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La situation de surcapacité de production d’électricité en France depuis deux ans oblige EDF à moduler deux fois plus ses centrales nucléaires, hydrauliques et thermiques à flamme. Un chiffrage partiel (uniquement sur le parc nucléaire) évalue le surcoût annuel à 50 millions d’euros.

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EPR Flamanville 3. Salle des machines. 2023
Si les réacteurs nucélaires du parc français sont prévus nativement pour moduler, les turbo alternateurs (ici celui de l'EPR de Flamanville) n'aiment pas trop ça.

Le parc nucléaire d’EDF est pourtant prévu pour cela. Lorsque la production d’électricité dépasse largement la consommation, les 57 réacteurs sont capables de descendre leur production de 80% en une demi-heure, puis de la remonter. C’est ce qu’on appelle la modulation. Cette fonctionnalité est utilisée par le gestionnaire de réseau pour l’équilibrage des fréquences, mais aussi par EDF pour optimiser sa production en fonction des prix de marché, ou pour préserver son combustible. Problème : cette modulation, lorsqu’elle est trop fréquente, a un impact sur les équipements du circuit secondaire et leur maintenance.

Or, depuis deux ans, le système électrique est en situation de surcapacité chronique, due à une consommation électrique atone, inférieure de 4% à son niveau pré-Covid, alors que l’on a continué à ajouter des capacités de production renouvelables, éoliennes et solaires (6 GW en 2024 et 7 GW en 2025). En conséquence, alors que depuis le début des années 2000, EDF modulait en moyenne de 15 à 20 TWh par an, en 2024 ce volume est monté à 31 TWh et même 33 TWh en 2025. Certes, c’est loin des 51 TWh de modulation connus en 1994, alors que le système électrique était déjà en surcapacité. «Ce qui change fondamentalement, c’est la manière dont on module, explique Catherine Bauby, directrice de la stratégie du groupe EDF. Avant, on modulait la nuit et le week-end quand la consommation était faible. Désormais, on module dans la journée entre 11h et 17h», le moment où le solaire produit. Conséquence, le parc est sollicité pour baisser sa production sur deux périodes dans la journée, et parfois il faut même carrément arrêter des réacteurs. «La modulation par arrêt a triplé en 2024 par rapport à la période 2004–2024», observe Catherine Bauby.

La modulation a doublé en volume et en fréquence

Un changement de situation dont EDF a voulu évaluer l’impact. Une étude, publiée le 16 février, a mis en évidence qu’il n’y a pas de difficulté technique à réaliser cette modulation et qu’elle n’a pas d’effet direct sur la sûreté nucléaire. Elle a en revanche un impact industriel, économique et organisationnel. «Sur une centrale nucléaire, c’est essentiellement la partie secondaire, non nucléaire, qui est concernée, explique Jean‑Marie Boursier, directeur adjoint de la division production nucléaire d’EDF. L’élément de la turbine va en effet opérer des cycles de vapeur plus fréquents, ce qui va générer des contrôles supplémentaires qu’il faudra réaliser. Les contrôles décennaux pourraient devoir être réalisés tous les six ans. Cela va générer un surcoût de l’ordre de 30 millions d’euros par an sur le parc nucléaire.»

L’alternateur, qui distribue l’électricité sur le réseau, va lui aussi avoir un fonctionnement légèrement modifié par cette modulation. Ce qui va se traduire également par une augmentation des coûts de maintenance de 2 à 4 millions d’euros par an, estime EDF. Idem pour les turbopompes qui vont devoir être contrôlées tous les 4 ans au lieu de 5, ce qui va aussi coûter 2 à 4 millions d’euros par an supplémentaires. La modulation augmentant aussi la consommation de ressources (bore, lithium, eau et filtres), les achats de consommables vont augmenter de 15 millions d’euros. L’impact sur le système de traitement de l’eau et des effluents est lui encore en cours de chiffrage. Tout comme le coût de l’impact organisationnel. Les équipes sont davantage sollicitées, la réalisation d’essais modifiés, et les analyses chimiques réalisées plus fréquemment.

