En 2024, les énergies renouvelables ont continué de dominer le mix électrique allemand. Elles ont représenté 59 %, contre 56 % l’année précédente, selon le Bundesnetzagentur (BNetzA), l’agence fédérale allemande des réseaux.

C’est un nouveau record pour le pays qui souhaite atteindre un mix électrique composé à 80 % de renouvelables d’ici seulement 2030. Selon le rapport du BNetzA, l’énergie éolienne a demeuré la principale source de production, représentant 31,9 % du total, un niveau stable comparé à l’année précédente. Le solaire, en revanche, a fortement augmenté pour atteindre une part de 14 % en raison d’un été particulièrement ensoleillé et de l’ajout de nouvelles capacités installées. Par ailleurs, les installations photovoltaïques ont franchi le seuil des 100 gigawatts (GW) de puissance grâce à près de 17 GW nouvellement installés. Au total, les sources renouvelables ont produit 254,9 térawattheures (TWh) d’électricité sur les 431,9 TWh générés par l’ensemble du parc électrique.

Plus de gaz et d’importations, moins de charbon

Intégrer davantage d’énergies renouvelables dans le mix énergétique implique plus d’efforts dans la gestion de l’intermittence du solaire et de l’éolien. Suite à la fermeture de ses dernières centrales nucléaires en 2023, l’Allemagne a dû se tourner davantage vers le gaz naturel, qui a généré plus de 56 TWh d’électricité en 2024, soit une augmentation de plus de 8 % par rapport à l’année précédente. Les importations d’électricité ont également augmenté, atteignant alors 67 TWh, soit 13,8 % de plus que l’année précédente, avec la France comme principal fournisseur. Les exportations ont, pour leur part, diminué de 10 %, s’établissant à environ 35 TWh.

En parallèle, l’Allemagne poursuit lentement sa sortie du charbon avec la fermeture de centrales totalisant une puissance de 6,1 GW. Sa part dans le mix a diminué à 23 % en 2024, contre 26 % en 2023, soit une baisse de 3 %. Pour rappel, le pays vise à éliminer cette source d’énergie d’ici 2038, et idéalement d’ici 2030.

La hausse de la part de renouvelables et la diminution du charbon, bien qu’à des rythmes lents, semblent avoir eu une répercussion significative sur les émissions allemandes. En effet, selon le groupe de réflexion Agora Energiewende, le pays a diminué ses émissions de 18 millions de tonnes, le secteur de l’énergie ayant contribué à 80 % de cette baisse. De plus, l’Allemagne aurait même dépassé de 36 millions de tonnes son objectif de réduction annuel.

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2024 a été une année marquante pour le Royaume-Uni en matière d’énergie, le pays ayant battu son record de production d’électricité bas-carbone. Ce succès est attribué aux investissements massifs dans les énergies renouvelables, notamment l’éolien, ainsi qu’à l’abandon du charbon.

Au Royaume-Uni, l’électricité n’a jamais été aussi propre qu’en 2024, selon l’analyse du média britannique Carbon Brief. Les énergies nucléaire et renouvelables ont ensemble représenté 58 % du mix électrique, un record. À l’inverse, la part des énergies fossiles a atteint son plus bas niveau historique de 29 %, avec le gaz naturel restant la source dominante, juste devant l’éolien. En dix ans, le pays a réussi à doubler sa capacité en renouvelables, passant de 65 térawattheures (TWh) en 2014 à 143 TWh en 2024. Pour la première fois, ces énergies ont constitué 45 % du mix électrique, tandis que la part des combustibles fossiles a été réduite de moitié par rapport à 2014.

Un exploit dû à la sortie du charbon

Selon Carbon Brief, l’augmentation de la part des énergies bas-carbone dans le mix électrique du Royaume-Uni est principalement due à l’abandon définitif du charbon. Pour rappel, sa dernière centrale, celle de Ratcliffe-on-Soar, a été fermée en septembre 2024. Cela avait marqué la fin de la filière après plus de 140 ans d’exploitation, faisant du Royaume-Uni le premier pays du G7 à sortir définitivement de cette énergie fossile.

La sortie du charbon et la hausse de la part de l’éolien se sont répercutées directement sur l’intensité carbone du pays, c’est-à-dire la quantité moyenne de CO2 émise par kilowattheure (kWh) d’électricité produite. En 2024, celle-ci s’élevait à 124 g/kWh, contre 419 g/kWh en 2014, soit une réduction de 70 %. D’après le rapport, le déclin du nucléaire aurait pu augmenter cette intensité, mais le déficit a été rapidement compensé par l’énergie éolienne, devenue le principal pilier de la transition énergétique britannique.

