Qui dit transition énergétique réussie, dit énergies renouvelables. Et qui dit énergies renouvelables, dit bien souvent énergies intermittentes. Ainsi, la multiplication des moyens de stockage d’énergie apparait comme élément incontournable dans l’atteinte de la neutralité carbone. Pour mieux connaître les grands sites de stockage d’énergie en France (à l’exception des sites dédiés aux hydrocarbures), nous avons compilé la majorité des stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), méga batteries (BESS) et réservoirs d’hydrogène (H2) installés en France, territoires ultramarins compris.

Si le stockage de l’énergie a toujours eu un rôle important pour assurer la stabilité des réseaux électriques à travers le monde, la transition énergétique et le recours croissant aux énergies renouvelables entraîne un besoin accru en batteries, STEP et sites de stockage d’hydrogène. Ces systèmes permettent de mieux exploiter l’énergie issue de moyens de production non pilotables comme le solaire et l’éolien.

Dans ce contexte, les projets d’installations de stockage d’énergie se multiplient un peu partout à travers le monde, et de nombreuses entreprises cherchent en permanence à innover pour améliorer le rendement des installations tout en en faisant baisser le prix. La France ne fait pas exception. Pour avoir une idée des capacités de la France en matière de stockage d’électricité, nous avons rassemblé, dans la carte ci-dessous, les plus grands sites de stockage d’énergie hors hydrocarbures du pays.

La carte des STEP et méga batteries en France

Comme on peut le constater, le stockage d’énergie en France métropolitaine est principalement assurée par les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) qui ont été construites principalement dans les années 1970 à 1980 dans le cadre du programme de nucléarisation du mix électrique français. Elles permettent alors d’aider les réacteurs dans le suivi de charge du réseau et d’absorber une partie de leur puissance la nuit, lorsque la consommation nationale est faible. Elles affichent des puissances et des capacités de stockage bien supérieures à toutes les autres formes de stockage actuellement utilisées.

En dehors de la métropole, ce sont plutôt les BESS (Battery Energy Storage System, ou Système de stockage par batterie en français), qui constituent la plus grande part du stockage d’électricité. Par l’absence de réacteurs nucléaire dans les territoires d’outre-mer, les énergies renouvelables constituent le seul moyen d’atteindre la neutralité carbone, rendant le stockage indispensable. Certaines de ces installations, comme celles de Bardzour, à la Réunion, ou Kwita Wije, en Nouvelle-Calédonie, sont directement installées sur des sites de production d’énergie renouvelable, en l’occurrence des fermes solaires. Toutefois, quelques STEP marines de plus grande capacité que les batteries restent à l’étude dans certains départements d’outre-mer.

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Le stockage se diversifie pour répondre aux besoins grandissants

Si, aujourd’hui, les STEP constituent l’une des solutions les plus économiques et au rendement le plus intéressant, elles nécessitent des travaux de très grande envergure et des investissements colossaux. De plus, elles ont l’inconvénient d’avoir un très fort impact sur l’environnement et de modifier des écosystèmes entiers sur le long terme. En France, EDF dispose de plusieurs projets de stations de pompage turbinage dans les cartons, comme le site de Redenat. Dans le monde, certains projets de grande envergure sont néanmoins en cours. On pense à la plus haute STEP du monde, construite par la Chine au Tibet, ou encore le gigantesque projet du lac d’Onslow, en Nouvelle-Zélande.

Face aux investissements colossaux nécessaires pour réaliser des STEP, les BESS sont actuellement une alternative très prisée. Ces batteries chimiques ont l’avantage d’être modulables et relativement rapides et faciles à installer. Néanmoins, leur coût au kilowattheure est élevé et leur durée de vie est limitée. Par ailleurs, elles nécessitent nettement plus d’espace au sol qu’une STEP à capacité de stockage équivalente. C’est pourquoi, de nombreuses entreprises continuent à chercher des solutions pour créer des moyens économiques de stocker de l’énergie avec un rendement suffisant.

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La piste de l’hydrogène est très étudiée, car malgré un rendement relativement peu intéressant, elle a l’avantage de permettre un stockage sur le long terme. On retrouve donc de vastes projets de stockage, comme le projet HyPSTER, en France. Celui-ci consiste à utiliser des cavités souterraines naturelles pour y stocker l’hydrogène.

D’autres solutions sont étudiées pour pour associer coût et rendement. L’une des pistes envisagées consiste à utiliser le stockage dit gravitaire. C’est notamment ce que cherche à faire l’entreprise écossaise Gravitricity dans l’ancienne mine la plus profonde d’Europe. La startup souhaite y installer des masses suspendues à des treuils qu’il sera possible de faire monter et descendre en fonction des besoins en électricité.

En France, l’entreprise Energiestro cherche à permettre le stockage de l’électricité à des volants d’inertie. Le principe de cette technologie consiste à faire tourner à très grande vitesse et sur elle-même une importante masse de béton tout en réduisant les frottements au minimum. Le moteur électrique qui y est associé permet d’accélérer la rotation de la masse lorsqu’il faut stocker de l’électricité, et permet de freiner la masse lorsqu’il faut produire de l’électricité. Cette technologie n’est toutefois pas adaptée aux sites de stockage d’énergie à grande échelle, du fait de la grande quantité de matériaux qu’elle nécessite.

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Marc tient la chaîne Youtube Univers Tesla, bien sûr dédiée aux véhicules de la célèbre marque, mais pas seulement. Il s’intéresse également à l’énergie photovoltaïque, à l’autonomie, et aux moyens de réduire sa facture d’énergie. Et il vient d’opter pour l’option Tempo, dont il compte bien utiliser le plein potentiel. Nous avons interrogé Marc pour savoir comment il s’y est pris pour « tuer le game ».

Pour réduire notre dépendance aux combustibles fossiles, il n’existe pas aujourd’hui de nombreuses alternatives : la plus directe consiste à électrifier. C’est en tout cas la stratégie choisie par Marc, de la chaîne Youtube Univers Tesla. Ce dernier s’est équipé de deux voitures électriques : deux Tesla Model 3, une Long Range dotée d’une batterie de 75 kWh, et une version Standard de 60 kWh. Son domicile est équipé d’une pompe à chaleur pour le chauffage, d’un chauffe-eau thermodynamique pour l’eau chaude sanitaire (ECS), ainsi que d’une centrale photovoltaïque de 12 kW (sans contrat de revente).

Dernièrement, Marc a fait l’acquisition d’une batterie de 30 kWh, une capacité conséquente pour un logement. Et c’est cette dernière qui va lui permettre d’utiliser au mieux l’option Tempo.

Quelle stratégie pour optimiser l’option Tempo d’EDF ?

L’option Tempo, que nous avons déjà largement abordée dans nos colonnes, est une option du Tarif réglementé de vente de l’électricité (TRVE) proposé par EDF. Il comprend trois tarifs :

Le tarif de l’option Tempo est donc très avantageux avec des économies allant de 30 à 40 % environ la plupart du temps. Sauf 22 jours/an, les « jours rouges », où le tarif peut être multiplié par 3 durant les heures pleines. La stratégie d’optimisation de sa facture avec Tempo est donc claire : acheter de l’électricité pendant les périodes de tarif bleus et blancs, particulièrement en heures creuses, et en acheter le moins possible pendant la période de tarif rouge en heures pleines.

Mais pour en acheter le minimum, il faut avoir une stratégie bien rodée : « en plein été, les panneaux photovoltaïques donnent à plein et il est possible de fonctionner, voire de rouler à 100 % au solaire. Mais en hiver, ce n’est plus possible, et c’est en hiver qu’il y a les jours rouges. J’ai donc longtemps hésité à passer à l’option Tempo. Mais aujourd’hui, je suis confiant. »

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Comment passer les jours rouges sereinement ?

Marc a réalisé une analyse très précise du calendrier de l’option Tempo, et sa correspondance avec la météo de Toulouse, où il habite. « J’ai constaté que les jours rouges se produisaient le plus souvent lors des périodes de froid, mais ces périodes de froid ne correspondent pas systématiquement à des périodes sans soleil. Au contraire ! 50 % du temps, il fait froid et le temps n’est pas couvert. » Pendant ces jours, l’installation photovoltaïque continue donc à produire beaucoup, et il n’a pas besoin d’acheter de l’électricité sur le réseau, même lorsque ce sont des jours rouges.

Par ailleurs, il a multiplié ses capacités de stockage. Il a doublé sa capacité de stockage d’ECS en utilisant un ancien cumulus électrique. « Il s’agit d’une installation préexistante, que j’ai pu mettre à contribution. » Ce cumulus réduit globalement le rendement électrique de la production d’ECS, mais elle permet d’augmenter l’autoconsommation en stockant de l’eau chaude produite les jours ensoleillés. Autre subtilité : il alimente son lave-vaisselle directement avec cette eau chaude, ce qui réduit d’autant les besoins électriques.