L’hydraulique et le thermique sont aussi concernés

Le parc nucléaire n’est pas le seul concerné par la modulation, qui a des conséquences aussi sur le parc hydraulique, comme les 2,5 GW de STEP, et le parc thermique à flamme, notamment les centrales à cycle combiné gaz et les turbines à gaz. Sur les stations de transfert d’énergie par pompage, l’augmentation des dépenses de maintenance est de l’ordre de x1,7 sur la période 2026–2030, indique EDF sans préciser le coût initial. «Sur le parc thermique combiné gaz, qui démarre et s’arrête deux fois plus qu’avant, il y a une sollicitation plus importante avec des coûts de maintenance supplémentaires qui sont en train d’être chiffrés», indique Catherine Bauby.

La modulation doit donc coûter bien plus que les 50 millions d’euros chiffrés jusqu’ici par EDF. Combien ? L’électricien ne donne aucun indice. On ne sait pas non plus quand seront publiés les chiffrages supplémentaires. Ce qui est certain en revanche, c’est qu’EDF va devoir communiquer au gouvernement un coût complet pour évaluer si les objectifs d’ajout de capacités solaires prévus dans la feuille de route Énergie publiée le 13 février doivent être révisés en 2027, comme prévu dans le décret de la PPE3 signé par le Premier ministre.
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Clés : Études ; Nucléaire ; EDF ; Industrie ; Services à l'industrie

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Clés : Analyse Stockage Electricité Energies renouvelables - 8 min. de lecture

Portée par une nouvelle technologie chinoise, le lithium fer phosphate (LFP), 30% moins cher que le NMC (nickel manganèse cobalt) des véhicules électriques et moins sujet à l'emballement thermique, la batterie s'impose dans le stockage stationnaire d'électricité. Un succès qui pourrait interroger certains projets nucléaires.
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© Engie
Fin novembre, Engie a mis en service la première moitié d'une unité de stockage batteries de 400 MW/800 MWh à Vilvorde en Belgique.

L’heure de la batterie a sonné. Pièce maîtresse du véhicule électrique, elle s’installe aussi dans les réseaux électriques, et devient, avec le câble, l'équipement le plus stratégique pour la sortie des énergies fossiles. En Chine, aux États-Unis, et même en France, des rangées de conteneurs emplis de batteries lithium-ion servent désormais à stocker l’électricité, et à décaler la production de la consommation. De quoi rebattre les cartes de la transition énergétique ? Le 21 novembre, à Vilvorde, en Belgique, Engie a mis en service avec un peu d'avance un système de stockage batteries de 4 heures de 200 MW/800MWh. «Les batteries sont en train de devenir l'une des technologies les plus importantes du XXIe siècle», prévient Fatih Birol, le directeur de l’Agence internationale de l’énergie (AIE), dans une tribune parue dans le Financial Times le 30 octobre.

Avec une densité énergétique doublée en 10 ans, couplée à des économies d’échelle et un apprentissage des méthodes de production industrielle qui ont fait chuter les prix de 90% depuis 2010, «les gains de performance pour une technologie jeune, née en 1991, sont vertigineux. On arrive dans la zone où les batteries deviennent compétitives pour différentes applications», observe le spécialiste des technologies vertes Greg de Temmerman. Dans la mobilité, la peur du manque d’autonomie s’est presque envolée. Et le prix moyen d’un pack de batteries pour une voiture électrique est tombé en dessous de 100 dollars américains par kilowattheure ($/kWh), seuil clé pour rivaliser en termes de coût avec les modèles thermiques, indique l’AIE. Au niveau de la cellule, les prix atteignent désormais 57 $/kWh selon le cabinet Benchmark Mineral. Un chiffre que peu pensaient atteignable il y a quelques années, et qui ouvre des perspectives… et des incertitudes.
De plus en plus compétitives
Les chiffres parlent d’eux mêmes. Selon BloombergNEF, le coût de possession des projets solaires, ou coût de production, baisse de 2% par an et devrait passer de 35 €/MWh en 2025 à 25 €/MWh d’ici 2035. Le stockage d’énergie devrait lui chuter de 93 €/MWh à 53 €/kWh dans le même temps, soit près de la moitié de son coût actuel. Des coûts auxquels il ne faut pas oublier d’ajouter des coûts réseaux, qui varient suivant les pays. Au total, un système complet de stockage de batteries, électronique de gestion et installation inclus ou BESS (Battery Energy Storage System) se paie 165 $ par kWh en 2024, en baisse de 40% par rapport à l’année précédente. Pour mémoire, dans les batteries, on parle de puissance installée instantanée en kW, et en fonction de la durée de stockage, de deux à quatre heures, de la puissance restituable en kWh.

