Elle devrait afficher la même puissance que notre fleuron national : la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) de Grand’Maison. La future station de pompage-turbinage du Loch Earba, dont le permis de construire vient d’être approuvé, devrait jouer un grand rôle pour le réseau électrique du Royaume-Uni qui souffre de perturbations fréquentes.

Elle pourra alimenter 1,4 million de foyers écossais pendant 22 heures à pleine puissance. La future plus grande STEP du Royaume-Uni vient de faire un pas de plus vers sa mise en service, avec l’obtention du permis de construire. Cette station de pompage-turbinage, qui sera implantée au Loch Earba, affichera une puissance de 1,8 GW pour une capacité de stockage de 40 GWh. Au total, elle devrait demander 6 à 7 ans de travaux et nécessiter la création de 500 emplois.

Désormais, les entreprises Gilkes Energy et SSE Renewables ont la lourde tâche de trouver les financements nécessaires à la mise en œuvre du projet. Pour faciliter cette démarche, les deux entreprises ont recours au Cap and floor, un mécanisme financier mis en place par le gouvernement britannique, et dédié au stockage d’électricité de longue durée. Ce système garantit aux porteurs de projet un revenu minimal et limite le revenu maximal afin de les protéger des fortes fluctuations du marché de l’électricité.

Le stockage d’électricité, élément incontournable d’un réseau électrique déséquilibré

Cette STEP pourrait ne pas être la seule, car le Royaume-Uni cherche à fortement développer ses capacités de stockage d’énergie. Avec le développement massif des parcs éoliens offshore au large de l’Écosse, le réseau électrique se retrouve fortement déséquilibré, avec une grande part de la production au nord du pays et la majorité de la consommation au sud. L’Écosse possède, en effet, 17,8 GW de capacité de production installée pour des besoins limités à 4 GW du fait de ses 5,4 millions d’habitants.  Du fait de cette situation, le réseau atteint parfois ses limites, notamment à cause de certaines portions sous-dimensionnées du réseau électrique entre l’Écosse et l’Angleterre. Ainsi, les éoliennes doivent être bridées tandis que des centrales à gaz sont allumées dans le sud du pays.

Le développement de moyens de stockage, que ce soit grâce à des batteries ou des STEP, permettrait de limiter ce phénomène en redistribuant la production électrique de manière plus homogène.

L’article Stockage d’électricité : ce pays d’Europe va construire une STEP aussi puissante que celle de Grand Maison en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Entre capacité élevée, installation facile, et prix raisonnable, la nouvelle batterie du fabricant Nature’s Generators, dont la commercialisation est imminente, pourrait bien devenir un best-seller. À condition qu’elle arrive en Europe ! Pour l’instant réservée au marché américain, elle illustre un marché des batteries domestiques en pleine explosion.

A priori, la batterie MyGrid 10K, de chez Nature’s Generator, a de quoi séduire. Au programme, on retrouve près de 10,5 kWh de capacité et un système plug-and-play qui facilite son installation. Elle est capable de délivrer une puissance de 10 kW grâce à son onduleur dédié, et peut être couplée à une installation solaire pouvant atteindre 12 kWc de puissance.

Outre sa facilité d’installation, la batterie se distingue par le choix de la technologie LiFePO4, qui autorise jusqu’à 6 000 cycles de chargement et déchargement. Elle peut être connectée à un réseau ou fonctionner de manière autonome.

Toujours pas pour la France ?

Cependant, malgré un tarif attractif de 5 999,99 $ (5 283 € au cours actuel) pour 10,5 kWh de stockage, elle ne devrait pas arriver sur le sol français, et ne fonctionne qu’avec une fréquence de 60 Hz. D’ailleurs, ce Nature’s Generator ne serait pas le premier fabricant de systèmes de stockage résidentiels à snober la France, qui représente un tout petit marché. Et pour cause, seul 2 % des maisons de l’Hexagone sont équipées de centrales solaires avec batteries, la faute à un tarif de l’électricité relativement peu élevé.

La situation pourrait tout de même changer dans les années à venir, à mesure que les systèmes de stockage deviennent de plus en plus abordables. Pour l’instant, à part Nature’s Generator, personne ne parvient à faire mieux que Tesla et son Powerwall 3 à 7 400 € en Italie pour 13,5 kWh. Mais le marché se développe de jour en jour, avec les propositions de Enphase (5 kWh pour 3 800 €), Anker Solix et ses 2,688 kWh pour 1799 € ou encore Hoymiles avec sa batterie plug-and-play de 2,2 kWh disponible à seulement 900 € !

L’article Pourquoi cette grosse batterie domestique risque de ne jamais arriver en France est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Alors que la décarbonation repose en grande partie sur l’électrification des usages, une incohérence majeure demeure dans la fiscalité énergétique actuelle : l’électricité que nous utilisons au quotidien pour le chauffage, la cuisson ou la mobilité, est bien plus taxée celle servant à la production de carburants synthétiques, ou e-fuels, destinés à l’aviation, relève le chercheur Jean-Baptiste Jarin.

Le chercheur Jean-Baptiste Jarin relève une contradiction sur la taxation d’une même électricité dirigée vers nos maisons et celle pour produire les e-fuels. Selon son analyse, publiée dans un article le 11 février 2025, le prix final de l’électricité pour un ménage français atteint en moyenne 27 centimes d’euros le kilowattheure (c€/kWh). En face, les futurs e-fuels d’origine renouvelable (produits via électrolyse et synthèse à partir de CO₂) ne seraient taxés qu’à hauteur de 9 c€/kWh lorsqu’ils sont destinés au transport aérien. Cet écart d’un facteur trois vient en grande partie de la fiscalité appliquée à chaque énergie.

Exemptions de taxes pour le secteur aérien

L’électricité est soumise à une combinaison de charges : TVA (5,5 % à 20 % selon les cas), contribution au service public de l’électricité (CSPE) et coûts d’acheminement. Cette structure tarifaire résulte d’une logique historique de financement des réseaux.

À l’inverse, les e-fuels, bien que très énergivores à produire (rendement global inférieur à 20 % depuis l’électricité initiale consommée) sont aujourd’hui peu, voire pas taxés. Le secteur aérien bénéficie d’exemptions fiscales : absence de taxe sur le kérosène, exonération de TVA sur les vols internationaux et incitations pour l’incorporation de carburants dits « durables », même si ceux-ci peuvent être issus de sources fossiles requalifiées (comme les carburants synthétiques utilisant du gaz fossile avec captage de CO₂).

Selon le chercheur, ce traitement différencié révèle une hiérarchisation implicite des usages : les usages dits primaires (logement, alimentation, mobilité quotidienne) sont davantage taxés que les usages tertiaires (loisirs, aviation) et réservés aux plus riches, qui va à l’encontre d’une transition juste. Il appelle à une révision des grilles tarifaires et fiscales, fondée sur la valeur sociale et climatique des usages plutôt que sur leur poids économique ou historique.