Pour l’année en cours, la tendance à la hausse de la part d’électricité « propre » devrait se poursuivre, grâce à une diminution continue de la production du gaz et au développement de nouveaux projets renouvelables. Toutefois, le Royaume-Uni est encore loin de son objectif à court terme, qui est de parvenir à 95 % d’électricité bas-carbone d’ici 2030, d’autant plus que la demande est prévue d’augmenter significativement avec l’électrification des voitures et des systèmes de chauffage.

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À en croire la récente annonce d’une entreprise énergétique américaine, la fusion nucléaire pourrait bientôt intégrer le mix énergétique de l’État de Virginie. D’ici cinq ans, cette innovante source d’énergie devrait fournir de l’électricité à des milliers de foyers et contribuer à la transition énergétique du territoire.

La fusion nucléaire est souvent considérée comme une source d’énergie « idéale ». Produisant peu de déchets, cette technologie offre une capacité de production bien supérieure à celle de la fission nucléaire. Elle est également jugée plus sûre et ne produit pas les déchets hautement radioactifs de longue durée associés aux réacteurs traditionnels. Ces avantages expliquent pourquoi la recherche dans ce domaine s’intensifie au fil des années. Alors que les scientifiques espéraient initialement mettre en service les premiers systèmes à grande échelle d’ici la fin du siècle, les premiers modèles commerciaux pourraient désormais être lancés dès 2030.

Un réacteur à fusion de 400 mégawatts pour 2030

C’est l’entreprise américaine Commonwealth Fusion Systems (CFS), une filiale du MIT, qui est à l’origine du projet. La société a récemment annoncé son intention de construire la première centrale nucléaire à fusion à l’échelle du réseau, appelée ARC. L’installation aura une puissance de 400 mégawatts, et sera implantée en Virginie, dans le parc industriel James River.

Le projet ARC est précédé d’une centrale de démonstration appelée SPARC, sur laquelle l’équipe du CFS continue toujours de travailler. Ce réacteur devrait produire son premier plasma (l’état du combustible lorsqu’il est porté à très haute température) d’ici 2026, et délivrer de l’électricité un peu plus tard. Quant à l’ARC, il est prévu qu’il soit opérationnel d’ici 2030. Exploité par CFS, il sera connecté au réseau électrique pour desservir quelque 150 000 foyers. Le projet devrait soutenir les efforts de décarbonation de la Virginie et stimuler son économie. De sa construction à son exploitation, le réacteur pourrait être à la source d’une centaine de nouveaux emplois.

Un aimant supraconducteur d’un nouveau genre

Si à ce jour, aucune centrale nucléaire à fusion n’a été opérationnelle en dehors du cadre expérimental, c’est principalement en raison de la complexité de la technologie et des coûts élevés associés. Chez CFS, l’un des éléments clés pour surmonter les défis a été l’intégration d’un nouveau type d’aimant supraconducteur conçu par les élèves du MIT sous la direction de leur professeur (qui est également le directeur de l’entreprise). Ce matériau sert à créer le champ magnétique nécessaire pour confiner le plasma, les matériaux solides ne résistant pas à sa température très élevée.

Ce nouvel aimant intègre un composé appelé « oxyde de cuivre et de baryum de terres rares » et a, en 2021, établi son premier record mondial de puissance de champ magnétique. Ce premier exploit avait permis de valider sa faisabilité au sein d’un réacteur à fusion. Selon les chercheurs du CFS, bien que d’autres matériaux supraconducteurs capables d’atteindre la puissance requise existent, ils ne sont pas économiquement viables pour une utilisation commerciale.

Reste à voir si l’ARC réussira à être le premier à entrer en service, sachant que d’autres concurrents tablent également sur un lancement au cours de la prochaine décennie.

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L’intermittence des énergies renouvelables accentue largement le besoin de méthodes de stockage efficaces. Bien que plusieurs technologies soient disponibles, la vedette est principalement attribuée aux batteries. Le stockage par air comprimé, aussi appelé CAES (pour « compressed air energy storage » en anglais) fait partie des solutions peu courantes, et il l’est encore moins en étant associé avec des panneaux photovoltaïques flottants, comme dans ce nouveau système conçu par des chercheurs égyptiens et britanniques.

