La batterie sodium-ion à l’échelle du mégawattheure arrive en Europe. L’Allemagne ouvre le bal avec une installation destinée à alimenter des bornes de recharge pour véhicules électriques.

Si leur densité énergétique est bien plus faible que celle des batteries lithium-ion, les systèmes sodium-ion n’en demeurent pas moins prometteurs. L’un de leurs principaux atouts est l’abondance du sodium, qui pourrait réduire la dépendance aux chaînes d’approvisionnement critiques, un point faible des technologies actuelles.

La société suisse Phenogy vient de déployer son tout premier accumulateur sodium-ion à l’échelle du mégawattheure. Baptisé Phenogy 1.0, ce système de 400 kW/1 MWh, le plus puissant en Europe dans sa catégorie, a été installé près de l’aéroport de Brême, dans le nord de l’Allemagne. Il alimentera directement des infrastructures de recharge pour voitures électriques. Logée dans un conteneur de six mètres, la batterie fonctionne en mode îloté, c’est-à-dire qu’elle n’est pas directement raccordée au réseau. Elle est en revanche couplée à une centrale solaire de 50 kW, de quoi optimiser l’autoconsommation photovoltaïque du site.

Avec ce système, Phenogy affirme avoir levé l’un des principaux verrous des batteries sodium-ion, la gestion de la tension notamment. Contrairement aux batteries lithium-ion, dont la plage de variation de tension est étroite et maîtrisée, les batteries sodium-ion présentent des fluctuations beaucoup plus larges, ce qui complique leur intégration. Pour surmonter cette limite, l’entreprise a doté son installation de huit onduleurs capables d’absorber ces variations et de garantir une exploitation stable.

Quel avenir pour les batteries sodium-ion en Europe ?

La technologie sodium-ion n’en est encore qu’à ses débuts. À ce jour, l’une des plus grandes installations au monde a une puissance de « seulement » 50 MW, située en Chine. Mais grâce à l’abondance de la ressource, le sodium s’impose déjà comme un candidat sérieux, notamment en Europe, pour réduire la dépendance vis-à-vis de Pékin.

Cette alternative prend d’autant plus de sens que les systèmes lithium-ion font face à une menace d’approvisionnement. En Chine, plusieurs mines de lithium ont récemment cessé leurs activités. L’une d’elles, exploitée par le géant CATL et fermée pour cause d’expiration de licences, représente à elle seule 6 % de la production mondiale. Au total, ces fermetures pourraient priver le marché de plus de 11 % de l’offre mondiale, selon certains analystes.

De telles tensions ne manqueront pas de faire grimper les prix, et d’ainsi créer une fenêtre d’opportunité pour bâtir une chaîne d’approvisionnement européenne dédiée au sodium-ion. Reste toutefois un défi majeur : sécuriser à grande échelle les matériaux nécessaires à la fabrication des électrodes, condition indispensable pour faire émerger une filière stable et pérenne.

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Dans le nucléaire, « enfouissement géologique » se rapporte habituellement au stockage des déchets hautement radioactifs. Mais pour cette startup américaine, c’est un réacteur nucléaire en fonctionnement qui sera directement placé sous terre.

Si l’idée semble étrange, elle s’inscrit en réalité dans une stratégie visant à optimiser les coûts, la sureté et la sécurité de l’installation. L’entreprise américaine Deep Fission Nuclear, comme l’indique son nom, veut installer un réacteur nucléaire à 1,6 km de profondeur, dans une zone géologiquement stable.

Concrètement, le projet prévoit de forer un trou étroit d’environ 76 cm de large dans une roche, puis de descendre un microréacteur à eau pressurisée de 15 MW suspendu à un câble jusqu’au fond. Le puits est ensuite rempli d’eau. Deux longues conduites isolées relient le réacteur à la surface : l’une fait descendre de l’eau froide jusqu’au réacteur, et l’autre remonte de la vapeur non radioactive produite par l’échauffement de l’eau, qui actionne ensuite des turbines en surface pour générer de l’électricité.

Des avantages de coûts et de sécurité

Avec cette configuration, l’entreprise compte tirer premièrement des avantages de coûts. Enfouie sous terre, la centrale ne nécessite pas les lourds travaux de génie civil indispensables à la construction d’une structure de confinement en surface. Ce sont effectivement un poste de dépenses majeur des centrales nucléaires conventionnelles. Sans cette immense enveloppe de béton, l’installation ne nécessite d’ailleurs qu’une surface réduite, de l’ordre de 1 012 à 2 023 m².