Enfin, Marc a fait l’acquisition d’une batterie électrique, de marque Gobel Power, de technologie LFP, et pour une capacité totale de 30 kWh.Elle a une durée de vide 6 000 cycles. Si l’on consulte le site de Gobel Power, une telle batterie pourrait coûter de l’ordre 6 000 € (en incluant l’électronique, mais hors main d’œuvre), voire seulement 4 800 € en autoconstruction de la batterie en kit. En considérant l’hypothèse haute de prix, une charge comprise entre 10 et 90 % de la capacité de la batterie, de façon à préserver autant que possible sa durée de vie, le coût de stockage de l’électricité est de l’ordre de 0,04 €/kWh stockés.

Le surcoût du stockage est donc inférieur à la différence entre les prix de l’option Tempo (jours bleus et blancs) et les prix de l’option Heures Pleines-Heures Creuses. Une électricité Tempo achetée au bon moment et stockée revient donc au même prix que l’électricité achetée sur la base de contrats plus classiques.

Voilà pourquoi Marc a sélectionné l’option Tempo : l’ensemble de son installation lui permet aujourd’hui d’envisager en toute sérénité le passage des jours rouges, sans avoir à acheter de l’électricité pendant ces périodes à éviter. « Je ne voulais pas avoir à faire la loi à la maison, et stresser tout le monde les jours rouges. Là, je serais zen. » Zen, tout en réduisant sa facture et en participant à l’équilibre électrique du réseau, que demander de plus ?

Retrouvez l’installation de Marc dans sa vidéo Youtube.

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L’effondrement du prix des batteries, depuis plus d’un an, est une bonne nouvelle pour tout le monde… ou presque. Cette situation pourrait, en effet, mettre à mal l’économie circulaire qui se développait largement autour des batteries de seconde vie. 

Pour répondre à la problématique grandissante du stockage de l’électricité, de nombreuses entreprises ont fait le choix, ces dernières années, de s’intéresser au reconditionnement des batteries, et en particulier de celles issues du secteur automobile. Redonner une seconde vie à ces batteries a permis de faire baisser le coût des solutions de stockage stationnaires, tout en favorisant le développement d’une économie circulaire et durable. Néanmoins, depuis début 2023, le prix des batteries neuves ne fait que chuter, ce qui pourrait bouleverser tout cet écosystème créé autour du réemploi des batteries.

L’économie circulaire et le réemploi favorisés par le prix élevé des batteries neuves

En Europe, on retrouve pas moins de 79 grandes entreprises associées à des initiatives de reconditionnement et de réemploi de batteries. On pense, pour les plus connus, au groupe Renault en France, mais également BMW, Honda, Audi et autres Mercedes. Dans la plupart des cas, cette économie circulaire consiste à récupérer des batteries issues de l’automobile, pour lesquelles les contraintes de performances sont très élevées, pour les réemployer dans des secteurs où les exigences de densité énergétique et de performance sont moindres.

À Quimper, par exemple, l’entreprise Entech pilote actuellement un projet destiné à créer une chaîne de valorisation et de réutilisation de ces batteries de voiture électrique. En partenariat avec Stellantis, le projet ABR (Automative Batteries Reuse) travaille sur la réutilisation de batteries de Citroën C3 ou de Peugeot 208. Elles pourraient ensuite, par exemple, équiper des installations photovoltaïques. Du côté du Royaume-Uni, le groupe JLR (Jaguar Land Rover) et la startup Allye Energy collaborent pour mettre en œuvre un système de stockage d’énergie pouvant être déplacé. Sur cette batterie stationnaire (BESS), les 270 kWh de capacité seront obtenus grâce à des batteries usagées de Range Rover.

À plus grande échelle, l’entreprise allemande Fenecon vient d’inaugurer une usine spécialisée dans le retraitement de batteries destinées à une seconde vie. Le site, qui a nécessité un investissement de 25 millions d’euros, devrait permettre la production de 500 grandes unités de stockage par an, ainsi que 30 000 unités de stockage domestiques, par an également.

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Cette chute des prix va-t-elle entraîner la désorganisation de toute une filière ?

Si toutes ces initiatives sont louables d’un point de vue environnemental, elles ne sont aussi nombreuses que parce qu’elles sont intéressantes économiquement. Or, la récente baisse du prix des batteries LFP pourrait changer la donne et menacer l’équilibre de cette filière en plein développement.

C’est notamment ce qu’il se passe pour la startup finlandaise Cactos. Celle-ci avait présenté, en 2022, un projet de reconversion d’anciennes batteries Tesla en BESS. Avec ce concept, l’entreprise est même parvenue à lever près de 26 millions d’euros en 2023. Pourtant, Oskari Jaakkola, le CEO de l’entreprise a récemment indiqué, sur le site internet Energy Storage, que les batteries neuves étaient désormais plus intéressantes d’un point de vue financier. De ce fait, l’entreprise a changé son fusil d’épaule, et équipe 80 à 90 % de sa production de batteries neuves. En outre, Oskari Jaakkola a même déclaré que les 10 à 20 % de BESS fabriquées à partir de batteries de seconde vie étaient maintenues pour répondre à des besoins précis de certaines entreprises en matière de politique environnementale.

De ce fait, l’optimisation des techniques de reconditionnement des batteries, et la baisse des coûts qui y sont associés, vont devenir des enjeux fondamentaux pour espérer préserver l’équilibre du secteur des batteries de seconde vie.

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La mise en œuvre de la future plus grande batterie d’Europe, surnommée Giga Green Turtle, se concrétise un peu plus avec la validation récente du permis de construire du projet. Si tout va bien, elle pourrait être mise en service en 2028. 

Les autorités belges viennent de donner leur accord définitif pour la construction de la future plus grande batterie d’Europe dans la ville de Dilsen-Stokkem, au nord-ouest du pays. Située à proximité directe d’une nouvelle sous-station à haute tension de 380 kV, cette batterie fera partie des plus grandes du monde grâce à une puissance de 600 MW pour 2 400 MWh de capacité de stockage. Pour se donner une idée, cela correspond à 46 154 batteries de Renault Zoé dernière génération.

Si elle n’est pas au niveau de celle de Moss Landing, en Californie, elle devrait tout de même permettre de stocker l’équivalent de la consommation moyenne de 330 000 foyers par an. Pour y parvenir, le site sera équipé de 20 batteries avec onduleurs, 185 transformateurs de moyenne tension et 5 transformateurs haute tension. Si tout se passe comme prévu, les travaux pourraient démarrer l’année prochaine pour une mise en service en 2028.

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Les batteries géantes se multiplient

Depuis 2022, on observe une accélération fulgurante des systèmes de stockage d’énergie par batterie. Cette accélération s’explique par une prise de conscience de l’importance de ces systèmes dans un mix énergétique en grande partie issu du renouvelable, mais ce n’est pas tout. La baisse progressive du prix des cellules de stockage rend cette technologie de plus en plus abordable. Et ce n’est pas près de s’arrêter, puisque selon certains observateurs, cette baisse devrait au moins se maintenir tout au long de l’année 2024. Grâce à cette dynamique, la capacité de stockage par batterie dans le monde devrait allégrement dépasser les 1 TWh d’ici 2030, et peut-être même atteindre les 22 TWh d’ici 2050.

De son côté, l’entreprise GIGA Store, responsable de la Giga Green Turtle, a de la suite dans les idées puisqu’elle prévoit de réaliser une deuxième batterie géante à proximité directe de la Green Turtle, d’une puissance de 300 MW. Au total, l’entreprise espère installer 5 GW batteries de stockage en Europe d’ici 2030. Des chiffres à mettre en relief avec les capacités de stockage des stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP). Si la future plus grande batterie électrochimique d’Europe pourra stocker 2,4 GWh pour 600 MW de puissance, sa fiche technique demeurera bien inférieure à n’importe quelle STEP, comme celle de Montézic en France. Cette installation, qui n’est pourtant pas la plus grande d’Europe, peut stocker 38,8 GWh et délivrer une puissance de 920 MW.

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On ne fait pas durer le suspense plus longtemps : la réponse est non. En revanche, CATL vient de présenter une nouvelle batterie qui ne subirait aucune dégradation de ses performances pendant ses cinq premières années d’exploitation. Si cela se confirme, il pourrait s’agir d’une évolution importante pour le secteur du stockage d’énergie.

La société chinoise CATL (Contemporary Amperex Technology Co), star du stockage d’énergie par batterie avec 69 GWh vendus en 2023, vient d’annoncer avoir réussi à créer une batterie qui ne se dégrade pas dans le temps. Appelée TENER, cette batterie, pas plus grande qu’un conteneur de 20 pieds, serait capable de stocker 6,25 MWh d’électricité grâce à ses cellules LFP. La densité énergétique de cette batterie est ainsi 30 % plus importante que la précédente génération, capable de stocker 5 MWh.