L’électricité bas-carbone souvent très taxée

Au moment où l’Union européenne révise sa directive sur la taxation de l’énergie, cette asymétrie devrait y être au cœur. À défaut, la fiscalité pourrait freiner l’électrification des usages pourtant les plus sobres, tout en subventionnant des filières émergentes à faible efficacité énergétique et dont on peut en partie se passer. Cette différence de taxation avait été relevée par l’Observatoire de l’industrie électrique : l’électricité bas-carbone est souvent grandement taxée relativement à sa faible émission de CO₂.

L’article Pourquoi notre électricité est plus taxée que celle destinée à produire du kérosène « vert » est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

L’Assemblée nationale a voté, lundi 7 avril, la reconversion de la centrale à charbon de Saint-Avold (Moselle), dernière de ce genre en France, avec Cordemais.

Fermée en 2022 puis relancée face à la crise énergétique provoquée par la guerre en Ukraine, la centrale Émile-Huchet poursuit sa production, mais avec une nouvelle énergie fossile, le gaz. Exit le charbon, la production d’électricité à partir de gaz est légèrement moins émettrice de gaz à effet de serre. Propriété de GazelEnergie, filiale du milliardaire tchèque Daniel Křetínský qui fait notamment fortune sur ces centrales si polluantes, le site s’apprête à tourner la page du charbon avec une reconversion estimée à 110 millions d’euros prévue pour l’été 2026. Le texte adopté, soutenu par le gouvernement Bayrou, lève les obstacles législatifs qui freinaient ce chantier industriel. Comme le soulignent Les Échos, « 500 emplois directs et indirects sont concernés par l’avenir du site »​.

Pourtant, le choix du gaz reste un compromis. Si le biogaz fait figure de solution plus verte, le gaz dit naturel, énergie fossile, reste surprenant. Pourquoi continuer à faire fonctionner une moyenne de 125 mégawatts (MW) sur l’année 2025 à une telle intensité carbone ?

Une reconversion du fossile vers un fossile légèrement moins polluant

Les députés écologistes se sont abstenus, estimant qu’« il n’est pas aisé de voter un projet qui continue à miser sur des énergies fossiles »​. Le ministre de l’Industrie Marc Ferracci a reconnu la difficulté de sa reconversion. L’annonce acte aussi l’abandon de la reconversion à la biomasse, évoquée par Emmanuel Macron en 2023. Selon l’AFP, le biogaz représentait en 2024 à peine 3,2 % de la consommation française de gaz, malgré une hausse de 27 % de sa production​. Les projets peinent à émerger, freinés par la révision des tarifs d’achat et le manque de soutiens publics.

L’exemple de la reconversion de Saint-Avold montre la lenteur de la fermeture des centrales fossiles pour la production d’électricité. Elles deviendront de moins en moins incontournables, leur atout étant la pilotabilité, avec l’avènement des flexibilités.

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La Chine installe des capacités de production solaires et éoliennes à une vitesse impressionnante. Et pour soutenir ce déploiement, elle multiplie aussi ses capacités de stockage de l’électricité. Par batterie, notamment.

L’année dernière, la Chine a déployé plus de moyens de production d’électricité renouvelable que jamais auparavant. Pas moins de 278 gigawatts (GW) de solaire et 80 GW d’éolien. De quoi porter ses parcs respectivement à près de 887 GW et 520 GW. Pour comparaison, les États-Unis se prévalaient en 2023, de seulement 139 GW de solaire. Résultat, la Chine a d’ores et déjà atteint son objectif 2030 en matière de puissance renouvelable installée. Et en 2024, selon les derniers chiffres de l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (Irena), le pays, à lui seul, a contribué à hauteur de près de 65 % à la capacité totale de production d’énergies renouvelables nouvellement installée dans le monde !

On comprend facilement pourquoi il devenait urgent pour la Chine de moderniser son système électrique. Un plan triennal allant dans ce sens a été rendu public l’été dernier. L’investissement devrait être de près de 90 milliards de dollars pour cette année 2025. Notamment pour tirer des lignes électriques à très haute tension ou pour raccorder les panneaux solaires installés en toiture.

En Chine, du solaire, de l’éolien et du stockage massif

En parallèle, la Chine a massivement augmenté ses capacités de stockage. Rappelons que le pays possède plus de 50 GW de stockage à grande échelle par pompage-turbinage. Mais le secteur qui explose depuis 2023, c’est celui que l’Administration nationale de l’énergie (ANE) nomme « stockage de nouveaux types ». La catégorie inclut des technologies émergentes comme le stockage par air comprimé. Mais aussi les batteries. Déjà en 2023, la Chine avait installé plus de 31 GW de ces nouveaux stockages. Presque 4 fois plus qu’en 2022.

Un nouveau rapport révèle aujourd’hui que la tendance s’est poursuivie en 2024. Au total, 515 nouvelles centrales de stockage par batterie ont été mises en service dans le pays. L’équivalent de 37 GW installés. De quoi presque doubler les capacités de stockage de la Chine, sur la composante puissance. Et porter à près de 70 GW la capacité des nouveaux systèmes de stockage dans le pays. Le Conseil chinois de l’électricité (CEC) espère désormais dépasser les 100 GW cette année.

Des batteries, certes, mais pour quoi faire ?

Les chiffres montrent par ailleurs que l’évolution se fait vers des systèmes centralisés de grande taille. Les batteries de plus de 100 mégawatts (MW) ont en effet représenté près des trois quarts de celles installées dans le pays en 2024. Le résultat, notamment, d’une politique obligeant les entreprises du secteur des énergies renouvelables à intégrer une certaine capacité de stockage à tous leurs nouveaux projets, qu’ils soient solaires ou éoliens. Pas toujours avec des conséquences positives.

Il semblerait en effet que 4/5 des batteries chinoises ne fonctionnent pas plus de 10 % du temps ! Et avec 70 000 nouvelles entreprises lancées l’an dernier, le marché pourrait bien avoir à affronter une période de surcapacité. L’espoir, tout de même, c’est que l’ensemble production d’énergies renouvelables et batteries parvienne à répondre à la totalité de la croissance de la demande énergétique chinoise en 2025. Laissant entrevoir un pic des émissions dans le pays !

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Il existe de nombreux projets de cargo équipés de voiles pour réduire, voire éliminer, leur consommation de carburant fossile. Mais peu de ces projets se concrétisent encore. Pour Windcoop, c’est dorénavant chose faite ! Et mieux encore : vous pouvez en être en partie propriétaire.

Ce petit porte-conteneur hybride voile/diesel pourra transporter 2 500 tonnes ou encore 210 EVP, c’est-à-dire le volume correspondant à 210 conteneurs équivalents vingt pieds. Il mesurera un peu plus de 90 mètres de long, et pourra naviguer en moyenne à 9 nœuds (soit un peu moins de 17 km/h). Il sera affecté à une liaison directe entre l’île de Madagascar et la France, plus précisément entre les ports de Tamatave, Diego Suarez, Majunga et Marseille. Et il a une particularité que les autres cargos n’ont pas : il sera équipé de trois grandes voiles rigides de 350 m², qui lui permettront de réduire de 60 % sa consommation de carburant fossile et ses émissions de CO₂.

