Il aura fallu moins d’un an pour construire la plus grande centrale de stockage par batteries de France. Ce mois d’août, le développeur Harmony Energy a annoncé la mise en service de sa nouvelle installation nantaise.

Un « renouveau industriel ». C’est ainsi que l’Anglo-Saxon Harmony Energy qualifie ce nouveau projet qui occupe désormais le site d’une ancienne centrale électrique au charbon, au gaz et au pétrole ayant fonctionné entre les années 1950 et 1980. Située sous le pont de Cheviré, au cœur du port de Nantes Saint-Nazaire, la nouvelle installation fournira des services de stabilisation du réseau électrique. Selon son exploitant, elle pourrait alimenter 170 000 foyers pendant deux heures, soit bien plus que la population nantaise. Pour accomplir cette promesse, il faudrait toutefois que la consommation de chaque foyer n’excède pas 1,18 kilowattheure (kWh) et la puissance ne dépasse pas 590 watts (W), ce qui est relativement peu.

Équipée des fameux Megapack de Tesla, la centrale affiche une puissance de 100 mégawatts (MW) pour une capacité de 200 mégawattheures (MWh), avec ainsi deux heures d’autonomie à pleine puissance. Précisons que dans son genre, c’est la plus puissante du pays. Car, à Saucats en Gironde, par exemple, on retrouve une plus puissante installation de 105 MW d’une durée d’une heure : le projet « Claudia » appartenant à Amarenco. Pour Harmony, la suprématie ne sera que de courte durée, car du côté de Reims, une installation de 240 MW/480 MWh appartenant à TagEnergy devrait aussi voir le jour d’ici la fin de l’année.

Où en est le stockage par batteries en France ?

L’essentiel du stockage d’énergie en France repose encore sur les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), qui totalisent aujourd’hui près de 5 GW de puissance installée. Mais les batteries gagnent rapidement du terrain en raison des nombreux avantages qu’elles offrent : une rapidité de déploiement, une plus faible emprise au sol (1,2 hectare pour le projet d’Harmony Energy), et une meilleure proximité envisageable avec les zones de consommation.

Il y a cinq ans à peine, le parc de batteries français ne dépassait pas les 50 MW. Fin 2024, il franchissait le seuil du gigawatt, atteignant 1,07 GW. Selon Enedis, le nombre d’installations raccordées a été multiplié par 11 entre 2020 et 2024.

Mais toujours est-il que la France accuse un certain retard en la matière par rapport à ses voisins européens. Comme l’explique Corentin Baschet, associé chez Clean Horizon, dans l’Observatoire des transitions énergétiques 2025, l’instabilité des revenus reste le principal frein au déploiement de la technologie. En effet, les centrales de stockage dépendent d’un marché énergétique par nature instable. Or, « la plus grande partie des pays d’Europe n’a pas de mécanisme avec des revenus garantis pour le stockage », regrette-t-il.

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En matière d’électricité, le continent Africain est confronté à deux grands combats : l’introduction des renouvelables et l’électrification des territoires. Sur le premier volet, il avance, bien qu’à petits pas. Il vient de franchir la barre des 20 GW de puissance solaire installée.

Avec un ensoleillement des plus élevés dans le monde et une très bonne disponibilité des espaces, l’Afrique bénéficie d’un excellent potentiel solaire. Une ressource pourtant sous-exploitée dans la région. Néanmoins, le continent, bien qu’en proie à des difficultés économiques, s’efforce d’investir dans les renouvelables pour décarboner son mix énergétique et améliorer son faible taux d’accès à l’électricité. Et dans cette optique, le solaire connaît une croissance tout de même importante. Selon l’Association de l’industrie solaire en Afrique (AFSIA), le continent vient de franchir le seuil des 20 GW installés. Pour mettre en perspective, c’est presque l’équivalent du parc solaire français (environ 24 GW en fin 2024).

Une majorité concentrée aux extrêmes nord et sud

Ces 20 GW englobent toutes sortes d’installations : les grandes centrales, les projets industriels, les mini-réseaux et les systèmes résidentiels. La majorité de cette capacité est cependant concentrée en Afrique du Sud et dans les pays du Nord, notamment l’Égypte, le Maroc et la Tunisie. Ces quatre pays devraient maintenir leur position de leaders africains dans les années à venir. Si ces régions (du nord et du sud) ne rassemblent qu’environ 20 % de la population africaine, elles attirent, à elles seules, 45 % des investissements énergétiques et abritent 65 % de la capacité installée (toutes sources confondues), selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). L’AFSIA note cependant des progrès encourageants dans plusieurs pays d’Afrique australe, en particulier la Zambie, la Namibie, le Botswana et le Zimbabwe.

Une croissance soutenue du solaire

Si la capacité solaire d’Afrique est très loin d’égaler celle des pays développés, l’AFSIA note que le continent connaît une forte croissance en la matière par rapport aux autres régions du monde. En Europe, par exemple, un recul de 1,4 % est prévu par SolarPower Europe cette année, tandis qu’aux États-Unis, une baisse de 7 % des installations d’une année sur l’autre a été enregistrée.

Par ailleurs, pour le continent, la barre des 30 GW est déjà en ligne de mire. L’AFSIA recense près de 40 000 projets solaires en cours de développement, représentant environ 10 GW supplémentaires. Trois quarts de ces projets sont concentrés en Afrique du Sud, en Tunisie, en Zambie, en Angola, en Égypte et en Algérie. Cette dernière, longtemps restée en retrait, dispose de 3 GW en cours de construction.

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L’éolien offshore est une filière naissante, mais qui promet déjà d’occuper une part importante dans le mix énergétique du futur. Aujourd’hui, les fermes en mer alimentent déjà des dizaines de millions de foyers à travers le monde, selon un rapport récent.

L’installation d’éoliennes en mer a permis d’élargir l’accès aux énergies renouvelables. Les pays qui, grâce à leur géographie, ont le privilège d’en déployer y voient une source fiable d’énergie propre, qui renforcera leur souveraineté énergétique. Si la part de l’éolien en mer dans le mix reste encore de loin inférieure à celle de l’éolien terrestre, elle ne cesse de croître. Le Global wind energy council (GWEC) ou, en français, Conseil mondial de l’énergie éolienne, a récemment publié un rapport qui permet de voir plus clair sur l’évolution de de cette filière.

L’équivalent de 73 millions de foyers alimentés par l’éolien en mer

Selon le rapport, près de 73 millions de foyers consomment aujourd’hui de l’électricité produite par l’éolien offshore, grâce aux 83 GW de capacité installée dans le monde fin 2024. Durant l’année écoulée, 8 GW supplémentaires ont été ajoutés au parc mondial, un volume toutefois en baisse de 26 % par rapport à l’année précédente.

Le pays en tête de course, vous l’aurez deviné, c’est la Chine. Elle s’est attribué la moitié du marché mondial. Elle est suivie par le Royaume-Uni, Taïwan, l’Allemagne et la France. À eux cinq, ces pays représentent 94 % des ajouts de capacité en 2024, même si plusieurs nations ont cherché à accélérer le déploiement des parcs en mer. Le Japon, la Corée du Sud, les Philippines, le Vietnam, l’Australie, le Brésil et la Colombie ont notamment renforcé leurs règlementations en ce sens.