Mais si ce système de stockage suscite la curiosité des professionnels du secteur et autres curieux de la transition énergétique, c’est parce que son fabricant a annoncé que cette batterie ne perdait ni en capacité de stockage, ni en puissance, pendant les cinq premières années de son exploitation. Pour parvenir à une telle performance, CATL indique avoir utilisé des technologies biomimétiques comme l’interphase d’électrolytes solides (SEI) ainsi que des électrolytes auto-assemblés. Ces technologies permettraient aux ions de lithium de se déplacer sans entrave, ne générant ainsi aucune dégradation. Certains y voient plutôt un argument commercial, sous-entendant que la batterie serait en réalité plus puissante que les 6,25 MWh annoncés, permettant ainsi une dégradation « invisible » des performances. Quoi qu’il en soit, les chiffres restent impressionnants.

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Tesla a du souci à se faire pour son Megapack

Outre l’annonce de CATL, un autre fabricant vient de présenter sa nouvelle batterie : BYD. Ici, pas de technologie de rupture, mais une capacité de stockage encore plus impressionnante de 6,432 MWh pour le MC Cube-T. Avec ces nouveaux produits d’une capacité dépassant les 6 MWh, les deux entreprises proposent une densité énergétique remarquable qui permettrait notamment de réduire l’emprise des sites de stockage d’électricité.

Face à ces nouveautés, Tesla a donc du souci à se faire. Aux dernières nouvelles, son Megapack ne peut stocker « que » 3,9 MWh par unité. En revanche, son convertisseur intégré reste un argument de taille. Les batteries TENER et MC Cube-T n’en sont pas équipées, engendrant une installation plus complexe.

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Pour soutenir le déploiement des énergies renouvelables intermittentes, le monde a besoin de solutions de stockage. Parmi elles, les systèmes de stockage d’électricité par air comprimé, appelés « CAES ». Et la Chine vient de connecter le plus important du genre à son réseau.

L’acronyme CAES est utilisé par les experts pour évoquer un système de stockage d’électricité par air comprimé — ou Compressed Air Energy Storage pour les anglophones. L’idée est de compresser de l’air dans une cavité saline et de le décompresser à travers des turbines en fonction des productions renouvelables et de la demande en électricité. De l’avis des experts, cette idée est prometteuse. Car, enrichis de systèmes de récupération de la chaleur produite en cours de compression, les rendements des CAES peuvent dépasser les 70 %. Ils pourraient ainsi s’avérer efficaces, par exemple, pour gérer l’intermittence quotidienne de l’énergie solaire. Et pour l’avenir, l’ambition est de concevoir des stockages allant jusqu’à 10 GWh sur une dizaine d’heures.

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La Chine et le stockage d’électricité par air comprimé

En attendant, la société d’ingénierie publique China Energy Engineering Corporation vient d’annoncer la mise en service du plus important CAES au monde. Baptisé Hubei Yingchang, le système présente une capacité de 300 mégawatts (MW) sur cinq heures. Ce qui correspond à un stockage de 1 500 mégawattheures (MWh). Il a coûté un peu plus de 250 millions d’euros et a été construit dans des mines de sel abandonnées. Le tout en deux ans seulement. C’est 3 à 4 fois plus rapide que ce qu’il faut traditionnellement pour développer un autre genre de système de stockage de l’électricité à grande échelle, une station de transfert d’énergie par pompage (STEP).

Pour rester dans les chiffres, le CAES chinois affiche une efficacité aller-retour de 64 %. Une efficacité qui pourrait même atteindre les 70 % des batteries à flux redox, avancent China Energy Construction Digital Group et la filiale de State Grid basée à Hubei, les deux responsables du projet. L’objectif : absorber les pointes sur le réseau local en chargeant chaque année près de 500 gigawattheures (GWh) d’électricité et en en restituant environ 320.

Il y a quelques mois déjà, la Chine, toujours, avait connecté au réseau un autre système de stockage d’électricité par air comprimé d’une puissance de 100 MW pour une capacité de stockage de 400 MWh. Le tout, avec une efficacité annoncée de 70 %.

Un projet de CAES plus important encore aux États-Unis

Mais Les États-Unis devraient bientôt détrôner la Chine grâce à deux installations en cours de construction. Les CAES développés par Hydrostor en Californie auront une puissance de 500 MW chacun et seront capables de stocker au total presque 10 GWh d’énergie. De quoi fournir entre 8 et 12 heures d’électricité au réseau. Le tout avec une durée de vie estimée à 50 ans et pour un coût qui ne devrait pas excéder celui d’installations de puissances égales de batteries. Mise en service prévue d’ici 2028.

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EDF a pris la décision d’arrêter cinq réacteurs nucléaires le week-end dernier, en raison d’une forte baisse de la demande d’électricité faisant chuter les prix. Une aberration qui montre que le réseau n’est toujours pas en mesure de valoriser la production excédentaire des centrales bas-carbone : nucléaire, éolien et solaire.

La France tourne la page de la crise de l’énergie : nos réserves hydrauliques se portent bien et notre parc nucléaire va mieux, après les arrêts inopinés de nombreux réacteurs et les retards pris dans les opérations de maintenance avec la crise sanitaire. Pour preuve, le prix de l’électricité sur le marché de gros est en chute libre. Cette situation s’explique également par le développement des énergies renouvelables qui permet de bénéficier d’un afflux de production d’électricité, dès que le soleil est radieux, comme c’est le cas en ce début de printemps.

Un réseau inadapté aux fortes productions issues des énergies renouvelables

Mais cette hausse de la production d’électricité issue des énergies renouvelables combinée à une baisse importante de la demande peut aussi perturber le réseau, lequel doit en permanence conserver un équilibre parfait entre l’offre et la demande. Ce week-end, les températures anormalement élevées ont anéanti les besoins de chauffage. La consommation nationale a chuté à des niveaux comparables à un dimanche de juillet. En parallèle, les parcs solaires ont tourné à haut régime, atteignant un pic à 10,7 GW dimanche à 13h15. En conséquence, le prix de l’électricité sur le marché spot en France est resté négatif, plongeant à un minimum de -39,89 €/MWh.

Pour maintenir la balance à l’équilibre entre offre et demande, EDF a donc dû arrêter 5 réacteurs nucléaires. Les sites concernés sont ceux de Dampierre 4 (890 mégawatts [MW]), Golfech 2 (1 310 MW), Paluel 4 (1 330 MW), Tricastin 1 et 3 (915 MW chacun). Tous ont été déconnectés du réseau samedi matin pour être reconnectés dimanche soir, à l’exception du réacteur Tricastin 1 remis en route mardi soir.

Au total, 5,4 GW ont été concernés par cette coupure. On peut toutefois s’interroger sur ces arrêts qui risquent de se renouveler à mesure que le déploiement des énergies renouvelables s’accélère. Le réseau ne semble pas encore tout à fait prêt à accueillir ces nouveaux modes de production décentralisés dont la production dépend des conditions climatiques et n’est pas corrélée aux besoins. Pourtant, déconnecter des réacteurs nucléaires qui produisent une électricité décarbonée apparaît comme un gâchis alors même que ces arrêts sont coûteux.

Des solutions existent pour utiliser le surplus de production électrique

Il est surprenant que des solutions ne soient pas déployées pour valoriser le surplus de production électrique, dans le contexte actuel de décarbonation. Faute de demande, des moyens de production bas-carbone sont aujourd’hui bridés, alors qu’ils pourraient se substituer aux énergies fossiles.

Une des pistes pour soutenir la demande est le déploiement du véhicule électrique. Il constitue une des solutions pour gérer le surplus de production puisque la recharge est un moyen de stockage. Pour l’heure, le prix élevé à l’achat et les difficultés d’accès à la recharge privée dans certaines zones du territoire constituent un frein pour beaucoup d’automobilistes.

Il conviendrait également d’accélérer la décarbonation de l’industrie pour augmenter son électrification. Grâce aux systèmes de stockage de grande ampleur tels que les STEP et les méga batteries, ils pourraient bénéficier en semaine d’une électricité à bas-coût stockée les week-ends de faible demande, par exemple.

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Par ailleurs, le recours à l’hydrogène constitue aussi une autre solution qui permettrait de valoriser un excédent de production, et d’éviter ainsi les arrêts de tranches des réacteurs nucléaires. La filière est en plein développement, notamment avec la construction prochaine d’usine d’hydrogène vert qui devrait voir le jour au Havre en 2028, avec le soutien financier de l’État. Enfin, le surplus de production électrique devrait pouvoir faire l’objet d’un stockage à très grande échelle.

