Les images sont impressionnantes. À Moss Landing, ville côtière californienne, l’ancienne centrale au fioul s’est littéralement effondrée après l’incendie des 300 MW de batteries qu’elle accueillait. Si les causes sont indéterminées, l’architecture de l’installation aurait participé à la propagation de l’incendie. 

À quelque 500 km au nord de la Cité des Anges, encore en proie aux flammes, un autre incendie a récemment eu lieu en Californie, dans la batterie stationnaire (BESS) de Moss Landing. Considéré comme l’un des plus grands systèmes de stockage par batterie au monde, il a vu la plus ancienne de ses quatre installations partir en fumée, heureusement sans faire de victime ni de blessé.

La BESS en question a été installée par Vistra Energy en 2020. À l’époque, l’énergéticien avait choisi d’installer ses 300 MW de batteries NMC au cœur d’une ancienne centrale électrique au fioul, dans la salle des turbines. La sécurité incendie du système de stockage était assurée par plusieurs détecteurs incendie, et un système d’extinction à base d’eau.

Vue aérienne de la zone touchée du site de stockage de Moss Landing / Image : Getty.

Néanmoins, ce système avait déjà montré des faiblesses. Le 4 septembre 2021, de très faibles niveaux de fumée ont entraîné la mise en route du système de refroidissement à eau. Défaillant, celui-ci a entraîné la vaporisation d’eau sur certains racks de batterie, engendrant une fumée plus importante. Le système s’est de nouveau déclenché en projetant une plus grande quantité d’eau, ce qui a conduit à la surchauffe, puis à la destruction de nombreuses batteries.

Cette fois, le 16 janvier 2025, c’est un incendie qui s’est déclenché dans le bâtiment. Celui-ci n’a pas pu être contenu par le système d’extinction, ce qui a conduit à la destruction complète des 300 MW de batteries, soit l’équivalent de 2 % des capacités de stockage de la Californie. Il s’agit du quatrième sinistre qui touche le site depuis sa mise en service.

Les batteries d’aujourd’hui ont bien changé

Si les causes exactes de l’incendie n’ont pas encore été déterminées, de nombreux experts dénoncent l’architecture de cette installation, dont tous les racks étaient intégrés dans un seul et unique bâtiment. Cette disposition ne permet pas de limiter la propagation du feu. De plus, la technologie des batteries en question, à savoir NMC, est plus sensible aux phénomènes de surchauffe comme ce qui a pu se passer dans le bâtiment de Moss Landing.

Depuis 2020, les installations de stockage d’énergie par batterie ont bien évolué, y compris sur le site de Moss Landing. Désormais, les installations en plein air sont privilégiées pour limiter la propagation de chaleur d’un rack de batterie à l’autre. Outre une installation extérieure, chaque rack de batterie est désormais conteneurisé afin d’assurer une protection physique contre les aléas et les incendies.

Enfin, le NMC laisse de plus en plus la place au LFP qui affiche une meilleure tenue à la surchauffe, et permet ainsi de limiter les risques. Selon le département américain de l’énergie, ces nouveaux choix techniques sont déjà payants. Depuis 2020, le nombre de défaillances des BESS a drastiquement baissé.

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Forte de son savoir-faire en matière de stockage d’électricité, l’entreprise chinoise EcoFlow fait désormais un pas dans le monde de la domotique pour permettre une meilleure gestion de l’énergie. Objectif annoncé : nous aider à mieux gérer et donc économiser l’énergie grâce à un assistant intelligent. 

EcoFlow a profité de l’immanquable CES pour dévoiler sa toute nouvelle création. Cette fois, il ne s’agit pas d’une nouvelle batterie, ou de panneaux solaires, mais d’une application, ou plutôt d’un assistant boosté à l’intelligence artificielle. Avec ce dernier, baptisé Oasis, le fabricant chinois se lance véritablement dans le game de la domotique, et promet des économies d’énergies considérables grâce à une gestion optimisée et personnalisée des appareils d’un logement, de ses batteries et de ses panneaux solaires.

Pour y parvenir, Oasis devrait être capable d’analyser l’historique de consommation de l’utilisateur, mais également de prendre en compte le tarif d’électricité, la production photovoltaïque ainsi que les prévisions météo. Grâce à ce travail d’analyse, l’application pourra ainsi proposer des recommandations personnalisées, et automatiser certaines tâches.

Prenons un exemple : si la météo est annoncée au beau fixe pour le lendemain, Oasis serait capable d’y programmer automatiquement le lancement de la machine à laver ou du lave-vaisselle pour optimiser l’usage de la production solaire. Au quotidien, cette production solaire pourrait également être optimisée grâce aux systèmes de stockage du logement. En cas de tempête annoncée, pour éviter tout risque de coupure, le système pourra automatiquement passer en mode « secours » et ainsi prévoir une recharge complète des batteries 24 heures avant le mauvais temps pour bénéficier d’une autonomie maximale.

Une application pour les gouverner toutes ?

Pour rendre toutes ces informations et automatisations digestes, EcoFlow compte sur une application au design soigné et épuré. Il sera possible de créer des dashboard entièrement personnalisés grâce à une trentaine de widgets indiquant, par exemple, l’état des batteries, la consommation électrique ou encore la production solaire.

Pour permettre l’automatisation de certaines tâches, EcoFlow a travaillé à rendre compatible son application avec différents protocoles de domotique. L’entreprise a collaboré avec Shelly, connu pour ses modules et relais intelligents, permettant de contrôler éclairage, volets roulants et autres appareils électriques. Nous avions notamment testé le Shelly EM, un module Wi-Fi dédié à la mesure de la consommation d’électricité.

C’est surtout la compatibilité avec le protocole Matter qui suscite des espoirs. Universel, ce protocole est utilisé par de nombreuses marques comme Google, Apple, Amazon, Samsung ou le désormais traditionnel Philips Hue. Si EcoFlow affiche clairement ses partenariats avec Google, tapo ou tado°, il y a fort à parier que la liste s’allonge dans les mois à venir. On se surprend donc à rêver du jour où l’application permettrait réellement de contrôler tous les appareils de la maison, sans avoir à passer sans cesse d’une application à l’autre.

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L’intermittence des énergies renouvelables accentue largement le besoin de méthodes de stockage efficaces. Bien que plusieurs technologies soient disponibles, la vedette est principalement attribuée aux batteries. Le stockage par air comprimé, aussi appelé CAES (pour « compressed air energy storage » en anglais) fait partie des solutions peu courantes, et il l’est encore moins en étant associé avec des panneaux photovoltaïques flottants, comme dans ce nouveau système conçu par des chercheurs égyptiens et britanniques.

Ces scientifiques ont imaginé une configuration combinant une centrale solaire « partiellement flottante » et un stockage à air comprimé diabatique. Ils ont proposé cette solution dans le cadre du projet d’approvisionnement en électricité bas-carbone de certaines zones rurales dans le nord de l’Égypte. La particularité du CAES utilisé est l’intégration d’un système de stockage thermique visant à optimiser son efficacité. Contrairement à ce que vous l’aurez peut-être pensé, ce dernier ne sert pas à récupérer la chaleur résiduelle. Il limite plutôt le gaspillage d’énergie en stockant le surplus d’électricité que le CAES ne peut pas emmagasiner. Voici comment tout cela fonctionne.