Le micro réacteur profite aussi des conditions physiques de son environnement. La pression naturelle exercée par la roche et la colonne d’eau atteint environ 162 bars, ce qui dispense l’entreprise d’investir dans des systèmes complexes pour obtenir cette pression. À la clé, une baisse estimée des coûts de 70 à 80 %. Selon Deep Fission, le coût actualisé de l’électricité dès le début de l’exploitation commerciale se situerait entre 5 et 7 centimes de dollar par kilowattheure — du jamais-vu, affirme-t-elle.

Enfin, le réacteur serait installé bien en dessous de la nappe phréatique. En cas d’accident ou de fuite, les substances radioactives n’entreraient donc pas en contact avec les réserves d’eau souterraines, l’uranium ayant par ailleurs beaucoup de mal à traverser la roche solide. Et si, à la suite d’un incident, le réacteur ne pouvait plus être remonté, il suffirait de combler le puits avec des gravats pour l’isoler définitivement.

Bientôt une première construction

Sélectionnée dans le cadre du programme pilote de réacteurs du Département américain de l’Énergie, Deep Fission a levé 30 millions de dollars pour lancer sa première construction. L’entreprise vise une mise en service rapide, avec un objectif de criticité (état où le combustible nucléaire entretient de lui-même une réaction en chaîne) dès juillet 2026. Ce mois-ci, elle a par ailleurs annoncé avoir retenu trois sites pour développer ses projets, notamment dans l’Utah, le Texas et le Kansas.

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Dans cette zone fortement ensoleillée de la Chine, un nouveau complexe solaire veut profiter à la fois de la chaleur et de la lumière du Soleil. Deux technologies y cohabitent : l’une injecte directement l’électricité produite dans le réseau, l’autre stocke la chaleur pour la transformer en courant à la demande.

« China Three Gorges » ou, en français, « Trois-Gorges de Chine », évoque souvent le gigantesque barrage hydroélectrique chinois d’une puissance dépassant les 22 gigawatts (GW). Cette entreprise, cependant, exploite également d’autres centrales, dont notamment celle qu’elle vient d’inaugurer dans la ville de Hami, province du Xinjiang.

Cette nouvelle infrastructure est un complexe solaire hybride, combinant un champ photovoltaïque et une centrale thermodynamique à concentration. En mariant ces deux technologies, les Trois-Gorges entendent garantir une production d’électricité continue, de jour comme de nuit.

Un nouveau record pour un système hybride

Occupant plus de 1 800 hectares, cette ferme solaire affiche une puissance totale d’un gigawatt, répartie entre 900 mégawatts (MW) de photovoltaïque et 100 MW de solaire à concentration. Avec cette installation, le géant chinois établit un nouveau record mondial pour un système hybride, dépassant le précédent détenu par le projet Noor Energy de 950 MW (250 MW de photovoltaïque plus 700 MW de solaire à concentration) aux Émirats arabes unis.

Le parc photovoltaïque, mis en service en 2024, assure la production d’électricité pendant la journée. La centrale solaire à concentration, raccordée seulement en septembre (avec plusieurs semaines d’avance sur le calendrier) prend quant à elle le relais la nuit et pendant les jours nuageux. Elle utilise 260 000 réflecteurs incurvés qui concentrent les rayons du Soleil vers un récepteur unique. La chaleur ainsi captée est transférée dans du sel fondu, capable de la stocker durant huit heures. La circulation de ce fluide a été optimisée de manière que le système soit toujours opérationnel même par -20 °C. Lorsque la production photovoltaïque diminue ou cesse, la chaleur est convertie en électricité, garantissant ainsi une production continue. L’ensemble du processus est piloté par un système de contrôle centralisé.

Vers 3 GW de puissance

Chaque année, le site hybride des Trois-Gorges devrait générer environ 2 TWh d’électricité, soit l’équivalent de la consommation de 830 000 foyers. Cette capacité est appelée à croître, puisque l’entreprise prévoit déjà une deuxième phase qui portera la puissance totale à 3 GW. L’extension renforcera davantage la part déjà importante des énergies renouvelables dans le mix électrique de la région où l’ensoleillement atteint les 3 000 heures par an. Le groupe prévoit également de reproduire ce modèle de centrale hybride dans d’autres provinces du pays.

