Les batteries géantes veulent s’imposer comme la nouvelle colonne vertébrale du stockage électrique en Europe. Le Vieux Continent s’apprête d’ailleurs à accueillir sa toute première installation de batteries à l’échelle du gigawatt.

Cette future installation est annoncée comme « le plus grand projet de stockage d’énergie par batteries d’Europe ». Le mastodonte sera développé par l’énergéticien allemand LEAG Clean Power à Jänschwalde, près de la frontière polonaise. Il couvrira 10 hectares, soit l’équivalent de 12 terrains de football, et abritera plus de 500 batteries géantes SmartStack (7,5 MWh chacune), fournies par la société Fluence. L’ensemble constituera la « GigaBattery Jänschwalde 1000 », une installation de 1 GW de puissance et 4 GWh de capacité, capable d’alimenter environ 1,6 million de foyers allemands pendant quatre heures.

Une capacité plus grande que celle du parc allemand entier

Cette année, le gouvernement avait réaffirmé l’importance du stockage énergétique pour garantir la sécurité du système électrique national. LEAG et Fluence entendent donc répondre à cette demande avec un projet dont la seule capacité dépasse celle de tout le parc de batteries à grande échelle existant dans le pays. À l’heure actuelle, l’Allemagne totalise en effet environ 3,2 GWh de systèmes installés.

Le plus grand dispositif en service à ce jour est la centrale d’Eco Stor, mise en service cet été à Bollingstedt (Schleswig-Holstein), avec 103 MW de puissance et 238 MWh de capacité. D’autres projets sont en préparation, mais aucun n’approche encore l’envergure de celui prévu à Jänschwalde.

La centrale devrait être achevée entre 2027 et 2028. « Ce sera une question de mois », assure Lars Stephan, de Fluence, en comparant ce chantier aux six années nécessaires pour construire la plus grande STEP du pays, d’une puissance équivalente, mais d’une plus grande capacité (8,48 GWh).

Un sous-projet du GigawattFactory

La GigaBattery s’inscrit dans le projet GigawattFactory porté par l’énergéticien LEAG. Il s’agit d’une vaste initiative de transition énergétique destinée à transformer la région minière de la Lausace (Allemagne) après la sortie du charbon. Ce grand projet prévoit un ensemble cohérent de parcs solaires, d’éoliennes, de batteries géantes et d’infrastructures dédiées à l’hydrogène vert. L’objectif : produire d’importantes quantités d’électricité renouvelable et la rendre disponible à tout moment grâce au stockage et à des centrales flexibles. « Ce projet nous permet d’alimenter un nouveau moteur de croissance pour notre GigawattFactory », s’est réjoui Adi Roesch, PDG du groupe LEAG.

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Si l’offre est un vrai cadeau pour les consommateurs australiens, c’est plutôt une mauvaise nouvelle pour certains grands acteurs de l’énergie. En offrant trois heures d’électricité chaque jour aux consommateurs, le risque est de bouleverser l’ensemble du marché énergétique.

Début novembre, l’Australie a dévoilé une nouvelle offre énergétique dite « Solar Sharer », qui obligera plusieurs fournisseurs à proposer quotidiennement trois heures d’électricité gratuite en milieu de journée, à partir de juillet 2026. Une offre qui fait étrangement écho à celle lancée par Engie, en France, proposant deux heures gratuites quotidiennes.

Cette initiative bénéficiera à des millions d’habitants de Nouvelle-Galles du Sud, d’Australie-Méridionale et du sud-est du Queensland, qu’ils possèdent ou non des panneaux solaires. En lançant le programme, le gouvernement espère encourager les ménages à consommer davantage d’électricité lorsque le solaire est abondant et est souvent excédentaire. Tout cela dans le but d’alléger la pression exercée sur le réseau en soirée.

Qui profite vraiment des trois heures gratuites ?

Si le programme Solar Sharer apparaît comme une aubaine pour ceux capables de décaler leurs usages, il pourrait toutefois pénaliser une autre partie de la population. Plusieurs experts redoutent une hausse des prix de l’électricité en dehors des heures gratuites, notamment lors des périodes sans soleil. Les fournisseurs devront en effet compenser les pertes générées pendant les trois heures quotidiennes offertes. Car rappelons que durant cette tranche horaire, ils devront toujours acheter l’électricité au prix du marché, qui risque d’ailleurs d’augmenter si la demande se concentre massivement sur cette période.