Une centrale partiellement flottante

Pour mener leur étude, les chercheurs ont conçu une centrale de production pilote composée de 13 panneaux polycristallins d’une puissance de 5 kilowatts (kW), montés sur une plateforme semi-submersible. Les modules sont en contact permanent avec l’eau. Une partie de leur surface est même immergée, ce qui explique pourquoi ils sont décrits comme « partiellement flottants ». Cette disposition un peu particulière des modules vise à optimiser leur refroidissement naturel. De plus, en équilibrant correctement la surface immergée et celle à l’air libre, il serait possible de diminuer la température de fonctionnement des panneaux solaires, augmentant ainsi leur performance.

Afin d’optimiser la production, la plateforme flottante est capable d’ajuster automatiquement l’angle des modules pour suivre le trajet du soleil, et peut également modifier la quantité de surface immergée en ajustant le tirant d’eau. D’ailleurs, en cas de conditions météorologiques extrêmes, elle est même capable d’immerger complètement tous les modules pour les protéger.

Un système de stockage hybride combinant CAES et stockage thermique

Pour rappel, un CAES stocke l’énergie en comprimant de l’air. Pendant la phase de « charge », l’électricité excédentaire actionne deux compresseurs d’air. Le fluide, après avoir été refroidi via un échangeur de chaleur, est alors stocké sous haute pression dans quatre réservoirs en acier installés à chaque coin de la plateforme flottante.

Le CAES utilisé ici est de type « diabatique », un système où la chaleur produite pendant la compression est perdue via un processus de refroidissement. Il existe d’autres technologies, notamment le CAES « adiabatique », qui récupère cette chaleur, et le CAES « isotherme », qui minimise la perte thermique, mais ces alternatives n’étaient pas jugées économiquement viables pour le projet. Pour compenser la perte, l’équipe a ainsi introduit un système de stockage thermique utilisant un réservoir d’eau. Ce dernier est chauffé par un chauffe-eau électrique alimenté par une partie de l’électricité solaire produite. Et lorsque l’énergie excédentaire dépasse ou ne suffit pas aux besoins des compresseurs, elle est alors stockée sous forme thermique.

Lors de la phase de « décharge », l’air stocké sous pression est libéré des réservoirs. Il passe d’abord par le réservoir d’eau chaude pour se réchauffer avant de parvenir au détendeur. Il est ensuite dirigé vers une turbine qui entraîne un alternateur. Le réservoir d’eau chaude fonctionne ainsi comme un échangeur de chaleur. L’ensemble du système est contrôlé par un logiciel de gestion des flux énergétiques développé par l’équipe. Pour ce qui est du rendement, les auteurs de l’étude annoncent une efficacité aller-retour de 34,1 %.

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Un appel d’offres inédit a été lancé par la Power Construction Corporation of China (PowerChina). Cet appel d’offre vise à fournir des systèmes de batteries d’une capacité totale de 16 gigawattheures (GWh), du jamais vu en termes de prix et de volume.

La Power Corporation China a récemment conclu un gigantesque appel d’offres pour 16 GWh de stockage par batteries. Les prix, eux aussi, sont ahurissants. Le processus d’appel d’offres a attiré 76 soumissionnaires, avec des propositions oscillant entre 60,5 et 82 dollars par kilowattheure ($/kWh), pour une moyenne de 66,3 $/kWh. Ces prix incluent non seulement les batteries lithium-phosphate de fer (LFP), mais également des prestations comme la conception du système, l’installation, la maintenance sur 20 ans et des dispositifs de sécurité intégrés.

En comparaison, le coût global des systèmes de batteries au niveau mondial atteint en moyenne 125 $/kWh. C’est le fruit d’une concurrence sur le marché chinois et d’une surcapacité de production de cellules​, couplées aux batteries.

Des exigences techniques et stratégiques

L’appel d’offres inclut des certains critères particuliers. Les systèmes doivent utiliser des cellules de batterie d’une capacité nominale d’au moins 280 Ampère heures et offrir une efficacité globale supérieure à 85 %. Les soumissionnaires doivent également prouver leur expertise technologique dans au moins l’un des domaines suivants : cellules de batterie, systèmes de conversion d’énergie (PCS), systèmes de gestion d’énergie (EMS) ou systèmes de gestion de batteries (BMS).

Cette stratégie s’inscrit dans le plan plus large de PowerChina visant à soutenir la transition énergétique du pays. La Chine doit rapidement sortir du charbon, elle qui est le premier consommateur mondial. Elle prévoit aussi l’acquisition de 51 gigawatts (GW) de modules solaires, 25 GW de turbines éoliennes et d’autres équipements nécessaires à ses projets renouvelables.

Des interrogations subsistent

Ces systèmes joueront un rôle clé dans l’intégration des énergies renouvelables et la stabilisation des réseaux électriques, deux enjeux cruciaux pour atteindre la neutralité carbone d’ici 2060​​, objectif que la Chine s’est fixée. Aussi, ce projet montre l’importance croissante des EPC (entreprises d’ingénierie, d’approvisionnement et de construction) chinoises.

En revanche, cette baisse des prix pourrait engendrer des défis, notamment la pression accrue sur les marges des fabricants de batteries et des impacts potentiels sur la qualité et la sécurité des systèmes. Les résultats définitifs de cet appel d’offres fourniront une indication claire sur l’orientation future du secteur.

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L’autonomie en maison individuelle est difficile, car il n’existe pas beaucoup d’options pour le stockage inter-saisonnier de l’électricité solaire. Problème résolu, si l’on en croit ce projet qui nous vient de la Bretagne.

Il s’agit d’une maison expérimentale, baptisée Villa E-ROISE. Elle a été construite dans le Finistère, à Brest. Habitée par un couple de volontaires, elle est dotée d’un système sophistiqué de production et de stockage de l’énergie. Pour ce faire, le bâtiment est doté de panneaux photovoltaïques, d’une batterie électrique, et surtout, d’un système de stockage à l’hydrogène.

Intégré dans le projet COMEPOS (Conception et construction optimisées de maisons à énergie positive), l’expérimentation est menée par deux sociétés bretonnes : le constructeur de maisons individuelles Trecobat (3ᵉ sur le marché français) et la société H2Gremm, spécialisé dans le développement de solutions d’autoconsommation énergétique. L’objectif est ambitieux : atteindre, sur l’année, 90 % d’autonomie sur l’ensemble des besoins énergétique du foyer. Et pour ce faire, ses performances seront suivies pendant 2 ans.

Un stockage à hydrogène sous pression au cœur du système

Outre les panneaux photovoltaïques, la maison est équipée de deux systèmes, décrits comme complémentaire : une batterie, qui conserve l’électricité jusqu’à trois mois, et le générateur à hydrogène H2Gremm qui s’occupe de stocker l’énergie sous forme d’hydrogène d’une saison à l’autre. Le système permet d’optimiser le stockage sur la durée, et en particulier pour disposer d’électricité en hiver, lorsque la production photovoltaïque est insuffisante.

Le système à hydrogène est basé sur l’électrolyse de l’eau pour le stockage de l’électricité et sur l’utilisation d’une pile à combustible pour sa restitution. L’hydrogène est stocké dans douze bonbonnes en acier à haute pression, placées à l’extérieur de la maison. Le système est chiffré à un prix compris entre 25 et 30 000 € – « le prix de l’autonomie ».

Point notable, Trecobat et H2Gremm insistent sur l’intérêt de l’hydrogène vis-à-vis de la mobilité, en évoquant par exemple, la possibilité d’alimenter un vélo à hydrogène, d’une autonomie de 150 km et dont le temps de charge serait inférieur à 1 minute ; les promoteurs n’évoquent pas toutefois la compatibilité de ce système avec les besoins d’une voiture à hydrogène. Sans doute du fait que cette technique ne représente aujourd’hui qu’un volume très faible, et un besoin nettement plus important.