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À Madagascar, une inédite rébellion nationale se lève. Dans les rues, la population dénonce les incessantes coupures d’eau et d’électricité qui paralysent le pays. Les événements ont déjà fait des victimes et entraîné la dissolution du gouvernement. Que se passe-t-il réellement ?

Depuis plusieurs années, le quotidien des Malgaches est rythmé par les coupures d’eau et d’électricité. Ces derniers mois cependant, les délestages se sont intensifiés. Si l’eau n’est parfois disponible qu’à la tombée de la nuit, les interruptions électriques durent plusieurs heures par jour, parfois jusqu’à douze heures. De jour en jour, les conditions de vie des habitants se dégradent.

Exaspérée par la situation, la population malgache se soulève. Répondant à l’appel du collectif « Gen Z Madagascar » sur les réseaux sociaux, des milliers de personnes, majoritairement jeunes, se sont donné rendez-vous dans la capitale le jeudi 25 septembre dernier pour manifester pacifiquement. En réponse, les gendarmes ont tenté de disperser les manifestants à coups de grenades lacrymogènes. L’affrontement a alors débuté entre, d’un côté, les forces de l’ordre et, de l’autre, les Malgaches revendiquant ce qu’ils considèrent comme leurs droits les plus fondamentaux.

Dans la soirée, alors que la foule s’était finalement dispersée, des scènes incontrôlables de pillages et de vandalisme ont éclaté, sans que les autorités soient intervenues. Commerces de détail, grandes surfaces, entreprises de services, et même banques ont été pris pour cibles et déplorent actuellement d’immenses pertes.

Un gouvernement dissout, une vingtaine de morts et une centaine de blessés

Dans une tentative d’apaiser la contestation, le président de la République Andry Rajoelina a, dans un premier temps, annoncé le limogeage du ministre de l’Énergie. Mais les manifestations se sont poursuivies et se sont même étendues à l’ensemble de l’île et au-delà du territoire. Ce lundi, le chef de l’État a repris la parole et a finalement annoncé la dissolution du gouvernement malgache dirigé par le Premier ministre Christian Ntsay. Une mesure qui, pour l’instant, ne semble pas avoir dissuadé le mouvement.

Jusqu’à présent, alors que les autorités n’ont publié aucun rapport officiel sur le nombre de morts et de blessés, les Nations Unies font état d’un lourd bilan : au moins 22 morts et plus d’une centaine de blessés depuis le début des manifestations. « Parmi les victimes figurent des manifestants et des passants tués par des membres des forces de sécurité, mais aussi d’autres tués lors des violences et des pillages généralisés qui ont suivi, perpétrés par des individus et des gangs sans lien avec les manifestants », déplore le Haut-Commissaire des Nations Unies aux droits de l’homme, Volker Türk.

Un dénouement encore lointain ?

En matière d’énergie, le diagnostic pour Madagascar est sévère. L’une des principales causes reste les arriérés colossaux de la JIRAMA, la compagnie nationale d’eau et d’électricité. Celle-ci accumule effectivement plus de 400 millions de dollars de dettes envers ses fournisseurs. Selon certains experts, il sera très difficile pour l’entreprise de se redresser dans un avenir proche. La lumière au bout du tunnel paraît d’autant plus lointaine que, malgré les projets électriques en cours, les perspectives restent incertaines.

De grands projets solaires ont bien été lancés, mais des doutes plantent quant à la capacité de la JIRAMA à s’engager dans des contrats d’achat d’électricité à long terme au vu de ses difficultés financières. Plusieurs barrages hydroélectriques, dont celui de Volobe, sont également prévus, mais leur mise en service n’interviendra pas avant deux ans dans le meilleur des délais.

L’intérêt limité des mini-réseaux électriques solaires

Quant aux mini-réseaux, comme ceux déployés par WeLight, ils peuvent certes augmenter le taux d’électrification dans le pays. Cependant, comme ces projets sont lancés par des entreprises privées sans appel d’offres, ils créent une dépendance au privé et un manque de contrôle sur les prix et la couverture territoriale.