Plus rien n'arrête leur développement. Environ 130 gigawatts (GW) de stockage par batterie devraient être ajoutés aux réseaux électriques mondiaux cette année. C'est nettement plus que la quantité maximale d'énergie produite à partir de gaz naturel ajoutée en une seule année, observe le directeur de l’AIE dans sa tribune. Depuis 2019, la puissance installée de BESS dans le monde a été multipliée par 14. Et on ne parle plus d'adosser quelques dizaines de mégawatts (MW) de batteries à des parcs solaires, mais de méga batteries de plusieurs centaines de MW. C’est la Chine qui tire le marché avec 42 % de la demande en 2024 et près de 50% en 2025. En septembre, elle annonçait un plan pour presque tripler ses capacités d’ici à 2027 en ajoutant 180 GW au 100 déjà installés dans le pays.

Ce boom des batteries bouleverse la transition énergétique. «Le couple solaire et photovoltaïque fonctionne très bien et fait bouger le système énergétique à grande vitesse ! L’idée qu’on ne peut pas stocker de l’électricité est de moins en moins vraie. Et si d’autres types de batteries arrivent, avec des durées de stockage plus longues, les équations économiques peuvent changer rapidement», pointe Greg de Temmerman. En Californie, elles permettent déjà de décaler la surproduction solaire de la journée vers les besoins du soir. Longtemps négligés dans ses politiques publiques européens, concentrées sur le soutien aux énergies renouvelables, les batteries sont désormais soutenues, notamment au Royaume Uni et en Belgique. Pour baisser le prix de son électricité, l’Italie a lancé un appel d’offres pour 10 GWh de stockage sur 15 ans, qui va coûter 2 milliards d’euros. La France, qui mise surtout sur le stockage hydraulique avec ses 5 GW de stations de transfert d’eau par pompage (STEP) et sur la possibilité de modulation de son parc nucléaire pour amortir la production renouvelable, attend. Mais RTE annonce avoir 13 GW de demande de raccordement de batteries en attente.
Meilleures alliées du solaire...
Les batteries li-ion pourraient-elles aussi remettre en question la construction de nouvelles centrales nucléaires ? Certains le pensent. «Le stockage va devenir une des très grandes applications des batteries, pour éviter d’ajouter une centrale nucléaire de plus, juste pour les pics de consommation, alors que des batteries suffisent», avance Christophe Pillot, directeur du cabinet Avicenne Energy. Cet été, le cabinet Ember a façonné le concept de "baseload solar", pour parler des zones ensoleillées où un mix de photovoltaïque et de batteries suffirait à répondre aux besoins électriques 97% du temps. Autrement dit, en associant à grande échelle panneaux photovoltaïques et BESS, on peut utiliser aux heures de pointes la production solaire de la mi-journée lorsque la consommation est faible. Et ainsi éviter les épisodes de prix négatifs sur les marchés de l’électricité, qui se multiplient dans les régions qui n’ont pas accompagné le développement des énergies renouvelables, notamment photovoltaïque, d'investissements de flexibilité dans les réseaux.