Windcoop vient de nous annoncer que c’est fait : la société vient de passer commande du navire auprès du chantier naval RMK Marine, en Turquie. Il sera mis à l’eau en 2027, si le planning et tenu, et son coût total sera de 28,5 millions d’euros.

Intégrer le transport maritime dans une communauté citoyenne

Wincoop est une coopérative basée à Lorient, créée en 2022, à l’initiative de plusieurs sociétés. Tout d’abord, Zéphyr & Borée, cette société qui a construit le navire spécialisé Canopée, destiné à transporter la fusée Ariane entre l’Europe et la Guyane, en tirant profit des vents. Sont également à l’origine du projet les sociétés Enercoop et Arcadie. Le navire transportera des marchandises pour Arcadie (épices Cook), pour Valrhona (chocolatier), Prova (vanille), Ethiquable et le groupe Cafés Richard.

Et mieux encore, du fait du fonctionnement en Société coopérative d’intérêt collectif, chacun peut prendre une part dans le projet. Windcoop propose ainsi aux citoyens qui le souhaitent d’acquérir des parts, à partir de 100 €, et participer ainsi aux décisions au sein d’une communauté constituée de 1 600 sociétaires. Si vous êtes séduits par ce concept, et que vous voulez en savoir plus, sur les modalités pratiques et les risques financiers, une seule adresse : le site de la coopérative.

Du financement, Windcoop en aura manifestement besoin, car ses projets sont multiples : investir dans un deuxième navire pour assurer une fréquence mensuelle entre Madagascar et la France, mais aussi mettre en place de nouvelles lignes, dans l’Océan Indien, au travers de l’Atlantique ou entre la France et l’Afrique de l’Ouest.

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Le futur mastodonte français de la production de panneaux solaires se concrétise de plus en plus. La future usine, qui devrait être implantée à Fos-sur-Mer, vient d’obtenir toutes les autorisations nécessaires au démarrage des travaux. 

Les choses sérieuses vont pouvoir commencer, du côté de Fos-sur-Mer. Les autorités viennent de délivrer le permis de construire et les autorisations environnementales de ce qui devrait devenir l’une des plus grandes usines de production de panneaux photovoltaïques d’Europe. Cette étape marque ainsi le début des phases de construction du projet. Désormais, il va falloir s’atteler à l’aménagement des 45 hectares du site, ainsi qu’au démarrage des travaux qui devrait avoir lieu entre 2025 et 2026. Si tout se passe comme prévu, les lignes de production devraient sortir leurs premiers panneaux d’ici la fin 2027.

Les gigafactory, seul moyen de concurrencer la production photovoltaïque chinoise ?

Sur les dernières années, le secteur français du photovoltaïque affichait une santé plus que morose. Les fabricants historiques comme Photowatt, Systovi ont dû mettre la clé sous la porte, faute de pouvoir rivaliser avec les prix pratiqués par l’industrie chinoise. Même l’Allemagne est concernée, puisque SolarWatt a dû fermer son usine de Dresde.

Pour rivaliser avec les standards chinois de production, la solution semble être la création de vastes usines, permettant ainsi des économies d’échelle. Outre la société Carbon et son site de Fos-sur-Mer, c’est la même direction qui est prise par HoloSolis, en Moselle. L’entreprise vient, elle aussi, d’obtenir le permis de construire et les autorisations environnementales pour la création d’une usine capable de produire 10 millions de panneaux solaires par an. Celle-ci devrait sortir de terre en 2026, et employer 1 900 salariés.

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Dans un contexte de hausse permanente des besoins énergétiques, et face aux difficultés inhérentes au développement massif des énergies renouvelables, l’idée paraît de moins en moins farfelue.

Ce serait un virage historique pour l’Allemagne. Suite à la catastrophe de Fukushima, le pays avait décidé de tourner le dos au nucléaire, et de se concentrer sur le déploiement massif de moyens de production d’énergie renouvelables. Si le pari a été tenu avec la fermeture des 6 derniers réacteurs allemands en 2023, et des records de production d’électricité renouvelable, la situation n’est pas parfaite pour autant. Le pays souffre, en effet, d’un prix de l’énergie en forte hausse, et a du mal à tenir ses engagements écologiques. En parallèle, le pays est obligé d’importer de grandes quantités d’électricité de la France et de la Pologne.

C’est dans ce contexte que l’idée d’une relance du nucléaire a fait son chemin, en particulier à droite de l’échiquier politique allemand. Friedrich Merz, le nouveau chancelier, a évoqué la possibilité de stopper le démantèlement des centrales existantes pour les remettre en service, ou encore la potentielle création de nouvelles centrales.

Est-il trop tard pour relancer les réacteurs arrêtés en 2023 ?

Le redémarrage des six réacteurs arrêtés il y a deux ans est loin d’être une formalité. En effet, le processus de démantèlement a déjà été largement entamé. Néanmoins, certains acteurs du nucléaire comme Framatome ou Westinghouse auraient déclaré qu’un redémarrage avant 2030 était envisageable. Le directeur de la filiale allemande de Framatome a indiqué que la production d’électricité nucléaire était une solution idéale pour réduire les émissions de CO2 à court terme, et renforcer la compétitivité de l’économie grâce à des coûts d’électricité contrôlés. Le redémarrage des 6 réacteurs permettrait, en effet, d’empêcher l’émission de 65 millions de tonnes de CO2 par an, actuellement émises par des centrales à charbon.

En revanche, les exploitants, eux, se montrent réticents à cause d’un climat particulièrement instable en ce qui concerne le nucléaire. Difficile, dans ces conditions, de mener à bien des projets d’une aussi grande ampleur.

La piste des SMR et de la fusion

Il y aurait ainsi plus de chance que le come-back du nucléaire dans le mix énergétique allemand se fasse par le biais des petits réacteurs nucléaires modulaires. Si l’idée est encore très floue, le gouvernement allemand réfléchirait à la possibilité de construire des SMR. Un partenariat avec la France aurait également été évoqué.

Dans une vision encore plus lointaine, l’Allemagne est également un des principaux moteurs européens et même mondiaux en matière d’énergie de fusion. Avec son programme Fusion 2040, le pays espère même accueillir le premier réacteur à fusion nucléaire du monde. Près d’un milliard d’euros de subventions sont prévues à ce sujet d’ici 2028.

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Le photovoltaïque a connu un bond spectaculaire depuis quelques années, en particulier en Europe. La raison ? Des prix en baisse, et des subventions massives. Mais pendant combien de temps cette dynamique va-t-elle se maintenir ?