Du côté de la technologie flottante, la part qu’elle occupe reste pour le moment infime. Fin 2024, le GWEC fait état de 278 MW installés dans le monde. Ce système qui permet d’exploiter des zones maritimes plus profondes et plus venteuses est actuellement déployé par seulement sept pays : la Norvège (101 MW), le Royaume-Uni (78 MW), la Chine (40 MW), la France (27 MW), le Portugal (25 MW), le Japon (5 MW) et l’Espagne (2 MW).

Quel avenir pour l’éolien en mer ?

À l’image de la baisse observée en 2024, le GWEC a revu à la baisse ses prévisions pour les prochaines années. En effet, plusieurs facteurs pèsent sur la filière. L’instabilité politique — en particulier aux États-Unis, où la filière éolienne affronte la vive opposition de Trump — affecte significativement l’évolution du secteur. À cela s’ajoutent les retards de mise en service en Asie-Pacifique, ainsi que l’échec des enchères enregistré au Danemark et au Royaume-Uni.

Le Conseil reste toutefois optimiste. L’objectif à l’horizon 2030 sera atteint, voire dépassé d’après ses estimations. D’ici là, l’organisme prévoit une installation annuelle de 34 GW, contre un objectif de 30 GW. À court terme, la Chine et l’Europe devraient conserver leur position de leaders. Mais à partir de 2029, leur part de marché devrait progressivement reculer, au profit des autres pays qui monteront en puissance.

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En 2023, Tesla était déjà leader mondial du stockage par batterie. En 2024, elle conserve sa première place pour la deuxième année consécutive. Mais le géant américain risque cependant d’être détrôné par les marques chinoises, qui poursuivent leur expansion partout dans le monde.

Le cabinet d’analyse Wood Mackenzie vient de publier son classement mondial des intégrateurs de batteries stationnaires (BESS), ces entreprises qui conçoivent, assemblent et mettent en service des systèmes complets de stockage d’énergie par batteries. Le rapport révèle qu’au cours de l’année 2024, Tesla a maintenu sa place de leader mondial, avec une part de marché de 15 %. L’entreprise affirme avoir déployé quelque 31,4 GWh de batteries au cours de l’année.

Mais derrière ce pourcentage se cachent de fortes disparités régionales. Et en réalité, cette position de Tesla a été fortement influencée par son succès en Amérique du Nord. Ailleurs dans le monde, le marché est davantage dominé par les Chinois avec lesquels, d’ailleurs, la concurrence s’annonce de plus en plus rude. À l’échelle mondiale, le géant chinois Sungrow conserve la deuxième place avec 14 % de part de marché. Son écart avec Tesla n’est plus que d’un point de pourcentage, contre quatre points en 2023. En troisième place, on retrouve (encore la Chine) le China Railway Rolling Stock Corporation (CRRC).

Une montée en puissance de la Chine

Les intégrateurs chinois sont partout. Voilà le constat principal que l’on peut tirer des extraits du rapport publié par le cabinet d’analyse. La Chine a particulièrement renforcé sa présence en Europe avec une part de marché en hausse de 67 % par rapport à l’année précédente. Selon le rapport, les marques chinoises cherchent à se développer sur le Vieux Continent face à une concurrence nationale intense et au risque de surproduction sur leur marché intérieur.

En Europe, Sungrow occupe la première place, suivie de Tesla et du Japonais Nidec. En Asie et au Moyen-Orient, aucune trace de Tesla dans les tops trois. En Asie, le classement est dominé par CRRC, Sungrow et Envision, tandis qu’au Moyen-Orient, avec un marché naissant et prometteur, les leaders sont Sungrow, BYD et Huawei.

Sans surprise, Tesla est largement en tête en Amérique du Nord, avec une importante part de marché de 39 %. Sungrow y occupe la deuxième place malgré une baisse notable liée aux tensions géopolitiques entre les États-Unis et la Chine et aux mesures protectionnistes mises en place par le gouvernement. La troisième place revient à une marque locale, Powin.

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Après être définitivement sortie du charbon, l’Irlande poursuit ses efforts pour atteindre ses objectifs climatiques à l’horizon 2030. D’ici là, elle vise les 80 % de renouvelables dans son mix électrique. Un tel changement impliquera une importante modernisation du réseau électrique, une des raisons pour lesquelles le gouvernement a approuvé un investissement record de 3,5 milliards d’euros.

Débloquée dans le cadre du Plan national de développement, cette somme de 3,5 milliards d’euros sera attribuée à deux principaux acteurs. Une part de 1,5 milliard d’euros sera versée à l’ESB Networks, gestionnaire du réseau électrique (l’équivalent d’Enedis en France), et une autre de 2 milliards d’euros à l’EirGrid (l’opérateur équivalent de RTE en France). Jamais l’Irlande n’avait consacré une somme aussi importante à son réseau.

Cet effort financier permettra de renforcer la sécurité énergétique du pays. En effet, la demande en électricité y est de plus en plus importante, notamment avec l’essor des centres de données, qui consomment désormais plus que les foyers. De plus, d’ici 2030, l’Irlande s’est aussi engagée à construire 300 000 nouveaux logements qui devraient être alimentés en électricité. D’un autre côté, l’investissement permettra également d’accélérer la transition vers les énergies renouvelables. Il faut savoir qu’en matière de baisse d’émissions, l’Irlande est à la traîne. Elle risque de s’exposer à des sanctions de l’Union européenne si elle ne respecte pas ses engagements.

Développer les renouvelables et libérer le potentiel offshore du pays

La priorité absolue de l’Irlande reste donc d’atteindre ses objectifs de réduction des émissions à l’horizon 2030, au risque de devoir verser jusqu’à 26 milliards d’euros aux autres États membres de l’UE. Pour éviter cette facture salée, le pays mise sur un déploiement massif des énergies renouvelables. Il lui reste à installer 14 GW d’éolien (terrestre et offshore) et 8 GW de solaire. Ces objectifs « ne peuvent être atteints qu’avec un réseau électrique de classe mondiale », affirme le gouvernement dans son communiqué.

Selon le ministre d’État chargé des affaires maritimes, Timmy Dooley, cet investissement doit également permettre à l’Irlande de tirer parti de son immense potentiel éolien offshore. Plus tôt cette année, le Ministère de l’Environnement, du Climat et des Communications irlandais a publié une étude estimant qu’entre 3,5 GW et 18 GW supplémentaires de parcs éoliens offshore à fondations fixes pourraient être développés le long des côtes irlandaises. Avec un réseau adapté, l’Irlande pourrait ainsi passer du statut d’importateur à celui d’exportateur d’électricité, comme le souligne Timmy Dooley.

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Propre, abondante, et sans déchets hautement radioactifs, l’énergie issue de la fusion nucléaire promet d’être l’énergie du futur. À tel point qu’elle attire déjà les géants américains de la tech qui espèrent d’ici peu l’utiliser pour alimenter leurs énergivores data centers. Dans l’État de Washington, un projet est en cours pour bientôt fournir de l’énergie à Microsoft.