Ce taux de 97% n’est, il est vrai, valable qu’au Texas, voire à Oman où il peut grimper à 99% ou en Afrique du Sud (95%). Mais il chute à 88% en Espagne, à 74% à Wuhan en Chine et à 62% aux Royaume-Uni. Qu’importe, un peu partout, la réalité est la même. Le coût actualisé de l'électricité produite à partir de l'énergie solaire et du stockage est désormais le plus bas de toutes les sources d'énergie disponibles. Pour autant, les batteries n’ont pas réponse à tout. Même dans les géographies les plus favorables, «l’hyperpointe pose encore question», reconnaît Greg de Temmerman, en référence à ces rares périodes de forts besoins où les renouvelables ne sont pas au rendez-vous et où des centrales, souvent thermiques, voire le nucléaire, doivent assurer l’approvisionnement.

Et attention à ne pas fragiliser le réseau. Pour maintenir la fréquence stable, à 50 Hz en Europe, les gestionnaires de réseau expliquent avoir besoin de machines tournantes (les turbines des centrales thermiques ou nucléaires, et de leur inertie, dite pilotable). Or «les autres sources de production dites “non pilotable” ont une fréquence gérée avec un onduleur, une fréquence électronique qui a des seuils et pas d’amortisseurs, explique un syndicaliste d’EDF. Les batteries. C’est la même chose, c’est une fréquence électronique, sans amortisseur.»
...Qui questionnent le petit nucléaire
L’intérêt des batteries «dépend aussi des géographies. En France, le nouveau nucléaire a encore un avantage économique si on prend en compte le coût total du système», commente l’expert des technologies vertes, qui rappelle aussi que l’atome a l’avantage de produire de l’électricité, là où «au bout d’un moment la multiplication des batteries pose la question de comment les charger». Problème : «les décisions autour du nucléaire doivent être prises maintenant, alors qu’on ne sait pas quelles technologies seront là dans 10-20 ans. Cela suppose de faire le pari que de grosses unités comme les centrales seront encore nécessaires», prévient Greg Temmerman.

Une incertitude qui complique l’avenir de l’atome, notamment des porteurs de projets de petites centrales (SMR) qui ne savent pas si elles seront compétitives. Elles risquent de voir leurs débouchés grignotés par le couple batteries et panneaux solaires, notamment dans les pays du Sud. Un problème pour des start-up dont le modèle économique repose en grande partie sur la capacité à fournir de nombreuses unités pour bénéficier d’économies d’échelle.

C’est aussi vrai pour les projets de petit nucléaire innovant ou d’AMR (nucléaire modulaire avancé) destinés à la cogénération (électricité et chaleur), ou à la production de chaleur industrielle. Longtemps cantonnées aux labos, des batteries au sable, en argile, en céramique cuite, capables de stocker plusieurs mois les électrons verts des renouvelables sous forme de chaleur à haute température arrivent sur le marché. Elles sont développées par des start-up comme l’américaine Rondo Energy, la finlandaise Polar Night ou la française Epyr. Les Chinois installent également d'immenses batteries gravitaires. De quoi concurrencer les projets de petits réacteurs nucléaires des français Calogena, Jimmy et EDF avec le Nuward 2, ou du finlandais Steady Energy, sur le marché après 2030, la question se pose. Elle se pose aussi pour les réacteurs avance à neutrons rapides qui visent la production de chaleur, comme celui de Blue Capsule, qui arriveront encore plus tard.
Elles restent dépendantes de la Chine
Autre ombre au tableau, toutes les batteries li-ion fer phosphate (LFP), 30% moins chères et moins sujettes à l’emballement thermique, qui ont supplanté les batteries nickel Cobalt dans les BESS, sont 100% chinoises. «Un tel niveau de concentration crée des risques considérables. Et l'importance des batteries dans un large éventail de secteurs signifie que ces risques dépassent le cadre de l'énergie», alerte Fatih Birol. Centrales dans l’énergie et le transport, la batterie joue aussi un rôle grandissant dans les technologies de défense telles que les drones et les satellites, dans les centres de données IA pour garantir un approvisionnement électrique ininterrompu et, de plus en plus, dans les robots IA utilisés dans la logistique et la fabrication.