Schéma de principe du système / Image : Bretagne Développement Innovation.

Des perspectives importantes pour l’habitat « zéro carbone »

Ces caractéristiques assez innovantes dans l’habitat conduisent aux porteurs de projet à parler de « rupture technologique majeure ». Si l’on peut s’interroger sur la difficulté à garantir la sécurité de ce type de dispositif incluant de l’hydrogène à haute pression, Trecobat indique toutefois que l’intégration de l’hydrogène ne pose pas de difficulté majeure.

Le constructeur de maisons individuelles croit fermement à sa solution. Déjà détenteur de la marque Trecobat Green, lancée en 2022, il prévoit d’intégrer dans ses produits le stockage à hydrogène de H2Gremm, d’ici 4 à 5 ans. Rendez-vous donc dans quelques années pour scruter la viabilité de la proposition.

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Une pile qui produirait de l’électricité pendant des milliers d’années ? Cela pourrait sembler incroyable ! Et pourtant des chercheurs britanniques viennent de dévoiler une telle batterie : en diamant industriel, elle renferme de petites quantités de carbone-14.

Le carbone-14 (radiocarbone) est bien connu pour permettre la datation des artefacts archéologiques. Mais il a une autre propriété très intéressante : sa période radioactive. Celle-ci est en effet très élevée : sa quantité n’est divisée par deux que tous les 5 700 ans environ. Et c’est cette propriété qui va rendre très durable une pile qui utilise ce même carbone-14.

Comment fonctionne une pile au carbone-14 ?

Des chercheurs de l’Université de Bristol et du UKAEA (United kingdom atomic energy authority) ont dernièrement dévoilé la première pile fonctionnelle au radiocarbone. Son principe est simple : lorsqu’il subit sa désintégration radioactive, le carbone-14 se transforme en azote et émet une particule β (« bêta »), qui n’est autre qu’un électron. Cet électron est collecté par une enveloppe constituée de diamant artificiel, laquelle agit comme un semi-conducteur, et génère un courant électrique.

Les chercheurs de l’UKAEA tentent une image : leur pile peut être considérée comme un équivalent de l’énergie photovoltaïque. En effet, dans cette dernière technique, un capteur reçoit la lumière du Soleil et produit de l’électricité ; la pile au carbone-14 capte, elle aussi, un rayonnement (la particule bêta), pour ensuite la transformer en électricité. À noter également que le rayonnement du carbone-14 est très vite arrêté, par exemple, par une simple feuille d’aluminium, de sorte que si la pile reste étanche, elle n’induit pas de risque d’exposition particulier aux radiations.

Une durabilité exceptionnelle

Tant que l’isotope sera radioactif, la pile produira de l’électricité. Et comme la période radioactive du carbone-14 est de plusieurs milliers d’années, la pile pourra produire de l’électricité pendant des milliers d’années. Toutefois, nous ne sommes pas près d’alimenter nos véhicules avec une telle pile inusable. En effet, sa densité de puissance est extrêmement faible : elle ne délivrera une puissance que de quelques microwatts. Les applications visées sont les systèmes médicaux : prothèses oculaires ou auditives, pacemakers, systèmes d’identification à radiofréquence ou encore systèmes spatiaux.

La réglementation est toutefois très sévère en ce qui concerne les déchets radioactifs, de façon à limiter leur dissémination sans contrôle dans l’environnement. On peut supposer que le suivi de tous ces appareils au radiocarbone ne sera pas d’une grande simplicité.

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Aviez-vous entendu parler des batteries lithium-soufre ? Cette technologie encore peu connue est pourtant appelée à entrer massivement dans le marché. Et cela notamment grâce aux gigantesques investissements de la start-up californienne Lyten.

Lyten poursuit à plein régime son aventure industrielle. Fondée en 2021, la start-up vient d’annoncer la construction d’une gigafactory près de Reno, dans le Nevada. Il s’agit d’un investissement de plus d’un milliard d’euros, qui créera plus d’un millier d’emplois. La capacité de production sera à terme de 10 GWh/an, et la première tranche de l’usine est prévue pour démarrer en 2027.

Le lithium-soufre ? On peut s’en douter : c’est une autre variante du lithium-ion. Un accumulateur lithium soufre contient une anode composée de lithium, et une cathode constituée d’un composite contenant du soufre, en l’occurrence, pour Lyten, il s’agit de graphite nanostructuré. Comme pour toutes les autres batteries lithium-ion, le principe de fonctionnement repose sur l’échange d’ion lithium (Li⁺) entre la cathode et l’électrode. Lors de la décharge, les ions lithium viennent s’accumuler dans l’électrode contenant le soufre ; inversement, lors de la charge, les ions lithium se séparent du soufre et viennent retrouver l’électrode constituée de lithium.

Une technologie performante et permettant un approvisionnement plus local

La technologie lithium-soufre permet une importante densité d’énergie ; en effet ses composants, lithium, carbone et soufre, sont tous des éléments très légers. Lyten avance ainsi une masse 92 kg pour une batterie de 100 kWh, ce qui conduirait, toujours d’après le constructeur, à des batteries 75 % plus légères que les batteries LFP et 60 % plus légères que les autres types batteries lithium-ion.

La technologie permet également d’utiliser une plus grande part de matériaux abondants localement, à la différence des technologies utilisant par exemple du nickel, du cobalt ou du manganèse. Ce facteur, additionné à la stratégie industrielle de la start-up, permet à Lyten de s’affirmer comme étant le leader mondial de l’approvisionnement local. En outre, le soufre étant peu coûteux, les batteries pourraient être vendues à un prix plus faible que les technologies concurrentes. À noter toutefois que Lyten n’affiche pas beaucoup d’informations sur la durée de vie de ses batteries, laquelle est un probable point faible de cette technologie.

Le marché du lithium-soufre est en pleine expansion

Lyten fabrique déjà des composants dans son installation de San Jose en Californie, depuis mai 2023. Ses batteries lithium-soufre ont trouvé des applications dans les marchés de la micromobilité, de l’espace, des drones et de la défense, pour la période 2024-2025. La construction de la gigafactory va permettre d’accompagner la croissance de la demande.

Chrysler envisage d’utiliser les batteries de l’entreprise dans sa réédition de son modèle Halcyon ; cette solution leur permettrait de réduire de 60 % l’empreinte carbone de son concept. Rappelons en outre que Stellantis a également investi dans Lyten, au moment de sa levée de fonds de 425 millions de dollars en 2015.

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Dans les transports ou pendant une longue randonnée, la batterie USB externe est devenue un accessoire incontournable du technophile nomade et du travailleur connecté. Voici notre sélection de 3 modèles bien différents…

La batterie externe USB est un petit accessoire nomade bien pratique pour étendre l’autonomie d’un smartphone, d’une tablette, d’une console ou d’un ordinateur portable lorsque l’on se déplace pendant longtemps loin d’une prise de courant (transports, randonnée…). D’ailleurs, en parlant de transport, faites attention si vous prenez l’avion. Elles ne sont autorisées qu’en cabine (interdite en soute) et chaque voyageur ne peut emporter plus de deux batteries, dans une limite totale de 27 000 mAh.

À la maison, pensez aussi à la batterie externe en cas de besoin ponctuel loin d’une prise de courant, par exemple pour éviter de sortir une grande rallonge pour alimenter une enceinte portable à l’autre bout du jardin.