Du côté des producteurs, les centrales solaires devraient largement profiter du dispositif. En déplaçant une partie du pic de consommation vers la journée, ils n’auraient plus besoin de brader leur électricité, puisque l’excédent serait absorbé par le réseau. Les centrales éoliennes ou au charbon pourraient également y trouver un intérêt selon une étude de Rystad Energy relayée par PV Magazine. En revanche, ce ne serait pas le cas des centrales à gaz ou hydroélectriques, qui souffriraient de la baisse de la demande en soirée.

Le stockage à grande échelle : le grand perdant du Solar Sharer

La filière la plus fragilisée serait toutefois celle du stockage à grande échelle. Pour rappel, le modèle économique de cette industrie repose sur l’achat d’électricité à bas prix (généralement la nuit ou lors des pics de production renouvelable) pour la revendre plus cher lors des périodes de forte demande. Or, si le pic de consommation se déplace en journée, l’écart entre prix d’achat et prix de revente se réduit. Résultat : les marges pourraient s’effondrer. Cette situation pourrait même décourager les investisseurs, alors que l’Australie s’impose progressivement comme l’un des plus grands marchés mondiaux du stockage par batteries.

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Comme dans l’industrie photovoltaïque, la filière des batteries en Chine risque aussi actuellement une situation de surcapacité. Pourtant, paradoxalement, un segment précis subit une pénurie : les cellules de 100 Ah, composants essentiels des installations résidentielles.

Selon le média PV Magazine Energy Storage, les carnets de commandes des fabricants chinois sont désormais remplis jusqu’en février 2026 pour les cellules de 100 Ah. Alors que leurs usines tournent à plein régime, ces fabricants peinent à suivre la cadence. En effet, la demande a fortement augmenté par rapport à l’année précédente, avec des livraisons ayant atteint 21,64 gigawattheures (GWh) pour les petites cellules au premier semestre, soit une hausse de 70 % sur un an.

Une tendance dans laquelle l’Europe continue de jouer un rôle majeur, puisqu’elle représente le plus grand marché mondial de batteries domestiques. Sur le continent, les nouvelles capacités de stockage installées ont atteint 12 GWh, en progression de 210 % par rapport à l’an dernier, principalement grâce aux installations résidentielles.

Le déséquilibre actuel entraîne inévitablement une flambée des prix. Celui-ci est passé de 0,33 RMB/Wh (environ 4 centimes d’euros) en début d’année à plus de 0,40 RMB/Wh (4,9 cts euros). Les commandes prioritaires atteignent même 0,45 RMB/Wh (5,5 cts euros).

Les fabricants privilégient les batteries géantes

Tout cela se déroule dans un contexte d’expansion massive des usines. CATL, par exemple, vient de mettre en service une nouvelle ligne de 30 GWh à Luoyang et prévoit un projet de 80 GWh à Xiamen. De son côté, BYD étend également ses lignes de production. Cependant, ces expansions ne profiteront visiblement pas au segment des petites cellules de 100 Ah, pourtant en forte pénurie. En réalité, les investissements des grands fabricants se concentrent majoritairement sur les cellules grand format de 300 Ah et plus, qui dominent le marché du stockage industriel.

Ces cellules de grande capacité offrent une densité énergétique supérieure et des coûts de production plus faibles, représentant ainsi un meilleur retour sur investissement pour les fabricants. Ces nouvelles lignes de production chinoises ciblent principalement des projets de stockage à grande échelle, comme ceux liés aux centrales solaires et éoliennes, ainsi que le marché émergent de la flexibilité des réseaux électriques.

En revanche, le segment résidentiel, utilisant des cellules de plus petite capacité, reste moins attractif, avec des volumes dispersés, des marges plus faibles et une rentabilité moindre. Une situation qui illustre bien la tension sur le marché des petites cellules est l’échec de l’appel d’offres de 7 248 mégawattheures (MWh) lancé par China Electrical Equipment Group. Celui-ci n’a pas abouti pour les packs de 50 Ah et 100 Ah.

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Le Maroc veut officiellement tourner la page du charbon. Mais malgré cette volonté, le pays pourrait difficilement y parvenir seul. Pour atteindre cet objectif, il devra s’appuyer sur un solide soutien financier international.

Le charbon reste aujourd’hui la principale source d’électricité du Maroc, même si sa part recule progressivement. Entre 2022 et 2024, sa contribution au mix électrique est passée de 70 % à 59 %, au profit des énergies renouvelables, dont la part ne cesse de croître. En octobre dernier, soit quelques semaines avant la COP30, le royaume a annoncé son intention de sortir progressivement du charbon d’ici 2040. C’est la première fois que le pays s’engage sur une date butoir en la matière.