Si, en matière de photovoltaïque, la Chine fait la course seule en tête, l’Europe se place en seconde position avec presque 300 GW installés en 2023. Au début des années 2000, le Vieux Continent avait joué les précurseurs, mais le prix élevé des installations avait fini par freiner cette dynamique. Plus récemment, le conflit ukrainien est venu donner un deuxième souffle au déploiement de l’énergie solaire en Europe. En conséquence, sa puissance installée a quasiment doublé en l’espace de trois ans seulement !

Des subventions massives à l’échelle européenne

Cette hausse spectaculaire est le fruit d’une baisse mondiale du coût d’installation des centrales photovoltaïques, passant de plus de 5 000 $/kW à moins de 1 000 $/kW. Malgré cette baisse significative, l’installation d’équipements photovoltaïques à l’échelle d’un ménage reste un investissement important, souvent hors d’atteinte pour les foyers modestes.

Pour pallier cette situation, chaque pays européen a mis en place des aides financières permettant de faciliter l’accès à la production photovoltaïque. Parmi ces aides, on peut citer la réduction de la TVA pour 9 pays. D’autres pays ont développé des politiques d’aides très avantageuses. La Hongrie, par exemple, propose de prendre en charge jusqu’à deux tiers des coûts d’installation à condition que le système installé comprenne un système de stockage de l’énergie produite. En Suède, le soutien financier de l’État ne dépasse pas les 20 %, mais inclut des formalités administratives facilitées.  Enfin, l’Espagne fait partie des pays les plus généreux de l’Europe en la matière malgré des délais de traitement des dossiers particulièrement longs.

Un avenir plus incertain

Cette politique de subvention massive, qui inclut également des avantages fiscaux, ou encore des prêts bancaires à faible taux, a porté ses fruits : la plupart des pays européens devraient atteindre leurs objectifs de capacité de production installée pour 2030. Nombre d’entre eux pourraient même dépasser leur objectif.

Après une période particulièrement faste, les années à venir pourraient s’avérer moins radieuses. En effet, de nombreux programmes de subventions devraient prendre fin dans les années à venir, et les potentiels programmes de subventions pour les années à venir restent encore flous, à l’image de la France. En parallèle, l’accroissement constant des capacités de production d’énergie photovoltaïque va demander une lourde adaptation du réseau électrique européen, ou des systèmes de stockage d’énergie permettant l’utilisation locale de l’énergie produite, pour éviter les délestages.

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La Chine s’est presque fait une spécialité de la fabrication d’éolienne offshore géante. Et jusqu’ici, l’Europe était un peu en reste. Mais Siemens Gamesa s’apprête à lancer son éolienne de 21,5 mégawatts, la puissance la plus élevée en Europe à ce jour, dont la phase d’essais va commencer.

Dans le secteur de l’éolien aussi, la Chine semble vouloir écraser la concurrence. Grâce au développement d’éoliennes d’une puissance impressionnante. La plus grande d’entre elles est actuellement l’éolienne offshore de Dongfang Electric, un modèle de 26 mégawatts (MW). Mais d’autres tournent autour des 20 MW.

Face à ces chiffres, l’Europe faisait jusqu’ici un peu pâle figure, avec des éoliennes ne dépassant pas les 14 ou 15 MW. Mais les choses pourraient bientôt changer. La rumeur des manœuvres menées par Siemens Gamesa en direction et sur le site d’essai d’Osterild, au Danemark, avait enflé, ces dernières semaines. Le fabricant germano-espagnol semblait se préparer à y installer un engin gigantesque. Et c’est aujourd’hui grâce à la législation danoise qu’une information supplémentaire à ce sujet est diffusée. Parce que ladite législation impose que chaque éolienne installée au Danemark et dont la surface du rotor dépasse 5 m² — y compris les prototypes — doit recevoir un certificat de conformité. C’est ainsi que quelques caractéristiques de la nouvelle éolienne de Siemens Gamesa ont été rendues publiques. Sa puissance sera de 21,5 MW. Et le modèle a été baptisé SG 21-276 DD. Parce que son rotor atteint un diamètre de 276 mètres !

L’Europe va-t-elle suivre la Chine dans sa course au gigantisme ?

Les pales de l’éolienne ont bien été installées en ce début de mois d’avril 2025. Le tout finalement conformément à ce qui avait été annoncé en juin dernier. L’ambition de Siemens Gamesa « d’assurer l’installation, l’exploitation et les tests du prototype d’éolienne offshore le plus puissant au monde ». Il ne s’agit toutefois là que d’un prototype. Objectifs : valider de nouveaux développements technologiques et obtenir les certifications nécessaires d’ici 2027 — date d’expiration du certificat de conformité récemment attribué par les autorités danoises. Mais aussi, s’assurer de la fiabilité de ce nouveau modèle. Le tout grâce à un financement de 30 millions d’euros perçu de l’Union européenne dans le cadre du projet HIPPOW — pour Highly Innovative Prototype of the most Powerful Offshore Wind turbine generator.

Siemens Gamesa précise que pour l’heure, aucune décision n’a encore été prise quant à la commercialisation de cette éolienne géante. D’autant que des questions continuent à se poser quant à la pertinence de développer des éoliennes offshores toujours plus grandes. Leur transport et leur installation coûtent en effet plus cher. Leur maintenance est un vrai défi. Et leur efficacité tout autant que leur fiabilité à long terme restent toujours à prouver.

L’article Les essais de la méga éolienne européenne de 21,5 MW vont bientôt commencer est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Pourquoi les factures d’électricité ont-elles flambé ces dernières années, alors que la production nucléaire française semblait à l’abri des turbulences internationales ? C’est à cette question que tente de répondre le documentaire « Très chère électricité », diffusé sur France 5. Une enquête rigoureuse signée par Olivier Toscer.

Pendant 75 minutes, le documentaire « très chère électricité » diffusé sur France 5 et visible en replay décortique les mécanismes ayant mené à une explosion des prix de l’électricité, en particulier en 2022. Il interroge la libéralisation du secteur imposée par Bruxelles, le fonctionnement du marché européen de l’électricité et les choix stratégiques d’EDF, confronté à une série de difficultés techniques et financières. Avec pédagogie, le documentaire retrace l’histoire d’un système pensé pour créer de la concurrence, mais dont les effets pervers se sont brutalement manifestés au cœur de la crise énergétique.

De l’électricité bon marché vendue à prix d’or

Au fil des interviews – économistes, ancien dirigeant d’EDF (Jean-Bernard Lévy : « ce sont tous les Français qui ont été pénalisés par l’ARENH » ), syndicalistes, eurodéputés – se dessine un constat plutôt limpide : les Français paient désormais le prix fort pour une énergie pourtant produite à bas coût. En 2022, alors que plus de la moitié du parc nucléaire était à l’arrêt, la France a dû acheter son électricité sur les marchés européens à des prix records, renvoyant au consommateur final la note salée.