Avant même les manifestations, la JIRAMA entendait apaiser la situation en annonçant des mesures temporaires telles que la réparation des machines en panne et le recours à la pluie artificielle dès que les conditions météorologiques le permettraient. Des annonces qui, manifestement, n’ont pas convaincu les Malgaches.

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En termes de puissance, cette centrale de stockage chinoise n’est quasiment rien face aux géantissimes projets énergétiques auxquels la Chine nous a habitués. Pourtant, c’est la plus grande de son genre dans le pays et dans le monde entier.

En Chine comme ailleurs, le réseau électrique devient de plus en plus vulnérable aux déséquilibres. Pour cause, l’essor des énergies renouvelables, dont l’arrivée en grand volume accroît les risques. Pour y faire face, l’une des principales solutions reste le stockage d’énergie servant à maintenir la fréquence à un niveau normalisé selon la zone géographique – 50 Hz, notamment pour la Chine.

Mais alors que les centrales par batteries fleurissent partout dans le pays, l’entreprise chinoise Shenzhen Tig Technology Co. explore un système hybride qui combine les atouts de deux technologies différentes. En août dernier, elle a raccordé au réseau une centrale composée à la fois de batteries et de supercondensateurs. Implantée à Xinzhou, dans la province de Shanxi (nord de la Chine), cette installation affiche une puissance de 100 MW, ce qui en fait la plus puissante au monde dans sa catégorie.

Deux vitesses de réaction différentes pour un réseau stable

Concrètement, la centrale est composée d’un parc de batteries de 42 MW et d’un parc de supercondensateurs de 58 MW/30 secondes. Ces deux technologies présentent des caractéristiques très différentes, en particulier en termes de rapidité d’action. Les supercondensateurs peuvent se charger et se décharger très rapidement, fournissant ainsi des pics de puissance très élevés en quelques secondes. Leur capacité de stockage reste cependant limitée. Les batteries, en revanche, stockent davantage d’énergie, mais se rechargent et se déchargent plus lentement.

Dans l’installation de Xinzhou, les supercondensateurs gèrent les fluctuations ultrarapides (à l’échelle de la milliseconde) du réseau, notamment lorsque des réactions quasi instantanées sont nécessaires. Les variations plus lentes sont, quant à elles, absorbées par les batteries. L’ensemble est géré par un système spécialisé de gestion de l’énergie, dans l’objectif de maintenir la fréquence du réseau dans une plage très serrée de ± 0,02 Hz.

Évaluée à environ 670 millions de yuans (80 millions d’euros), la centrale devrait voir sa puissance doubler lors d’une deuxième phase déjà prévue, portant alors la puissance totale à 200 MW. Ce modèle est d’ailleurs appelé à être reproduit dans d’autres régions de Chine. Hors du pays, nous avons déjà vu un autre projet similaire, notamment le projet pilote ViSync d’une puissance de 18 MW aux Îles Canaries.

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Après Tesla, c’est désormais au tour de BYD d’annoncer un nouveau produit de stockage de taille XXL. La semaine dernière, le géant chinois a présenté un système qui bat actuellement le record mondial de capacité.

Le 18 septembre, BYD a dévoilé une batterie géante dotée de la capacité unitaire la plus élevée au monde : 14,5 MWh. C’est près de trois fois plus que celle du Megapack 3 de Tesla (5 MWh), la toute dernière version récemment présentée par le constructeur américain. Le système est baptisé « Haohan », et en son cœur se trouve la cellule Blade de 2 710 Ah développée par BYD, elle aussi annoncée comme la plus grande au monde avec une capacité jusqu’à trois fois supérieure aux batteries classiques.

L’un des atouts majeurs de Haohan réside dans sa densité énergétique. Alors qu’une unité standard de six mètres offre en moyenne entre 6 et 7 MWh, BYD atteint 10 MWh sur la même dimension. Cette performance s’explique par un ratio cellule-système (taux d’occupation des cellules) de 52 % — inédit aussi selon le constructeur. L’entreprise affirme par ailleurs que sa technologie pourrait réduire de 70 % les coûts de maintenance d’une centrale de stockage. Et dans une élogieuse présentation sur LinkedIn, le dispositif est décrit comme étant une technologie capable de poser « les bases solides pour l’arrivée de l’ère des centrales électriques de niveau TWh ».