Ces scientifiques ont imaginé une configuration combinant une centrale solaire « partiellement flottante » et un stockage à air comprimé diabatique. Ils ont proposé cette solution dans le cadre du projet d’approvisionnement en électricité bas-carbone de certaines zones rurales dans le nord de l’Égypte. La particularité du CAES utilisé est l’intégration d’un système de stockage thermique visant à optimiser son efficacité. Contrairement à ce que vous l’aurez peut-être pensé, ce dernier ne sert pas à récupérer la chaleur résiduelle. Il limite plutôt le gaspillage d’énergie en stockant le surplus d’électricité que le CAES ne peut pas emmagasiner. Voici comment tout cela fonctionne.

Une centrale partiellement flottante

Pour mener leur étude, les chercheurs ont conçu une centrale de production pilote composée de 13 panneaux polycristallins d’une puissance de 5 kilowatts (kW), montés sur une plateforme semi-submersible. Les modules sont en contact permanent avec l’eau. Une partie de leur surface est même immergée, ce qui explique pourquoi ils sont décrits comme « partiellement flottants ». Cette disposition un peu particulière des modules vise à optimiser leur refroidissement naturel. De plus, en équilibrant correctement la surface immergée et celle à l’air libre, il serait possible de diminuer la température de fonctionnement des panneaux solaires, augmentant ainsi leur performance.

Afin d’optimiser la production, la plateforme flottante est capable d’ajuster automatiquement l’angle des modules pour suivre le trajet du soleil, et peut également modifier la quantité de surface immergée en ajustant le tirant d’eau. D’ailleurs, en cas de conditions météorologiques extrêmes, elle est même capable d’immerger complètement tous les modules pour les protéger.

Un système de stockage hybride combinant CAES et stockage thermique

Pour rappel, un CAES stocke l’énergie en comprimant de l’air. Pendant la phase de « charge », l’électricité excédentaire actionne deux compresseurs d’air. Le fluide, après avoir été refroidi via un échangeur de chaleur, est alors stocké sous haute pression dans quatre réservoirs en acier installés à chaque coin de la plateforme flottante.

Le CAES utilisé ici est de type « diabatique », un système où la chaleur produite pendant la compression est perdue via un processus de refroidissement. Il existe d’autres technologies, notamment le CAES « adiabatique », qui récupère cette chaleur, et le CAES « isotherme », qui minimise la perte thermique, mais ces alternatives n’étaient pas jugées économiquement viables pour le projet. Pour compenser la perte, l’équipe a ainsi introduit un système de stockage thermique utilisant un réservoir d’eau. Ce dernier est chauffé par un chauffe-eau électrique alimenté par une partie de l’électricité solaire produite. Et lorsque l’énergie excédentaire dépasse ou ne suffit pas aux besoins des compresseurs, elle est alors stockée sous forme thermique.

Lors de la phase de « décharge », l’air stocké sous pression est libéré des réservoirs. Il passe d’abord par le réservoir d’eau chaude pour se réchauffer avant de parvenir au détendeur. Il est ensuite dirigé vers une turbine qui entraîne un alternateur. Le réservoir d’eau chaude fonctionne ainsi comme un échangeur de chaleur. L’ensemble du système est contrôlé par un logiciel de gestion des flux énergétiques développé par l’équipe. Pour ce qui est du rendement, les auteurs de l’étude annoncent une efficacité aller-retour de 34,1 %.

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L’intelligence artificielle (IA) n’a peut-être jamais été autant impliquée dans l’industrie de l’énergie renouvelable. Récemment, la technologie a été utilisée pour concevoir une éolienne urbaine spécifiquement adaptée aux conditions d’une ville anglaise. Grâce à l’IA, le design et les caractéristiques du système ont été optimisés afin de maximiser son efficacité dans le périmètre.

Si les panneaux solaires ont le vent en poupe dans les milieux urbains, les éoliennes peinent à y trouver leur place. Diverses raisons freinent leur développement en ville : outre leur nuisance sonore, les appareils peuvent être encombrants. Des entreprises s’efforcent toutefois de proposer des modèles plus adaptés qui pallient ces inconvénients. Une autre problématique persiste pour autant : le faible rendement énergétique des systèmes, causé par les vitesses de vent généralement basses et les turbulences dues aux bâtiments.