Pour cela, des moyens de stockage massif devraient être développés rapidement. Si certains pays ont déjà pris les devants en investissant dans les batteries et les stations de transfert d’énergie par pompage-turbinage (STEP), ce n’est pas le cas de la France. Aucun des grands scénarios établis pour l’avenir du mix électrique, que ce soit par l’ADEME ou le gestionnaire de réseau RTE, ne considère le stockage comme une pièce indispensable à la transition énergétique. Pourtant, le stockage participe à rendre le réseau électrique plus flexible.

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Ce n’est pas une nouveauté : le recours aux systèmes de stockage est une des meilleures solutions pour lisser la production d’énergies renouvelables. Au Royaume-Uni, les batteries géantes pallieraient même le sous-dimensionnement de certaines portions du réseau électrique.  

Produire de l’électricité renouvelable, c’est bien, mais pouvoir l’utiliser, c’est mieux. Au Royaume-Uni, un important déséquilibre du réseau électrique entre le nord et le sud entraîne régulièrement le bridage d’éoliennes en Écosse, et l’activation de centrales à gaz en Angleterre ainsi qu’au Pays de Galles. Selon Field, un spécialiste des centrales de stockage par batterie, ces manipulations auraient coûté près de 920 millions de livres sterling, soit plus d’un milliard d’euros, rien que sur l’année 2023. Si rien n’est fait, avec le développement des énergies renouvelables, ce manque à gagner pourrait atteindre 2,2 milliards de livres sterling par an d’ici 2030.

Heureusement, selon Field, la situation pourrait être grandement améliorée grâce au développement de centrales de stockage par batteries qui permettraient de stocker, puis mieux répartir, la production électrique dans le temps. Cette solution réduirait ainsi de 80 % ce coût en limitant le recours au bridage.

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Les batteries pour compenser les limites du réseau électrique britannique

Principale cause de cette coûteuse situation : la frontière B6, séparant l’Écosse de l’Angleterre, dont la capacité ne dépasse pas les 6,3 GW. Or, une grande partie des projets de production d’énergies renouvelables du Royaume-Uni se situent en Écosse qui dispose notamment de conditions météorologiques très favorables au développement de l’éolien offshore.

Actuellement, l’Écosse et ses 5,4 millions d’habitants nécessite seulement 4 GW de puissance électrique, mais dispose d’une capacité installée de 17,8 GW, selon le National Grid ESO. En 2030, l’écart pourrait être beaucoup plus grand puisque les besoins de l’Écosse sont estimés à 6 GW pour une capacité totale de production d’électricité de 43 GW. Face à ce constat, si les systèmes de stockage de batterie sont les bienvenus pour permettre de lisser la courbe de production des énergies renouvelables, une augmentation des capacités de transmissions du réseau électrique serait le bienvenu pour assurer plus de souplesse au réseau électrique britannique.

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Le chinois Growatt propose une nouvelle solution de stockage d’énergie pour les installations solaires sur balcon. Un bon outil pour améliorer la rentabilité d’un parc solaire domestique.

Pour exploiter au maximum la production électrique de sa centrale photovoltaïque, il y a plusieurs stratégies. L’on peut adopter une discipline stricte, par exemple, en activant tous ses appareils durant les pics de production solaire. Il est également possible de revendre son surplus d’énergie au réseau. Enfin, l’on peut s’équiper d’un système de stockage. Avec cette seconde option, on augmente sa part d’autoconsommation en utilisant l’excédent d’électricité produit en plein soleil pour l’utiliser à tout autre moment du jour ou de la nuit, selon ses besoins.

La batterie NOAH 2000 de Growatt privilégie le stockage d’énergie

Plusieurs sociétés se sont lancées dans la commercialisation de systèmes prêts-à-brancher, permettant de gérer le stockage et l’injection d’énergie solaire de façon modulaire. De nouvelles solutions débarquent régulièrement sur le marché. Parmi elles, la société chinoise Growatt vient de présenter son nouveau système de stockage dédié aux parcs photovoltaïques résidentiels. La batterie NOAH 2000 se combine avec l’onduleur NEO 800M-X et peut être reliée à 4 panneaux solaires via un câble solaire parallèle en Y. Lorsque la batterie est activée, le système emmagasine en priorité l’énergie. Une fois la batterie chargée, le surplus est dirigé vers le réseau électrique domestique pour être utilisé immédiatement.

La batterie est donc chargée en priorité dès lors qu’il y a du soleil. Pour l’utilisateur, c’est l’assurance de bénéficier d’énergie toujours disponible dès que le soleil se couche. Destiné aux installations solaires sur balcon, il peut aussi équiper des panneaux fixés en toiture ou sur un mur, voire même au sol.

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Empiler jusqu’à 4 batteries associées à 4 panneaux solaires

Selon les données disponibles sur le site de Growatt, la batterie pèse 23 kilos, dispose d’une sortie maximale de 800 watts (W) et elle est équipée de deux entrées pouvant accueillir une puissance jusqu’à 900 W. Elle se charge avec des températures extérieures comprises entre 0 et 45 °C et se décharge entre -20 °C et 45 °C. Certifié IP66, le produit est étanche à l’eau et résiste à la poussière, permettant son utilisation en extérieur sans problème. Il est également garanti 10 ans et prévu pour fonctionner durant plus de 6 000 cycles de vie.

Côté installation, Growatt a fait simple puisqu’il suffit de relier le micro-onduleur et la batterie au moyen du connecteur rapide H4. Par ailleurs, le micro-onduleur se branche facilement sur secteur via une prise électrique classique. À noter qu’il est possible d’empiler jusqu’à 4 batteries pour atteindre une capacité totale de stockage de 8 192 wattheures (Wh) avec 4 panneaux solaires. Au niveau des dimensions, chaque batterie mesure 406 mm x 235 mm x 270 mm. Aucune information n’est pour l’instant disponible concernant le prix. La firme est toutefois connue pour commercialiser des onduleurs à prix abordable.

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Tesla est une entreprise américaine très connue pour avoir participé en très large partie à la popularisation du véhicule électrique. Mais Tesla est également très présent sur le segment de l’énergie du bâtiment, notamment celui des batteries domestiques. Posons la question : où ces produits seront-ils disponibles en Europe ?

Tesla commercialise une batterie lithium-ion emblématique, dénommée Powerwall, dont la version 3 est sortie récemment aux États-Unis. Cette batterie est destinée à deux fonctions : stocker l’électricité photovoltaïque d’une part, mais également permettre de continuer l’approvisionnement d’un bâtiment en cas de coupure électrique.

La batterie est vendue avec une capacité unique de 13,5 kWh, mais le système est modulaire, c’est-à-dire qu’il est possible de brancher ensemble jusqu’à 10 unités. La puissance de charge est de 5 kW, tandis que la puissance de décharge peut monter jusqu’à 11,5 kW sur une base continue. Le système est garanti 10 ans, et le constructeur annonce un rendement de 97,5 % concernant le stockage et la restitution de l’énergie solaire. Tout cela est extrêmement intéressant, mais quand le produit sera-t-il disponible en France et en Europe ?

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Une situation disparate en Europe

Aujourd’hui, hélas, les solutions de Tesla pour l’énergie domestique ne sont pas disponibles en France. Une visite sur le site du constructeur permet d’accéder à une page sur le Powerwall, mais cette page ne nous propose que de nous abonner pour recevoir les actualités de Tesla.

Après vérification, le Powerwall est toutefois bien en vente au Royaume-Uni, et permet de l’acheter pour 5 000 £ (hors taxes, et hors installation), soit 5 859 € au taux actuel.

Poursuivons nos investigations, et regardons pays par pays en Europe.

Comparatif des prix du Tesla Powerwall 3 en Europe

Pays	Prix
Allemagne	7 000 €
Autriche	Pas en vente
Belgique	Pas en vente
Croatie	n/a *
Danemark	Pas en vente
Espagne	7 200 €
Finlande	Pas en vente
France	Pas en vente
Grèce	Pas en vente
Hongrie	n/a *
Irlande	Pas en vente
Islande	Pas en vente
Italie	6 500 €
Luxembourg	Pas en vente
Norvège	Pas en vente
Pays-Bas	Pas en vente
Pologne	Pas en vente
Portugal	En vente (pas de prix public)
République tchèque	Pas en vente
Roumanie	n/a *
Royaume-Uni	5 000 £ (soit 5 859 € au taux actuel)
Slovénie	Pas en vente
Suède	Pas en vente
Suisse	6 300 CHF (soit 6 472 € au taux actuel)
Turquie	Pas en vente

n/a * : pas de page sur le Powerwall. Sauf indication contraire, le prix donné n’inclut pas le Gateway.

