La Chine peut-elle réellement atteindre la neutralité carbone d’ici 2060 ? Malgré d’importants efforts dans les renouvelables, il est difficile d’y croire quand on sait que le plus grand émetteur mondial continue d’investir massivement dans la source d’énergie la plus polluante.

C’est à croire que la Chine ne veut pas se séparer du charbon. En 2024, de nouvelles centrales totalisant près de 100 GW sont entrées en chantier selon un rapport publié par le Centre de recherche sur l’énergie et l’air pur (CREA) et le Global energy monitor (GEM). Pour l’instant, la trajectoire chinoise en matière de transition énergétique semble aller à l’encontre des intentions du Président Xi Jinping, qui affirmait en 2021 vouloir contrôler strictement les projets de centrales à charbon. Par ailleurs, les investissements continus de Pékin dans cette source d’énergie ruinent les efforts du reste du monde pour s’en défaire. En effet, en 2024, le parc mondial du charbon a diminué de 9,2 GW, une quantité ridicule face aux énormes ajouts de la Chine.

Une dépendance au charbon toujours plus forte malgré la hausse des renouvelables

La Chine est réputée pour ses projets démesurés d’énergies renouvelables. Au cours de l’année 2024, elle a installé 356 GW de solaire et d’éolien, 4,5 fois plus que les nouvelles installations en Union européenne selon le rapport. Pourtant, parallèlement, les investissements dans le charbon s’accumulent. Rien qu’au cours de l’année 2024 :

• des centrales à charbon totalisant 94,5 GW sont entrées en construction, un record depuis 2015 ;
• des projets suspendus représentant 3,3 GW ont repris ;
• 66,7 GW ont été approuvés ;
• 30,5 GW sont entrés en service.

Des chiffres plutôt inquiétants au vu des objectifs climatiques à atteindre d’ici seulement quelques décennies, même si certains d’entre eux ont connu une diminution par rapport aux années précédentes.

Pourquoi le charbon continue-t-il à être largement exploité ?

Selon le CREA, la montée en puissance du charbon en Chine s’explique en partie par l’implication des grandes entreprises minières. Pour assurer la poursuite de leur exploitation, elles financent elles-mêmes la construction de nouvelles centrales. 75 % des projets approuvés seraient soutenus par ces sociétés. Et dans ce schéma, la demande réelle du marché n’est pas prise en compte.

De leur côté, les gouvernements locaux justifient ces projets par la nécessité de sécuriser l’approvisionnement et de faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Pourtant, ces sources propres peinent à s’imposer, les heures de fonctionnement étant majoritairement couvertes par les centrales fossiles. Le charbon qui n’est plus censé être qu’un soutien continue fermement d’être une source de production de base. D’autant plus que les producteurs ont de gros clients soumis à des contrats d’achat d’électricité au charbon sur le long terme. Les acheteurs ne peuvent pas s’orienter vers les énergies propres sous peine de pénalité.

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Selon une nouvelle analyse, en 2024, les ventes de pompes à chaleur ont chuté dans plusieurs pays d’Europe, dont la France. Le secteur subit un net ralentissement en raison de facteurs à la fois politiques et économiques.

L’Europe compte en grande partie sur les pompes à chaleur pour décarboner le secteur du chauffage. Soutenue par des politiques incitatives, cette technologie a franchi en 2017, le cap du million de ventes annuelles. Depuis, le marché a connu une croissance continue jusqu’en 2023, année où les ventes ont commencé à reculer. D’après un récent rapport de l’Association européenne des pompes à chaleur (EHPA), cette tendance s’est encore poursuivie en 2024.

Des baisses presque partout, entrainant des pertes d’emplois

Selon l’EHPA, les ventes de pompes à chaleur ont chuté de 23 % en 2024, passant de 2,6 millions à 2 millions d’unités, un niveau comparable à celui de 2021. Cette analyse préliminaire couvre 13 pays européens, dont l’Autriche, la Belgique, le Danemark, la Finlande, la France, l’Allemagne, l’Italie, les Pays-Bas, la Norvège, le Portugal, la Pologne, la Suède et le Royaume-Uni.