Afin de faire face à ces conditions caractéristiques des zones urbaines, une start-up spécialisée dans les solutions d’IA, EvoPhase, a développé une éolienne spécialement conçue pour la ville de Birmingham, en Angleterre. Le système est baptisé « Birmingham Blade », signifiant « pale de Birmingham ». Dans cette zone, la vitesse moyenne du vent est de seulement 3,6 mètres par seconde. Selon l’entreprise, c’est bien en dessous des 10 mètres par seconde souvent requis pour les éoliennes urbaines. Afin de concevoir un appareil correspondant à ces conditions, l’équipe technique s’est principalement appuyée sur l’IA. La technologie aurait permis de créer une éolienne de loin plus efficace par rapport aux plus performants modèles urbains installés dans la ville.

Un processus de conception évolutive et 2000 modèles d’éoliennes testés

Dans ce projet, l’IA est intervenue dans les phases de génération et de tests de conception de l’appareil. Concrètement, elle a été utilisée pour générer de nombreuses variations de design. Chaque conception est ensuite testée via des simulations afin d’identifier les modèles les plus performants compte tenu des paramètres et des spécificités de la ville. Les systèmes les moins performants sont éliminés, tandis que les caractéristiques des plus efficaces sont ensuite utilisées dans la génération suivante de designs. Ce processus se répète plusieurs fois, affinant progressivement le design jusqu’à atteindre une efficacité optimale. Via la technique, EvoPhase affirme avoir testé jusqu’à 2 000 modèles d’éoliennes. Résultat final : une version à axe vertical avec des pales incurvées, légère, adaptée aux installations sur les toits, et surtout, qui serait jusqu’à sept fois plus efficace par rapport aux autres modèles utilisés dans la ville.

Selon l’entreprise, sans l’IA, réaliser des tests sur des milliers de systèmes aurait coûté plusieurs millions de livres sterling et pris plusieurs années. Dans cette réalisation, l’ensemble du processus a seulement duré quelques semaines. Suite à cet exploit, la société a fait appel à l’entreprise KwikFab pour concevoir un prototype en aluminium qui sera installé sur un toit dans la ville pour des tests en conditions réelles.

Si ce premier modèle est spécifique à Birmingham, EvoPhase estime que la même méthode pourrait être appliquée pour concevoir des éoliennes adaptées à d’autres villes. Le prototype du modèle final issu de cette conception évolutive pourrait être expédié sous quelques semaines seulement.

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Des éoliennes géantes sont de plus en plus présentes au large des côtes chinoises. Parmi elles, une seule dispose d’une tour en V : c’est l’Ocean X. Développée depuis plusieurs années, cette dernière est enfin entrée en service et fournit maintenant de l’électricité à des dizaines de milliers de foyers.

Conçue par le turbinier chinois Mingyang Smart Energy (MySE), l’éolienne Ocean X a su faire parler d’elle durant cette année 2024. Pour cause : son design révolutionnaire doté d’un double rotor. Cette structure repose sur une base flottante qui serait la plus grande de sa catégorie au monde. L’édifice a été assemblé l’été dernier à Guangzhou (Chine) avant d’être transporté, en août, sur le site de production Qingzhou IV, Yangjang, à Guangdong. Récemment, l’entreprise MySE a fièrement annoncé le succès de la mise en service de son géant à deux têtes. Installée à 70 km des côtes, Ocean X est plus que jamais prête à affronter vents et marées.

L’éolienne double Ocean X déployée en mer / Images : Mingyang Smart Energy.

Des turbines contrarotatives

Avec ses impressionnantes pales de 182 mètres de diamètre, les deux rotors de l’éolienne Ocean X délivrent chacun une puissance de 8,3 mégawatts (MW), atteignant ainsi une puissance totale de 16,6 MW. Ensemble, ces turbines seraient capables de produire près de 54 gigawattheures (GWh) d’électricité par an, soit l’équivalent de la consommation de 30 000 foyers chinois. Cette performance est en partie due à la configuration contrarotative des rotors, un système dans lequel les turbines tournent en sens opposé. Cela aurait permis d’améliorer de 4,29 % l’efficacité de l’ensemble du système par rapport à une éolienne à simple rotor d’une puissance équivalente.