Capacité annoncée et capacité réelle

Mieux vaut opter pour un modèle qui présente au moins un connecteur USB-C, aujourd’hui la norme, et bien pratique pour sa circulation bidirectionnelle (il permet généralement de recharger la batterie externe ou de recharger l’appareil qui y est connecté).
Quant à la capacité de la batterie, elle dépendra de vos besoins, les capacités les plus classiques étant celles de 5 000, 10 000, 15 000, 20 000 mAh. Seules les batteries de plus de 10 000 mAh permettent de charger au moins deux fois un gros smartphone. En plus de la capacité, prenez également garde à la puissance maximale proposée. Cette dernière doit correspondre a minima à la puissance de votre appareil nomade le plus puissant. En dessous, certains appareils passent en charge lente, tandis que d’autres refusent de se charger (particulièrement certains ordinateurs portables).

Autre point qui doit retenir votre attention : il ne suffit pas de diviser la capacité de la batterie externe par celle de l’appareil pour connaître le nombre de charges. Il faut tenir compte du rendement du processus de charge qui dissipe une partie de l’énergie sous forme de chaleur. Ainsi, on estime qu’une batterie externe ne fournit qu’environ 85 % de sa capacité norminale à la recharge externe. Par exemple, on ne pourra exploiter réellement que 17 000 mAh d’une batterie de 20 000 mAh (20 000 × 0,85), ce qui permet de recharger environ 4,25 fois (17 000 / 4 000 mAh) un grand smartphone de type Galaxy S20 (batterie de 4 000 mAh).

En avion : pas plus de deux batteries par voyageur, capacité maximale totale de 27 000 mAh et interdiction en soute © Valentin Lebrun / Révolution Énergétique

Varta Power Bank Energy 20 000 : grosse autonomie et nombreux connecteurs

Idéale pour technophiles nomades, la batterie externe Power Bank Energy 20000 du spécialiste Varta peut recharger jusqu’à 3 appareils simultanément. Elle dispose pour cela de deux ports USB-A pour recevoir n’importe quel câble adaptateur, et d’un port USB Type C bidirectionnel, utilisable à la fois pour recharger un appareil récent ou pour recharger la batterie elle-même (qui peut aussi se recharger via un connecteur Micro-USB indépendant). Notez qu’elle peut se recharger pendant qu’elle charge un appareil. Et pour connaître son niveau de charge, il suffit de regarder les 4 leds qui indiquent le niveau d’autonomie.

Sa forte capacité de 20 000 mAh est évidemment un atout lors des longs déplacements loin d’une prise de courant. Elle peut ainsi recharger environ cinq fois un smartphone de type Samsung Galaxy S20, et elle le fera vite, puisque son port USB-C assure jusqu’à 3 A en sortie.
Ce modèle se décline aussi en capacités de 5 000, 10 000 et 15 000 mAh.

• Capacité : 20 000 mAh (à 3,7 V)
• Dimensions : 7,9 × 15,7 × 2,2 cm
• Poids : 435 g

Xiaomi Power Bank 33W Pocket Edition Pro : petite et pratique

Spécialiste des appareils électroniques mobiles, et donc des batteries qui vont avec, le constructeur chinois Xiaomi (prononcez “Chiaomi”, ça fait toujours savant en soirée) propose à son catalogue plusieurs batteries externes, dont cette petite Power Bank 33W. Petite, mais bien conçue. Elle se limite à deux ports (un USB-A et un USB-C), mais qui sont utilisables simultanément. L’USB-C (compatible charge rapide à 3 A) est aussi utilisé pour la recharge de la batterie. Et pour recharger un appareil USB-C en même temps que la recharge de la batterie, le câble de recharge livré est fort bien conçu, puisqu’il intègre un adaptateur USB-C vers USB-A qui laisse la liberté de recharger la Power Bank 33W tout en disposant d’un câble USB-C pour un appareil externe.

On apprécie également le bouton et les témoins lumineux de charge particulièrement bien intégrés et le design épuré de l’ensemble. Attention, sa capacité de 10 000 mAh ne permet de recharger qu’une fois et demie un gros smartphone, ce qui s’avère déjà pas mal, mais elle sera beaucoup moins efficace avec de gros appareils (console portable, ordinateur portable…).
Notez que la Xiaomi Power Bank 33W Pocket Edition Pro se décline en bleu et en blanc.

• Capacité réelle : 10 000 mAh (à 3,7 V)
• Dimensions : 10,5 × 5,6 × 2,6 cm
• Poids : 212 g

Baseus Batterie Externe 22,5 W 20 000 mAh : avec affichage numérique

En plus de proposer 3 sorties USB (deux Type A et une Type C) pour la recharge des appareils, la batterie externe Baseus 22,5 W est dotée d’un afficheur numérique qui permet de savoir si elle se recharge, si elle recharge un appareil, et à quelle vitesse elle le recharge. Pratique pour savoir si elle fonctionne en mode normal (5 W), rapide (15 W) ou très rapide (22,5 W). Cet afficheur indique également l’autonomie disponible. Si vous comptez quatre ports sur cette batterie, c’est parce que le quatrième (le Micro-USB) sert à la recharger. Le port USB-C est quant à lui bidirectionnel et permet également de recharger la batterie.

Enfin, elle se présente dans un solide boîtier en aluminium qui la rend robuste, mais alourdit sans doute un peu l’ensemble pour approcher le demi-kilogramme.

• Capacité : 20 000 mAh (à 3,7 V)
• Dimensions : 19,9 × 11,1 × 3,9 cm
• Poids : 480 g

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Un rapport analyse les causes des deux incendies soudains d’autobus électriques à Paris, survenus en 2022. Les batteries situées en toitures s’étaient brutalement embrasées, sans faire de victime. Suite à ces sinistres que les pompiers avaient eus peine à maîtriser, un bureau d’enquête national publie des recommandations.

Le Bureau d’enquêtes sur les accidents de transports terrestres (BEA-TT) a publié un rapport détaillé sur les incendies de deux bus électriques survenus les 4 et 29 avril 2022 à Paris. Ces incidents, bien que sans conséquences humaines graves, soulèvent d’importantes questions sur la sécurité des véhicules électriques et leur réglementation.

Le contexte des incidents

Les deux incendies ont impliqué des Bluebus 12m-IT3 équipés de batteries lithium-métal-polymère (LMP) de 63 kilowattheures (kWh). Le premier s’est déclenché en pleine circulation à Maubert-Mutualité, dont une des batteries en feu est tombée du toit, tandis que le second s’est produit à l’arrêt bibliothèque François Mitterrand, avec plusieurs explosions. Dans les deux cas, l’embrasement a été d’une surprenante rapidité, atteignant des températures suffisamment élevées pour faire fondre les toits des véhicules et projeter du métal en fusion. Les enquêtes attribuent ces feux à un court-circuit intercellulaire provoquant un emballement thermique au sein des batteries, un défaut lié au processus de fabrication dans une usine canadienne de BlueSolutions.

Les interventions des secours ont mis en évidence, selon les conclusions du rapport, une « difficulté majeure, à savoir qu’il est quasiment impossible d’éteindre rapidement et complètement » les incendies impliquant des batteries à électrolyte solide, et ce, malgré des délais d’intervention rapides. Ces feux, accompagnés d’émanations toxiques et de projections dangereuses, posent des risques considérables pour les passagers, les intervenants et l’environnement.

Les recommandations pour prévenir de futurs incidents

Le rapport identifie plusieurs axes d’amélioration et émet des recommandations à l’intention des constructeurs et des autorités :

➡️ Renforcement des alarmes : Bluebus est invité à anticiper l’application des amendements au règlement ONU n° 100 en abaissant les seuils de détection des défaillances dans les systèmes de gestion des batteries.

➡️ Révision des normes internationales : la DGEC doit engager des discussions avec l’ONU pour adapter les essais de résistance au feu à toutes les technologies de batteries.