Si la tendance est globalement à la baisse en Europe, le Royaume-Uni fait figure d’exception avec une hausse marquée. Les ventes y ont bondi de 60 244 à 98 448 unités, soit une progression de 63 %. À l’inverse, la Belgique et l’Allemagne enregistrent les plus fortes baisses, avec respectivement -51 % et -47 %. En France, les ventes ont reculé de 24 %, passant de 720 076 en 2023 à 546 907 en 2024. Le pays compte désormais 6,55 millions de pompes à chaleur installées, soit environ 21 appareils pour 100 foyers.

D’après l’association, ce ralentissement du marché a fortement affecté l’industrie. Plusieurs fabricants ont dû réduire leur production et ajuster leurs effectifs. Selon l’EHPA, 4 000 emplois ont déjà été supprimés et 6 000 autres affectés sur les 170 000 générés par la filière. Un coup d’autant plus dur pour le secteur qui s’est vu financer des milliards d’euros pour multiplier la production en 2022 et en 2023 afin de s’affranchir du gaz russe.

Trois raisons derrière

Cette chute s’explique par trois facteurs principaux selon l’EHPA. Tout d’abord, la modification des aides gouvernementales a semé le doute chez les consommateurs. Seconde raison, le contexte économique difficile et la baisse du pouvoir d’achat freinent les investissements. Enfin, la baisse du prix du gaz incite de nombreux foyers à privilégier cette source d’énergie. En effet, les consommateurs se tournent de plus en plus vers le gaz, d’autant que les chaudières à gaz restent bien plus abordables que les pompes à chaleur, dont le coût peut être trois à quatre fois plus élevé.

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Dans le marché de l’autoconsommation en plein essor, certains acteurs du solaire prospèrent tandis que d’autres vacillent, et finissent par tomber. C’est le cas d’Oscaro Power, dont l’aventure s’achève (déjà) avec une liquidation judiciaire prononcée fin janvier.

La société spécialisée dans la vente de kits solaires, Oscaro Power, aura tenu près de quatre ans sur le marché. Malgré des débuts prometteurs en 2021, elle a été mise en liquidation judiciaire le 31 janvier dernier. Depuis plusieurs mois, cette issue planait autour de l’entreprise alors qu’elle devenait incapable d’honorer les commandes et de rembourser ses clients, qui se retrouvent désormais dans l’incertitude la plus totale.

Des problèmes logistiques et matériels ?

La situation résulte clairement des difficultés à la fois financières et opérationnelles subies par l’entreprise. Cependant, l’année dernière, le fondateur Pierre-Noël Luiggi avait fourni d’autres explications pour justifier les retards dans les livraisons et les remboursements. Il avait notamment pointé un souci dans la mise en place d’une nouvelle chaîne logistique, problème qui aurait également affecté d’autres sociétés européennes. « Comme d’autres acteurs du solaire, on a d’abord souffert, à partir de juin 2023, de la réorganisation de la distribution en Europe des panneaux photovoltaïques de nos fabricants chinois », avait-il expliqué. Il évoquait aussi un retard de plusieurs mois dans le déploiement d’un nouveau logiciel interne. Des excuses auxquelles bon nombre ont cependant eu du mal à croire sachant qu’Oscaro.com — une autre propriété Luiggi spécialisée dans la vente de pièces détachées pour autos — avait déjà frôlé la faillite en 2018.

Et les clients dans tout cela ?

Du côté des clients, les plaintes se sont multipliées depuis 2023 concernant les produits non livrés et les remboursements. Ceux concernés sont désormais appelés à se mobiliser en déposant une déclaration de créance auprès du liquidateur judiciaire d’ici fin mars. Dans une récente publication, le Groupement des particuliers producteurs d’électricité photovoltaïque (GPPEP) a affirmé vouloir apporter son aide à ces personnes.

Si les clients sont les premières victimes de la situation, le secteur du photovoltaïque, et en particulier le marché de l’autoconsommation, pourrait également en subir les conséquences. Une réduction de la confiance des consommateurs est effectivement à redouter. C’est un « coup porté au développement et à l’image des énergies renouvelables » déplore d’ailleurs le GPPEP.

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En Chine, l’industrie photovoltaïque aura certes un peu vacillé face aux mesures protectionnistes de certains pays contre l’afflux massif de modules chinois, mais en 2024, elle a poursuivi sa croissance en enregistrant une nouvelle hausse de ses exportations.