Nous pouvons constater que le Powerwall est disponible dans certains pays d’Europe, mais pas dans tous. Ainsi, il est disponible au Royaume-Uni, mais pas en Irlande. Il est également commercialisé en Allemagne, en Espagne, en Italie ou au Portugal. Concernant les pays francophones, il n’est pas disponible en France, en Belgique ou au Luxembourg, mais il l’est en Suisse.

Il semble donc que Tesla déploie progressivement son Powerwall en Europe. Nous avons contacté Tesla Europe pour en savoir plus sur son calendrier, mais n’avons obtenu aucune réponse à ce jour. Il ne nous reste donc plus qu’à patienter que Tesla veuille bien communiquer.

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Batteries électrochimiques, batteries gravitaires, réservoirs d’hydrogène : les solutions pour stocker de l’énergie ne manquent pas. Mais aucune ne semble faire l’unanimité, la faute à un coût trop élevé pour certaines, ou des capacités de puissance ou de durée de stockage trop faibles pour d’autres. Mais dans le laboratoire américain du National Renewable Energy Laboratory, on espère tout de même faire la différence avec une batterie thermique composée principalement de sable !

Dans la famille des solutions de stockage de l’énergie, je demande… le sable ! Les équipes du National Renewable Energy Laboratory (NREL), un laboratoire américain spécialisé dans les énergies renouvelables, ont mis au point une technologie de stockage d’énergie thermique (TES) utilisant du sable porté à très haute température, permettant de stocker de l’énergie sur plusieurs jours. Le projet semble prometteur, à tel point que le département américain de l’énergie a décidé d’y investir près de 4 millions de dollars pour la réalisation d’un prototype pilote. Celui-ci vise à démontrer l’intérêt économique d’une telle solution.

Il existe déjà plusieurs types de batteries de stockage, que l’on peut diviser en deux catégories : les systèmes de stockage à court terme, comme les batteries électrochimiques (plomb, lithium, etc.) et les systèmes de stockage sur le long terme, comme les réservoirs d’hydrogène, les STEP et certains dispositifs capables de stocker de la chaleur (eau, briques réfractaires, etc.). Selon ses concepteurs, la solution de stockage par le sable répondrait à un besoin de stockage de chaleur sur le moyen terme, c’est-à-dire entre quelques heures et plusieurs jours.

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Permettre le stockage pendant plusieurs jours

La technologie conçue par le NREL consiste à chauffer du sable à une température d’environ 1 200 °C grâce à de l’énergie issue de ressources renouvelables (hydro, éolien, solaire, biomasse), puis à le stocker dans des silos isolés. Lorsqu’il faut produire de l’énergie, ce sable est convoyé par gravité vers un échangeur thermique qui chauffe un fluide caloporteur. Celui-ci alimente ensuite un générateur à cycle combiné. Cette technologie a l’avantage de reposer sur des principes physiques relativement simples, et de ne dépendre d’aucune terre rare, le sable étant très abondant à la surface de la Terre.

Pour valider l’intérêt commercial de la technologie, le laboratoire devrait donc créer, sur son campus situé près de Boulder, dans le Colorado, un prototype dont la puissance devrait approcher les 100 kW pour une autonomie d’environ 10 heures, soit 1 MWh d’énergie thermique stockée. À l’échelle commerciale, le laboratoire pense pouvoir atteindre une puissance de 135 MW pouvant être stockée pendant 5 jours. Cela représente 16,2 GWh thermiques, une coquette somme d’énergie. Concernant la quantité d’énergie stockée, selon le laboratoire, elle ne dépendrait que de la quantité de sable utilisée. Ainsi, plus on veut avoir d’énergie à stocker, plus il faut construire de silos.

Un coût de revient intéressant ?

Cette technologie paraît prometteuse pour sa capacité à stocker à moyen terme de l’électricité, mais pas seulement. Selon ses concepteurs, elle serait économiquement très intéressante. Alors qu’une installation de stockage par air comprimé coûte entre entre 150 et 300 $ par kilowattheure, et le stockage par pompage turbinage avoisine les 60 $ par kilowattheure, le stockage à base de sable coûterait entre 4 et 10 $ par kilowattheure ! Les batteries au lithium, elles, sont notamment plus chères avec un coût au kilowattheure proche des 300 $.

S’il est vrai que les installations de stockage par batterie sont élevées, en témoigne le projet Manatee en Floride, le prix des STEP varie grandement en fonction des projets. Ainsi, le coût de la STEP (CPT pour nos amis suisses) Nant-de-Drance est tout de même de 100 €/kWh. À l’inverse, en Nouvelle-Zélande, le projet de STEP du lac Onslow pourrait atteindre un coût ridiculement faible de 1,8 €/kWh, mais nécessite tout de même un investissement de 9 milliards d’euros !

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Une jeune entreprise française vient de mettre au point une pompe à chaleur capable de générer des températures dépassant les 500 °C. Outre la décarbonation de nombreuses industries, cette PAC nouvelle génération pourrait également servir à stocker de l’énergie. 

Face à l’immense défi de la transition énergétique, la jeune startup Airthium a choisi de s’attaquer à la décarbonation des procédés industriels nécessitant de grandes quantités de chaleur, et en particulier sous forme de vapeur d’eau. Actuellement, ces entreprises utilisent principalement des chaudières à gaz pour des raisons économiques. Il n’existe, en effet, pas d’équivalent électrique bon marché. Pour relever ce challenge, les équipes d’Airthium sont parvenues à créer une pompe à chaleur capable d’atteindre les 550 °C, offrant un bien meilleur coefficient de performance que des solutions plus classiques basées sur des résistances thermiques.

Après 5 ans de développement, la jeune entreprise vient de lever 3 millions d’euros pour mettre en œuvre un démonstrateur, avant de passer à la phase de commercialisation. Cette solution intéresse notamment des acteurs de l’agroalimentaire dont les besoins en vapeur d’eau sont très importants dans les processus de fabrication des aliments. Le géant McCain Food a d’ailleurs signé un protocole d’accord pour l’installation d’un démonstrateur de 100 kW dans son usine de Béthune.

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Une pompe à chaleur très haute température

Les pompes à chaleur sont aujourd’hui largement répandues. On les retrouve dans nos réfrigérateurs, dans les systèmes de chauffage et de climatisation, et même dans les installations géothermiques (voir notre reportage). Toutefois, les principes de la thermodynamique rendent plus compliqué son utilisation pour générer des températures très élevées.

Pour y parvenir, les équipes de Airthium ont créé un prototype dont le principe est proche des moteurs Stirling, et repose sur le cycle thermodynamique d’Ericsson. Il se compose de deux cylindres, l’un chaud, l’autre froid, entre lesquels une certaine quantité d’hélium circule. Pour générer de la chaleur, le gaz subit plusieurs opérations successives comme des modifications de pression à température constante, et des modifications de température à pression constante. Ces modifications engendrées à tour de rôle permettent d’obtenir un cycle lors duquel il est possible de récupérer de la chaleur.

Particulièrement complexe à maîtriser, ce cycle thermodynamique a nécessité, de la part d’Airthium, la mise au point d’une technologie spécifique permettant de maintenir une température quasi constante durant les phases de compression. Celle-ci a fait l’objet d’un dépôt de brevet.

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Une solution pour stocker de l’énergie ?

La solution développée par Airthium pourrait aller plus loin que la décarbonation des sites industriels. En effet, comme toute pompe à chaleur, la technologie développée par Airthium est réversible. En d’autres termes, elle permet de produire de l’électricité à partir de chaleur. Grâce à cela, la startup ambitionne d’associer sa pompe à chaleur à une solution de stockage thermique. Cette combinaison permettrait de générer une nouvelle forme de stockage d’énergie journalier pour pallier les intermittences des énergies renouvelables.

Pour permettre du stockage sur le plus long terme, l’entreprise envisage également d’utiliser sa pompe à chaleur pour produire de l’ammoniac liquide. Celui-ci pourrait ensuite être brûlé pour obtenir de l’énergie. Pour rendre cette solution possible, Airthium travaille sur la mise au point d’un brûleur sans flamme pour empêcher les émissions de particules fines généralement associées à la combustion d’ammoniac.

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« Tanika », c’est en quelque sorte le nom de code donné à la première station de transfert d’énergie par pompage (STEP) marine de France. L’installation prévue sur l’île de La Réunion doit aider à mieux exploiter la production locale d’électricité d’origine renouvelable et réduire l’utilisation des énergies fossiles. Mais EDF reste très discret sur les contours du projet.

En créole réunionnais, un « tanika » désigne un récipient destiné à transporter de l’eau. Un nom parfaitement trouvé pour le premier projet de stockage d’énergie par STEP marine en France. Car le concept repose sur la création d’un réservoir artificiel rempli d’eau de mer, perché à plusieurs centaines de mètres au-dessus de l’océan. L’idée est de pomper l’eau de l’océan Indien durant les pics de production solaires et éoliens afin de remplir le réservoir, à l’image d’une batterie qui se recharge. Puis, selon les besoins du réseau, l’eau est relâchée dans l’océan et entraîne, dans sa chute, des turbines qui produisent de l’électricité : la « batterie » se décharge.