Une technologie anti-typhon

Dans un contexte de dérèglement climatique où les catastrophes naturelles sont de plus en plus extrêmes, MySE parie sur des technologies stables et résistantes. Ocean X utilise un système d’amarrage à point unique qui lui permet de s’adapter automatiquement au sens du vent. Le système résisterait à des vents de 260 km/h, équivalents à la puissance d’un ouragan ou d’un typhon de catégorie 5. Dans le cadre d’un test en conditions réelles réalisé dans la mer Baltique, un prototype à l’échelle 1 : 10 avait même réussi à tenir tête à des vagues d’une trentaine de mètres de hauteur. Pour ce qui est de sa stabilité, l’éolienne compte principalement sur son système à haubans — une grande première dans le monde des éoliennes à grande échelle. Inspirée des techniques de construction des ponts, cette méthode assure une meilleure répartition de la charge gravitationnelle et celle des vents.

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Alors qu’elle est installée à plusieurs kilomètres des côtes, cette plateforme solaire flottante ne craint ni la profondeur ni la météo. Son concepteur affirme qu’il s’agirait du premier système de son genre à être capable de tenir face aux vagues.

À l’instar des éoliennes, les panneaux photovoltaïques finiraient-ils aussi par trôner au milieu des océans ? Une entreprise envisage actuellement cette possibilité. Le groupe chinois Huaneng a récemment acheminé une plateforme photovoltaïque flottante au cœur de la mer Jaune, au large de Qingdao, province de Shandong, en Chine. Dans le cadre d’un programme de recherche, le système est installé sur un parc éolien exploité par l’entreprise, à 30 km des côtes, et à 30 mètres de profondeur.

La plateforme, baptisée « Yellow Sea Nº1 », adopte une forme hexagonale d’une surface de 1 624 mètres carrés. Elle est équipée de 434 panneaux photovoltaïques soutenus par une structure métallique en treillis, et flotte grâce à un « anneau de flotteurs ». Pesant plus de 360 ​​tonnes, le système est ancré au fond marin à l’aide de chaînes.

Le Yellow Sea restera sur site pour une durée d’un an pour subir des tests en conditions réelles. À l’issue de l’essai, l’équipe devrait être en mesure de déterminer le type de module solaire le plus adapté à ce genre d’application. En effet, la plateforme a été équipée de trois différentes technologies photovoltaïques. Leurs performances ainsi que leur capacité d’adaptation à l’environnement seront, entre autres, évaluées.

Compléter les centrales éoliennes ?

Pour les éoliennes, le choix pour un site offshore est un moyen d’optimiser la production d’électricité en raison des vents plus forts au large. Les panneaux solaires, en revanche, ne tirent pas forcément parti (techniquement parlant) de cet environnement. Au contraire, les modules sont davantage exposés à des risques. Un membre de l’équipe de Huaneng reconnaît même le contact avec l’eau de mer pourrait corroder certains composants électriques et que les dépôts de cristaux de sel pourraient altérer l’efficacité de la conversion de l’énergie.

Alors, à quoi servirait cette plateforme installée au beau milieu de la mer ? Selon l’entreprise, Yellow Sea peut principalement être utilisé pour compléter les installations éoliennes offshore en vue de stabiliser leur production. Pour faire face aux conditions environnementales parfois difficiles, le système a été façonné de manière que les modules soient à huit mètres de la surface de l’eau. Grâce à cette configuration, la plateforme flottante résisterait aux vagues de plusieurs mètres de hauteur. Espérons ainsi que le système ne cède pas facilement aux déchaînements de la nature, contrairement à ce qui est arrivé à d’autres centrales flottantes.

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On pourrait y insérer cinq fois la ville de Paris. La nouvelle zone de production d’électricité renouvelable combinant éolien et solaire, en construction dans le nord-ouest de l’Inde, sera, une fois achevée en 2030, la plus puissante du monde. À terme, elle atteindra 30 gigawatts (GW), et surpassera largement les gigantesques centrales presque devenues emblématiques de la Chine.

L’Inde, qui dépend encore du charbon pour plus de 60 % de son mix électrique, s’est fixé comme objectif de parvenir à la neutralité carbone dans les 45 ans à venir. Le pays mise largement sur les renouvelables, et à court terme, compte doubler la puissance renouvelable actuelle en atteignant les 500 GW installés. Un pari énorme qui explique les investissements massifs actuels dans les énergies vertes. Rien que pour cette centrale de Khavda, située dans le désert de Gujarat, près de la frontière indo-pakistanaise, la somme investie s’élève à près de 18 milliards de dollars. Ce qui sera le plus grand parc énergétique du monde est un projet mené par le groupe indien Adani, avec la collaboration du Français TotalEnergies (détenant une part de 20 %). Il comprendra des installations solaires et éoliennes, et devrait alimenter l’équivalent de près de 16 millions de foyers indiens.