La firme de Bill Gates clame vouloir atteindre une empreinte carbone négative d’ici seulement 2030. Pour y parvenir, elle s’intéresse de près au nucléaire. Rien que pour Microsoft, la centrale de Three Mile Island — théâtre d’un grave accident nucléaire en 1979 — rouvre ses portes après avoir été mise à l’arrêt en 2019. L’unité numéro un (non concernée par l’accident) fournira intégralement sa production à l’entreprise.

Mais le géant américain ne s’arrête pas là. Cette fois, il mise sur une autre forme d’énergie nucléaire : la fusion. En 2023, Microsoft a signé un contrat avec la startup Helion Energy pour se procurer à terme de l’électricité issue de la fusion. Le projet avance. Début 2025, Helion avait levé une somme de 425 millions de dollars pour financer la construction du réacteur. Désormais, l’entreprise affirme avoir lancé les travaux de construction du site dans le comté de Chelan, à Washington. Le réacteur, baptisé Orion, devrait être opérationnel d’ici 2028 avec une puissance annoncée de 50 MW. Il sera connecté aux réseaux de distribution de Washington, en amont des centres de données de Microsoft qu’il alimentera.

Une technologie naissante qui séduit déjà les géants du numérique

Ce projet démarre alors même que la fusion nucléaire n’est pas encore totalement au point. Les scientifiques peinent toujours à dompter le phénomène qui alimente les étoiles. L’un des plus grands défis consiste à produire plus d’énergie que celle nécessaire pour déclencher la réaction. Helion travaille actuellement sur son septième prototype baptisé Polaris pour tenter de franchir cette étape.

Mais malgré les difficultés techniques auxquelles la nouvelle filière fait face, l’intérêt pour la fusion grandit. Elle intéresse de plus en plus d’entreprises, en particulier celles de la tech. Il semblerait que la fulgurante soif d’énergie des centres de données accélère la course. Google, lui aussi, a récemment signé un contrat d’achat d’énergie de fusion auprès de Commonwealth Fusion Systems pour alimenter ses infrastructures. L’entreprise numérique s’est réservé 200 MW sur les 400 MW que devrait générer le futur réacteur ARC prévu en Virginie.

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L’impression 3D semble ne connaître aucune limite. Cette année, elle a fait sa grande entrée dans le secteur de l’énergie nucléaire. Non, on n’en est pas encore arrivée à l’impression d’une centrale entière, mais la technologie participe désormais à sa construction.

Le secteur énergétique se prépare à faire face à un boom de la demande électrique dans les années à venir. Une hausse qui sera portée par l’électrification massive des usages et la multiplication des centres de données. Si l’approvisionnement devra être suffisant pour répondre à tous les besoins, encore faudra-t-il que l’électricité soit décarbonée. D’où le fort intérêt pour les renouvelables, mais surtout aussi pour le nucléaire, dont les Américains cherchent à accélérer la construction grâce à l’impression 3D.

Dans le Tennessee, au sein du Laboratoire national d’Oak Ridge, le Centre de démonstration de fabrication (ou MDF pour Manufacturing demonstration facility) du Département américain de l’énergie expérimente la production de moules imprimés en 3D. Habituellement réalisés en acier ou en bois, ces moules sont ici en polymère, et serviront à façonner les parois en béton qui isoleront la cuve d’un réacteur nucléaire.

Bientôt des moules imprimés en 3D pour le projet Hermes

L’équipe a déjà réalisé plusieurs prototypes de moules qui ont servi à ériger une colonne en béton. Ces modèles seront soumis à des tests avant de donner naissance à une version grandeur nature, destinée au réacteur de démonstration de faible puissance Hermes, actuellement en construction à Oak Ridge. Développé par l’entreprise Kairos Power, ce réacteur utilisera le fameux combustible avancé appelé TRISO (Tristructural isotropic) associé à du sel fondu. Un réacteur qui ne fonctionne donc pas à l’eau légère, et c’est le premier de ce type qui a obtenu une autorisation de construction aux États-Unis ces cinquante dernières années.

En se tournant vers l’impression 3D, l’équipe espère réduire les coûts et accélérer la production. Selon le MDF, grâce à l’utilisation des moules composites, la construction de la structure en béton est passée de quelques semaines à seulement quelques jours. Les besoins en bois ont également été réduits de 75 %. De plus, les formes obtenues sont beaucoup plus précises. « Nous démontrons que le futur de la construction nucléaire n’a pas à ressembler au passé », se félicite Ryan Dehoff, directeur du MDF dans un communiqué. Reste à savoir si cette technologie parviendra à s’imposer durablement dans le secteur.

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Si l’idée de capter l’énergie solaire depuis l’espace pouvait sembler farfelue, ce projet sur lequel travaille la NASA relèverait presque de l’impossible : installer une centrale nucléaire sur la Lune. Car pour explorer notre satellite naturel et y établir une présence durable, il faut évidemment de l’électricité. Le nucléaire s’est donc révélé être la source d’énergie adaptée pour un tel besoin, aussi compliqués soient les défis qu’implique une telle installation.

Pour l’agence spatiale américaine, l’idée d’installer un réacteur nucléaire sur la Lune ne date pas d’hier. En 2022, elle avait même déjà attribué cinq millions de dollars à des entreprises pour concevoir un réacteur de 40 kW. Cette installation devrait faire l’objet d’une démonstration d’ici 2031. Mais compte tenu du contexte géopolitique, Sean Duffy, administrateur par intérim de la NASA, a demandé à l’agence d’accélérer le projet. En effet, les États-Unis ne sont pas les seuls à vouloir coloniser la Lune, et parmi les pays engagés dans la course, on retrouve leur plus grand ennemi, la Chine. Cette dernière, en s’alliant à la Russie, prévoit d’ailleurs d’installer, elle aussi, un réacteur lunaire d’ici 2035.

Selon Duffy, si les nations concurrentes arrivent en premier sur la Lune, elles risqueraient de marquer « des zones interdites », ce qui compromettrait alors le programme d’exploration américain. C’est pourquoi il souhaite que la NASA déploie une centrale nucléaire opérationnelle d’ici 2030 — un système d’une puissance estimée à 100 kW.

Pourquoi le nucléaire ?

Pour une présence à long terme sur la Lune, absolument tout nécessiterait de l’électricité : la construction de l’habitat lunaire, les systèmes de survie, ou encore les équipements techniques et de communication. De nombreux scientifiques s’accordent à dire que le nucléaire serait la meilleure, voire la seule, source d’énergie adaptée. Le solaire n’y serait pas envisageable, car un jour lunaire dure presque un mois. Cela signifie deux semaines de lumière suivies de deux semaines d’obscurité totale.

Mais si le nucléaire semble être la meilleure option, la mise en œuvre d’un projet lunaire soulève d’immenses difficultés. La faible gravité de la Lune, par exemple, affecterait directement la dynamique du fluide dans le réacteur. De plus, l’absence d’atmosphère rendrait le refroidissement plus complexe. Sans parler des températures, qui passent de -170 (voire en dessous) la nuit à plus de 100 °C le jour. S’ajoutent à cela de nombreuses questions liées à la sécurité, qui nécessitent d’ailleurs de nouvelles règlementations spécifiques. Pour la NASA en particulier, des difficultés financières s’annoncent également à l’horizon, car d’ici 2026, le budget de l’agence sera réduit de 24 %.