Si la France possède déjà six STEP en métropole, aucune n’est « marine ». Les installations actuelles sont toutes situées en montagne et exploitent systématiquement deux bassins artificiels d’altitudes différentes, remplis d’eau douce (voir notre reportage vidéo). Or, une STEP marine utilise, par définition, la mer ou l’océan comme bassin inférieur et un bassin supérieur artificiel rempli d’eau salée. Ce type de STEP est très peu répandu dans le monde. Les quelques sites actuellement en service sont de faible capacité, il s’agit souvent de petits réservoirs perchés au sommet de falaises surplombant l’océan, sur de petites îles comme El Hierro (Canaries) ou Ikaria (Grèce).

Pourtant, aménager une STEP marine n’est à priori pas plus complexe que de construire une STEP classique en montagne. S’il faut recouvrir le bassin supérieur d’une membrane parfaitement étanche pour éviter toute infiltration d’eau salée dans la nature et prévoir des turbines et conduites suffisamment résistantes à la corrosion et aux organismes marins, il n’est pas nécessaire de creuser de bassin inférieur. La seule difficulté semble donc de trouver des sites techniquement, économiquement et environnementalement adaptés, mais aussi acceptés sur le plan social.

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Une STEP perchée au-dessus d’une falaise

Sur l’île de La Réunion, EDF aurait identifié deux sites privilégiés où implanter sa première STEP marine. Un document publié par le compte X « Infos-Réseaux », dévoile l’un de ces emplacements envisagés, dans le quartier de La Montagne à Saint-Denis, au-dessus de falaises surplombant l’océan (voir la zone sur Maps). Sur ce plateau perché à environ 300 m d’altitude, l’énergéticien envisage de creuser un bassin dont nous ignorons la capacité, EDF n’ayant pas souhaité nous communiquer davantage d’informations techniques à ce stade. « EDF étudie actuellement plusieurs sites potentiels pour l’implantation du projet de la STEP de Tanika, en prenant en compte les enjeux socio-environnementaux. Les échanges avec les parties prenantes sont en cours pour permettre d’aboutir au choix définitif du site prochainement », a tenu à nous préciser l’entreprise suite à la publication de cet article.

Le document indique que l’ouvrage disposera d’une puissance de 50 MW grâce à deux turbines de 25 MW placées dans une usine souterraine. Le site présente quelques difficultés, plusieurs maisons se trouvant à l’emplacement du futur bassin et la prise d’eau côtière devant être aménagée dans une zone étroite et périlleuse, coincée entre l’océan et la falaise. Une offre d’emploi publiée récemment indique qu’EDF souhaite réaliser une étude paysagère de la future STEP, qui permettra probablement de mieux saisir son impact visuel. Mais à quoi cette installation va-t-elle servir ?

Pourquoi construire une STEP marine à La Réunion ?

Dépourvu d’interconnexions, le réseau électrique réunionnais ne peut compter que sur lui-même pour alimenter les 860 000 habitants de l’île. En 2023, sa production reposait sur 57 % de ressources renouvelables et toujours sur 27 % de diesel, 4 % de fioul et 13 % de charbon. Toutefois, la programmation pluriannuelle de l’énergie de La Réunion s’est fixée l’objectif de porter la part des renouvelables à 100 % en 2030. Si la conversion des centrales thermiques fossiles à la biomasse importée est la stratégie principale pour y parvenir, l’aménagement de la STEP de Tanika peut également y contribuer.

En toute logique, la STEP marine réduirait l’utilisation des turbines à combustion au fioul et moteurs diesel durant les pics de consommation. Typiquement, la STEP devrait pomper de l’eau en journée, profitant de l’importante production photovoltaïque, puis turbinera lors du pic de consommation du soir (18 h – 21 h à La Réunion). Un système aussi pertinent sur le plan environnemental qu’économique, puisque les carburants, qu’ils soient fossiles ou renouvelables, sont presque entièrement importés par bateau. Reste à connaître les détails du projet, tels que son coût et le calendrier estimé des travaux, qu’EDF communiquera probablement dans les prochains mois.

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Les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) permettent de stocker de stocker de l’électricité en remontant l’eau dans les barrages. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) souhaite cartographier les projets en cours, dans les zones non interconnectées telles que la Corse et certains territoires et départements d’outre-mer, pour coordonner au mieux les filières de stockage.

D’ici le 26 mars, la CRE souhaite connaître les Stations de transfert d’énergie par pompage (STEP) en cours de développement dans les différents territoires, appelés zones non interconnectées (ZNI). Elles regroupent la Corse, les îles du Ponant, certains départements, collectivités et région d’Outre-mer.

La CRE souhaite avoir à sa connaissance des informations sur :

• le projet (site, caractéristiques, enjeux locaux, difficultés)
• le porteur de projet et son savoir-faire
• le stade de développement (de l’attestation de maîtrise foncière et cela peut aller jusqu’au dépôt de la demande de raccordement)
• le calendrier de développement (dimensionnement technique, autorisations, constructeurs …)

Parmi les territoires considérés comme ZNI, certains ont un véritable potentiel d’accueil des STEP. Les plus grands pourcentages d’énergie électrique injectée sur le réseau se trouvent en Guyane (62,5 %), à la Réunion (20,7 %), en Corse (14,3 %). Sur l’île de beauté, par exemple, la construction de la STEP de Sampolo avance afin de fournir flexibilité et résilience au réseau corse, dépendant à 47,5 % des fossiles pour produire son électricité et à 25,9 % des interconnexions.

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Éliminer les fossiles et faire baisser les prix grâce aux STEP

Les informations que la CRE recueillera serviront à « coordonner les filières de stockage entre elles et programmer les prochains guichets de saisine. » La Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) attribuera des objectifs à ces zones à court, moyen et long terme.

Les ZNI connaissent des prix d’électricité sensiblement plus élevés que dans la métropole. Leur caractère insulaire (moins vrai pour la Corse, en partie interconnectée avec l’Italie continentale et la Sardaigne) et leurs contraintes géographiques imposent certaines solutions de production induisant des coûts élevés. L’objectif est de la CRE est d’accompagner le déploiement des énergies renouvelables intermittentes pour réduire ces prix et, par conséquent, les charges de Service public d’Etat (SPE). Il finance la péréquation tarifaire.

L’article Stockage d’électricité par STEP : les projets en Corse et dans les DOM-TOM bientôt recensés est apparu en premier sur Révolution Énergétique.

C’est le prochain grand chantier d’EDF, probablement le plus impressionnant après celui de l’EPR de Flamanville. À Montézic (Aveyron), l’énergéticien national veut augmenter la puissance de sa station de transfert d’énergie par pompage (STEP) actuelle, en creusant une nouvelle cathédrale dans la montagne. Mais pour quoi faire ? Voici toutes les caractéristiques de ce projet pharaonique.

À défaut de construire de nouvelles STEP (lire notre article à ce sujet), EDF veut augmenter les capacités de l’une de ses plus puissantes installations de stockage d’électricité. Il s’agit de la STEP de Montézic, dans l’Aveyron, qui déploie 920 MW et 38,8 GWh de capacité de stockage depuis sa mise en service en 1982. Aussi puissante qu’un réacteur nucléaire de première génération, mais mobilisable en moins de 15 minutes, cette centrale est l’un des piliers du réseau électrique national.

Ses quatre turbines-pompes Francis réversibles contribuent à stabiliser le réseau en ajustant la production d’électricité à la demande en temps réel. En pompant l’eau lorsque l’électricité est à bas prix, par exemple, la nuit ou lors de pics de production éoliens, puis en la turbinant aux horaires où le courant est plus cher, la STEP de Montézic représente aussi une ressource financière intéressante.

La France compte six grandes STEP représentant une puissance totale d’environ 5 000 MW (voir notre carte), Montézic étant la seconde la plus puissante. Toutefois, aucune nouvelle installation n’a été mise en service depuis le lancement de Super-Bissorte (Savoie) en 1987. Les besoins de flexibilité sont pourtant élevés, dans le cadre de la transition énergétique et de l’essor des énergies renouvelables intermittentes telles que l’éolien et le solaire. C’est une des raisons qui incitent EDF à réanimer l’un de ses plus grands projets : l’extension de la STEP de Montézic.