Le documentaire pointe aussi les limites du mécanisme de l’ARENH (Accès régulé à l’électricité nucléaire historique) qui oblige EDF à revendre une partie de sa production à prix cassé à ses concurrents. Une absurdité économique pour l’opérateur public, lui qui revend à perte des kilowattheures financiers et non physiques, tandis que les fournisseurs alternatifs engrangent parfois des bénéfices sans produire le moindre kilowattheure.

Vers une mise en concurrence progressive du secteur de l’électricité

Sans être militant, le documentaire « très chère électricité » questionne notre souveraineté énergétique, la place du service public dans la chaîne de valeur de l’électricité et les conséquences sociales de la dérégulation et de la concurrence voulue par l’UE.

Ce documentaire arrive à point nommé alors que l’ARENH prend fin à la fin de l’année, qu’EDF cherche à séduire avec ses Contrats d’allocation de la production nucléaire (CAPN), un mécanisme purement mercantile. Mais aussi au moment où son PDG Luc Rémont a été sèchement débarqué, fruit d’un conflit de vision entre sa vision d’entreprise compétitive contre le régime de régie que l’État tenterait d’imposer, selon lui.

L’article « Très chère électricité » : ce documentaire plonge dans les failles des marchés de l’énergie est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

Au-delà de leur contribution à la transition énergétique, les parcs éoliens compensent leur installation à proximité des communes avec des bénéfices économiques et financiers. Exemple de plusieurs projets en France dont le futur parc flottant en méditerranée à Narbonne.

Les développeurs du parc éolien flottant de Narbonne, EDF Renouvelables et Ocean Wings, ont remporté l’appel d’offre AO6. Dans les différentes réunions publiques, comme en témoigne ce document, à Narbonne le 26 mars 2025, les développeurs prévoient une série de compensations. Est notamment prévue la mise en place de différents fonds : 10 millions d’euros de financement ou investissement participatif, 5 millions d’actions territoriales dont 50 % dans les départements de l’Aude et de l’Hérault, 25 millions d’euros pour « l’amélioration et la connaissance du milieu et des mesures environnementales », 400 000 heures d’insertion professionnelle et d’apprentissage.

Ces enveloppes visent à renforcer l’adhésion locale à un projet de transition énergétique, qui prévoit l’installation de 20 éoliennes flottantes en mer, et sera visible depuis Narbonne (32 km de distance), Leucate (38 km) et Agde (25 km). Dans la Somme, un autre modèle a vu le jour. Ici, ce sont les 140 foyers de deux communes, Lignières et Laboissière-en-Santerre, eux-mêmes qui perçoivent directement des retombées financières. Grâce à une convention signée avec le développeur, les foyers situés à proximité des éoliennes du Moulin reçoivent chaque année un chèque de 150 à 300 euros. Ce partage direct des bénéfices reste toutefois encore rare en France, mais il pourrait inspirer d’autres territoires.

À Saint-Brieuc, jackpot pour les communes

En Bretagne, le parc éolien en mer de la baie de Saint-Brieuc, mis en service en 2023, redistribue près de 10 millions d’euros chaque année. Parmi ces recettes fiscales, 4,8 millions vont directement aux cinq communes littorales les plus exposées visuellement : Erquy, Pléneuf-Val-André, Fréhel, Plurien et Plévenon. Les montants varient selon leur niveau de covisibilité, jusqu’à plus d’1,3 million d’euros annuels pour certaines. D’autres bénéficiaires incluent les comités des pêches, l’Office français de la biodiversité (OFB) et la SNSM. Ces recettes permettent aux communes de rénover, par exemple, leur salle communale.

L’article Ces rares villes et villages qui gagnent des millions grâce aux éoliennes est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est peut-être la fin d’un long feuilleton entre EDF Renouvelables, Renner Energies et les habitants de cette région venteuse des Ardennes. La cour administrative de Nancy vient d’annuler la construction du plus grand parc éolien de France, pour cause de nuisance visuelle. 

Il avait les mensurations d’un parc éolien offshore : 63 éoliennes de 200 mètres de haut pour une puissance totale de 226 MW. Le parc du « Mont des Quatre Faux », porté par Renner Energie et EDF Renouvelables, devait être installé dans les Ardennes, et produire l’équivalent de la consommation électrique de 249 000 habitants. Mais ce vaste projet, initié dès 2005, a fait l’objet de nombreuses contestations locales, principalement à cause de l’impact visuel très important du site pour les communes alentour.

Après une bataille juridique de plusieurs années, la cour administrative d’appel de Nancy vient finalement de donner raison aux riverains et associations opposées au projet, indiquant que le projet « génère ainsi de fortes visibilités en raison du nombre important d’éoliennes dans un rayon de 10 km déjà autorisées dans le secteur ». Toujours selon la cour administrative, les seuils d’alerte admis pour apprécier le phénomène de saturation visuelle sont largement dépassés pour 5 communes à proximité directe du parc. Du fait de la géographie particulière du site, ni le relief ni la végétation ne viennent atténuer les effets d’encerclement et de saturation visuelle pour les habitants.

Retombées économiques vs nuisances visuelles

La décision de la cour administrative de Nancy devrait soulager un grand nombre de riverains, mais ne fera pas que des heureux. À l’issue du verdict, le maire de Cauroy a ainsi dénoncé, auprès du média Le Figaro, « 20 ans de travail balayé » du fait d’une minorité d’opposants.

Et pour cause, l’implantation d’un tel parc a également de nombreux soutiens, notamment grâce à la perspective de retombées économiques très favorables pour les communes et entreprises locales. Les travaux du projet du « Mont des Quatre Faux » devaient générer 60 millions d’euros de chiffre d’affaires pour les entreprises locales. De plus, l’exploitation du site nécessitait la création d’une dizaine d’emplois. Les communes auraient également dû profiter de retombées fiscales très intéressantes, à hauteur de 2,2 millions d’euros par an.

La bataille n’est peut-être pas totalement terminée. EDF Renouvelable a encore deux mois pour demander un recours en cassation auprès du Conseil d’État.

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La transition énergétique ne se fera pas sans un réseau électrique moderne et développé. C’est l’analyse réalisée par la Cour des comptes européenne dans un rapport publié ce 2 avril. L’institution y appelle à des investissements massifs, estimés entre 1 994 et 2 294 milliards d’euros d’ici à 2050, dont 1 871 milliards pour les seules infrastructures électriques, afin de soutenir l’objectif de neutralité carbone de l’UE.

À mesure que l’Union électrifie ses usages et intègre davantage d’énergies renouvelables, le réseau actuel, par endroits vétuste, montre ses limites. Près de 50 % des lignes de distribution en Europe ont plus de 40 ans. Et leur modernisation ne suit pas le rythme imposé par la transition énergétique. Résultat : les projets de réseau prennent souvent plus de temps à aboutir que ceux liés aux énergies renouvelables qu’ils sont censés accueillir. Il faudra donc investir presque 2 000 milliards d’euros dans le réseau électrique à horizon 2050.