La transition énergétique a propulsé le solaire au rang des principales sources d’énergie décarbonée. Pourtant, le contexte actuel ne joue pas en faveur de l’industrie solaire dans de nombreux pays qui peinent à tirer profit du marché. Et pour cause, la Chine, qui détient près de 80 % des parts mondiales, rendant ainsi les autres nations fortement dépendantes de ses importations pour développer leur filière.

Non seulement ce pays maîtrise l’ensemble de la chaîne de valeur de la production photovoltaïque, mais il bénéficie aussi d’un effet d’échelle grâce à son immense industrie. Son surinvestissement dans la fabrication de panneaux solaires favorise davantage la baisse des prix, rendant ses produits d’autant plus attractifs à l’international. Chaque année, le leader du solaire inonde le marché mondial de ses modules, et 2024 n’a pas fait exception. Le volume exporté a même augmenté de 13 % par rapport à l’année précédente.

40 % des panneaux exportés atterrissent en Europe

D’après les données douanières du cabinet d’analyse Infolink Consulting, la Chine a exporté 235,93 gigawatts (GW) de modules solaires en 2024, soit environ 28 GW de plus qu’en 2023. Sans surprise, l’Europe est restée le principal importateur avec 94,4 GW commandés, soit près de 40 % du volume exporté. En raison du plan Inflation Reduction Act aux États-Unis, qui limite l’entrée des produits chinois, la Chine a réorienté ses exportations vers le vieux continent, où les fabricants locaux peinent à prospérer face à la concurrence chinoise et se voient chuter les uns après les autres. Avec plus de 37 GW de panneaux importés, les Pays-Bas arrivent en tête des importateurs européens, suivis par l’Espagne avec 10,5 GW. L’Europe a toutefois enregistré une baisse des importations, avec un recul de 7 % par rapport à 2023.

Et les autres régions du monde ?

La région Asie-Pacifique a importé plus de 68 GW en 2024, enregistrant une hausse de 26 % largement portée par le Pakistan, qui a dominé le marché. Le pays a vu ses importations bondir de 127 % par rapport à l’année précédente en atteignant 16,91 GW. Les Amériques ont, quant à elles, totalisé 33,28 GW de modules importés, en hausse de 10 %, avec une majorité des expéditions destinées au Brésil. Au Moyen-Orient, les importations ont grimpé de 99 %, atteignant 28,79 GW, l’Arabie saoudite représentant la plus grande part du marché. Enfin, l’Afrique a importé plus de 11 GW, soit une augmentation de 43 % par rapport à 2023. Bien que les importations sud-africaines aient reculé de 7 %, le pays est resté le plus grand importateur du continent avec 3,8 GW importés.

En 2025, plusieurs facteurs pourraient influencer ces tendances, selon Infolink. La faiblesse de l’économie européenne et les ajustements tarifaires sur les importations au Brésil seront à surveiller de près. De plus, le plan de l’Inde pour soutenir son industrie solaire pourrait avoir un impact sur les exportations chinoises.

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Aux États-Unis, une nouvelle technologie de stockage thermique souterrain est à l’étude pour réduire la consommation électrique des centres de données. Ce système vise à fournir une source de refroidissement lors des pics de demande, notamment pendant les heures les plus chaudes de la journée.

Au cours des prochaines années, la demande en énergie des centres de données est prévue d’exploser, une hausse drastique liée à la croissance fulgurante de l’intelligence artificielle et des services numériques. D’ici 2030, elle pourrait représenter jusqu’à 9 % de la production nationale aux États-Unis, selon une étude de l’Electric Power Research Institute. Pour limiter l’impact de cette hausse sur le réseau électrique, le Département américain de l’énergie finance un projet piloté par le National Renewable Energy Laboratory (NREL). Ce projet propose un système de stockage géothermique pour refroidir les équipements. Un enjeu majeur, puisque le refroidissement représenterait à lui seul près de 40 % de la consommation énergétique annuelle des centres de données.

Une batterie pour stocker du froid

Baptisé Cold underground thermal energy storage (Cold UTES), ce projet repose sur un nouveau type de stockage souterrain d’énergie thermique à froid. Le NREL n’a pas encore révélé les détails de sa technologie, mais d’après le communiqué, l’idée est de créer une sorte de batterie souterraine capable d’accumuler du froid. Celle-ci fonctionnera par cycles de charge/décharge, et sera connectée aux systèmes de refroidissement existants des centres de données.