Des millions de panneaux solaires et des centaines d’éoliennes

S’étendant sur plus de 530 km², le site est déjà transformé en un véritable océan de panneaux solaires avec, par endroits, des éoliennes qui se dressent. Les chiffres donnent le tournis. En effet, la centrale sera constituée de 60 millions de modules solaires bifaciaux, ainsi que de 770 éoliennes de 200 mètres de hauteur. Le tout devrait fournir 30 GW d’ici cinq ans, mais en attendant, une partie de la centrale (1,7 GW) est déjà entrée en service.

Pour optimiser le rendement du parc, les panneaux sont montés sur des suiveurs solaires. Au total, le système devrait inclure 578 000 de ces traqueurs. De plus, le site bénéficie du deuxième meilleur taux d’ensoleillement du pays. Concernant la vitesse du vent pour alimenter les éoliennes, celle-ci atteindrait les 8 mètres par seconde. Lorsqu’elle sera pleinement opérationnelle, la centrale devrait, selon un représentant du groupe Adani, éviter l’émission de « plusieurs millions » de tonnes de CO2, l’Inde étant le troisième plus gros émetteur de gaz à effet de serre au niveau mondial.

Rappelons que l’actuelle centrale électrique la plus puissante au monde est celle des Trois-Gorges. C’est une centrale hydroélectrique de plus de 22 GW, et elle est située à Sandouping, dans la province de l’Hubei en Chine.

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Dans sa quête de la neutralité carbone fixée en 2060, la Chine inaugure une centrale solaire d’une puissance comparable à celle de deux des plus grands réacteurs nucléaires français. Implantée sur des mines de charbon désaffectées, l’installation utilise des technologies modernes, et promet d’alimenter des millions de foyers.  

Il n’aura fallu que 14 mois pour construire cette immense centrale solaire chinoise du projet Mengxi Blue Ocean, situé dans le désert de Gobi, à Ordos, en Mongolie-Intérieure. Cette installation photovoltaïque se compose de 5,9 millions de panneaux solaires montés sur suiveurs et déploie une puissance de 3 GW, ce qui en fait la deuxième plus puissante au monde, juste après le projet Midong, en Chine. Ce dernier est constitué de 5,26 millions de panneaux bifaciaux déployant 3,5 GW. Mengxi Blue Ocean, c’est aussi la plus grande centrale sur site unique en Chine. Elle s’étend sur « seulement » 7 000 hectares. En comparaison, le parc de Midong occupe une superficie totale de plus de 80 000 hectares, les panneaux étant largement répartis sur les vastes étendues de terres.

Après un peu plus d’un an de construction, la centrale a été mise en service le 5 novembre dernier et fournit désormais de l’électricité dans les zones côtières. Les panneaux ont été préassemblés par des bras robotiques, et se verront aussi nettoyés par des robots. Quant aux suiveurs solaires, ces systèmes, fournis par l’entreprise Artech, s’appuient sur l’intelligence artificielle afin d’optimiser l’angle d’inclinaison des modules. Leur utilisation a amélioré la capacité de l’installation de près de 8 %. La centrale devrait ainsi fournir 5,7 TWh d’électricité par an pour alimenter 2 millions de foyers.

Une installation sur d’anciennes mines de charbon

Dans ce pays tournant majoritairement à l’énergie fossile, le projet permettrait d’économiser 1,71 million de tonnes de charbon par an, évitant l’émission annuelle de 4,7 millions de tonnes de CO2. D’ailleurs, la centrale est installée sur un ancien site d’extraction de mines de charbon. Le terrain a été affecté par des affaissements dus à ces anciennes exploitations, poussant l’opérateur du projet à investir dans des solutions adéquates, notamment des systèmes de montage flexibles avec des poteaux télescopiques pour s’adapter à la structure du sol.

De plus, la centrale a également été pensée pour mieux respecter les prairies environnantes. Sous les panneaux, en effet, se développent des plantes fourragères et des plantes fixatrices de sable, qui offrent un espace végétatif utilisé comme pâturage pour des moutons australiens. Ainsi, au lieu d’utiliser du béton, le constructeur a misé sur des monopieux en acier en forme de H, qui se révèlent moins invasifs pour l’écosystème.