➡️ Amélioration des matériaux : Bluebus doit renforcer la protection thermique des toits et limiter les projections de métal en fusion pour sécuriser les évacuations.

➡️ Enregistrement des données : les constructeurs sont encouragés à stocker les données des véhicules pour faciliter l’analyse des incidents.

➡️Recherche incendie : la DGSCGC doit coordonner une réflexion nationale pour améliorer les moyens de lutte contre les incendies de véhicules innovants.

L’un des points saillants du rapport est la nécessité d’élargir le règlement européen eCall à toutes les catégories de véhicules motorisés. Ce dispositif, qui informe les secours du type de propulsion en cas d’accident, est jugé essentiel pour une intervention rapide et adaptée.

Alors que les transports en commun se tournent massivement vers des technologies électriques pour réduire leur empreinte carbone, ces incidents soulignent l’importance de ne pas négliger la sécurité. En intégrant ces recommandations, Bluebus et les autorités auront l’opportunité de renforcer la confiance du public dans les nouvelles mobilités.

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La course aux systèmes de stockage par batterie serait-elle enfin lancée en France ? Quelques semaines après l’annonce de la construction de la plus grande batterie de stockage stationnaire (BESS) de l’hexagone, on apprend que celle-ci devrait être dépassée dans quelques mois seulement.

La méga batterie nantaise d’Harmony Energy n’a qu’à bien se tenir : promise au titre de plus grande batterie de France avec une puissance de 100 MW et une capacité de 200 MWh, elle ne devrait pas le rester très longtemps. Du côté de Reims, la société TagEnergy vient d’annoncer la construction imminente d’une batterie de 240 MW et 480 MWh. Si tout va bien, celle-ci devrait être mise en service d’ici la fin de l’année 2025, seulement quelques mois après l’installation du pont de Cheviré.

Pour réaliser cette installation, TagEnergy pourra compter sur un partenaire de poids : Tesla, qui devrait livrer un total de 140 Mégapacks sur le site de Cernay-lès-Reims. Avec cette BESS (Battery Energy Storage System), l’entreprise fournira à RTE une capacité critique pendant les périodes de forte demande. Celle-ci devrait participer à l’optimisation de la production d’énergie renouvelable, et la stabilisation du réseau. L’installation, dont le coût devrait dépasser les 100 millions d’euros, est financée par Tagenergy ainsi qu’un consortium de banques européennes.

Les batteries choisies pour la plateforme seront de type LFP (Lithium-fer-phosphate), une technologie réputée pour sa durée de vie, et son niveau de sécurité plus élevé que d’autres types de batteries lithium-ion. Les batteries LFP présentent également moins de risques de dégradation thermiques.

À quoi sert le marché de la « réserve secondaire » ?

Pour l’heure, le déploiement massif de systèmes de stockage d’énergie en France est compromis par l’absence de stratégie claire à l’échelle nationale. Néanmoins, pour rendre son installation viable d’un point de vue économique, TagEnergy a pu compter sur le lancement, ou plutôt le relancement, d’un dispositif de RTE destiné à stabiliser le réseau : la réserve secondaire.

RTE a pour mission d’assurer, en permanence, l’équilibre entre la production et la consommation électrique à l’échelle nationale. Pour mener cette mission à bien, le gestionnaire de réseau français constitue et active des réserves d’équilibrage classées en trois catégories : réserves primaire, secondaire et tertiaire.

La réserve primaire a pour rôle d’agir en quelques secondes aux déséquilibres de fréquence du réseau. Elle est directement pilotée par les grands producteurs et consommateurs d’énergie. La réserve secondaire, mise en place en 2019, est automatiquement pilotée par RTE, et intervient en second rideau pour corriger des déséquilibres plus importants. Cette réserve est gérée par un marché d’ajustement de la fréquence. Néanmoins, en 2021, ce dispositif a été suspendu pendant près de trois ans à cause de problèmes de compétitivité et de difficultés techniques.

Grâce à des ajustements menés par RTE, la réserve secondaire a finalement été relancée en juin 2024. Ce marché, qui représente une centaine de millions d’euros par an, prend désormais la forme d’appels d’offres journaliers pour la mise à dispositions de capacité d’ajustement sous forme de production ou de consommation d’électricité. C’est ce marché qui est à la base du modèle économique développé par TagEnergy, pour son système de stockage par batterie.

Avec le développement des énergies renouvelables non pilotables, qui nécessitent un degré d’ajustement plus important, la réserve secondaire est promise à un rôle de plus en plus important dans la stabilisation du mix électrique français.

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Le coût de remplacement des batteries des voitures électriques, longtemps perçu comme un frein majeur, baisse rapidement. Une tendance qui, d’ici 2030, pourrait rendre ces véhicules plus compétitifs que les modèles essence et diesel, notamment pour les réparations.

Depuis des années, l’un des principaux arguments contre les voitures électriques réside dans le coût élevé de remplacement des batteries, une fois ces dernières jugées trop usées. Pourtant, les choses changent rapidement. Selon une étude de Recurrent, d’ici 2030, remplacer une batterie pourrait coûter moins cher que réparer un moteur thermique. Une évolution qui s’explique par des avancées technologiques et une baisse spectaculaire des coûts des batteries.

Une chute vertigineuse du coût des batteries

Depuis 2008, le prix des batteries lithium-ion a chuté de 90 %. À l’époque, produire un kilowattheure de stockage (kWh) coûtait 1 415 dollars. En 2023, ce prix n’est plus que de 139 dollars, et il devrait descendre à 80 dollars dès 2026. Cette baisse est directement liée à des innovations dans la production, à la rationalisation des processus industriels et à la réduction du prix du lithium. S’il y a 15 ans, remplacer une batterie de 81 kWh comme celle du Tesla Model Y impliquait un coût exorbitant (114 615 dollars), le montant devrait être nettement plus accessible à l’avenir.

En parallèle, les coûts de réparation des moteurs thermiques continuent d’augmenter, portés par la complexité croissante des motorisations modernes. Injecteurs, turbo, système antipollution : autant de composants coûteux à réparer ou à remplacer.

Vers une compétitivité accrue des voitures électriques

Actuellement, remplacer une batterie représente environ 75 % de la valeur d’un véhicule d’occasion, estimé à 15 000 dollars, contre 100 % en 2020. Ce pourcentage devrait tomber à 30 % d’ici 2030, selon Recurrent. À ce rythme, les voitures électriques, souvent critiquées pour leur coût initial, pourraient surpasser les véhicules thermiques en termes de compétitivité globale, y compris sur le volet des réparations.

Mais ce n’est pas tout. Avec le développement des usages en « seconde vie », les batteries remplacées ne sont plus simplement recyclées. Elles trouvent de nouveaux débouchés « telles quelles », sans nécessiter de modification profonde, notamment pour le stockage d’énergie domestique ou industrielle. Cette économie circulaire pourrait réduire encore davantage les coûts pour les propriétaires, qui pourront faire reprendre leur batterie usée.

Une transition accélérée vers des mobilités durables

La baisse des coûts des batteries n’a pas seulement des implications économiques : elle joue aussi un rôle majeur dans la transition énergétique. Avec des réparations plus abordables et une durée de vie allongée des composants, les véhicules électriques deviennent une option encore plus attrayante pour les consommateurs hésitants.

Ce progrès s’inscrit dans un contexte où les objectifs climatiques poussent à l’adoption massive des énergies bas-carbone. En rendant les véhicules électriques accessibles et compétitifs, la filière répond à la double exigence de durabilité et de praticité. D’ici 2030, remplacer une batterie ne devrait donc plus être une source d’angoisse pour les propriétaires de véhicules électriques.