Vers une meilleure version d’ici 2026

Dans sa feuille de route, BYD préparerait déjà une version plus performante de Haohan. Les améliorations prévues comprennent notamment la maintenance prédictive et l’intégration du refroidissement liquide permettant d’augmenter la sécurité, la performance et la durée de vie. Par ailleurs, le fabricant envisage de développer des systèmes hybrides de stockage d’énergie solaire et hydrogène. Grâce à toutes ces avancées, la marque vise à porter le rendement global de sa nouvelle batterie à plus de 95 % d’ici 2026.

L’afflux actuel de nouvelles solutions montre à quel point la concurrence s’intensifie sur le marché du stockage d’énergie par batteries à grande échelle. Rien que cette année, plusieurs produits ont été dévoilés, chacun cherchant toujours à mieux répondre aux besoins du réseau. Haohan est arrivé juste après le lancement du Mégablock de Tesla, un système de 20 MWh composé de quatre Megapack. Plus tôt cette année, Sungrow a présenté son PowerTitan 3.0 décliné en trois versions (3,45 MWh, 6,9 MWh et 12,5 MWh), tandis que CATL a lancé son Tener Stack, un dispositif formé de deux conteneurs offrant un total de 9 MWh de capacité.

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De plus en plus d’États africains envisagent le nucléaire pour répondre à leurs besoins énergétiques. Une technologie longtemps réservée aux pays industrialisés pourrait bien changer l’avenir du continent.

En Afrique, la pauvreté énergétique reste un frein majeur à la croissance économique. Près de 600 millions de personnes n’ont toujours pas accès à l’électricité et la consommation annuelle moyenne ne dépasse pas 500 kWh par habitant, contre 3 000 kWh dans les pays très industrialisés. Pour y remédier, le continent semble vouloir se tourner vers une source encore très peu exploitée : l’énergie nucléaire.

Le nucléaire apparaît comme une solution pour renforcer la sécurité énergétique tout en réduisant les émissions. À ce jour, l’Afrique du Sud est le seul pays du continent à disposer d’une centrale nucléaire opérationnelle. Mais selon l’Agence internationale de l’énergie atomique (AIEA), une vingtaine d’autres nations manifestent désormais leur intérêt. La moitié des nouveaux pays candidats au nucléaire seraient africains.

Quels pays africains misent sur l’énergie nucléaire ?

Outre l’Afrique du Sud, l’AIEA recense précisément 23 pays africains désireux d’intégrer l’énergie nucléaire à leur mix énergétique. En tête, figure l’Égypte, le pays le plus avancé en la matière. Sa première centrale commerciale doit entrer en service en 2028, avec quatre réacteurs totalisant 4,8 GW de puissance. À ce jour, c’est la seule nation du continent à avoir lancé concrètement la construction d’une centrale.

Trois autres pays disposent déjà d’un programme nucléaire structuré : le Kenya, le Ghana et le Nigeria. Tous ont mis en place une autorité de régulation nucléaire ainsi que des organismes dédiés. Ils se trouvent actuellement dans la phase préparatoire avant le lancement de chantiers.

L’Algérie, l’Éthiopie, le Niger, le Sénégal, le Rwanda, le Soudan, la Tunisie, l’Ouganda et la Zambie sont en pleine réflexion avant de prendre une décision. Enfin, neuf autres pays ont également exprimé leur intérêt pour l’énergie nucléaire, mais ne sont pas encore entrés en phase de planification, selon l’AIEA.

Les petits réacteurs modulaires (SMR) séduisent l’Afrique

Selon le rapport de l’AIEA, plusieurs pays africains s’intéressent particulièrement aux petits réacteurs modulaires (SMR). Cette technologie présente des atouts adaptés aux besoins du continent. Une étude estime que leurs coûts initiaux sont inférieurs de 40 % à 50 % à ceux des grandes centrales et que les délais de construction sont réduits de trois à cinq ans. Leur déploiement progressif permet une première production plus rapide. Leur puissance (de 50 à 300 MW) correspond mieux aux réseaux électriques africains, souvent de taille limitée, alors que les gros réacteurs d’un gigawatt peuvent fragiliser ces infrastructures.

Consciente de ces avantages, l’AIEA a lancé son programme « École sur les SMR ». Un premier atelier s’est tenu au Kenya en mai dernier, réunissant des responsables nucléaires et des organisations issues de six pays africains.