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Augmenter la puissance, mais pas la capacité de stockage

S’il ne s’agit pas de créer une nouvelle STEP, le chantier « Montézic II » reste significatif. L’énergéticien national souhaite ajouter 2 turbines-pompes réversibles de 233 MW chacune (466 MW au total) aux 4 existantes, installées dans une seconde usine souterraine à creuser dans la montagne. Ces nouvelles turbines disposeront de leur propre prise d’eau amont : un puits de chute profond de 335 m, ainsi qu’une galerie d’accès à l’usine longue de 820 m, qu’il faut également percer dans le granit. Le circuit aval sera connecté à celui de l’usine existante. Le chantier implique aussi une extension du poste électrique 400 kV qui relie la STEP au réseau national, le renforcement d’une route d’accès au chantier et la vidange du lac supérieur.

Schémas du projet Montézic II extraits de la vidéo de présentation d’EDF.

Une fois achevée, l’opération, dont le coût est estimé autour de 500 millions d’euros, portera la puissance totale de la STEP de Montézic à 1 386 MW. La capacité de stockage d’énergie reste inchangée : EDF ne prévoit pas d’étendre le bassin supérieur. Le réservoir inférieur ne sera pas non plus modifié. Sur le principe, la centrale devrait donc augmenter ses capacités d’ajustement de l’équilibre offre/demande ainsi que de réglage de la tension et fréquence du réseau, mais perdre en temps d’autonomie (actuellement 40 heures à pleine puissance).

Un chantier conditionné au changement de régime des concessions hydroélectriques

Pour que le projet aboutisse, il reste toutefois un obstacle : le fonctionnement actuel des concessions hydroélectriques en France, qui décourage fortement la construction de nouveaux sites d’ampleur. « Le démarrage du chantier de la nouvelle usine et des conduites est conditionné à l’évolution du cadre juridique actuel » nous rappelle EDF. « En l’absence de visibilité sur l’avenir du régime juridique des concessions hydrauliques en France, EDF ne peut réaliser d’investissements significatifs pour développer son parc hydraulique ». L’énergéticien national dit travailler avec les services de l’État pour trouver « toutes les solutions juridiques possibles qui lui permettraient de sortir de ce statu quo et de relancer le développement dans le respect du cadre du droit communautaire ».

Si EDF affirme ne pas avoir « à ce jour, de visibilité sur la date à laquelle elle pourra effectivement mener ce projet », un premier calendrier indique un début des travaux de reconnaissance début 2025. Le creusement de la nouvelle usine et des conduites interviendrait dès 2027. Jusqu’à 300 personnes pourraient alors être mobilisées au pic du chantier. Le réservoir supérieur serait vidangé en 2029, six ans seulement après la dernière vidange, avant l’installation des turbines-pompes en 2030. Enfin, la mise en service interviendrait fin 2032, au terme d’une année d’essais.

[Article mis à jour le 08/04/24 avec les précisions d’EDF]

[Article mis à jour le 08/04/24 avec les précisions d’EDF]

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Et si les voitures électriques devenaient enfin abordables grâce à un prix des batteries moins élevé ? Voilà maintenant plus d’un an que le prix de ces dernières ne cesse de baisser, et selon plusieurs observateurs, cette chute pourrait bien se poursuivre tout au long de l’année 2024.

L’année 2022 avait été marquée par une hausse importante du prix des batteries destinées au stockage d’électricité, la faute à une demande de plus en plus élevée. Heureusement, en 2023, la tendance s’est complètement inversée avec un tarif en baisse quasi-constante, et qui devrait se poursuivre en 2024. Entre la stabilisation du prix des matières premières, le ralentissement des ventes de véhicules électriques, et le développement d’une concurrence internationale sur le marché des batteries, les principaux fournisseurs chinois, qui représentent à eux seuls plus de 60 % de part de marché, chercheraient encore à réduire leurs coûts de production pour permettre une baisse supplémentaire du prix des cellules lithium, et ainsi conserver leur statut de leader.

Alors qu’il y a un an, les cellules LFP (lithium-fer-phosphate) carrées se négociaient entre 111 et 125 $/kWh, le prix est tombé à 83 $/kWh en août, pour passer à moins de 70 $/kWh en ce début d’année. Selon un rapport du média chinois 36kr, le tarif des cellules LFP pourrait même approcher les 41 $/kWh dans le courant 2024, soit presque trois fois moins que début 2023.

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Le marché de la batterie largement dominé par la Chine

Il faut bien l’admettre, la Chine domine le marché des batteries de stockage de la tête et des épaules, comme de nombreuses autres filières liées à l’énergie. On retrouve, dans le top 10 des plus grands fabricants mondiaux, 6 entreprises chinoises pour une part de marché totale de 64,7 %. En première position, le géant CATL possède à l’heure actuelle presque 40 % de part de marché et ne compte pas s’arrêter là puisque l’entreprise a pour projet de construire une usine d’une capacité de 100 GWh de production annuelle en Hongrie, pour un investissement total de 7,3 milliards d’euros. En seconde position, on retrouve BYD, une société chinoise qui commence à se faire connaître du grand public par le biais de sa filière automobile.

À travers le monde, des initiatives émergent pour tenter de se défaire de cette dépendance chinoise. En Europe, les groupes Stellantis, Mercedes et TotalEnergies se sont associés pour créer ACC, une entreprise dédiée à la fabrication de batteries. Ce partenariat a abouti à la création d’une gigafactory implantée dans le Pas-de-Calais, et qui devrait produire 2,5 millions de batteries de voitures électriques par an d’ici 2030. Forte de ce premier projet, l’entreprise a annoncé lancer trois autres projets de gigafactory grâce à une impressionnante levée de fonds de 4,4 milliards d’euros. Ces nouvelles usines devraient voir le jour en France, en Allemagne et en Italie. Du côté de la Serbie, l’entreprise ElevenEs vient de lancer sa première de production de batteries LFP, et espère pouvoir produire 800 000 batteries de véhicules par an d’ici 2028.

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L’électrification progressive de nos moyens de transport ouvre de nouvelles perspectives d’usages qui se dévoilent petit à petit à coups d’acronymes et de termes parfois difficiles à comprendre. Pour rester à la page de l’innovation et de la mobilité, nous vous proposons de faire le point sur la charge bidirectionnelle et les termes qui y sont associés.

Au pays de l’automobile, l’acronyme est roi. Pendant des décennies, il a permis de distinguer les motorisations, les équipements intérieurs ou encore les innovations de sécurité. Et malgré la transition progressive de tous les constructeurs vers l’électrique, ce règne n’est pas prêt de se terminer. Dernier exemple en date, les V2G, V2H, V2L ou encore V2X qui fleurissent à mesure que la notion de charge bidirectionnelle gagne en importance.

En réalité, ces acronymes quelque peu barbares désignent différents types de recharge bidirectionnelle, un concept qui permet d’utiliser sa voiture comme un générateur électrique pour alimenter un ordinateur, une maison, ou même participer à l’équilibre du réseau électrique national. Pour vous aider à y voir plus clair, nous revenons dans cet article sur les principaux acronymes utilisés à ce sujet, et leur signification.

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Les différents types de recharge

Pour différencier l’intérêt des différents types de charges bidirectionnelles proposées, les acronymes se sont multipliés à tel point qu’on peut facilement s’y perdre. Voici les principaux qui sont, aujourd’hui, utilisés.

V2L – Vehicle-to-load

Le V2L est, aujourd’hui, le type de charge bidirectionnelle le plus répandu. Il permet, grâce à la batterie de sa voiture électrique, de recharger ou d’alimenter des appareils électriques, de l’ordinateur portable à l’aspirateur en passant par la TV ou même un vélo électrique. Les constructeurs coréens Hyundai et Kia sont des références en la matière avec, par exemple, la Hyundai Ioniq 5 ou la Kia EV6. D’autres fabricants s’y mettent, notamment Tesla avec son Cybertruck.

Cette solution peut s’avérer particulièrement pratique en cas de coupure de courant, permettant d’alimenter ponctuellement quelques appareils. Plusieurs fabricants américains vantent également l’intérêt de cette solution pour remplacer un groupe électrogène sur chantier. C’est notamment le cas de Tesla avec son Cybertruck, ou Ford avec son F-150 Lightning. Enfin, les amoureux du camping y verront l’opportunité de pouvoir se faire un café sans difficulté au milieu de nulle part, ou même de conserver quelques bières au frais toute une journée.

V2H – Vehicle-to-home

Plus développée que le V2L, le V2H permet d’alimenter sa maison avec l’électricité contenue dans la batterie de sa voiture électrique via une borne bidirectionnelle. Cette solution permet de faire face à d’éventuelles coupures de courant avec très peu de contraintes, mais également d’optimiser sa facture d’électricité ! Il est ainsi possible de recharger sa batterie durant les heures creuses pour utiliser cette électricité plus tard, durant les heures pleines.

V2B – Vehicle-to-building

Le V2B reprend le même principe que le V2H, mais appliqué à n’importe quel type de bâtiment.

