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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