Comment financer les projets nucléaires africains ?

Sur la question du financement, l’AIEA recommande de constituer un pipeline de projets afin de stabiliser la filière et réduire les coûts unitaires. L’agence conseille aussi de sécuriser à l’avance des contrats d’achat d’électricité pour rassurer les investisseurs.

Les pays africains sont invités à solliciter les banques multilatérales. En juin 2025, la Banque mondiale a, pour la première fois depuis 1959, accepté de soutenir le nucléaire civil via un accord avec l’AIEA. Ce partenariat vise à prolonger la durée de vie des réacteurs existants, financer les réseaux électriques et accélérer le déploiement des SMR. Un signal fort pour encourager d’autres banques de développement à s’engager et à ouvrir de nouvelles sources de financement.

Enfin, le rapport met en avant la coopération régionale comme levier financier. Des pays voisins peuvent former un consortium pour commander ensemble plusieurs SMR. Cette mutualisation accroît le volume des commandes, réduit le coût unitaire et répartit les risques financiers entre plusieurs États. Une stratégie qui pourrait accélérer la concrétisation des projets nucléaires en Afrique.

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Un nouveau pays se lance dans le transport ferroviaire à hydrogène. La Pologne vient d’inaugurer son premier service officiel de transport de passagers avec une locomotive à hydrogène. Le pays mise sur cette technologie comme alternative au diesel afin de décarboner les milliers de kilomètres de lignes difficiles et impossibles à électrifier.

L’échec de son voisin allemand dans l’hydrogène ferroviaire ne l’a pas refroidi. Le 3 septembre, la Pologne a lancé son premier train à hydrogène dans la région touristique de Basse-Silésie. Il circulera entre les villes touristiques de Jelenia Góra et de Karpacz sur un trajet de trente minutes. Exploité par la compagnie ferroviaire Koleje Dolnośląskie, ce train est propulsé par la locomotive SM42-6Dn fabriquée par le constructeur polonais PESA. Le modèle est doté de deux piles à combustible de 85 kWh chacune et d’une trentaine de réservoirs d’hydrogène d’une capacité totale de 175 kg, avec une pression de stockage à 350 bars. Il embarque également des batteries LTO de 167 kWh. Le tout alimente quatre moteurs de traction d’une puissance de 180 kW.

Avant cette mise en service, des essais techniques ont été menés durant le mois d’août. Puis du 4 au 7 septembre, en collaboration avec d’autres opérateurs, PESA a également testé la locomotive sur des voies industrielles autour de Lubin, Rudna et Polkowice. Le train y a notamment transporté du minerai de cuivre et du sable afin d’évaluer sa consommation énergétique dans des conditions réelles.

Schéma de la motrice à hydrogène / Image : Pesa.

Dix locomotives à hydrogène par an d’ici 2040 ?

La mise en service officielle de la locomotive s’est déroulée en présence de la ministre du Climat et de l’Environnement, Paulina Hennig-Kloska. C’était également l’occasion d’officialiser la signature d’un accord entre PESA et le Fonds national pour la protection de l’environnement et la gestion de l’eau. Le partenariat prévoit une subvention de 12,5 millions d’euros issue du Plan national de relance. La somme est destinée à financer la construction d’une nouvelle usine de production en série de locomotives à hydrogène.

Cette future infrastructure devrait être en mesure de fabriquer une dizaine de machines par an d’ici 2040. Cet investissement sera pour la Pologne un moyen d’accélérer la décarbonation de son secteur ferroviaire. À savoir que dans le pays, environ 5 500 km de lignes (soit près de 39 % du réseau total) ne peuvent pas être électrifiées. Ce qui fait de la locomotive à hydrogène la meilleure solution pour verdir ces trajets.

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La plus grande usine européenne de batteries de seconde vie vient d’ouvrir ses portes en Allemagne. Mais comme d’autres acteurs du secteur dans le monde, cette entreprise pourrait être fragilisée par les difficultés économiques qui touchent actuellement l’industrie chinoise.

Le marché des batteries a explosé ces dernières années, en grande partie en raison de l’électrification des véhicules. Mais que deviennent ces accumulateurs une fois arrivés en fin de vie ? Compte tenu de la quantité élevée de matériaux récupérables qu’ils contiennent, ils s’intègrent de plus en plus dans des boucles circulaires. Cependant, avant le recyclage, les batteries usagées des véhicules électriques trouvent désormais une seconde vie en passant par la case réutilisation, une filière devenue en plein essor.