V2G – Vehicle-to-grid

Le V2G est la technologie qui est la plus amenée à se développer. Très similaire au V2H, elle permet, grâce à une borne de recharge bidirectionnelle, de transformer une voiture électrique en batterie de stockage permettant de lisser la production du réseau électrique national. Dans un contexte de développement des énergies renouvelables non-pilotables, cette technologie se montre particulièrement intéressante. Il est ainsi possible de stocker le surplus d’énergie issu des pics de production (par jour de grand vent par exemple), et de d’atténuer les pics de consommation par l’utilisation de l’énergie stockée dans les batteries (le soir à 18 heures par exemple).

Cette technologie est en passe de devenir courante sur un grand nombre de véhicules. Volkswagen vient, par exemple, d’annoncer la mise en place du V2G sur ses prochains véhicules de la gamme ID dotés d’une batterie de 77 kWh. Renault aussi, mise sur le développement du V2G avec sa future R5 qui intégrera la charge bidirectionnelle en V2L et V2G.

V2X – Vehicle-to-everything

Attention, piège ! Le V2X n’est pas une simple technologie de recharge bidirectionnelle. Ce terme désigne plutôt une technologie visant à permettre à un véhicule de communiquer avec tout ce qui l’entoure : les piétons, des objets, des infrastructures, le réseau électrique, etc. L’objectif final de cette technologie est de permettre une optimisation conjointe de la sécurité routière, de la consommation d’électricité, et de la circulation. Étant une part de l’IoT (Internet of Things), elle devrait principalement être rendue possible par l’utilisation de la 5G, et permettre une communication permanente entre tous ces éléments.

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Le Royaume-Uni, en avance sur le V2G

De l’autre côté de la Manche, le Royaume-Uni croit beaucoup au V2G pour stabiliser le réseau électrique, et vient d’investir près de 5,5 millions d’euros pour en accélérer le déploiement. Le pays souhaite ainsi devenir l’un des premiers à promouvoir massivement cette technologie. Outre les voitures électriques, les véhicules lourds sont également concernés. Toujours au Royaume-Uni, Veolia a récemment annoncé avoir mené à bien une expérimentation de charge bidirectionnelle sur deux véhicules de collecte des ordures ménagères. D’ici à 2040, l’entreprise ambitionne d’électrifier l’ensemble de ses 1800 véhicules de collecte et de les rendre compatibles avec le V2G, ce qui permettrait de mettre à disposition du réseau électrique national pas moins de 200 MW de flexibilité.

 

 

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Comme à son habitude, c’est sur X qu’Elon Musk a annoncé la disponibilité du Powerwall 3 sur le site de Tesla. Malgré une capacité similaire au modèle précédent, cette nouvelle génération de batterie domestique se distingue par des améliorations bienvenues… pour un tarif salé. 

Ce n’était plus un secret pour personne, mais c’est désormais officiel : le Powerwall 3 est enfin disponible, et vous pouvez même le commander sur le site officiel de Tesla. Enfin, seulement si vous résidez aux États-Unis, car pour le moment la liste des pays où le Powerwall 3 est disponible est très courte. Le Canada et le Mexique n’y ont pas le droit, et l’Europe encore moins.

Avec ce Powerwall 3, Tesla fait dans l’évolution plutôt que la révolution. On retrouve de nombreux éléments assez proches du Powerwall 2 au niveau du design et surtout une capacité de stockage équivalente de 13,5 kWh. En revanche, on a droit, avec cette nouvelle génération, à des modifications bienvenues qui font du Powerwall une station de stockage toujours plus performante.

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Des améliorations bienvenues par rapport au Powerwall 2

La grosse nouveauté du Powerwall 3 tient à sa puissance continue qui s’élève à 11,5 kW contre 5 kW sur le Powerwall 2 ! Cette puissance accrue permet ainsi d’alimenter en simultané un plus grand nombre d’appareils gourmands en électricité comme un chauffe-eau, des radiateurs électriques, un four ou encore des plaques électriques. Cela le parfaitement adapté pour profiter pleinement de l’énergie solaire accumulée dans la batterie, mais surtout en cas de coupure de courant.

Ce nouveau modèle se distingue également par sa gestion intégrée de panneaux solaires. Alors qu’il fallait ajouter un inverter solaire à son installation électrique avec le Powerwall 2, l’inverter est, ici, directement intégré au Powerwall, et peut gérer jusqu’à 20 kW de panneaux photovoltaïques. Question dimensions, on perd 5 centimètres en hauteur, et surtout 14 centimètres en largeur ! En revanche, le nouveau modèle s’épaissit de 4,6 centimètres pour atteindre 19,3 centimètres (contre 14,7 pour le Powerwall 2). Le nouveau modèle est également certifié IPX7 pour la batterie et les équipements électroniques ainsi que IPX5 pour la connectique. C’est mieux que le modèle précédent qui était certifié IP67 et IP56.

Le tarif du nouveau Powerwall reste dans la continuité du précédent, mais il n’en reste pas moins élevé avec 8400$ hors taxe et hors aide de l’État (et sans l’installation), soit 622$ par kWh. À titre de comparaison, le tarif de base d’une Tesla Model 3 Grande Autonomie aux USA est actuellement de 47 490$, soit 607$/kWh. Et pour ce tarif, vous avez, en plus de la batterie, 4 roues, deux moteurs, et un volant !

 

 

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Des chercheurs du Massachusetts Institute of Technology (MIT) ont développé une nouvelle cathode organique (partie de la batterie chargée positivement) pour les batteries lithium-ion. Cela signifie qu’elle est composée de matériaux abondants sur terre qui viennent remplacer les métaux rares, dont l’extraction et la disponibilité sont problématiques.

Des chercheurs du MIT ont trouvé une alternative plus durable intégrée aux batteries lithium-ion. En mettant au point une nouvelle cathode dont les métaux rares sont remplacés par des matériaux organiques, leur prototype atteindrait des capacités égalant les performances de batteries traditionnelles au lithium. Ces moyens de stockage sont constitués de deux électrodes : la cathode, chargée positivement, et l’anode, chargée négativement. Une électrolyte circule au milieu et permet aux ions de se déplacer pour transporter le courant lors de la charge ou de la décharge.

Or, pour que la cathode gagne en stabilité et densité d’énergie, la plupart de ces dernières sont dopées de cobalt, nickel ou manganèse. Ces trois matériaux sont rares et mal répartis sur la planète, les coûts environnementaux associés à leur extraction sont déplorables, leurs prix fluctuent grandement et ne vont qu’augmenter avec l’explosion de la demande. La façon dont ils sont extraits du sol, notamment en République démocratique du Congo d’où provient deux tiers de l’offre mondiale, pousse également à envisager de se séparer de ces performants mais embarrassants métaux.

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Des matériaux organiques pour améliorer la stabilité de la cathode

Venons-en à la solution développée par les chercheurs du laboratoire américain. Le recours à des matériaux organiques est un challenge car, s’ils veulent remplacer les métaux rares, ils doivent répondre à la même stabilité, c’est-à-dire qu’ils doivent rester sur la cathode tout au long de la réaction et ne pas se dissoudre dans l’électrolyte. Ce phénomène créerait un effet délétère : un court-circuit.

Pour que ces matériaux restent solidaires de la cathode, les scientifiques ont développé un matériau constitué de plusieurs couches de TAQ (bi-tetraaminobenzoquinone), dont la structure est similaire au graphite. La molécule jouit aussi de fortes liaisons hydrogène pour améliorer son « attache » à la cathode. Ainsi, la batterie peut aisément réaliser 2000 cycles de charge/décharge avec peu de perte. Afin de fixer la cathode et la couche collectrice de courant et d’éviter la formation de fissure, une faible quantité de cellulose est ajoutée à la cathode.

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Des résultats encourageants

Quels résultats ont-ils été obtenus ? Un ensemble de tests a été effectuée en laboratoire pour observer la structure du nouveau matériau avec de la diffraction à rayon X et de la spectroscopie dans diverses longueurs d’ondes. Des tests électrochimiques ont été menés sur la nouvelle cathode pour évaluer ses performances vis-à-vis de la cathode traditionnelle au cobalt. Le résultat est concluant : la conductivité et la capacité de stockage égalent celle des batterie actuellement commercialisées. La cathode expérimentale TAQ permet surtout d’accélérer la recharge. Lamborghini a ainsi déposé un brevet.

Les chercheurs se réjouissent de leur trouvaille. L’impact environnemental, social, économique est potentiellement très important. Ces matériaux organiques sont faciles à sourcer car les précurseurs de quinone et amine utilisés sont déjà produits dans des grands volumes. Ils estiment que les coûts des matériaux pour assembler la batterie avec cette nouvelle cathode sont inférieurs au tiers de ceux des technologies cobalt actuelles.

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