Un risque à ne pas investir

Les auditeurs européens pointent plusieurs freins pour expliquer le retard pris, donc le mur d’investissement qui se profile : des retards persistants dans l’octroi de permis, une pénurie de main-d’œuvre et de composants et une planification trop cloisonnée entre États membres. Le risque de rater les objectifs climatiques serait la conséquence d’un désinvestissement.

La Cour européenne des comptes insiste aussi sur les moyens d’optimiser les investissements. Des solutions existent : flexibilité de la demande, stockage, gestion active du réseau, ou encore développement de l’autoconsommation. Une manière de consommer localement et responsabiliser le consommateur.

Le problème du financement

Mais pour cela, il faut lever un dernier verrou : le financement. Si certains gestionnaires de réseau comme le français RTE parviennent à mobiliser des capitaux, d’autres restent confrontés à un accès au crédit limité. La Cour rappelle que des règles de rémunération claires et stables sont essentielles pour rassurer les investisseurs tout en garantissant, bien sûr, des tarifs acceptables pour les consommateurs. En témoigne la récente hausse du TURPE, la composante du réseau dans la facture d’électricité des français. En France, un effort de 100 milliards d’euros d’ici 2040 est prévu pour adapter le réseau national à l’électrification et aux énergies renouvelables (plan SDDR RTE).

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Cela parait farfelu, mais c’est pourtant vrai, à certaines conditions. Un fournisseur d’énergie propose de rémunérer les utilisateurs de voitures électriques lorsqu’ils rechargent à leur domicile via une offre spécifique. Le concept est finalement simple : en gérant les périodes de recharge, le fournisseur échange de l’électricité sur les marchés en réalisant une marge, et reverse une partie des bénéfices à ses clients.

Le prix du kilowattheure au tarif réglementé a récemment baissé de 20 %, passant de 0,25 à 0,20 euro. Une baisse spectaculaire, mais un montant qui reste élevé pour ceux qui consomment de grandes quantités d’électricité, comme les propriétaires de voitures électriques. La recharge complète d’une citadine coûte actuellement entre 7 et 10 euros, selon son contrat et son option tarifaire, soit entre et 300 et 400 euros annuels pour un petit rouleur.

Pour faire baisser la facture, certains ne rechargent que la nuit, durant les heures creuses, d’autres optent pour l’option Tempo d’EDF ou investissent dans des panneaux solaires. Mais une offre méconnue peut également réduire considérablement le coût des recharges. Lancée au printemps 2025 par le fournisseur Octopus Energy, l’offre « Intelligent Octopus » propose à ses clients un bonus de 0,12 euro par kilowattheure de recharge, sous forme de rabais sur la facture d’électricité. De quoi, à priori, substituer plus de la moitié du coût de la recharge. C’est alléchant, mais comment cela fonctionne ?

Laisser son fournisseur d’électricité gérer la recharge de sa voiture

Tout d’abord, il faut posséder un véhicule ou un point de charge compatible (un simulateur est disponible sur le site d’Octopus). Vous devez ensuite souscrire à l’offre Intelligent Octopus, dont le tarif de l’électricité est calqué sur le tarif réglementé, et télécharger l’application smartphone de l’opérateur. Avant de se brancher, l’utilisateur doit renseigner son objectif de recharge sur l’application : l’heure de départ et le pourcentage de batterie souhaité. Rien de plus. Octopus gère ensuite la recharge en fonction du prix de l’électricité. Il peut la couper lorsqu’il est trop élevé et l’activer lors de périodes de prix bas, voire négatifs.

La recharge doit donc se faire lentement sur une longue période, la nuit par exemple. Un mode « charge rapide » permet d’ailleurs de s’en affranchir, mais supprime d’office toute possibilité de percevoir le bonus. Autrement, l’utilisateur bénéficie, chaque mois, des 12 centimes par kilowattheure « smartchargé ». Pour savoir d’où vient cet argent, il faut se plonger dans les marchés de l’électricité.

L’électricité s’échange sur les marchés comme le pétrole

Car, si les électrons sont invisibles, ils s’échangent bel et bien sur des places de marché, presque de la même façon que le pétrole, le blé et bien d’autres matières. Son prix varie donc en temps réel, en fonction de l’offre et de la demande, entre autres paramètres : il peut être négatif lorsque la production électrique est excédentaire et atteindre des montants ahurissants lorsqu’un doute plane sur les capacités de production des centrales. Ainsi, les fournisseurs peuvent faire des bénéfices en achetant de l’électricité sur des créneaux favorables.

« Parce qu’il nous laisse piloter la recharge, on reverse au client les économies qu’on va pouvoir générer » résume Caroline Carret, la responsable produit/marketing et spécialiste du véhicule électrique chez Octopus. Les clients pourraient ainsi espérer « sans aucun compromis » un rabais annuel de 250 euros, dans le cas d’un véhicule « qui parcourt 12 000 km/an et consomme 17,5 kWh/100 km ». Un rabais qui peut se transformer en véritable bénéfice net pour les propriétaires d’une centrale solaire, qui utiliseraient leur production photovoltaïque pour recharger leur véhicule. Un « problème » sur lequel Octopus dit travailler, le fournisseur ne pouvant pour l’instant accéder qu’à la consommation transmise par le compteur Linky, au pas de 30 minutes.

Peu de véhicules électriques compatibles pour l’instant

Il faut toutefois noter que l’offre est pour l’instant très restrictive puisqu’il faut non seulement résider en logement individuel et être propriétaire d’un des rares modèles de voitures électriques compatibles. Ni les modèles commercialisés par Renault, Peugeot, Fiat, Dacia, MG ni même Hyundai et Kia ne sont acceptés. Les Tesla, Volkswagen, Audi et Seat le sont toutefois. Octopus dit viser un objectif de 50 % de véhicules compatibles d’ici la fin de l’année.

Pour qu’un véhicule puisse bénéficier de l’offre Intelligent Octopus « il faut discuter avec chaque fabricant [de véhicule ou de borne, NDLR], pour pouvoir piloter et recevoir les données. C’est un boulot assez dense, car il y a peu de protocoles uniformisés, peu d’interopérabilité » déplore Caroline Carret.

Lancée début mars 2025 en France, l’offre Intelligent Octopus revendiquerait 200 clients. Au Royaume-Uni, pays d’origine du fournisseur, ce type de contrat compterait 250 000 abonnés, auxquels il faudrait ajouter 80 00 à 90 000 clients d’offres classiques réservées aux véhicules électriques (sans rémunération). Un grand marché est donc à saisir en France. Octopus n’est d’ailleurs pas le seul à vouloir s’en emparer. Récemment, MyLight150 a lancé une offre du même genre, bien que moins avantageuse pour l’utilisateur.