Les entreprises spécialisées dans la récupération et l’exploitation de ces systèmes ne cessent de se multiplier. Il y a quelques semaines, nous vous parlions de Redwood Energy, une startup américaine qui transforme les batteries de voitures en systèmes de stockage stationnaire pour des centres de données. Aujourd’hui, c’est au tour de Voltfang, une jeune pousse allemande qui cherche à stocker le surplus d’électricité issue des énergies renouvelables en réutilisant des batteries de véhicules électriques. L’usine qu’elle vient d’inaugurer à Aix-la-Chapelle, près des frontières belge et néerlandaise, serait la plus grande d’Europe dans ce domaine.

1 GWh par an d’ici 2030

D’ici fin 2026, Voltfang prévoit d’atteindre une capacité de production annuelle de 250 MWh, puis 1 GWh en 2030, soit l’équivalent de la consommation annuelle de 300 foyers. L’entreprise entend ainsi contribuer au soutien du réseau électrique national, dont les besoins en stockage augmentent à mesure que la part des énergies renouvelables progresse. L’Allemagne vise en effet 80 % de renouvelables dans son mix électrique d’ici la fin de la décennie. L’intermittence de l’éolien et du solaire nécessitera l’intégration massive de solutions de stockage. En plus du réseau national, la startup propose ses systèmes aux entreprises et aux particuliers.

Pourquoi la filière est-elle en danger ?

Si le marché du reconditionnement est en pleine croissance, il se heurtera bientôt à des difficultés. La baisse rapide du prix des batteries neuves fragilise en effet la filière naissante, à l’image de ce qui s’est produit avec les panneaux solaires chinois. En Chine, l’industrie des batteries est en situation de surproduction : selon une analyse de Bloomberg que nous relations récemment, le pays dispose en 2025 d’une capacité de production de 6 TWh pour une demande estimée à seulement 1,6 TWh. Résultat : une guerre des prix est engagée. Cela rend difficile la compétitivité des systèmes de seconde vie face à des accumulateurs neufs, performants et offrant encore 100 % de leur capacité initiale.

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Après des années de contestations, le projet de nouvelle centrale nucléaire en Afrique du Sud a finalement obtenu son autorisation environnementale. Bonne nouvelle, donc, pour le mix énergétique du pays, dont les piliers restent encore principalement le charbon (70 %) et le pétrole (21 %).

Une deuxième centrale nucléaire verra-t-elle le jour en Afrique du Sud ? Ce n’est pas encore pour bientôt, mais le projet est désormais en bonne voie. Le 8 août dernier, le ministre sud-africain des Forêts, de la Pêche et de l’Environnement a accordé à Eskom, l’entreprise publique d’électricité, une autorisation environnementale pour la construction d’une centrale nucléaire. D’une puissance de 4 GW, l’installation se situera à Duynefontein, dans la province du Cap-Occidental, non loin de la centrale nucléaire de Koeberg, la seule opérationnelle dans le pays et sur l’ensemble du continent.

Une réussite face aux associations environnementales

Cette autorisation environnementale, Eskom l’avait déjà obtenue en 2017, mais plusieurs organismes environnementaux avaient interjeté appel. Parmi les principaux opposants, on retrouve Greenpeace Afrique, Earthlife Afrique et l’Institut pour l’environnement des communautés religieuses d’Afrique australe. Ces associations environnementales ont fondé leurs recours sur des préoccupations liées à l’accessibilité financière, aux risques environnementaux et sanitaires, et à des irrégularités de procédure. Leur objectif était ainsi d’obtenir l’annulation de l’autorisation environnementale du projet, ou à défaut, le renvoi du dossier pour étude complémentaire. Mais les recours ont finalement été rejetés.

C’est donc une victoire pour Eskom, même si la route reste encore longue. Le ministre a d’ailleurs rappelé que cette autorisation « ne dispense pas le demandeur de se conformer à toute autre exigence légale applicable ou d’obtenir des permis auprès d’autres autorités compétentes ». Plusieurs validations restent nécessaires, notamment celles du Régulateur national de l’énergie, du Régulateur national de l’énergie nucléaire, ainsi que du Département de l’eau et de l’assainissement.