Source : Automobile Propre.

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C’est bien connu, les français ne font rien comme les autres, en particulier en matière d’énergie. Fort d’un mix électrique unique au monde, la France continue de cultiver sa différence en faisant fi des objectifs de stockage d’électricité pour les 10 prochaines années, contrairement au reste du monde. 

En cette fin d’année 2024, le gouvernement vient de soumettre à consultation publique les troisièmes versions de deux documents faisant figure de feuille de route vers la neutralité carbone :

• La stratégie nationale bas-carbone (SNBC),
• La programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE).

Cette consultation publique, lancée le 4 novembre pour une durée de 6 semaines, devrait aboutir sur un simple décret. Celui-ci devrait être publié d’ici la fin du premier trimestre 2025, avec plus d’un an de retard par rapport à l’objectif initial. Contrairement à ce qu’avait promis Emmanuel Macron en 2019, ces documents ne passeront donc pas par l’Assemblée Nationale.

Le stockage d’électricité aux abonnés absents

Pourtant, il y a matière à débat, en particulier en matière de programmation pluriannuelle de l’énergie. Ce document est destiné à écrire dans le marbre les objectifs de la France en matière de production d’énergie à l’horizon 2035. On retrouve de nombreux thèmes concernant la production et la gestion de l’énergie. Le nucléaire fait office de tête de proue de la stratégie française, suivi, pêle-mêle, du photovoltaïque, des biocarburants, de l’hydroélectricité ainsi que de l’éolien. Pour chaque sujet, des objectifs de production ou de déploiement ont été fixés pour 2030 puis 2035.

Voici les principaux objectifs fixés dans le document soumis à consultation :

Si ce tableau est plein de promesses, il présente un absent majeur : le stockage de l’électricité. Dans ce document de travail soumis à la consultation publique, la notion de stockage est, en effet, très peu présente. Cette position a de quoi surprendre, tant le stockage de l’électricité accélère dans le reste du monde, et se positionne comme allié indispensable des énergies renouvelables.

Miser sur la flexibilité plutôt que le stockage

Pour sécuriser l’approvisionnement en électricité malgré la hausse des énergies non pilotables dans le mix électrique français, le gouvernement préfère parler de la mise en place d’un « bouquet de flexibilités ». Il est ainsi question d’augmenter la flexibilité de la demande. Cela consiste à réduire ou augmenter la consommation d’électricité d’un site pour répondre aux besoins du système. Cette solution est vue comme « un axe prioritaire qui permet de réduire les risques de déséquilibre de courte durée à moindre coût ». Le document fait également mention de baisses de consommations plus structurelles grâce à des offres de fourniture horo-saisonnalisées, des offres à points mobiles ou la modification des heures pleines/heures creuses.

Pour aller plus loin que ces solutions de flexibilités, quelques objectifs ont tout de même été fixés concernant le stockage par batterie et par STEP. Ils se résument ainsi : « Aux horizons 2030 et 2035, les batteries et les STEP combinées aux flexibilités de la demande pourront assurer les trois quarts des besoins de modulation intra-journalière ». Concrètement, cela se traduit par les deux objectifs suivants :

• Adapter le cadré réglementaire et économique pour atteindre 1,7 GW de STEP supplémentaire d’ici 2035,
• Consolider la filière industrielle de production de cellules de batteries avec l’objectif de 100 GWh/an.

Alors que, sur les 10 ans de la programmation, les capacités de production d’énergies renouvelables non pilotables devraient augmenter d’au moins 95 GW, le seul objectif de flexibilité chiffré se résume à augmenter les capacités des STEP de 1,7 GW. Dans ces conditions, difficile de savoir comment EDF va réussir à maintenir l’équilibre du réseau sans un recours massif à des systèmes pilotables comme des centrales thermiques.

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À Lille, le bâtiment Wave est le premier à tester l’alimentation en courant continu (DC) pour ses bureaux. La production photovoltaïque sur son toit est en DC, les ordinateurs et autres appareils du bureau sont aussi en DC, alors l’entreprise Vinci a décidé qu’elle ne convertirait plus le courant en alternatif (AC) entre la production et l’utilisation finale, pour éviter les pertes énergétiques et réduire la quantité de cuivre utilisée.

En cette matinée du 28 novembre, le soleil brille sur les panneaux solaires du bâtiment Wave à Lille. Ils alimentent le troisième étage entier, occupés par les bureaux de Vinci Énergies. À cet endroit, l’équipe d’Emmanuel Dunat, directeur général, travaille au prototypage taille réelle du premier bâtiment à courant continu en France. « Nous nous sommes dits : utilisons notre bâtiment comme un laboratoire en devenant nous-mêmes utilisateurs et concevons un bâtiment performant. » Parce que dans le premier bâtiment à courant continu, l’énergie est comptée. Précisément, treize panneaux solaires totalisant 5 kilowatts crête (kWc) et une batterie de 12 kilowattheures (kWh) ont la charge de le rendre le plus autonome possible.

Les premiers résultats sont encourageants : depuis le début de l’année 2024, Wave a dû recourir au réseau national pour seulement 25 % de son énergie, le reste étant autoconsommé. Pas question donc d’installer des interrupteurs, il n’y a que des détecteurs de mouvement. Pas non plus de climatisation, seulement des stores adaptatifs à la luminosité. Telle est la quête de ce passage de l’alternatif au continu : l’efficacité et la sobriété. « Le bâtiment consomme, électricité et chauffage compris, 60 kWh par mètre carré » se réjouit Emmanuel Dunat, quant la moyenne nationale dans le secteur tertiaire est trois à quatre fois plus élevée, selon l’ADEME.

L’entrée du bâtiment / Image : Vinci.

Une économie à toutes les échelles

« On sentait le courant continu monter » mime-t-il. Ce n’est pas nouveau : à la fin du XIX^e siècle, Nikola Tesla avait gagné la guerre du courant en imposant l’alternatif, contre Thomas Edison favorable au courant continu. Les transformateurs étaient, à l’époque, bien plus performants pour élever la tension et transporter le courant sur de longues distances. Ils n’avaient pas d’équivalent en courant continu. Résultat, aujourd’hui, la production photovoltaïque (DC) est systématiquement convertie en courant alternatif (AC) pour ensuite être re-convertie en courant continu (DC) propice à sa consommation.

Un salle de réunion et des prises USB-C équipant les bureaux du 3ᵉ étage de l’immeuble Wave / Images : RE – Ugo Petruzzi.

« Pourquoi convertir deux fois, et provoquer jusqu’à 20 % de perte, alors qu’on peut directement la consommer ? » se taraude Romain Scolan, chef de Cegelec Nord, filiale de Vinci Energies. « Alors, on a installé un nouveau câblage pour déployer le courant continu. Le 350 Volts (V) est directement abaissé à 48 V pour les appareils électroniques. Cela a aussi permis d’économiser 50 % de longueur de câble, donc du cuivre en moins pour deux raisons. La première vient du maillage, plus direct en courant continu (en bus) qu’en alternatif (étoile). La deuxième tient au fait qu’il n’y a pas de terre en courant continu, donc pas de troisième ficelle. » Concrètement, les bureaux sont équipés en prises USB-C, qui peuvent délivrer jusqu’à 5 ampères (A) à une tension de 48 V, soit 240 W de puissance. C’est suffisant pour la majorité des usages actuels : informatique, écrans, recharges des appareils mobiles, etc. Reste toutefois à élucider la question de l’alimentation des appareils énergivores comme la machine à café et, éventuellement, l’aspirateur utilisé pour l’entretien des locaux.