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Elle était en activité depuis plus de 40 ans. En Finlande, la centrale électrique au charbon de Salmisaari vient d’être arrêtée. Elle était la dernière du genre dans le pays. Ou presque…

Depuis quelques années déjà, l’essor des énergies renouvelables — essentiellement de l’éolien — et des changements de politique au sein du gouvernement ont fait chuter la consommation de charbon en Finlande. Mais ce mardi 1ᵉʳ avril — et ce n’est pas un poisson de mauvais goût — est à marquer d’une pierre blanche. Comme le jour où la dernière centrale électrique et thermique au charbon de Finlande a arrêté ses activités. Avec une belle avance, donc, sur l’objectif fixé par le précédent gouvernement du pays en 2019 de sortir du charbon d’ici 2029. « À l’époque, l’objectif semblait ambitieux », commente la ministre finlandaise du Climat et de l’Environnement, Sari Multala.

Ce résultat encourageant a été obtenu grâce à un ensemble de politiques et de dispositifs de soutien. Grâce aussi au forcing de quelques associations environnementales. Depuis 2020, les capacités éoliennes ont plus que doublé et le pays a mis en service un nouveau réacteur nucléaire, l’EPR d’Olkiluoto. Ces deux énergies fournissent aujourd’hui autour de la moitié de l’électricité consommée en Finlande. La Confédération des industries finlandaises estime que l’éolien est désormais le « principal moteur de la croissance économique du pays ».

Des énergies renouvelables pour remplacer le charbon

Le producteur d’énergie finlandais Helen précise que la production annuelle de 175 mégawatts (MW) d’électricité et de 300 MW de chaleur de la centrale à charbon de Salmisaari — un quartier d’Helsinki — sera désormais remplacée par de l’électricité renouvelable ou nucléaire et par des pompes à chaleur exploitant de la chaleur résiduelle ou environnementale. Des granulés et des copeaux de bois continueront, un temps, à être brûlés. Mais l’objectif affiché par Helen est bien « d’éliminer toute combustion d’ici 2040 ».

Selon les chiffres communiqués par le producteur finlandais, la fermeture de la centrale de Salmisaari devrait faire baisser ses émissions de dioxyde de carbone (CO₂) de 50 % par rapport à celles de 2024. Et celles de la ville d’Helsinki de 30 %.

Un résidu de charbon reste à éliminer du mix finlandais

Malgré cela, dire que la Finlande est sortie du charbon n’est pas tout à fait juste. Car une centrale à charbon reste prête à redémarrer. Celle de Meri-Pori, dans le sud-ouest du pays. Et ce jusqu’à fin 2026. Si besoin était, en situation d’urgence, de garantir la sécurité d’approvisionnement du système électrique finlandais.

Deux autres petites centrales à charbon, celle de Vaskiluoto 2 — une île de l’ouest de la Finlande — et celle de Martinlaakso 2 — au nord d’Helsinki —, fonctionnent, elles aussi, encore au charbon pour une partie de leur production. Le reste étant assuré par de la biomasse. Au total, elles fournissent 0,67 térawattheure (TWh), soit 0,8 % de la consommation du pays.

Après le Royaume-Uni, sorti du charbon il y a quelques mois, la Finlande peut malgré tout s’ajouter à la liste des 14 pays de l’Organisation de coopération et de développement économique (OCDE) qui produisent maintenant leur électricité sans charbon. Sachez que 13 autres pays ont planifié l’abandon de cette énergie fossile d’ici 2030.

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Peut-on réinventer l’eau chaude ? Dans un monde en pleine transition énergétique, la réponse est bien sûr un grand « oui ». Et aujourd’hui, c’est une société française qui innove, avec son futur ballon d’eau chaude thermodynamique ORA X.

Pour peu que l’on s’intéresse aux économies d’énergie et aux énergies renouvelables, Yack mérite qu’on se penche sur ses produits. Pour prendre un exemple, les chauffe-eau thermodynamiques de sa gamme ORA sont pour l’essentiel compatibles avec des capteurs solaires ou une chaudière externe, permettant ainsi de varier les sources d’énergie en fonction de leur disponibilité ; en la matière, la société a annoncé en fin d’année dernière son partenariat d’exclusivité avec Abora, un fabricant espagnol de panneaux solaires hybrides.

Yack, fondée en 2000, commercialise des systèmes de climatisation, de chauffage et de production d’eau chaude sanitaire. En pratique, elle est surtout importatrice de matériel, notamment de la marque Mitsubishi. Elle cherche toutefois à développer sa propre marque, en devenant fabricant, tout en priorisant le « made in France ». Dans un environnement terriblement compétitif, la société a bien compris que l’innovation était la seule manière de parvenir à percer, et pour ce faire, elle s’est dotée de moyens : un pôle R&D et de formation de 1200 m² dans le département du Var.

L’aboutissement de trois années de travail

Yack a obtenu un financement du plan « France 2030 », via l’Ademe. Cette aide de 800 000 euros, dont 500 000 de subventions et 300 000 d’avance remboursable, a contribué à la construction d’un prototype au terme de trois ans de recherche et développement, tout en permettant de lever des fonds auprès de banques.

Il en résulte l’ORA X, un ballon d’eau chaude innovant en matériau composite. Selon la société, il aurait le meilleur rendement du marché, tout en bénéficiant d’une durée de vie doublée de 15 à 30 ans. Cependant, on n’en sait pas beaucoup plus pour le moment sur la technique employée pour ce chauffe-eau innovant ; une affaire à suivre donc ! Quoi qu’il en soit, Yack indique que la production en série du nouveau produit débutera dès 2025 dans ses installations en France, créant ainsi de nombreux emplois d’après la société. Nous aurons bientôt l’occasion de le voir commercialisé. Et donc d’en savoir plus.

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Remplacer les carburants fossiles par des carburants biosourcés, une idée alléchante, sans aucun doute. Mais comment le faire en pratique, et à un coût compétitif ? Carbozym a inventé un système basse pression et basse température, basé sur de simples enzymes, qui pourrait faire le travail.

Le méthanol, c’est une substance dont on entend de plus en plus parler, comme une petite musique qui monte, qui monte. Il faut dire que cette molécule a de nombreux avantages en tant que vecteur énergétique : il peut être produit à partir d’énergie renouvelable et peut permettre de recycler le dioxyde de carbone, il est liquide, et donc plus facilement stockable, les moteurs à combustible interne existants peuvent être adaptés à son utilisation sans remplacement intégral, et enfin, il peut aussi servir dans des piles à combustible.

Une révolution à venir, donc, dans le domaine du transport propre ? À condition de trouver une solution pour produire le méthanol à bas coût.