Une sortie conditionnelle du charbon

Dans sa NDC 3.0, son nouveau plan d’action climatique récemment soumis aux Nations Unies, le Maroc précise que cette sortie se fera « sous réserve d’un soutien international ». Une condition compréhensible, car la transition nécessitera d’importants investissements, tant pour le démantèlement ou la reconversion des centrales existantes que pour la réhabilitation environnementale des sites. L’enjeu est aussi social, puisque des milliers d’emplois dépendent encore de la filière charbon. Le pays devra donc accompagner cette mutation par la création de nouvelles activités et des programmes de reconversion adaptés.

Un autre grand défi sera de garantir la sécurité d’approvisionnement électrique et le développement des renouvelables. Le Maroc vise à tripler sa capacité de production verte pour atteindre 15 GW d’ici 2030. Cela nécessitera la modernisation du réseau et l’ajout de capacités de stockage, efforts déjà prévus dans le nouveau plan climatique marocain.

Une alliance pour l’abandon du charbon

Mais le pays se montre résolument engagé même sans aide. Même en l’absence de financements extérieurs, il affirme vouloir maintenir le cap d’une sortie du charbon dans les années 2040. Rappelons qu’il avait déjà renoncé, lors de la COP26 en 2021, à tout nouveau projet de centrale à charbon.

Dans tous les cas, l’intégration récente du royaume dans la Powering past coal alliance (PPCA), ou « Alliance pour l’abandon du charbon » en français, jouera en sa faveur. Cette alliance regroupant plus d’une centaine de gouvernements, d’entreprises et d’organismes l’accompagnera dans l’élaboration de ses stratégies de diversification énergétique. Elle lui permettra également de bénéficier du retour d’expérience d’autres membres déjà engagés dans des transitions similaires.

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Lors du Shanghai Fashion Event en Chine, Mercedes-Benz a dévoilé un nouveau prototype de véhicule inspiré des modèles des années 1930, arborant un long capot digne d’une bande dessinée. Mais ce n’est pas sur le design que nous nous attarderons. Un autre aspect nous intéresse davantage : son fonctionnement solaire.

De plus en plus de constructeurs automobiles travaillent sur des modèles capables de produire et d’utiliser leur propre énergie solaire, afin de réduire la dépendance aux bornes de recharge. Ces véhicules sont souvent reconnaissables à leurs panneaux solaires visibles sur la carrosserie, parfois même au détriment de leur esthétique.

Mais le dernier-né de Mercedes-Benz, baptisé Vision Iconic, lui, dissimule parfaitement son fonctionnement solaire. Pour cause : la marque a misé sur une peinture photovoltaïque appliquée en une couche ultrafine de seulement 5 micromètres sur l’ensemble de la carrosserie. Dévoilée pour la première fois fin 2024, cette peinture a été développée par Mercedes-Benz.

Selon le constructeur, la peinture ne contient ni silicium ni terres rares, et afficherait un rendement étonnamment remarquable de 20 %, non loin des panneaux photovoltaïques classiques. Par ailleurs, le constructeur n’a pas précisé le type de semi-conducteur utilisé, mais de nombreux observateurs soupçonnent de la pérovskite, compte tenu de ce rendement particulièrement élevé.

12 000 km par an ?

Dès la présentation de sa peinture solaire, Mercedes avait précisé qu’appliquée sur une surface de 11 m² (l’équivalent d’un SUV moyen), sa technologie permettrait de parcourir environ 12 000 km par an grâce à l’énergie solaire. Et ce chiffre pourrait grimper selon les conditions locales (ensoleillement, météo, ou position géographique).

Dans des régions très ensoleillées comme la Californie, Mercedes estime que la peinture solaire pourrait couvrir jusqu’à 100 % des trajets quotidiens d’un conducteur moyen. Mieux encore : le véhicule pourrait produire un excédent d’énergie, réinjectable dans le réseau domestique via un système de recharge bidirectionnelle. Reste à savoir si le Vision Iconic relèvera ce pari qui semble bien audacieux, voire peut-être même un peu trop.

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Imaginez des immeubles dans lesquels des blocs circuleraient d’un étage à l’autre, non pas pour transporter des passagers, mais pour stocker de l’énergie. Pour permettre une telle configuration, des chercheurs veulent exploiter une des forces les plus naturelles qui soient : la gravité.

Le stockage d’énergie par gravité n’est pas nouveau. On le connaît surtout à travers les fameuses stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage, plus connues sous le nom de STEP. Ces systèmes utilisent le surplus d’électricité du réseau pour faire remonter de l’eau en altitude, puis plus tard, celle-ci est relâchée pour produire de l’énergie en redescendant.

Mais une autre approche de cette technologie existe également. Cette technique utilise, non pas de l’eau, mais des blocs solides. Le principe reste le même, on hisse un poids grâce à l’électricité excédentaire, puis on récupère l’énergie lorsqu’il redescend en entraînant un générateur.