Pour le moment, le bâtiment n’injecte pas le supplément de production sur le réseau ni ne valorise sa flexibilité. Le directeur régional de Vinci Energies reste toutefois attentif aux possibilités offertes par le marché : « on regarde attentivement le label Flex Ready, lancé par Think Smartgrids, et pourquoi pas regrouper plusieurs bâtiments et peser suffisamment ».

Le tableau électrique du 3ᵉ étage du bâtiment Wave, et l’application permettant de surveiller les flux électriques / Images : RE – Ugo Petruzzi.

Le courant continu pour d’autres usages

Si le courant continu permet d’éviter la conversion de la production photovoltaïque, donc les pertes en rendement, existerait-il d’autres usages ? « Chez Cegelec, nous visons l’implémentation du courant continu dans les bornes de recharge directement reliées à une ombrière de panneaux solaires. Une étude a été réalisée par Vinci Autoroute » explique Mame-Thiedel Thiongane, responsable de projets. L’éclairage public est aussi dans le viseur de la révolution du courant continu, puisqu’il est équipé de LEDs. « Aujourd’hui, c’est surtout le marché qui bloque. En l’état, certains appareils électroniques fonctionnant en alternatif, comme les pompes à chaleur (PAC), peuvent facilement être convertis » note l’ingénieure lilloise, car le compresseur, par exemple, fonctionne en DC avec son convertisseur.

Les différents flux électriques affichés dans l’application / Images : Vinci.

Les collectivités locales sont aussi des clients potentiels de Vinci énergies. Leurs grands toits avec l’obligation de végétaliser ou installer des panneaux solaires peut se prêter au changement de courant.

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Les kits de panneaux solaires photovoltaïques plug and play, c’est bien. Mais c’est encore mieux quand on peut les associer à une batterie. C’est ce que propose désormais la société nantaise Beem Energy.

Beem Energy est une entreprise nantaise connue pour ses kits de panneaux solaires photovoltaïques prêts à brancher — plug and play, comme disent les anglophones. Le premier a été mis sur le marché en 2019. Un Beem kit conçut en France pour être simple à installer et à utiliser. Mais auxquels il manquait jusqu’ici le petit plus qui pourrait faire la différence : une batterie domestique.

En janvier dernier, Beem energy avait annoncé sa volonté d’étoffer sa gamme. Avec un kit d’autoconsommation plus compact et encore plus simple, le Beem On. Mais aussi avec un kit qui se différencie des autres, parce que destiné à une installation en toiture, le Beem Roof. Et, la tant attendue batterie domestique. La Beem Battery était présentée comme la solution pour une maison autonome en électricité — au moins dans certaines régions.

Jusqu’à 60 % d’autonomie électrique

Cette Beem Battery — une technologie LFP — est désormais disponible à l’achat. Même si ses performances semblent avoir été légèrement revues à la baisse. Il y a quelques mois, Been Energy espérait garantir grâce à sa batterie domestique reliée à une solution Beem Roof de 3 kilowatts crête (kWc), une autonomie de 75 % et une économie de presque 1 500 euros pour un foyer chaque année.

Aujourd’hui, la société nantaise annonce une autonomie jusqu’à 60 % et en moyenne 1 000 euros d’économies annuelles sur 20 ans. Le tout grâce à une Beem Battery de 6,6 kilowattheures (kWh) associée à 6 stations Beem On — la batterie est aussi compatible avec les Beem Kit et le Beem Roof — d’une puissance totale de 2,760 kWc. C’est le minimum recommandé — le maximum accepté étant de 9 kWc — par les experts de Beem Energy pour que leur solution devienne économiquement intéressante. Et cela permet une autonomie d’alimentation de 12 heures. Et, promet la société nantaise, l’alimentation de tous les appareils d’un foyer, même s’ils fonctionnent simultanément.

Une solution pour optimiser l’autoconsommation solaire

La Beem Battery existe aussi en version 10 kWh — autonomie jusqu’à 18 heures — ou même 13,4 kWh — autonomie de 24 heures. Toutes les versions sont présentées comme intelligentes. Comprenez qu’elles détectent en temps réel la situation du foyer. S’il consomme plus qu’il produit, la batterie se décharge. S’il produit plus qu’il consomme, elle se charge. Une fonction permet aussi de déclencher un appareil de son choix — un ballon d’eau chaude, par exemple — lorsque la production est importante. Pour maximiser l’autoconsommation. Mais la possibilité est laissée à l’utilisateur de prendre la main à sa guise par l’intermédiaire d’une application. Pour programmer la décharge en fonction des tarifs de son abonnement au réseau, par exemple, et maximiser ainsi ses économies. Une fonction « secouru », enfin, permet à la batterie de prendre le relais instantanément en cas de coupure sur le réseau.

Notez que Beem Energy recommande d’installer la batterie en intérieur dans un espace à 20 °C et bien ventilé. Il est ainsi intéressant de savoir que sa hauteur varie entre 120 et 165 centimètres pour une largeur de 75 cm et une profondeur de 22 cm.

Côté prix, les 6 stations Beem On sont affichées à 3 594 euros. Et la Beem Battery de 6,6 kWh à 5 390 euros. Cette dernière est garantie 6 000 cycles à 60 % de son état original, soit environ 15 ans. Mais le site de Beem Energy propose des formules à partir de 6 190 euros — kit plug and play plus batterie — hors pose et coffrets de protection ou de 11 900 euros — kit toiture plus batterie — pose incluse, mais aides déduites.

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Le projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage de Pioneer-Burdekin, en Australie, aurait été le plus grand projet de ce type au monde. Mais le gouvernement vient d’y mettre un terme.

En 2022, le gouvernement du Queensland, un état du nord-est de l’Australie, voyait la Pioneer Valley et ses montagnes comme l’endroit rêvé pour installer le plus grand projet de stockage d’énergie hydroélectrique par pompage (STEP) au monde. Une topographie adaptée et un énorme potentiel de production d’énergies renouvelables solaire et éolienne. Le projet Pioneer-Burdekin était lancé. Faisabilité technique, impact environnemental. La société Queensland Hydro s’est alors mise à réaliser toutes sortes d’études. Et tout semblait sur de bons rails. Elle avait même commencé à racheter des terres.

Un projet jugé trop cher de tous les points de vue

Mais il y a quelques jours, le gouvernement – du Parti libéral national (LNP) – nouvellement élu du Queensland, conformément à une promesse de campagne, a mis un terme à ce projet finalement jugé « pas viable financièrement et pas approprié sur le plan environnemental ». Le premier ministre évoque des coûts qui auraient explosé. Passant de l’ordre de 12 milliards de dollars australiens à près de 37 milliards. Les populations locales, elles, se seraient montrées réticentes. Et il faudra désormais trouver une solution pour ceux qui ont « perdu » leurs terrains dans l’opération.

Rappelons que le projet Pioneer-Burdekin devait offrir à l’Australie une solution de stockage d’électricité renouvelable de longue durée. Le principe : pomper de l’eau d’un bassin inférieur lorsque la demande en électricité est faible – ou lorsque la production, renouvelable surtout, est excédentaire – et restituer l’électricité par turbinage depuis un bassin supérieur lorsque la demande augmente – ou que la production diminue. Plusieurs options avaient été proposées. Allant jusqu’à une puissance de 5 gigawatts (GW) et une capacité de stockage de 120 gigawattheures (GWh) pour une durée de décharge de 24 heures.

Vers des systèmes de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage plus modestes ?