La mainmise de la Chine sur les batteries doit-elle freiner les investissements en Europe au titre de la souveraineté énergétique et pour ne pas créer une nouvelle dépendance ? Pas forcément. «Une fois qu’on aura les batteries en Europe, on ne va pas les envoyer en Asie pour les réimporter. En achetant des batteries, on achète de la matière recyclable en même temps, et peut-être que cela changera la donne», espère Mathieu Lassagne, le PDG de l’opérateur renouvelables ZE Energy, pionnier du stockage en Métropole. À l’Europe de développer intelligemment la collecte de ses déchets batteries et à investir dans des outils de recyclage versatile.

Aurélie Barbaux, avec Nathan Mann

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Clés : Vidéo Eolien Energie L'industrie c'est fou - 1 min. de lecture

Au cœur du Wyoming, Airloom Energy veut lancer dès 2027 la construction à grande échelle de sa première éolienne. L’objectif ? Secouer le monde du vent avec une technologie moins chère et plus efficace alors que les États-Unis se préparent à affronter à des pénuries électriques.
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Airloom Energy, une start-up du Wyoming financée notamment par Breakthrough Energy Ventures, l’une des entreprises de Bill Gates, prend le contre-pied avec une machine bien plus modeste qui abandonne même la forme de moulin emblématique des éoliennes.

Haute d'une dizaine de mètres et de forme ovale, elle repose sur un concept de pales verticales fixées sur un câble. En s'inclinant, elles permettent de faire tourner le câble qui actionne lui-même des générateurs électriques. Autre avantage de la petite taille et de la conception modulaire, cette forme permet d’installer des éoliennes là où les grandes ne peuvent pas fonctionner : zones urbaines, bases militaires, terrains montagneux ou même des îles isolées.
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permettrait, selon le PDG Neal Rickner, de fournir de l’électricité à un tiers du coût d’une éolienne classique équivalente.

Selon la North American Electric Reliability Corporation (NERC), d'ici à 2035, la moitié des États-Unis risque de faire face à des pénuries électriques, sans compter la consommation exponentielle des centres de données pour l’intelligence artificielle. Des perceptives sur lesquelles veut capitaliser Airloom alors que l'éolien est devenu une cible de choix pour Donald Trump. Après une levée de fonds de près de 14 millions de dollars, la start-up a entamé les travaux de son site pilote près de Rock River. Ce terrain d’expérimentation servira à valider les performances de l'éolienne, affiner les coûts, et préparer la production à grande échelle, prévue pour 2027.
Connu / https://bsky.app/profile/cgtcadrestechs.bsky.social/post/3ltjrmurlks2e
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Composites - Industrie & Technologies - 2 min. de lecture - 0 Commentaire

Une méthode de recyclage des pales d’éoliennes à bas coût et peu énergivore - 14 avril 2025 \ 10h00 / Antoine Duval / L'Usine Nouvelle

Un nouveau procédé de recyclage mis au point par des chercheurs américains permet le recyclage des plastiques de pales d’éoliennes en de solides matériaux composites. Des travaux qui ont fait l’objet d’une publication en avril 2025 dans la revue "Resources, Conservation and Recycling".

Une méthode de recyclage des pales d’éoliennes à bas coût et peu énergivore
© WSU
Des blocs de pales d'éoliennes en fin de vie (gauche) sont recyclés en polymères renforcés par des fibres de verre (centre) puis mélangés à des thermoplastiques commerciaux pour former des matériaux composites robustes (droite).