Et si cette technologie pouvait s’inviter dans les villes ? C’est ce qu’ont imaginé des chercheurs de l’université de Waterloo, au Canada, avec leur concept de batterie gravitaire intégrée aux immeubles de grande hauteur. Leur étude a été publiée dans la revue Applied Energy.

Stoker les énergies renouvelables

Dans le modèle imaginé par les chercheurs, le bâtiment est équipé de panneaux photovoltaïques installés sur les façades sud, est et ouest, ainsi que de petites éoliennes placées sur le toit. Ces sources renouvelables alimentent l’immeuble et, lorsqu’elles produisent plus que nécessaire, l’énergie excédentaire sert à « charger » le système de stockage.

Celui-ci fonctionne à l’aide d’un treuil à câble qui soulève des blocs lourds (en acier ou en béton) dans une gaine verticale, à la manière d’un ascenseur. L’électricité excédentaire permet de hisser ces masses, emmagasinant ainsi de l’énergie potentielle. Quand la demande d’électricité du bâtiment augmente, le processus s’inverse : les blocs redescendent, entraînant le câble du treuil et actionnant le générateur, qui restitue alors l’énergie sous forme d’électricité.

Le dispositif est complété par des batteries lithium-ion. Celles-ci ne servent pas de stockage principal, mais interviennent pour réagir rapidement en cas de déséquilibre entre la production et la consommation.

Une technologie viable ?

Selon les chercheurs, la technologie est non seulement techniquement viable, mais aussi prometteuse sur le plan commercial. « Cette conception est techniquement viable et a également fait ses preuves commercialement récemment », écrivent les auteurs de l’étude. Et pour cause : des projets similaires ont déjà vu le jour.

En 2020, la start-up britannique Gravitricity avait expérimenté une batterie gravitaire au port de Leith, à Édimbourg. Son installation, haute de 15 mètres, utilisait deux masses de 25 tonnes pour délivrer une puissance de 250 kW.

Reste à savoir si ce principe pourra rivaliser avec les batteries chimiques et autres solutions de stockage. Car si le fonctionnement mécanique a déjà été validé, la fiabilité sur le long terme est encore à démontrer.

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En Chine, une nouvelle éolienne flottante s’apprête à battre tous les records de puissance unitaire. Si le cap symbolique des 30 MW n’a pas encore été franchi, un modèle récemment présenté vise déjà la barre des 50 MW. Une prouesse rendue possible grâce à un concept audacieux du fabricant : un système à double rotors.

OceanX : ce nom n’est pas nouveau. Il s’agit de la fameuse éolienne « à deux têtes » conçue par le turbinier chinois Ming Yang Energy, dont nous avons déjà parlé à plusieurs reprises. Inédite par sa forme, elle est munie de deux rotors installés aux extrémités d’une structure en forme de V, le tout fixé sur une base flottante unique. Ce modèle, d’une puissance totale de 16,6 MW (soit 8,3 x 2), a été mis en service en décembre dernier, à 70 kilomètres au large de Yangjiang, dans la province du Guangdong.

Maintenant, imaginez une version beaucoup plus grande de ce même produit, un modèle d’une puissance de 50 MW. C’est ce que l’entreprise compte construire dès 2026. Cette version XXL d’OceanX a été dévoilée durant une conférence industrielle à Pékin le 21 octobre dernier.

Une puissance deux fois supérieure au record actuel

Il faut croire que Ming Yang n’a pas peur de voir grand. Chacun des deux rotors d’OceanX affiche une puissance de 25 MW, soit presque autant que l’éolienne offshore la plus puissante actuellement en service. Ce record est détenu par un modèle de Dongfang Electric, d’une puissance de 26 MW, qui alimente près de 55 000 foyers depuis un site d’essai dédié.

Tout comme sa version plus modeste, le géant OceanX a été conçu pour résister aux typhons. Elle doit sa robustesse à son système d’ancrage unique, capable de faire pivoter la structure flottante afin qu’elle s’oriente automatiquement face au vent. D’ailleurs, le plus petit dispositif a déjà fait ses preuves en termes de résistance. En septembre, l’entreprise a annoncé que celui-ci avait résisté au super typhon le plus violent de la saison 2025 dans le Pacifique nord-ouest.

Vers une production en masse d’ici 2026

Ming Yang prépare déjà la commercialisation de son nouveau modèle. La production en série devrait démarrer dès 2026 dans la province du Guangdong, avec un objectif initial de 50 unités par an. À terme, l’entreprise prévoit d’augmenter son rythme à 150 turbines par an pour répondre à la demande mondiale croissante.