Dans un rapport remis récemment au gouvernement, les experts de Queensland Hydro reconnaissaient que l’option la plus puissante peinerait à trouver sa rentabilité. Mais ils se montraient plus optimistes pour les deux autres options envisagées – 2,5 GW/48 heures ou 3,75 GW/32 heures. Toutes étant estimées compatibles – à condition de quelques aménagements – avec les contraintes environnementales locales.

Le gouvernement du Queensland se déclare désormais plus disposé à soutenir le déploiement de stockages d’énergie hydroélectrique par pompage à plus petite échelle. Ils seraient plus viables économiquement et plus faciles à gérer. Leur impact cumulé et leur coût s’avèreront-ils réellement plus intéressants ? La question reste en suspens.

Mais une chose est à peu près sûre. Pour atteindre les objectifs de l’État en matière de production renouvelable – 50% d’ici 2030 et 80% d’ici 2035 -, le gouvernement aura besoin de tels systèmes de stockage de longue durée. D’ailleurs, un autre projet du genre, le projet Borumba de 2 GW, est, lui, toujours en cours. Il devrait entrer en activité d’ici 2030. Lui aussi semble connaître des difficultés à respecter son budget. Son coût total avait été d’abord estimé à 6 milliards de dollars. Il serait désormais de l’ordre de 14 milliards.

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L’institut Fraunhofer veut développer un système de stockage d’électricité sous-marin équivalent à un système de pompage-turbinage (STEP). Cette fois au fond de la mer, le concept repose sur une grande sphère de béton emprisonnant de l’eau ou de l’air sous pression.

L’institut Fraunhofer ambitionne la création d’un projet de stockage d’énergie sphérique sous-marin baptisé StEnSea. Après un premier test réussi dans le lac de Constance en Allemagne, le laboratoire prépare une expérimentation en conditions réelles au large de la Californie, en collaboration avec la start-up américaine Sperra et le fabricant d’équipements marins Pleuger Industries. Les dimensions donnent le vertige, notamment au regard de la modeste puissance et capacité de stockage (500 kW pour 400 kWh) : une sphère de 9 mètres de diamètre, 400 tonnes de béton, logée à 500 ou 600 mètres de profondeur.

Lors de la recharge, l’eau est pompée hors de la sphère, qui se remplit d’air. Durant la décharge, l’eau pénètre la sphère par gravité, chassant l’air / Schéma : Institut Fraunhoffer, traduction automatique de l’allemand par Google.

Inspiré par les stations de pompage turbinage de montagne

Le principe de StEnSea s’inspire des centrales hydroélectriques de pompage-turbinage, où l’eau est pompée vers un réservoir en hauteur pour stocker l’énergie, puis relâchée pour générer de l’électricité. Dans le projet StEnSea, ce même concept est adapté au fond marin. Concrètement, en période de surplus d’électricité, une pompe expulse l’eau de la sphère contre la pression naturelle exercée par la colonne d’eau environnante, située au-dessus d’elle. À l’inverse, lorsque l’énergie doit être déstockée, une valve s’ouvre, laissant l’eau pénétrer dans la sphère. La force de l’eau entrant fait tourner une turbine, qui génère ainsi de l’électricité.

En termes de coûts, le Fraunhofer estime que cette technologie peut devenir compétitive avec les centrales de pompage-turbinage classiques, avec un coût estimé à 4,6 centimes par kilowattheure stocké. La sphère en béton devrait avoir une durée de vie de 50 à 60 ans, bien que les pompes et turbines doivent être remplacées tous les 20 ans environ. Les rendements globaux atteignent 75 à 80 %, légèrement en deçà des centrales de pompage terrestres, mais largement suffisants pour des applications où la régularité et la sécurité de l’approvisionnement sont primordiales.

Un grand potentiel de stockage selon le Fraunhofer

Fraunhofer évalue le potentiel mondial de cette technologie à 817 000 gigawattheures (GWh), soit presque le double de la consommation nationale d’électricité en France. Les zones côtières telles que les côtes de Norvège, du Portugal ou encore du Japon présentent un fort potentiel de développement pour ce type de stockage, tout comme certains lacs profonds. Avec cette première expérimentation en conditions offshore, le projet StEnSea entend démontrer la viabilité d’une version élargie du prototype. Il devra ainsi valider les procédés de fabrication, d’installation et de maintenance pour des sphères de 30 mètres de diamètre capables d’emmagasiner davantage d’énergie.

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Construire, au large des côtes de la Belgique, une île énergétique qui permette de dispatcher l’électricité produite par des éoliennes en mer. L’idée est belle. Mais elle pourrait bien coûter beaucoup plus cher que prévu.

C’est au large des côtes belges, quelque part en mer du Nord, que doit prochainement être lancé le chantier de la toute première île énergétique au monde — un autre projet du genre est en cours au Danemark. L’île Princesse Élisabeth. La Banque européenne d’investissement (BEI) vient d’ailleurs d’accorder au porteur du projet, Elia Transmission Belgium (ETB), une subvention de 650 millions d’euros pour mener à bien la première phase. Les fondations de l’île sont déjà en construction aux Pays-Bas.

Cette île énergétique de 6 hectares pourrait être comparée à une rallonge high-tech avec des multiprises. Des câbles sous-marins d’éoliennes en mer s’y rejoindront et des transformateurs permettront d’acheminer le courant vers la terre d’une part et de mieux connecter la Belgique à ses voisins européens d’autre part. Le Royaume-Uni et le Danemark, dans un premier temps. Le tout alliant courant continu et courant alternatif pour optimiser les transmissions. Objectif : intégrer, d’ici 2030 — date des premiers raccordements pour une fin de travaux annoncée en 2027 —, pas moins de 3,5 gigawatts (GW) d’électricité éolienne offshore au réseau — de quoi alimenter 3 millions de foyers, selon les projections d’Elia Transmission Belgium.

Du feu vert environnemental à l’explosion du budget

Il y a un an environ, le projet avait obtenu son feu vert environnemental. Et ce n’était pas la moindre des choses pour une île énergétique construite en pleine zone Natura 2000. Des mesures spécifiques ont donc été prévues pour protéger la biodiversité. Des corniches en surface pour accueillir les oiseaux et des structures sous l’eau pour créer un récif artificiel riche et diversifié, par exemple.

Désormais, voici que l’île énergétique de la princesse Élisabeth fait face à un obstacle inattendu. Une explosion de son coût. Elle devait en effet coûter environ 2,2 milliards d’euros. Mais la semaine dernière, c’est un chiffre très différent qui a été évoqué au Parlement. Un chiffre de l’ordre de 7 milliards d’euros, soit presque autant qu’un réacteur nucléaire. « Cette augmentation est très préoccupante », estime la ministre belge de l’Énergie, Tinne Van der Straeten, auprès de l’AFP. ETB, qui n’a pas souhaité confirmer le chiffre, explique tout de même que la guerre en Ukraine a provoqué une sorte de ruée vers les énergies renouvelables et vers le matériel indispensable à leur déploiement à grande échelle. La pression sur les câbles, sur les convertisseurs courant alternatif/courant continu, les transfomateurs ou même sur les bateaux d’accès aux chantiers a fait grimper les prix.

Les gros industriels craignent une envolée des prix de l’électricité dans le pays pour compenser le surcoût. Ils demandent donc la suspension — ou au moins la révision — du projet d’île énergétique. Le gouvernement belge, quant à lui, souhaite maintenir le cap et espère limiter le dérapage budgétaire en obtenant des financements supplémentaires de la part de l’Europe. Le projet, après tout, concerne également d’autres pays européens. Et devrait aider l’Europe à atteindre ses objectifs de déploiement des énergies renouvelables.

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