, les matières premières, la main-d’œuvre et la logistique, permet aux entreprises de planifier de manière plus efficace et de minimiser les risques financiers liés aux fluctuations de coûts.

En outre, le marché américain offre la possibilité de conclure des contrats d’achat à long terme. Meyer Burger, par exemple, possède déjà un carnet de commandes conséquent aux États-Unis, avec des accords d’achat totalisant 5,4 GW. L’entreprise prévoit de lancer la production de modules photovoltaïques dans sa nouvelle usine de Goodyear, en Arizona aux États-Unis, dès le deuxième trimestre 2024.

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La garantie des panneaux solaires varie habituellement de 10 à 20 ans, bien que certaines marques puissent offrir jusqu’à 25, voire 30 ans pour leurs modèles les plus récents. AEG, une entreprise allemande spécialisée dans le domaine de la technologie solaire, repousse encore plus loin les limites en annonçant le lancement de modules photovoltaïques bénéficiant d’une garantie de 40 ans. Ces produits devraient être disponibles sur le marché courant premier semestre 2024.

Le modèle en question porte la référence AS-M1089B-GA (M10)/HV et se distingue principalement par sa technologie bi-verre qui contribue à sa longévité. Traditionnellement, les panneaux solaires sont composés d’une face avant en verre et d’une face arrière en film plastique, une configuration qui les rend vulnérables aux aléas climatiques tels que la grêle (les gros grêlons) et les vents violents. Mais depuis quelques années, la technologie bi-verre est apparue. Au lieu d’utiliser un film plastique à l’arrière, ces panneaux intègrent une seconde couche de verre. Ce choix de conception encapsule les cellules solaires entre deux couches de verre, offrant ainsi une protection supérieure et prolongeant significativement la durée de vie du module.

Un rendement élevé et des performances presque linéaires

Les nouveaux modules solaires d’AEG intègrent la technologie All-back-contact ou ABC, qui révolutionnerait la conception traditionnelle des panneaux solaires. En déplaçant les contacts électriques à l’arrière des cellules, cette technologie libère entièrement la face avant, permettant ainsi une absorption optimale de la lumière. Ce procédé augmenterait la surface active pour la conversion d’énergie et confère aux modules une esthétique épurée grâce à leur finition noire uniforme. Ces améliorations permettent aux modules AEG d’atteindre un rendement jusqu’à 23,3 % à en croire les promesses de l’entreprise. Ce chiffre est assez élevé sachant que la fourchette typique est de 8 à 24 % pour les panneaux solaires. De plus, les cellules équipant le modèle sont de type N, qui, contrairement aux cellules P, sont beaucoup plus efficaces.

Le modèle propose une plage de puissance allant de 445 à 455 Wc. Selon AEG, la puissance effective durant la première année devrait maintenir au moins 99 % de sa puissance nominale, avec une dégradation annuelle maximale de seulement 0,4 % les années suivantes. Cela signifie qu’après 40 ans, la performance devrait rester à 83,4 % de la puissance initiale.

Il est important de noter que AEG n’est pas la première marque à proposer des panneaux solaires avec une garantie de 40 ans. L’entreprise Maxeon Solar Technologies basée à Singapour, par exemple, propose également des modules avec une garantie similaire depuis 2022. Ses produits promettent une puissance de sortie maintenue à 88,3 % après 40 ans. Cette concurrence souligne l’engagement croissant de l’industrie vers des solutions solaires durables et de hautes performances.

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La construction du projet pilote EolMed, un parc éolien en mer français, a franchi avec succès une première étape majeure. En effet, l’installation d’un hub électrique flottant (ou FEH  pour « floating electrical hub ») en Méditerranée, au large de Gruissan dans l’Aude, vient d’être achevée.

Installé à environ 18 km des côtes de Port-La-Nouvelle, le hub électrique flottant jouera un rôle central dans le fonctionnement du parc éolien EolMed. Il servira de point de connexion pour les éoliennes, centralisant l’énergie produite avant de la transmettre via un câble d’exportation. Ce câble achemine l’électricité du parc éolien vers le réseau électrique terrestre

C’est l’entreprise Bourbon Subsea Services qui a été chargée de remorquer la structure sur le site de production. Cette entreprise se chargera également du transport des éoliennes le moment venu. Le hub électrique est une imposante bouée de 16 mètres de diamètre pesant plusieurs centaines de tonnes. Il a été remorqué jusqu’à son emplacement grâce à un remorqueur releveur d’ancre et un robot sous-marin téléopéré (ROV) fourni par Bourbon. Ces ROV sont des véhicules sous-marins contrôlés à distance.

Une mise en service reportée à 2025

Rappelons que le projet pilote EolMed, soutenu par l’ADEME, est développé par l’entreprise Qair, et inclut plusieurs investisseurs tels que TotalEnergie et BW Ideol. Son objectif est de tester la viabilité économique de l’installation d’éoliennes en mer flottantes à plus grande échelle, tout en contribuant à l’émergence de la filière éolienne en mer en Occitanie.

Les travaux de construction, entamés en mai 2022, prévoient l’installation de trois éoliennes Vestas V164 d’une puissance unitaire de 10 MW. Ces éoliennes seront montées sur des flotteurs en acier à une profondeur d’environ 60 mètres. Le parc éolien est estimé produire près de 110 GWh d’électricité par an, suffisant pour répondre aux besoins en électricité de 50 000 habitants du département de l’Aude.

Si la mise en service était initialement prévue pour 2024, elle est désormais reportée au troisième trimestre de l’année prochaine. L’installation des flotteurs en acier est prévue pour juin 2025. Une fois opérationnelles, les éoliennes devraient fonctionner pendant au moins 20 ans avant d’être démantelées ou prolongées.

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