D’ailleurs, afin de mieux explorer le marché, le turbinier compte s’implanter hors de Chine. Il a ainsi annoncé un investissement de 1,7 milliard d’euros pour la construction d’une usine en Écosse. La première phase du projet portera sur l’installation des chaînes de production de nacelles et de pales, avec un lancement prévu d’ici fin 2028. Par la suite, le site accueillera les lignes de fabrication dédiées aux éoliennes flottantes, ainsi que les unités de production des systèmes de contrôle et composants électroniques.

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Alors que la chaleur industrielle représente un quart de la consommation énergétique finale mondiale, cette entreprise propose sa solution pour décarboner le secteur. Son idée est de stocker la chaleur solaire dans une immense batterie thermique afin de la restituer à tout moment, même la nuit. Mais sa première installation majeure, paradoxalement, servira à un acteur du pétrole.

Sable, brique, graphite, céramique ou encore argile : ces matériaux ont un point commun, leur forte capacité thermique, autrement dit leur aptitude à stocker l’énergie sous forme de chaleur. En Californie, la société Rondo Energy exploite un de ces éléments pour produire de la chaleur industrielle à haute température. Elle utilise des briques réfractaires comme élément de base de sa batterie thermique. Le système est destiné à remplacer les chaudières à combustible fossile au sein des installations industrielles.

Le 16 octobre dernier, Rondo Energy a annoncé la mise en service commerciale de ce qui serait la plus grande batterie thermique industrielle au monde. Sa capacité de stockage est de 100 MWh, soit l’équivalent de la chaleur fournie par 10 000 systèmes de chauffage domestique. Ce projet, qui se veut vert, promet de réduire les émissions de CO₂ de 13 000 tonnes par an. Pourtant, la chaleur décarbonée délivrée par le système alimentera Holmes Western Oil Corp, une usine spécialisée dans l’extraction pétrolière.

Un radiateur solaire géant

Le principe de la batterie thermique Rondo est simple : elle fonctionne comme un immense radiateur solaire. Le système est alimenté par une centrale photovoltaïque de 20 MW installée sur le site et se rechargerait uniquement durant « les six heures d’électricité les moins chères de la journée ».

L’électricité captée alimente des radiateurs électriques qui convertissent l’énergie électrique en chaleur avec un rendement de 100 %. Cette chaleur est ensuite transférée à des milliers de tonnes de briques réfractaires par rayonnement thermique. L’énergie peut être conservée à plus de 1 000 °C pendant plusieurs heures ou plusieurs jours, avec une perte inférieure à 1 % par jour. C’est ce qui permet au système de fournir une chaleur constante, y compris la nuit.

Pour restituer cette énergie stockée, un flux d’air est mis en circulation à travers le bloc de briques. Par convection, l’air s’échauffe et transmet sa chaleur à un circuit d’eau, générant ainsi de la vapeur à haute pression qui est directement injectée dans les puits de pétrole afin d’augmenter la production de l’usine. L’opération était auparavant assurée par une chaudière au gaz fossile.

D’autres projets en cours, et une version XXL

Si l’installation californienne marque la première réalisation d’envergure de Rondo Energy, la technologie est en cours de déploiement dans plusieurs continents. Elle est notamment présente en Amérique du Nord, en Europe, en Asie et en Australie via des projets ciblant des secteurs industriels parmi les plus énergivores et les plus difficiles à décarboner (la chimie, biocarburants, agroalimentaire et ciment).

L’entreprise prépare également une version plus grande de sa batterie thermique. Celle-ci affiche une capacité de 300 MWh. Ce système éliminerait « autant de carbone que plus de 8 500 véhicules électriques », clame l’entreprise.

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Une puissance cumulée d’au moins 1 700 GW de renouvelables est aujourd’hui bloquée dans la file d’attente de raccordement, un retard colossal qui met en péril les objectifs fixés pour 2030. L’Agence internationale de l’énergie (AIE) appelle ainsi à rééquilibrer les investissements entre les énergies renouvelables et les réseaux électriques pour sortir de l’impasse.

Dans son rapport annuel publié ce mois d’octobre, l’AIE prévoit une croissance sans précédent des énergies renouvelables au cours des cinq prochaines années. À l’horizon 2030, ce sont 4 600 GW de nouvelles installations qui devraient sortir de terre. Ce serait l’équivalent des parcs électriques réunis de la Chine, de l’Union européenne et du Japon.

Un chiffre vertigineux, et pourtant insuffisant pour atteindre les objectifs. Lors de la COP28 à Dubaï, les États se sont engagés à tripler la puissance installée des renouvelables d’ici 2030 par rapport à 2022. Or, selon les projections de l’AIE, le rythme actuel ne permettrait qu’un facteur de 2,6.