Une innovation au cœur d’un bioréacteur

Une solution, Jullien Drone et Nicolas Brun en ont une. Tous les deux sont chercheurs à l’Institut Charles Gerhardt de Montpellier, au sein du pôle chimie Balard du CNRS. Ils ont inventé une technologie basée sur des enzymes, bien différente des solutions alternatives basées par exemple sur l’électro-catalyse. Une biotechnologie innovante, donc, qui leur a permis de fonder Carbozym, avec le soutien de partenaires prestigieux : CNRS Innovation, Bpifrance, le Businness Innovation Center de Montpellier et la société AxLR.

L’idée est d’utiliser du dioxyde de carbone produit par des processus naturels, comme la méthanisation ou la fermentation à partir de sources locales ou encore d’une source captive comme une installation industrielle. Le CO₂ est ensuite injecté dans un réacteur où se trouvent les enzymes. L’enjeu, en l’occurrence, est de permettre des immobilisations d’une manière simple et peu coûteuse, afin d’assurer une biocatalyse efficace. Pour ce faire, le réacteur est doté d’un support poreux innovant, qui, selon les auteurs, permet de fixer les enzymes sans avoir recours à des étapes de purification préalables. Carbozym a déjà déposé deux brevets.

L’idée intéresse et Carbozym cherche des investisseurs

Premier avantage : le procédé fonctionne ainsi à température et pression ambiante, et cela permet d’envisager une importante réduction des coûts par rapport à des solutions à haute pression et haute température. Et bien sûr, ce procédé n’utilise pas de ressources fossiles ; ainsi Carbozym promet de réduire de plus de 95 % les émissions de gaz à effet de serre. Une opportunité, sans doute, dans un marché du méthanol s’élevant à plus de cent millions de tonnes par an et 40 milliards de dollars, essentiellement assuré par des sources fossiles.

Carbozym va lancer deux levées de fonds, avec pour objectif de réunir 5 millions d’euros pour lancer la phase pilote, c’est-à-dire un système d’une capacité de 1000 L qui devrait démarrer en 2028. La société veut ensuite pouvoir proposer une installation industrielle de 20 000 L pour début 2030.

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Dans la course au stockage d’énergie par air comprimé, le français Segula Technologies joue la carte de la modularité pour s’adapter aux besoins des industries. Un pari intéressant pour permettre l’optimisation des énergies renouvelables locales.

Les potentielles applications du stockage d’énergie par air comprimé se dessinent peu à peu. La technologie, communément appelée Compressed Air Energy Storage (CAES), a longtemps été envisagée comme solution pour stocker l’énergie. Néanmoins, jusqu’à présent, les systèmes classiques ne présentaient pas un rendement suffisamment élevé pour être intéressants. En effet, du fait de pertes de chaleur lors de la compression, le rendement dépassait difficilement les 50 %.

La situation pourrait changer. Le groupe français d’ingénierie Segula Technologies a développé Remora, une technologie de stockage par air comprimé qui repose sur un système de compression isotherme. D’abord développée pour l’éolien offshore, cette technologie pourrait arriver sur la terre ferme par le biais de Remora Stack, une sorte de batterie à air comprimé qui prend la forme d’un conteneur de 12 mètres de long.

Selon Segula, grâce à ce système de compression isotherme, le rendement total atteindrait 70 %. Avec cette technologie, la puissance de stockage est déterminée par la taille du compresseur, et la capacité de stockage est déterminée par le volume d’air comprimé. Pour l’heure, grâce à un financement du projet européen AIR4NRG, deux projets pilotes devraient être déployés en Espagne d’ici 2026, d’une puissance de 200 kW chacun. La capacité de stockage d’un seul conteneur atteint 1 mégawattheure (MWh). L’industrialisation de la technologie est espérée pour 2028-2029.

Une technologie adaptée à de nombreux usages

À l’origine, Segula a développé cette technologie pour permettre l’optimisation de la production de parcs éoliens offshore. D’ailleurs, d’autres projets de stockage d’énergie à l’échelle du réseau sont en cours de développement, notamment en Californie. Mais avec le Remora Stack, le groupe français vise plutôt un déploiement sur des sites industriels, des écoquartiers ou encore des infrastructures publiques grâce à un format compact, particulièrement adapté à ce type d’usage. La technologie se veut à la fois fiable et modulable. Elle pourrait donc facilement être adaptée aux besoins évolutifs d’un site industriel.

Avec sa technologie, Segula est allé encore plus loin et a imaginé cette même technologie adaptée aux particuliers. Celle-ci prendrait la forme – et la taille – d’un ballon d’eau chaude. Elle permettrait de stocker l’énergie produite par des panneaux photovoltaïques grâce à une technologie qui ne nécessite ni terre rare, ni lithium.

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Enjeu fondamental de la transition énergétique, le recyclage des batteries vient peut-être de franchir une étape très importante. Des chercheurs chinois ont, en effet, réussi à recycler le lithium de batteries sans utiliser d’acide, ni utiliser de grandes quantités d’énergie.

Composantes essentielles de notre quotidien, les batteries lithium-ion ont un défaut : leur recyclage peut être complexe et énergivore, et impliquer des impacts environnementaux notables selon les procédés mis en place. Mais ce constat pourrait bientôt changer. Des chercheurs de l’Université centrale du sud à Changsha, de l’Université normale de Guizhou et du Centre national de recherche en ingénierie des matériaux de stockage d’énergie avancés, ont réussi à développer une solution de recyclage plus efficace et plus durable. Celle-ci repose sur l’utilisation d’une solution liquide contenant du fer, du sel, de l’oxalate de sodium et surtout de la glycine. Ce liquide, au contact de la batterie, a la particularité de décomposer la batterie. Les particules métalliques se retrouvent ainsi dissoutes dans la solution.

Les résultats obtenus par cette nouvelle technique sont particulièrement prometteurs. En moins de 15 minutes, le processus aurait permis de récupérer 99,99 % du lithium, 96,80 % du nickel, 92,35 % du cobalt et 90,59 % du manganèse. Outre ces performances, cette solution a l’avantage d’être neutre. De plus, une fois l’extraction finie, la glycine n’est pas considérée comme un déchet, mais comme une ressource. En effet, riche, en azote, elle peut être utilisée comme engrais.

La difficile optimisation du recyclage des batteries

À l’heure actuelle, le processus de recyclage repose principalement sur l’hydrométallurgie, qui consiste à dissoudre les métaux contenus dans les batteries pour les récupérer. Cette technique nécessite d’utiliser des acides forts comme l’acide sulfurique, l’acide chlorhydrique ou l’acide nitrique. Selon les procédés habituels, l’hydrométallurgie permet de récupérer de 50 % à 80 % du lithium d’une batterie. De plus, les acides utilisés sont délicats à gérer, et représentent un danger pour l’environnement.

Plus récemment, une autre technique de recyclage a fait parler d’elle : le Flash Joule Heating. Ce procédé, mis au point par l’Université de Rice, au Texas, permettrait d’atteindre jusqu’à 98 % des matériaux usagés. Néanmoins, son principe de fonctionnement nécessite une très grande montée en température (plus de 3 000 °C), nécessitant une importante dépense d’énergie.

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