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Quand il est question d’énergie renouvelable, les chercheurs ne manquent pas d’ingéniosité. Si l’énergie éolienne a toujours été associée à ces grandes turbines fixées sur des mâts, elle peut désormais être captée par des cerfs-volants. Cette nouvelle technologie, qui intéresse déjà plusieurs startups, porte le nom d’énergie éolienne aéroportée, et promet d’étendre l’accès à l’énergie propre.

Il faut croire qu’entre les mains des ingénieurs, les cerfs-volants ne servent plus seulement à raviver les souvenirs d’enfance. Ils deviennent des outils de production d’électricité ! Le principe du système est d’exploiter les vents situés à plus de 300 mètres d’altitude. Ceux-là sont en effet plus forts et plus constants que ceux captés par les éoliennes conventionnelles. Résultat, la technologie aéroportée assure une production d’électricité plus régulière. Le dispositif est généralement formé d’un cerf-volant de grande taille, relié à une station au sol par un câble. C’est dans cette station que se trouve le générateur qui est alors activé par les mouvements du cerf-volant. En Irlande, une entreprise énergétique du nom de Kitepower s’est lancée dans le développement de cette technologie.

Pour générer du courant, cette éolienne de nouvelle génération passe par deux étapes. D’abord, lors de la phase de déroulement, le cerf-volant monte en altitude en décrivant des trajectoires en forme de huit. Ce mouvement permet de tirer le câble, ce qui entraîne le générateur situé à la base. Une fois le câble entièrement déroulé vient la phase de réenroulement, où le cerf-volant est ramené à son point de départ pour pouvoir recommencer sa course. Le système se sert d’une petite partie de l’électricité produite pour cette phase.

Deux cerfs-volants et un système de stockage

Kitepower a conçu deux versions de son produit : un modèle de 10 kW, dont la voile mesure entre 40 et 60 m² à plat, et un second, de 100 kW, avec une surface pouvant atteindre 80 m². En plus de ces deux modèles, l’entreprise prévoit de lancer le K-BESS, un système de stockage par batterie alimenté directement par le cerf-volant.

En 10 heures, le K-BESS produirait 400 kWh d’électricité, soit l’équivalent de dix recharges complètes pour une citadine électrique. Pendant plusieurs mois, le dispositif a été testé dans le cadre du projet de démonstration « DEM-AWE », mené par un consortium de plusieurs partenaires. Les essais, récemment achevés, se sont déroulés à Bangor Erris, en Irlande, un site soumis à des conditions climatiques rigoureuses. Ils ont permis de valider la résilience et la faisabilité technique du système.

Fort de ces résultats, Kitepower envisage désormais des déploiements en zones isolées, notamment dans les communautés insulaires de l’Union européenne, souvent dépendantes des importations de diesel. L’entreprise a également annoncé des projets de parcs en Allemagne, un pays qui disposerait d’un potentiel éolien de 80 GW non exploitable par les éoliennes conventionnelles.

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Avec une superficie de même pas un kilomètre carré (0,44 km² pour être exact), le Vatican dispose de très peu d’espace pour développer le solaire à grande échelle. Pourtant, cette énergie est bien celle qui lui permettra d’atteindre la neutralité carbone. Voici comment.

L’année dernière, le pape François avait fait part de sa vision écologique pour le Vatican dans sa lettre intitulée Fratello Sole (Frère Soleil). « Il est nécessaire de passer à un modèle de développement durable qui réduise les émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère, en visant la neutralité climatique », écrivait-il. Le souverain pontife avait alors évoqué un projet de grande centrale solaire sur le champ de Santa-Maria-di-Galeria, situé à 35 km de Rome. Un domaine de 430 hectares, jadis utilisé par le Vatican pour diffuser ses programmes radiophoniques dans le monde entier.

Plus d’un an plus tard, le projet devient réalité. L’Italie et la Cité du Vatican viennent de signer un accord permettant cette nouvelle installation. Avec cette centrale, le plus petit État du monde deviendrait alors le premier pays à atteindre la neutralité carbone, le Saint-Graal de la transition énergétique.

Le premier pays neutre en carbone

La future centrale sera de type agrivoltaïque, puisqu’elle préservera l’usage agricole du terrain. Aucune information technique sur le projet n’a été révélée, mais l’idée est claire : produire suffisamment d’électricité pour couvrir l’ensemble des besoins énergétiques du Vatican. Le surplus sera injecté dans le réseau local et consommé par les habitants de la région.

Une fois la centrale mise en service, le Vatican rejoindra donc la liste des rares nations ayant déjà un mix électrique 100 % renouvelable, telles que l’Islande, le Bhoutan, le Népal, l’Albanie, le Paraguay, l’Éthiopie ou la République démocratique du Congo. Jusqu’ici, l’État ecclésiastique achetait son l’électricité à l’Italie, mais il a toutefois déjà amorcé sa transition énergétique depuis plusieurs années. En 2008, par exemple, une partie du toit de la salle d’audience papale a été recouverte de plus de 2000 modules photovoltaïques, permettant de fournir à la Cité quelque 300 MWh d’électricité solaire par an.

Le coût du projet est estimé à moins de 100 millions d’euros. Le Vatican sera exonéré des taxes italiennes sur les importations de panneaux, et ne recevra pas les aides attribuées aux Italiens investissant dans le solaire. Et puisque le terrain se situe sur le sol italien, il a été convenu que l’Italie pourra comptabiliser la production de la centrale dans ses objectifs climatiques européens.

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Jinko Solar, Longi, JA Solar… À voir les marques chinoises de panneaux solaires inonder notre marché, on pourrait croire que l’industrie solaire en Chine est au sommet de sa réussite. Pourtant, ces entreprises traversent depuis un certain temps une phase difficile qui les a conduites à de lourdes pertes. Nombre d’entre elles ont même dû procéder à d’importants licenciements.

Il y a quelques années, Pékin avait identifié plusieurs nouveaux secteurs porteurs, dont le solaire. À coups de soutiens gouvernementaux, l’industrie du photovoltaïque a ainsi connu une croissance phénoménale. La filière a atteint une telle ampleur qu’elle a réussi à pulvériser des entreprises européennes qui sont, les unes après les autres, tombées en faillite.

Mais depuis quelque temps, l’industrie chinoise est devenue victime de son succès. La production était si importante que la filière s’est retrouvée en surcapacité. Une situation qui s’est aggravée avec une baisse de la demande du marché, ainsi que la hausse exorbitante des droits de douane imposés par les Américains. Force est aujourd’hui de constater que l’industrie chinoise, qui devait améliorer l’économie nationale, est en train de vaciller. En témoignent la fermeture de plusieurs entreprises et les licenciements massifs observés chez certains géants du secteur.

87 000 employés licenciés

Selon une enquête du média Reuters, plusieurs grandes entreprises solaires ont drastiquement réduit leurs effectifs en 2024. Longi Green, Trina Solar, Jinko Solar, JA Solar et Tongwei ont licencié au total près de 87 000 employés sur cette période, soit environ 31 % de leurs effectifs. À cela s’ajoutent des départs volontaires motivés par la dégradation des conditions de travail (baisse du salaire, diminution des nombres d’heures travaillées, etc.). En outre, depuis 2024, une quarantaine d’entreprises spécialisées dans le solaire se seraient retirées de la bourse, auraient fait faillite ou auraient été rachetées.