Le rapport identifie plusieurs freins : lenteurs administratives, instabilité politique, difficultés de financement… Mais le principal obstacle, selon le directeur exécutif de l’AIE Fatih Birol, résiderait dans l’incapacité des réseaux électriques à absorber le flux croissant d’énergie verte. Il fait état de plus d’un millier de gigawatts de projets en attente de raccordement.

1 700 GW, voire bien plus, en attente

Selon Fatih Birol, environ 1 700 GW de renouvelables seraient ainsi « dans la file d’attente, en attente d’être connectés au réseau », comme il l’a indiqué lors d’une conférence de presse pour la présentation du rapport annuel de l’agence.

Mais cette estimation pourrait être largement sous-évaluée. En mai dernier, le groupe de réflexion Ember, associé à plusieurs autres organismes, publiait un rapport mentionnant déjà 1 700 GW de projets en attente de raccordement dans seulement 16 pays européens. On peut donc raisonnablement penser que le volume total de projets bloqués dans le monde est bien supérieur à celui avancé par le directeur exécutif.

Améliorer l’intégration aux réseaux des renouvelables

Pour rattraper le retard et espérer atteindre les objectifs fixés pour 2030, les efforts doivent se concentrer sur l’intégration des renouvelables aux réseaux électriques selon Birol. Il s’agit notamment de déployer des solutions techniques permettant aux nouvelles centrales de se connecter de manière fiable au système électrique.

Aujourd’hui, les installations déjà connectées continuent de mettre sous pression les réseaux. Par ailleurs, on observe déjà une hausse des restrictions de production électrique et des récurrences des prix négatifs sur le marché de l’électricité. L’urgence est donc réelle, avec un besoin d’investir massivement dans les réseaux. Selon Fatih Birol, pour chaque dollar investi dans la production d’énergie renouvelable, à peine un demi-dollar est actuellement consacré aux infrastructures réseau, un déséquilibre qu’il est impératif de corriger.

Les investissements devraient être orientés en priorité vers trois axes : la modernisation des réseaux existants, le déploiement de solutions de stockage et le développement de systèmes favorisant la flexibilité du réseau, capables d’adapter rapidement l’offre à la demande.

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Les centrales solaires flottantes sont désormais courantes, mais il est très rare d’en voir équipées de panneaux installés verticalement. Une entreprise allemande a pensé à une telle configuration et vient de lancer une installation de ce genre à l’échelle du mégawatt.

Sinn Power, spécialisée dans les énergies renouvelables, a développé des panneaux solaires pensés pour une application flottante, une technologie qu’elle a baptisée « Skipp-Float ». Avec ces modules, l’entreprise a créé ce qui serait, selon elle, la plus grande centrale photovoltaïque flottante au monde équipée de panneaux orientés verticalement. Mise en service récemment, l’installation se situe sur un lac de gravière à Gilching, en Bavière, dans le sud de l’Allemagne.

La centrale se compose de 2 500 panneaux pour une puissance totale de 1,87 MW et une production annuelle estimée à 2 GWh. Comme toutes les installations solaires verticales orientées est-ouest, elle offre une production mieux répartie sur la journée, avec deux pics : le matin et le soir. Cette configuration réduit le besoin de stockage, puisque la production coïncide davantage avec les périodes de forte consommation.

Selon Sinn Power, ce qui distingue la technologie Skipp-Float, c’est sa résistance aux tempêtes et aux vents. Chaque panneau est suspendu par un système de câbles et de contrepoids, lui permettant de s’incliner légèrement sous l’effet du vent et de laisser passer l’air. Cette flexibilité limite la pression sur la structure et réduit ainsi les risques de casse.

Une installation compacte

Sinn Power envisage déjà une deuxième phase de 1,7 MW sur le même lac. Cette extension a été envisageable surtout parce qu’en termes d’espace, l’entreprise dispose encore d’une grande marge disponible pour agrandir l’installation tout en restant dans le cadre légal.

En Allemagne, la loi sur la gestion des eaux autorise une occupation maximale de 15 % de la surface d’un plan d’eau pour des installations flottantes. Or, la première phase de la centrale n’utilise que 4,65 % du lac. La disposition verticale des panneaux a permis de maximiser l’espace : l’espacement entre deux rangées n’est que d’environ quatre mètres, et la surface totale de l’installation se limite à 13 000 m². Pour des modules horizontaux, une puissance équivalente aurait nécessité 18 000 mètres carrés (comparaison basée sur la taille et la puissance de la centrale solaire flottante d’Akuo Energy en Piolenc, dans le Vaucluse).