Transférer de l’électricité vers l’Est du pays

Porté par CHN Energy — qui vient de mettre également en service la plus grande centrale solaire offshore au monde — ce projet s’inscrit dans une initiative plus large visant à transférer de l’électricité de l’Ouest vers l’Est du pays. Ce programme, instauré depuis deux décennies, cherche à mieux faire face au déséquilibre des ressources énergétiques dont souffre la Chine. En effet, la géographie du pays désavantage largement ses régions orientales, dans lesquelles les demandes en électricité sont pourtant très élevées en raison du fort développement économique. Le grand projet vise donc à acheminer l’énergie depuis des zones de l’Ouest, comme la Mongolie-Intérieure, Guizhou et Yunnan, vers les zones déficitaires de l’Est, dont Pékin, Guangdong, ou encore Tangshan.

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Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), la transition énergétique présente de nombreuses opportunités pour les pays souhaitant investir dans la fabrication de technologies bas-carbone. Pourtant, dans le domaine du solaire photovoltaïque, la Chine semble être la seule à en profiter, au détriment d’autres nations dont l’industrie devient progressivement plus précaire. L’Union européenne (UE) en est particulièrement affectée et peine à rivaliser avec les prix des technologies chinoises, qui bénéficient de coûts de production nettement inférieurs et d’autres avantages facilitant leur pénétration du marché.

Cette année, plusieurs fabricants européens de panneaux photovoltaïques ont été contraints de fermer, incapables de concurrencer les produits chinois qui inondent le marché. Suite à l’instauration de l’Inflation reduction act (IRA) des États-Unis visant à protéger leur industrie nationale, la Chine a redirigé la majorité de ses exportations vers l’Europe, provoquant une accumulation massive de panneaux sur le marché européen et une chute drastique des prix.

Alors qu’elle se retrouve en conséquence en surcapacité de production, la robuste industrie chinoise ne vacille pas. Malgré le report ou l’annulation de certains projets de fabrication de panneaux dans le pays, les investissements continuent d’affluer. Selon le rapport « Energy Technology Perspectives 2024 » de l’AIE, la somme mondialement investie dans les technologies propres ont atteint un record de 235 milliards de dollars en 2023, dont près de 80 % étaient dédiés aux panneaux photovoltaïques et aux batteries, principalement produits en Chine. Cette année, les chiffres ont diminué, mais pourraient pour autant rester colossaux en atteignant les 200 milliards de dollars, selon l’AIE.

L’UE, de son côté, perd de plus en plus de son indépendance. Par ailleurs, l’Agence estime que d’ici 2035, les importations nettes de combustibles fossiles et de produits énergétiques du bloc atteindront 400 milliards de dollars, dont 35 % sont des technologies bas-carbone, une part qui était encore à 10 % l’année dernière.

Pourquoi la Chine domine-t-elle le marché ?

Selon l’AIE, la Chine domine la production et l’exportation de technologies solaires en raison du coût de production relativement faible. L’Agence note que le pays à les coûts de fabrication les plus bas au monde pour les panneaux solaires, les éoliennes et les batteries. En comparaison, produire ces technologies est jusqu’à 45 % plus coûteux dans l’Union européenne, 40 % aux États-Unis et 25 % en Inde.

Une enquête de l’organisme menée auprès d’une cinquantaine de fabricants chinois révèle également d’autres éléments qui stimulent les investissements dans la fabrication de ces technologies en Chine. L’un des facteurs clés est l’économie d’échelle offerte en grande partie par le vaste marché intérieur. En effet, l’Empire du milieu est un leader mondial en termes de capacité solaire installée, avec de grands parcs qui comptent parfois des millions de panneaux.

Le soutien gouvernemental contribue également dans la prospérité de l’industrie. Des politiques favorables telles que des subventions, des incitations fiscales, etc. ont été mises en place depuis plusieurs années. De plus, les entreprises chinoises sont verticalement intégrées, contrôlant plusieurs, voire toutes, les étapes de la chaîne d’approvisionnement. Enfin, la Chine a développé une base industrielle robuste qui peut soutenir efficacement la production. La disponibilité d’une main-d’œuvre qualifiée et relativement bon marché, ainsi que le développement avancé des infrastructures, maintiennent les coûts de production à un niveau bas.