Les difficultés rencontrées par l’industrie sont directement liées à la situation de surcapacité actuelle. Pour avoir une idée, la production mondiale de panneaux photovoltaïques est aujourd’hui deux fois supérieure à la consommation. Et la grande majorité de la production provient évidemment de la Chine. Pour écouler leurs stocks, les entreprises sont contraintes de baisser leurs prix, ce qui a eu pour effet de déclencher une véritable guerre des prix. Résultats, des pertes monumentales se sont accumulées : 40 milliards de dollars enregistrés en seulement un an.

La Chine réussira-t-elle à remonter la pente ?

Face à la situation, la Chine semble vouloir redresser son industrie afin d’éviter un effondrement total du marché. En juin, les autorités de la province d’Anhui, dans l’est de la Chine, ont incité les dirigeants des entreprises solaires à arrêter les lignes de production fonctionnant à seulement 30 % de leur capacité, et à cesser d’ouvrir de nouvelles usines. Par ailleurs, le président chinois a appelé à mettre un terme à la guerre des prix.

Cependant, sans mesures concrètes, rien ne garantit que ces réactions permettent de remonter la pente. De plus, selon les analyses de Reuters, les autorités locales peineront à s’accorder sur une stratégie commune. En effet, dans certaines régions, les consignes de restriction de production pourraient être ignorées, car les responsables locaux sont évalués en fonction du nombre d’emplois créés ou maintenus, ainsi que de la croissance économique de leur territoire. Ils ne voudraient donc pas que les entreprises locales soient fermées (rien que) pour servir la stratégie nationale. Autrement dit, ils protègent leurs intérêts, quitte à empêcher de régler le problème de surproduction au niveau national.

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Encore une prouesse technique réalisée par la Chine dans le domaine de l’énergie. Une centrale en cours de construction dans le sud-ouest de la Chine s’apprête à accueillir les turbines hydroélectriques les plus puissantes du monde.

La Chine a toujours été connue pour sa folie des grandeurs. Elle l’a prouvé à travers ses nombreux projets éoliens et solaires démesurés. Cette fois, le pays dévoile une turbine hydroélectrique, de type Pelton, d’une puissance de 500 MW — une première mondiale, tant par sa puissance que par sa configuration. A titre de comparaison, la roue Pelton la plus puissante de France, située à La Coche, plafonne à 240 MW. Deux exemplaires de ce modèle conçu par le fabricant chinois Harbin Electric seront installés dans la future centrale hydroélectrique de Datang Zala, située dans la région montagneuse du Xizang, au sud-ouest du pays. Les équipements ont été livrés en juillet à Harbin, ville industrielle du nord-est de la Chine.

La turbine Pelton, dite à « impulsion massive », est muni de 21 godets de précision, pèse 80 tonnes et mesure 6,2 mètres de diamètre. Elle est spécialement adapté aux régions montagneuses, fonctionnant sur des chutes d’eau à grande hauteur. À Datang Zala, les deux machines seront installées 100 mètres en contrebas du réservoir, de manière à tirer parti de la gravité. Cette configuration permet pour générer suffisamment de force afin d’entrainer efficacement les turbines. Chaque unité pourra produire jusqu’à 11 GWh par jour, pour une production annuelle estimée à 4 TWh. La mise en service de la centrale est prévue pour 2028.

Où en est l’hydroélectricité en Chine ?

Avec son ambitieux objectif d’atteindre la neutralité carbone à l’horizon 2060, la Chine n’en finit plus de se développer. Elle mise sur différentes sources décarbonées, notamment le nucléaire et les renouvelables (solaire, éolien et hydroélectrique). En matière d’hydroélectricité, le pays est, sans surprise, un leader mondial. Rien que l’année dernière, il a détenu une part de 14,4 GW sur les 24,6 GW mis en service dans le monde. La plupart de ces installations sont des centrales de pompage-turbinage, le stockage étant, lui aussi, un élément clé de la transition énergétique.

Le pays abrite déjà le plus grand barrage hydroélectrique du monde, celui des Trois Gorges, d’une puissance de plus de 22 GW grâce à un grand réservoir, si immense au point même de ralentir (très légèrement) la vitesse de rotation de la Terre quand il est rempli. Mais l’empire du Milieu ne compte pas s’arrêter là et construit déjà un nouveau barrage hydroélectrique de loin plus puissant sur le plateau tibétain. Il s’agit du barrage de Motuo, dont la puissance ridiculise n’importe quelle autre installation électrique existante, celle-ci atteignant les 60 GW.

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Berceau des géants américains du numérique et de l’intelligence artificielle, la Californie incarne l’innovation technologique. On pourrait alors penser que la gestion de son réseau électrique soit tout aussi avancée. Pourtant, chez California independent system operator (CAISO), opérateur du réseau, le fonctionnement interne est encore relativement analogique. L’organisme amorce cependant une modernisation de son centre de contrôle, en commençant notamment par l’intégration d’une IA.

Chaque jour, CAISO planifie des centaines d’interruptions sur différentes portions du réseau. Ces arrêts sont le plus souvent liés à des opérations de maintenance ou, parfois, ils sont aussi prévus afin de pouvoir réduire la charge sur certaines lignes. En pratique, lorsqu’une interruption est programmée, les ingénieurs commencent par consulter un rapport de planification. Ensuite, ils insèrent les éléments d’information dans leur logiciel interne, qui calcule alors l’impact potentiel de l’arrêt sur l’ensemble du réseau électrique, permettant ainsi de prendre les décisions adaptées. Si cette démarche peut ne prendre que quelques minutes, elle devient chronophage et fastidieuse une fois appliquée aux centaines d’interruptions prévues. C’est donc ce processus que CAISO prévoit de confier à l’IA.

La première IA en charge des opérations réelles du réseau

Dans le cadre d’une nouvelle collaboration, l’entreprise OATI, basée dans le Minnesota et spécialisée dans le développement de logiciels, propose ainsi à CAISO une solution de gestion basée sur l’IA. Baptisé Genie, cet outil fera uniquement l’objet d’un projet pilote qui sera mené au sein du centre de contrôle de l’opérateur. Le système effectuera des travaux d’analyses en temps réel et prendra de manière autonome des décisions sur des fonctions clés du réseau. Genie sera utilisé dans la gestion des interruptions planifiées et des pannes qui concernent les grandes infrastructures du réseau. Il ne s’occupera donc pas des coupures de courant affectant directement les particuliers.

Le lancement du projet pilote est prévu pour le début de l’année prochaine. L’objectif sera d’évaluer la capacité de l’IA en termes de fiabilité, de précision et de rapidité. Si les résultats sont concluants, l’opérateur pourrait alors aller plus loin et étendre son usage sur d’autres fonctions du réseau électrique.