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Souhaitant atteindre la neutralité carbone en 2045, soit bien avant le reste de l’Union européene, l’Allemagne accélère le déploiement de ses énergies renouvelables et renforce ses capacités de stockage énergétique à grande échelle. La file d’attente des demandes de raccordement de nouvelles centrales par batteries ne cesse d’ailleurs de s’allonger, et ce, à un rythme incroyablement effréné. Aujourd’hui, des centaines de gigawatts seraient déjà en attente de raccordement.

À en croire les chiffres, c’est une véritable avalanche de projets de stockage qui déferle sur le marché allemand. Selon Regelleistung, plateforme allemande spécialisée dans l’analyse du marché de la régulation de fréquence, plus de 500 GW de puissance de stockage par batteries seraient actuellement dans la file d’attente. Cela correspond à plusieurs centaines de projets répartis sur l’ensemble du territoire. Pour se faire une idée du volume colossal que cela représente, cela équivaut à 3,2 fois la puissance cumulée de toutes les centrales électriques de France (155 GW).

Ces estimations proviennent des données de sept gestionnaires de réseau allemands, qui recensent 470,5 GW de demandes. En ajoutant celles d’autres opérateurs, le total dépasserait largement les 500 GW. Un chiffre impressionnant, certes, mais qui ne reflète en rien la réalité du marché.

500 GW, un chiffre irréaliste ?

Un tel volume de projets est difficilement crédible au regard de la puissance du parc électrique allemand. Pour donner un ordre de grandeur, la charge de pointe actuelle du pays (c’est-à-dire le besoin électrique maximal atteint à un instant donné) s’élève à environ 75 GW. Par ailleurs, la file d’attente de batteries actuelle dépasse déjà la totalité du parc renouvelable prévu en 2030, qui est de 400 GW selon les projections du gouvernement. Même la Chine, dont la puissance des énergies renouvelables dépasse le térawatt (soit 1000 GW), ne dispose pas d’un parc de batteries aussi conséquent.

En réalité, ces 500 GW contiennent une multitude de projets « spéculatifs », déposés par des opérateurs dans le seul but de se réserver une place sur le réseau. La faute à la règle du « premier arrivé, premier servi » mise en place par les gestionnaires de réseau. Ce système incite certaines entreprises à bloquer d’importantes capacités, simplement pour garder la possibilité d’installer plus tard une centrale de stockage. Une grande partie de ces projets ne verront donc jamais le jour.

Le rapport de Regelleistung pointe également l’absence de tri rigoureux parmi les dossiers déposés. Le système actuel ne vérifie pas suffisamment la maturité des projets avant de valider leur demande de raccordement. Résultat : les installations techniquement prêtes sont retardées et risquent d’être impossibles à connecter, simplement parce que le réseau est déjà « réservé » par des projets fantômes. De plus, le coût élevé et la durée de traitement des dossiers pourraient ralentir davantage le raccordement des projets réellement viables.

Des mesures contre les projets fantômes

La situation risque de freiner l’expansion réelle du stockage d’électricité, voire de retarder les objectifs de la transition énergétique allemande. Pour remédier à la situation, des pistes de réforme sont proposées par le Regelleistung. La première mesure consisterait à généraliser une vérification rapide de la possibilité de raccordement, via par exemple, un outil numérique accessible aux développeurs. Eux-mêmes pourraient alors évaluer leurs installations et déterminer si un raccordement est possible pour éviter des dépôts de demandes inutiles.

La mise en place de frais de réservation est également évoquée afin de limiter les projets purement spéculatifs. L’idée serait de facturer des frais proportionnels à la puissance demandée tout en encadrant les délais de mise en œuvre. Seules les entreprises réellement prêtes à investir déposeraient alors une demande.

Concernant les 500 GW de demandes existantes, le rapport recommande de trier les projets : éliminer ceux qui sont irréalisables via des études de faisabilité, placer les projets sérieux dans une liste d’attente transparente et priorisée, et éventuellement appliquer des frais de réservation pour que les projets « théoriques » soient retirés.

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L’hydrogène, une des solutions face aux défis énergétiques actuels, s’avère être un candidat idéal pour le stockage longue durée. Dans un nouveau concept, cette technologie est associée aux batteries et à l’intelligence artificielle pour renforcer la résilience des réseaux électriques.

Les systèmes de stockage hybrides semblent susciter un intérêt croissant dans ce contexte où l’équilibre des réseaux est de plus en plus menacé. Alors que nous évoquions récemment une installation chinoise reliant batteries et supercondensateurs, voici un nouveau concept combinant maintenant batteries et stockage hydrogène.