Le principe est simple : durant les heures les plus fraîches où la demande en refroidissement est la plus faible, l’électricité sera utilisée pour produire et stocker du froid. En période de forte demande, cette énergie stockée sera ensuite récupérée pour refroidir directement les équipements. Ce système permet de réduire la charge de refroidissement des centres de données, c’est-à-dire la quantité de travail nécessaire pour maintenir les serveurs à température, et ainsi de diminuer la consommation énergétique. Le Cold UTES peut servir aussi bien de stockage de courte durée que de longue durée, allant jusqu’à l’échelle saisonnière. Dans ce cas, le froid accumulé en hiver est utilisé pendant l’été.

Pour l’instant, le projet en est encore à sa phase d’étude de faisabilité technique et économique. Le NREL prévoit par ailleurs d’étudier l’évolution de la charge de refroidissement des centres de données sur les 30 prochaines années lorsque la technologie sera intégrée. À terme, Cold UTES devrait être déployé à grande échelle à travers le pays, réduisant ainsi la pression exercée sur le réseau électrique national et limitant le besoin d’en augmenter la capacité.

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Aux États-Unis, une entreprise spécialisée dans le recyclage lance la première ligne entièrement dédiée au traitement des panneaux solaires bifaciaux. Cette installation de pointe permettrait de séparer les différents composants avec précision, pour ainsi atteindre un taux de récupération de 99 %.

Il y a plus de deux ans, le monde a franchi la barre du térawatt de puissance solaire installée. Depuis, ce chiffre ne cesse d’augmenter à un rythme impressionnant, boosté par la multiplication des centrales photovoltaïques qui se développent à grande échelle. Cette croissance fulgurante du solaire a également donné naissance à un nouveau marché : celui du recyclage des panneaux solaires. La demande est d’autant plus pressante que la première génération de modules approche de la fin de son cycle de vie, estimé entre 20 et 30 ans.

Jusqu’à présent, la grande majorité des modules traités dans les usines de recyclage sont des modèles monofaciaux. Pourtant, une entreprise américaine, Solar panel recycling (SPR), investit déjà dans une ligne de recyclage spécialement dédiée à la technologie des panneaux bifaciaux. Conçue par l’équipe interne de la société, cette installation est revendiquée comme la première de son genre.

Une récupération à 99 %

SPR n’a pas dévoilé les détails techniques du fonctionnement de sa nouvelle machine, mais affirme que celle-ci permettrait d’atteindre un taux de récupération allant jusqu’à 99 % ou plus. Le PDG de l’entreprise a également précisé que cette technologie assurerait une séparation minutieuse des composants, contrairement au broyage. Le procédé permet ainsi une meilleure réintégration des matériaux dans la chaîne d’approvisionnement. De plus, la société garantit une séparation « propre » du verre, le composant le plus lourd d’un module, pour en optimiser la réutilisation.

À l’instar d’autres entreprises de recyclage, SPR constate une part croissante de panneaux bifaciaux parmi le flux de modules entrants. Ces appareils sont souvent endommagés lors de leur transport, de leur installation ou à la suite de conditions météorologiques extrêmes. Toutefois, le traitement de ces modules à l’aide de lignes conventionnelles a conduit à un taux de récupération relativement faible, selon l’équipe de SPR. Le lancement de la nouvelle ligne vise ainsi à remédier à cette inefficacité.

Vers une normalisation des panneaux bifaciaux ?

Cet investissement est surtout pour SPR une préparation à faire face à une demande croissante de recyclage des panneaux bifaciaux dans les années à venir. Ces modules, choisis pour leur rendement supérieur — de 5 à 15 % de plus que les monofaciaux — séduisent de plus en plus les opérateurs. Par ailleurs, de nombreux grands nouveaux projets de centrales solaires dans le monde ont déjà adopté cette technologie. C’est par exemple le cas du projet Midong en Chine, la plus grande centrale solaire actuellement en service, qui compte plus de cinq millions de panneaux bifaciaux.

L’Agence internationale de l’énergie souligne même que la technologie bifaciale commence à dominer le marché photovoltaïque. Elle prévoit qu’elle représentera jusqu’à 70 % du marché d’ici 2033 — des panneaux qui, tôt ou tard, devront, eux aussi, être recyclés.

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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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