« À notre connaissance, il s’agit du premier cas d’IA prenant en charge les opérations réelles du réseau », a déclaré OATI. Effectivement, la majorité des gestionnaires de réseau aux États-Unis se servent encore de systèmes très anciens. Un constat notamment partagé par Richard Doying, expert américain interviewé par le MIT Technology Review. Ce dernier a travaillé durant 20 ans au sein du gestionnaire Midcontinent independent system operator, qui couvre une vaste zone du Midwest jusqu’à la Louisiane.

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Les batteries usagées issues des véhicules électriques conservent une capacité encore exploitable. Leur potentiel est tel qu’elles peuvent être réutilisées à l’échelle industrielle, comme le démontre cette entreprise américaine qui a conçu une centrale de stockage à partir de ces accumulateurs pour alimenter un centre de données dédié à l’IA.

Les batteries des véhicules électriques doivent être remplacées dès que leur capacité tombe à moins de 70 % de leur niveau initial. Pour cause, elles ne sont plus assez performantes pour alimenter efficacement une voiture. Mais à ce stade, elles ne sont pas nécessairement en fin de vie, puisqu’elles peuvent encore être utilisées dans d’autres applications moins exigeantes.

Aux États-Unis, une entreprise de recyclage implantée au Nevada, Redwood Materials, a lancé une offre de service à travers sa nouvelle division « Redwood Energy ». L’idée est de récupérer ces batteries usagées pour les transformer en systèmes de stockage stationnaires lorsqu’elles sont encore fonctionnelles, avant d’envisager leur recyclage. Pour son premier projet, l’entreprise collabore avec Crusoe, une société spécialisée dans les centres de données IA.

Redwood collecte des batteries lithium-ion provenant de toute l’Amérique du Nord. L’entreprise récupèrerait environ 20 GWh par an. Après une phase de diagnostic, les cellules jugées encore opérationnelles sont réorientées vers des systèmes de stockage stationnaire. Quant aux accumulateurs non réutilisables, ils passent directement au recyclage afin d’en extraire les minéraux critiques nécessaires à la fabrication de nouvelles batteries.

Le plus grand déploiement de batteries de seconde vie au monde

Redwood Energy fournit ainsi une solution de stockage à Crusoe, un fournisseur d’infrastructures de centres de données IA. Un microréseau d’une puissance de 12 MW pour 63 MWh a été développé dans ce cadre. Ce projet constituerait le plus grand déploiement de batteries de seconde vie au monde. Le système est associé à une centrale photovoltaïque pour alimenter une unité « Spark » de Crusoe. C’est une unité portable présentée comme une solution clé en main intégrant toute l’infrastructure nécessaire pour un centre de données IA (alimentation, refroidissement et processeurs). Le lieu d’installation n’a pas été précisé dans le communiqué officiel.

Cette collaboration avec Crusoe n’est qu’un début pour Redwood Energy. L’entreprise dispose déjà d’un stock de batteries réutilisables de plus d’un gigawattheure, un volume qui devrait quintupler dès l’année prochaine. De nouveaux projets sont déjà envisagés, dont des installations de plus de 100 MW.

Un marché bientôt en forte expansion

Les services comme celui proposé par Redwood Energy devraient bientôt connaître une forte croissance compte tenu de l’électrification des véhicules et des besoins croissants en matière de stockage. À l’heure actuelle, les routes américaines accueillent déjà 5 millions de véhicules électriques, l’équivalent de 350 GWh de capacité à prendre en charge plus tard, sans compter les nouveaux véhicules constamment mis en circulation. Dans les prochaines décennies, ces batteries usagées pourraient représenter jusqu’à 50 % du marché américain du stockage énergétique. Et même bien plus, car d’ici 2050, les cellules à traiter par an pourraient dépasser la barre du térawattheure, selon Redwood.

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Les hydroliennes installées dans cette centrale écossaise ont résisté plusieurs années aux puissants courants de marée auxquels elles sont exposées quotidiennement. Fort de cette réussite, leur fabricant envisage désormais un déploiement mondial de cette technologie.

La gravité de la Lune fait quotidiennement varier le niveau des mers un peu partout dans le monde. Si ces mouvements sont peu perceptibles en haute mer, près des côtes, ils sont amplifiés par la forme du littoral. À certains endroits, les marées peuvent atteindre des hauteurs de plus de 10 mètres, et les courants d’eau peuvent aller jusqu’à 11 km/h. Ces courants puissants et réguliers peuvent être exploités et transformés en électricité : on parle alors d’énergie « lunaire » ou énergie marémotrice.

Il y aurait environ 100 GW d’énergie marémotrice exploitable dans le monde, un potentiel encore à peine exploité en raison des nombreuses contraintes techniques et géographiques liées à cette technologie encore jeune. L’entreprise Proteus Marine Renewables, spécialisée dans le domaine, pourrait cependant contribuer à accélérer la croissance du secteur.  Pour cause, les machines conçues par la marque viennent de réaliser un exploit : tenir six ans sans besoin de maintenance imprévue.

Plusieurs années sans opérations de maintenance

En Écosse, le site de MeyGen, plus grand projet d’hydroliennes au monde, accueille plusieurs turbines fabriquées par Proteus. Celles-ci sont immergées à près de 30 mètres de profondeur. Plusieurs années après l’entrée en service de la centrale, l’entreprise annonce que ses machines ont tenu bon. Plus de six années se sont ainsi écoulées sans que ces dernières n’aient subi des opérations de maintenance imprévue. Une telle durée suffit pour valider la fiabilité des équipements selon le communiqué. Cette performance est attribuée à la belle collaboration entre Proteus et SKF, fournisseur des pièces mécaniques clés des turbines.

Mais pourquoi cette réussite est-elle si importante ? Tout simplement parce que dans le secteur, l’un des plus grands défis est de réussir à prolonger la durée de fonctionnement des turbines sous-marines sans avoir besoin d’entretien imprévu. Les turbines étant immergées dans des zones où les marées sont particulièrement fortes, les interventions s’avèrent extrêmement complexes et coûteuses. Tenir six ans dans ces conditions difficiles représente donc un véritable exploit.

Vers un déploiement mondial

Forte de ce succès, l’entreprise Proteus Marine Renewables compte renforcer son partenariat avec SKF pour la prochaine génération d’hydroliennes. Au cours des cinq prochaines années, l’entreprise installera ainsi au moins trente nouvelles turbines marémotrices d’une puissance unitaire de 3 MW en France, au Japon et en Écosse. Chaque machine pourra produire suffisamment d’énergie pour alimenter près de 30 000 foyers.

Quant au parc de MeyGen, celui-ci comptera aussi bientôt de nouvelles turbines. Actuellement, seule la première phase du projet, représentant 6 MW, est opérationnelle. Le site est jusqu’ici autorisé à déployer jusqu’à 85 MW, même si son potentiel maximal est estimé à 398 MW.

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Des poteaux, des ailes suspendues et un câble : voilà ce qui compose cette éolienne d’un genre totalement nouveau imaginée par une startup américaine. Un concept difficile à imaginer qui sera bientôt testé grandeur nature dans le cadre d’un projet pilote.

Une folle course au gigantisme est engagée dans l’industrie de l’éolien. Les appareils atteignent désormais des hauteurs de plusieurs centaines de mètres, et leurs pales balayent des surfaces parfois équivalentes à plusieurs terrains de football. Sur terre comme en mer, les éoliennes gagnent en taille et en hauteur. Mais la jeune pousse américaine Airloom Energy ne suit pas le mouvement, et conçoit les choses autrement.