Derrière l’idée : la startup suisse Plan-B Net Zero. La jeune entreprise a présenté son concept lors du Symposium sur l’hydrogène DA-CH récemment organisé en Autriche. Son système repose sur deux piliers. D’une part, des batteries absorbent les variations à court terme du réseau électrique ; et d’autre part, un système de production d’hydrogène vert assure le stockage à long terme du surplus d’électricité issue des énergies renouvelables. L’ensemble est coordonné par une IA chargée d’orchestrer les échanges entre les différents composants.

Le concept s’adresse principalement à l’Allemagne, l’Autriche et la Suisse, où les réseaux auraient atteint désormais leurs limites opérationnelles face à la croissance rapide des renouvelables et à la fréquence accrue des phénomènes météorologiques extrêmes. « Nous avons besoin de systèmes intelligents et décentralisés, capables de réagir de manière autonome aux fluctuations », souligne l’entreprise pour appuyer sa démarche.

Une interconnexion intelligente entre solaire, IA, électrolyseurs et batteries

Plan-B Net Zero affirme travailler actuellement sur le développement de pôles énergétiques régionaux interconnectant centrales solaires, batteries et électrolyseurs. L’objectif est d’exploiter le surplus d’énergie solaire pour alimenter les batteries et produire de l’hydrogène vert via électrolyse. Pour convertir ce dernier en électricité, le système devrait être associé, soit à des piles à combustible, soit à des turbines à hydrogène.

Grâce à des modèles prédictifs basés sur la météo, la demande en électricité et les prix de l’énergie, l’IA supervisera le système en temps réel. Elle pourrait ainsi anticiper les variations du réseau et ajuster automatiquement les opérations en chargeant les batteries, en lançant l’électrolyse pour produire de l’hydrogène, ou en restituant de l’électricité au réseau lorsque c’est nécessaire.

L’entreprise revendique déjà un portefeuille de projets de stockage par batteries totalisant 1,3 GWh, dont certains seront prochainement associés à des installations à hydrogène. Si ce concept s’annonce théoriquement prometteur pour améliorer la stabilité du réseau, aucune donnée concrète n’a pour l’heure été fournie pour évaluer ses performances réelles. La question des coûts reste également en suspens.

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À l’horizon 2030, l’Italie ambitionne d’atteindre une capacité de 3 GW d’électrolyseurs d’après son plan national énergie-climat publié en 2024. Dans ce contexte, le pays se voit ainsi accueillir une nouvelle installation de 0,5 MW en Sardaigne, un investissement de 15 millions d’euros en partie financé par le Plan national de relance et de résilience.

L’Italie lance donc Hyround, une nouvelle usine de production d’hydrogène vert, la première installation du pays directement connectée au réseau gazier urbain. Celle-ci couvre l’ensemble de la chaîne de valeur, de la production au stockage et à la distribution du gaz. Porté par l’Italien Italgas, spécialiste de la distribution de gaz naturel, le projet est implanté à Sestu, dans la province de Cagliari, en Sardaigne. L’usine a été inaugurée le 2 octobre en présence du ministre de l’Environnement et de la Sécurité énergétique, Gilberto Pichetto Fratin.

L’infrastructure utilise la technologie dite « Power-to-gas », qui transforme l’électricité en hydrogène via l’électrolyse de l’eau. Cette électricité, pour être « verte », provient d’un parc photovoltaïque voisin de 1 MW et alimente un électrolyseur de 0,5 MW. Avec tout cela, Italgas espère produire 21 tonnes d’hydrogène par an, avec déjà une prévision d’augmentation à 70 tonnes annuelles dès 2028.

L’hydrogène au service des bus, des usines et des habitations

L’hydrogène produit est destiné à trois secteurs principaux : le transport, l’industrie et les usages domestiques. Une partie de la production alimentera une flotte de bus à hydrogène, une technologie encore toute jeune en Italie. Une entreprise laitière locale l’utilisera également pour remplacer le gaz naturel dans ses procédés de production, afin de générer la chaleur nécessaire aux différentes opérations. Enfin, l’hydrogène sera mélangé au méthane dans le réseau domestique pour chauffer les habitations et produire de l’eau chaude.

Ce projet est rendu possible en grande partie grâce au fait que la Sardaigne dispose de réseaux de distribution de gaz parmi les plus avancés du pays. Le choix géographique d’Italgas répond donc à une stratégie claire. Ces réseaux, dits « natifs numériques », ont été conçus dès le départ avec des technologies modernes intégrées, permettant d’optimiser la distribution du gaz en temps réel. Surtout, dès leur installation, ils étaient déjà prêts à accueillir différents types de gaz, y compris l’hydrogène.

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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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