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Aux États-Unis, les petits réacteurs nucléaires modulaires ont le vent en poupe auprès des géants de la tech, notamment les GAFAM (Google, Apple, Meta – anciennement Facebook -, Amazon et Microsoft). Bien que la technologie n’en soit qu’à ses débuts, des accords récemment signés par ces entreprises reflètent un avenir prometteur pour l’industrie. Cependant, malgré l’annonce de partenariats, la concrétisation des projets de réacteurs demeurerait incertaine, selon l’avis d’experts.

Les grandes entreprises technologiques américaines investissent massivement dans les centres de données pour répondre aux besoins associés à l’expansion rapide de l’intelligence artificielle et à la demande croissante de services numériques. Cependant, la consommation énergétique élevée de ces infrastructures risque de mettre à rude épreuve le réseau électrique vieillissant du pays, qui peine à suivre le rythme de cette croissance. De plus, l’approbation de nouvelles lignes de transmission est retardée, reportant la fermeture de certaines centrales fossiles. En réponse, certaines des GAFAM envisagent des solutions de production d’énergie locale afin de réduire leur dépendance aux réseaux existants et d’atteindre leur objectif de neutralité carbone dans les délais. Le mois dernier, elles ont particulièrement manifesté leur intérêt pour les petits réacteurs nucléaires modulaires (ou SMR pour small modular reactor).

Des partenariats avec des entreprises spécialisées dans les SMR

En octobre, deux géants du Net ont signé de nouveaux accords avec des entreprises spécialisées dans les SMR. Google, l’un d’entre eux, a conclu un contrat d’achat d’énergie avec Kairos Power, qui prévoit de lancer son premier SMR de 500 MW d’ici 2030, suivi de plusieurs autres unités jusqu’en 2035. La société énergétique affirme avoir déjà franchi plusieurs étapes clés dans le développement de sa technologie et aurait déjà obtenu un permis de construction pour son réacteur de démonstration, un document délivré par la Commission de réglementation nucléaire américaine.

De son côté, Amazon dit avoir investi 500 millions de dollars via un tour de table chez l’entreprise X-Energy. Cet investissement soutiendra la finalisation de la conception d’un SMR de 80 MW, ainsi que la construction de la première phase d’une usine de production de combustible. En parallèle, Amazon a également signé un accord avec Energy Northwest pour financer la construction de quatre SMR de X-Energy, soit un total de 320 MW, et prévoit déjà cinq autres unités dans le futur. D’ici 2039, le roi du e-commerce espère exploiter 5 GW d’énergie provenant des SMR.

Microsoft, pour sa part, a également déjà manifesté son intérêt pour le nucléaire, mais en revanche, l’entreprise s’oriente davantage vers les systèmes traditionnels. Aux dernières nouvelles, la firme envisage de relancer un des réacteurs du Three Mile Island aux États-Unis, qui a été mis à l’arrêt en 2019. Toutefois, une annonce de recrutement de l’année dernière suggère que la firme pourrait aussi s’intéresser aux SMR. La société était à la recherche d’un gestionnaire de programme de technologie nucléaire, dont les missions comprenaient l’intégration de petits réacteurs modulaires.

Une solution énergétique non viable pour les firmes de la tech ?

Étant donné la nature émergente des SMR, la décision de ces grandes enseignes ne manque pas de soulever des questionnements quant à la concrétisation des projets et aux délais de livraison. En effet, la technologie est encore principalement en phase de développement. De plus, le processus de concrétisation d’un projet SMR est relativement long. La conception technologique, les approbations réglementaires et la construction peuvent prendre énormément de temps. Deux experts interrogés par le média Montel pensent, d’ailleurs, que les délais visés par ces entreprises sont trop ambitieux compte tenu des défis techniques et réglementaires. L’un d’eux souligne également le risque lié aux coûts élevés pouvant rendre les projets non viables économiquement pour ces géants de la technologie. Il recommande de concentrer les efforts sur le développement d’un ou deux modèles standardisés de SMR. L’effet d’échelle pourrait, selon ce spécialiste, être significatif à partir de 700 unités d’un même modèle.

Certains observateurs craignent même que les annonces de Google et Amazon ne soient une simple stratégie d’amélioration d’image de marque, en réponse aux attentes des consommateurs et investisseurs en matière de responsabilité environnementale. Quoi qu’il en soit, ces récentes nouvelles constituent un vrai coup de levier pour l’industrie du SMR, qui est désormais mise en avant par des acteurs de renommée mondiale.

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