Cette entreprise a développé une éolienne d’un tout nouveau genre. Le système se compose d’une sorte de piste ovale délimitée par des poteaux de seulement 25 mètres. Autour de la piste gravitent des ailes verticales de 10 mètres de longueur qui sont fixées à un câble reliant les poteaux. Sous la poussée du vent, ces ailes entraînent le câble dans un mouvement circulaire continu. Ce mouvement mécanique est ensuite récupéré et est converti en énergie électrique grâce à un générateur. Ces chiffres correspondent à un système de 2,5 MW de puissance, mais la technologie est conçue pour s’adapter facilement à des échelles variées.

Bientôt un projet pilote

Actuellement, la technologie d’Airloom Energy n’en est pas encore au stade de la commercialisation. Seul un prototype à petite échelle a été testé jusqu’à présent. Mais dans une annonce récente, l’entreprise prévoit de lancer un projet pilote dans le comté d’Albany au Wyoming, aux États-Unis.

Ce projet permettra à Airloom de valider la courbe de puissance de son dispositif et d’évaluer précisément son efficacité énergétique. Les essais menés sur ce site pilote serviront aussi à affiner les procédures de maintenance et à enrichir la documentation technique. Pour l’instant, aucune caractéristique technique précise concernant la puissance ou les dimensions exactes de l’installation pilote n’a été communiquée. D’ailleurs, aucune date de réalisation n’est annoncée.

De l’électricité jusqu’à trois fois moins chère ?

Quand il s’agit de capter l’énergie du vent, les scientifiques ne manquent pas d’idées. De nombreux concepts originaux sont nés, et beaucoup finissent abandonnés, très souvent sous l’état de prototype. Reste à voir si la technologie d’Airloom Energy fera partie de la liste, ou si elle réussira son pari d’entrer sur le marché. À ce jour, l’entreprise semble respecter son calendrier. D’ailleurs, elle prévoit déjà des démonstrations commerciales à la suite de ce projet pilote, en 2027.

Les principaux arguments commerciaux d’Airloom tournent autour du coût et de la simplicité de l’installation. Selon ses concepteurs, l’électricité produite par leur système pourrait coûter jusqu’à trois fois moins cher que celle des éoliennes classiques, notamment grâce à des composants peu coûteux fabriqués en série. De plus, ce dispositif serait particulièrement adapté à des sites à faible vent ou soumis à des restrictions de hauteur.

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L’Irlande mise de plus en plus sur les énergies renouvelables, en particulier l’éolien qui constitue désormais plus de 37 % de son mix électrique. C’est ce qui lui permet aujourd’hui d’arrêter son unique centrale à charbon et de se débarrasser définitivement de la source d’énergie la plus polluante.

Juin dernier, l’Irlande a annoncé la fin de la production d’électricité au charbon de la centrale électrique de Moneypoint dans le comté de Clare : la plus grande du pays et la seule qui tourne au charbon. Exploitée par l’Electricity Supply Board (ESB), l’entreprise énergétique publique irlandaise, celle-ci a alimenté le pays pendant 40 ans, avec une puissance totale de 915 MW répartie sur trois unités de 305 MW chacune.

Le combustible noir a longtemps assuré une bonne partie de l’approvisionnement électrique du pays. À son apogée, Moneypoint fournissait jusqu’à un tiers des besoins du pays. Mais avec les importations et l’arrivée des renouvelables, cette dépendance a fortement diminué.

Du charbon au pétrole

Si la centrale abandonne définitivement le charbon, cela ne signifie pas pour autant qu’elle cesse toute activité polluante. Au cours des quatre prochaines années encore, elle fonctionnera occasionnellement au fioul lourd en tant que centrale de secours, sous la supervision d’EirGrid, le gestionnaire du réseau électrique irlandais. Cette conversion au pétrole a été validée en 2024 par An Bord Pleanála, l’autorité irlandaise chargée des projets d’aménagement.

Ces quatre années correspondent en quelque sorte au délai estimé par EirGrid pour mettre le réseau électrique à niveau face à l’intégration massive des énergies renouvelables. « Pendant cette période de transition, il est important que nous maintenions un approvisionnement sûr en électricité » a d’ailleurs déclaré Cathal Marley, directeur général du gestionnaire du réseau irlandais.

Ainsi, passé le 31 mars 2029, la centrale abandonnera définitivement toutes les énergies fossiles. D’autres projets « verts » sont déjà prévus sur le site, notamment dans le cadre du projet Green Atlantic annoncé par le gouvernement en 2021. L’objectif : faire de Moneypoint un grand hub dédié aux énergies renouvelables grâce à un investissement de plusieurs milliards d’euros. Par ailleurs, une première étape de ce plan a déjà été franchie avec l’installation d’un compensateur synchrone, une machine équipée du plus grand volet d’inertie au monde, destinée à stabiliser le réseau électrique.

Le sixième pays à avoir éliminé le charbon en Europe

Avec cette annonce, l’Irlande devient ainsi le sixième pays européen à avoir éliminé complètement le charbon de son mix. Avant elle, la Belgique, l’Autriche, la Suède, le Royaume-Uni et le Portugal ont déjà franchi ce cap. C’est aussi le quinzième pays européen sans charbon, puisqu’à part les nations citées, neuf autres n’en ont jamais exploité.

D’ici 2030, dix autres États européens devraient aussi être déjà sortis de cette source, dont la France. Pour l’hexagone, la sortie définitive est prévue pour 2027. À savoir que sur le vieux continent, quatre pays n’ont pas encore entamé de démarche vers une sortie progressive du charbon : la Bosnie-Herzégovine, le Kosovo, la Pologne et la Turquie.

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Si elle est encore méconnue du grand public, la station de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP) reste l’une des technologies de stockage les plus matures et les plus efficaces du marché. Elle est bien plus aboutie que les célèbres batteries électrochimiques. En Inde, l’entreprise Tehri Hydro Development Corporation vient d’inaugurer une nouvelle STEP dans le nord du pays, à Tehri, dans l’État de l’Uttarakhand. La grande particularité de l’installation : elle fonctionne à vitesse variable, une première pour le pays.

La centrale utilise deux réservoirs créés par les barrages de Tehri (en amont) et de Koteshwar (en aval). Entre les deux bassins : quatre turbines réversibles à vitesse variable de 250 MW unitaires. Lorsque l’électricité est abondante, le système pompe l’eau du réservoir inférieur vers le bassin supérieur. Et période de forte demande, l’eau est relâchée pour générer de l’électricité en passant à travers les turbines. Ce projet, dont le coût était estimé à plus de 470 millions d’euros en 2019, vise à renforcer la fiabilité du réseau électrique indien. Il soutiendra surtout l’intégration des sources renouvelables dans le mix énergétique du pays.

Une STEP à vitesse variable, à quoi ça sert ?