L’Afrique éprouve un intérêt grandissant pour le nucléaire

L’Afrique du Sud reste à ce jour le seul pays du continent à exploiter l’énergie nucléaire. Cette source représente à peine 5 % de sa production électrique grâce aux deux réacteurs totalisant près de 2 GW.

Mais il s’avère que depuis plusieurs années, l’intérêt africain pour l’atome grandit. En Égypte par exemple, une centrale de près de 5 GW composée de quatre réacteurs est en construction, avec une première mise en service prévue d’ici trois ans. Le Ghana compte disposer d’un parc nucléaire de 1 GW d’ici 2034, tandis que l’Ouganda vise 2 GW à l’horizon 2032 avec l’appui de Rosatom.

Il semblerait également que le continent porte un intérêt particulier pour les petits réacteurs modulaires. L’Afrique du Sud, justement, figure parmi la liste des intéressés. Dans cette technologie, le continent voit une meilleure flexibilité qui devrait favoriser la sortie de la précarité énergétique tout en décarbonant le mix largement dominé par les fossiles.

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Avec une neutralité carbone prévue d’ici 2070, l’Inde s’engage dans la décarbonation de son secteur ferroviaire en misant partiellement sur l’hydrogène. Bientôt, le pays déploiera son tout premier train alimenté par ce carburant. La trame sera la plus longue et la plus puissante du monde.

Dans les zones où l’électrification des lignes ferroviaires reste difficile ou impossible, l’Inde compte sur l’hydrogène comme alternative. Dans ce cadre, elle a ainsi lancé son programme « Hydrogen for heritage », qui prévoit de déployer 35 trains à hydrogène sur huit lignes différentes. Suite à la réussite des audits de sécurité et techniques réalisés à Chennai, dans l’est du pays, le lancement de la première trame approche. Le tout premier train à hydrogène circulera sur une ligne de 89 km, entre Jind et Sonepat, dans l’État de l’Haryana, au nord du pays.

Une capacité de 2 600 passagers

Sur la plateforme X, le ministre des Chemins de fer, Ashwini Vaishnaw, a donné un aperçu sur ce train. D’une puissance de 1 200 chevaux, le système se compose de dix wagons, et peut accueillir jusqu’à 2 600 passagers, ce qui en fera le plus long et le plus puissant train à hydrogène au monde.

Il convient de préciser qu’il ne s’agit pas d’un engin entièrement neuf, mais plutôt d’un rétrofit. Autrement dit, ses moteurs diesel ont été remplacés par des systèmes à pile à hydrogène. Les deux motrices équipées de ces piles embarquent chacune 220 kg d’hydrogène stocké sous 350 bars. Ce travail a été réalisé par le géant indien Medha Servo Drives, spécialisé dans les solutions ferroviaires.

Le ravitaillement en hydrogène se fera à Jind, où un système de stockage de 3 000 kg a été installé. Un électrolyseur à membrane échangeuse de protons de 1 MW est également en cours de finalisation sur ce site, avec une production prévue de 430 kg d’hydrogène par jour.

Un retard dû aux échecs d’autres pays ?

L’Inde prévoyait de déployer ses trains à hydrogène à partir de décembre 2023, un retard qui s’expliquerait par le fait que le pays s’est engagé parallèlement dans d’autres grands chantiers d’hydrogène. Mais certains observateurs estiment toutefois qu’en réalité, le gouvernement a priorisé l’électrification des lignes. De plus, les difficultés rencontrées par d’autres pays ont dû freiner la priorisation de l’hydrogène sur le parc ferroviaire.

Pour citer un exemple, parlons des échecs de l’Allemagne en la matière. Rappelons qu’en 2022, Berlin avait investi dans une flotte de 14 Coradia iLint, des trains à hydrogène développés par Alstom. Un an plus tard, leurs performances se sont révélées inférieures aux attentes, et les modèles à batteries se sont avérés finalement plus avantageux en termes de coûts. Ensuite, décembre 2024, Siemens Mobility entendait reprendre la main face à Alstom en lançant son Mireo Plus H, mais deux semaines après le lancement, des problèmes de ravitaillement ont de nouveau surgi. Ces mauvais départs de l’Allemagne devraient rappeler que l’hydrogène ferroviaire est loin d’être un pari facile.

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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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