« La technologie à vitesse variable nous permet de gérer le flux d’électricité avec précision, rendant notre écosystème énergétique plus intelligent et plus flexible », a déclaré Manohar Lal, ministre de l’Énergie, du Logement et des Affaires urbaines, lors de l’inauguration. En effet, une telle technologie permet d’ajuster en temps réel la vitesse de rotation des machines, en fonction des besoins du réseau. Résultat : une plus grande flexibilité, un aspect particulièrement nécessaire pour mieux absorber les fluctuations liées à l’intégration des énergies intermittentes.

À terme, l’installation devrait atteindre une puissance totale de 1 000 MW, mais pour l’heure, seule une première unité de 250 MW a été mise en service. Les trois autres turbines devraient entrer en opération avant la fin de l’année, selon le calendrier de l’entreprise.

Une extension prévue

Cette nouvelle STEP fait en réalité partie d’un projet plus vaste, notamment le complexe hydroélectrique de Tehri, exploité par la même entreprise. Une fois le système de stockage entièrement opérationnel, la puissance totale du complexe atteindra 2 400 MW. En effet, le site est composé de trois grandes installations :

• la centrale hydroélectrique de Tehri (1 000 MW), mise en service en 2006,
• la centrale de Koteshwar (400 MW), opérationnelle depuis 2012,
• et le système de pompage-turbinage, en cours de déploiement.

Vous l’aurez compris, les deux réservoirs qui alimentent la STEP — Tehri en amont et Koteshwar en aval — sont eux-mêmes des centrales hydroélectriques. Et ce n’est pas tout, le réservoir de Tehri fournit aussi de l’eau potable à environ 7 millions de personnes et permet l’irrigation de près de 900 000 hectares de terres agricoles.

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La plus grande usine européenne d’e-fuels entre officiellement en opération en Allemagne. Destinée à produire des carburants d’aviation durables, des carburants marins, de l’e-diesel ainsi que des composés chimiques pour la fabrication de plastiques, cette nouvelle installation prévoit de générer des milliers de tonnes d’e-carburants chaque année.

L’aviation, le transport maritime et certains véhicules poids lourds partagent une problématique commune : leur difficulté à être électrifiés. Pour ces secteurs, la décarbonation passe par l’usage de nouveaux types de carburants connus sous le nom de carburants synthétiques ou e-fuels. Plusieurs pays explorent activement cette technologie face à l’urgence climatique. En Europe, l’Allemagne vient justement de lancer à Francfort-sur-le-Main une grande usine de production d’e-fuels à partir d’hydrogène.

Baptisée « Era One » et pilotée par l’entreprise allemande Ineratec, l’usine a livré ses premiers litres dès le mois de mai et est officiellement entrée en exploitation commerciale début juin. Cette installation est considérée comme la plus grande de son genre en Europe, et devrait atteindre une production annuelle de 2 500 tonnes d’e-carburants. Une goutte d’eau, qui correspond à 17 allers-retours entre Paris et La Réunion en Airbus A350-1000.

De l’hydrogène vert combiné à du CO2

Pour produire ses e-carburants, l’usine utilise de l’hydrogène vert, un sous-produit issu d’une entreprise spécialisée dans la production de chlore, ainsi que du CO2 provenant d’une usine de recyclage de déchets. Ces matières premières proviennent directement du parc industriel de Francfort-sur-le-Main. Via un procédé de synthèse chimique, l’hydrogène est combiné au CO2 afin de créer des hydrocarbures, notamment du pétrole brut synthétique. Ce dernier est ensuite raffiné en carburant d’aviation durable (SAF), carburant marin ou e-diesel. Le pétrole synthétique peut également servir de matière première chimique pour d’autres applications industrielles, telles que la fabrication de plastiques.

Utilisables tels quels dans les moteurs actuels

« Avec Era One, nous proposons une véritable solution à l’un des plus grands problèmes de notre époque : les émissions dans les secteurs difficiles à électrifier, comme l’aviation et le transport maritime », souligne Tim Böltken, cofondateur et PDG d’Ineratec. De plus, ces carburants sont qualifiés de « drop-in ready ». Autrement dit, ils possèdent certaines propriétés techniques similaires à celles des carburants fossiles classiques, leur permettant d’être directement utilisés par les moteurs existants.

Le projet Era One a bénéficié d’un soutien financier totalisant 70 millions d’euros, sous forme de capital-risque et de subventions. Et s’il est actuellement la plus grande usine d’e-fuels d’Europe, c’est le projet Roadrunner au Texas qui détiendra bientôt le record mondial avec une capacité de production annuelle prévue de 23 000 tonnes. Ce dernier sera mis en service d’ici 2027.

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L’eau, les briques réfractaires, la céramique, les roches volcaniques ou encore le sable partagent un point commun : leur capacité à stocker la chaleur. Au fil des années, différentes technologies de stockage exploitant chacun de ces matériaux ont vu le jour. Parmi ces initiatives, il y a celle de l’entreprise finlandaise Polar Night Energy, un projet grande échelle utilisant du sable.

En 2022, Polar Night Energy avait inauguré sa toute première batterie de sable commerciale d’une puissance de 100 kW et d’une capacité de 8 MWh dans la ville de Kankaanpää, en Finlande. Nous vous en avions d’ailleurs parlé. Cette fois-ci, dans la municipalité de Pornainen, dans le sud du pays, une version beaucoup plus grande et plus puissante de cette technologie vient d’entrer en opération. La nouvelle installation appartient à Loviisan Lämpö, une société locale spécialisée dans la production et la distribution de chaleur.

La plus grande batterie de sable au monde

Si vous vous demandez à quoi ressemble cette fameuse batterie de sable, il s’agit tout simplement d’une imposante cuve mesurant 13 mètres de haut et 15 mètres de large. À l’intérieur, 2 000 tonnes de sable sont stockées, non pas le type utilisé dans la construction, mais plutôt de la stéatite concassée, un sous-produit provenant d’un grand fabricant de poêles à accumulation de chaleur.

La centrale affiche une puissance de 1 MW pour 100 MWh et devrait alimenter le réseau de chauffage. Grâce à cette capacité, le système peut fournir de la chaleur pendant une semaine entière en hiver, et jusqu’à un mois complet en période estivale. Selon Polar Night Energy, ce dispositif permettra à son client, Loviisan Lämpö, d’abandonner complètement l’utilisation du pétrole. Le projet devrait ainsi réduire les émissions du réseau de chaleur d’environ 160 tonnes de CO₂e par an.

De la chaleur issue du réseau électrique

La chaleur produite provient directement du réseau électrique, qui est à près de 70 % décarboné (43 % d’énergies renouvelables et  26 % de nucléaire). L’électricité est achetée au moment où elle est la moins chère avant d’être transformée en chaleur. La conversion en énergie thermique se fait au moyen d’un système de chauffage par résistance. Ce procédé consiste à générer de la chaleur en faisant passer du courant à travers un matériau conducteur en créant un effet Joule. La chaleur ainsi produite est ensuite diffusée à l’intérieur du silo.

Lors de la phase de « déstockage », la chaleur est tout simplement récupérée grâce à un échangeur thermique, avec une température de sortie autour de 400 °C. La gestion des cycles charge/décharge est assurée par une intelligence artificielle développée par l’entreprise Elisa. « Notre solution, pilotée par l’IA, identifie automatiquement les moments les plus rentables pour charger ou décharger la batterie de sable », a expliqué le vice-président de la société dans un communiqué.

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