Des chercheurs de l’université d’état de Washington (Etats-Unis) ont mis au point un nouveau moyen de recycler les composites utilisés pour les pales d’éoliennes à l’aide d’un solvant réutilisable à base de zinc. Les travaux de l’équipe américaine, publiés dans le numéro d’avril 2025 de la revue scientifique Resources, Conservation and Recycling, présentent un procédé permettant la synthèse de matériaux composites divers, tels que du nylon ou du polypropylène, plus solides.
Réutiliser les plastiques pour concevoir des matériaux composites solides
D’après une étude citée par les chercheurs américains, la quantité annuelle de déchets issus des pales d’éoliennes en fin de vie atteindra prochainement 100 000 tonnes en Europe. Les procédés pour recycler les polymères renforcés par des fibres de verre (glass fiber-reinforced polymers, GFRP) – composant jusqu’à 66 % des pales d’éoliennes, d’après une autre étude citée par les chercheurs - impliquent des techniques énergivores et peu respectueuses de l’environnement, telles que l’incinération, la pyrolyse ou le recyclage chimique à haute température (excédant 350 °C).
« Notre méthode de recyclage est adaptable à une production massive, à bas coût et respectueuse de l’environnement », décrit dans un communiqué Jinwen Zhang, co-auteur de l’étude. « C’est une solution soutenable de réutilisation de larges quantités de GFRP ». Plus économe en énergie, la solution de recyclage mise au point par les chercheurs américains débute par la découpe en cubes de quelques centimètres du GFRP contenus dans les pales d’éoliennes. Les cubes sont ensuite placés dans une solution aqueuse d’acétate de zinc et chauffés 2 heures durant dans un container pressurisé et à une température supérieure à 250°C. Ce procédé permet, d’après les résultats de l’étude, une dégradation à hauteur de 83 % des plastiques contenus dans les pales d’éoliennes. Par ailleurs, les chercheurs assurent dans leur étude que leur solvant non toxique est réutilisable à la fin de l’opération.
Les fibres de verre et les polymères décomposés obtenus sont ensuite mélangés à des thermoplastiques commerciaux pour former des matériaux composites de très haute solidité. En effet, les chercheurs précisent dans leur étude que l’ajout de GFRP triple la résistance à la traction de ces matériaux (131,3 MPa pour le thermoplastique incluant 70 % de GFRP contre 40,4 MPa pour le thermoplastique d'origine). Forts de ces résultats, les chercheurs américains ambitionnent désormais de concevoir des matériaux pour pales d’éoliennes entièrement recyclables.
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’impression par jet d’encre de cellules photovoltaïques organiques sur un film en PET de quelques microns d’épaisseur est enfin opérationnelle
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sous sa marque Layer (acronyme signifiant Light As Your Energetic Response) ... à partir de la lumière ambiante d’intérieur de quelques lux seulement ... Brice Cruchon (PDG) ... 25 brevets ...
Une alternative à la pile
... vise les 40 millions d’euros de chiffre d’affaires à l’horizon 2026 avec un effectif de cent personnes puis, après avoir installé de nouvelles lignes de production, les 130 millions d’euros à l’horizon 2030 avec un effectif de 250 salariés, ce qui lui conférera alors le statut de leader européen sur ce marché ... remplacer durablement chaque année 600 millions de piles, ce qui représente 1740 tonnes de déchets et 300 tonnes de lithium
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Notre enquête : le SBTi peut-il réconcilier les grandes entreprises avec le climat ?

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La start-up américaine SolarWindow Technology a présenté la semaine dernière sa fenêtre solaire transparente. Sa technologie consiste à recouvrir les surfaces vitrées des buildings de couches ultrafines d’un revêtement organique. Le dispositif permettrait non seulement de transformer la lumière naturelle en électricité, mais également la lumière artificielle et ombragée.

Industrie & Technologies - 1 min. de lecture
SolarWindow veut transformer les gratte-ciel en générateurs solaires © SolarWindow

Exploiter les gigantesques surfaces vitrées des buildings pour générer de l’énergie solaire. C’est le pari de la start-up américaine SolarWindow Technology. Basée dans le Maryland, la jeune pousse a publié vendredi dernier une vidéo présentant sa fenêtre solaire transparente.
Dans les détails, sa technologie consiste à recouvrir les surfaces vitrées des buildings de couches ultrafines d’un revêtement liquide constitué de polymères organiques, de carbone et d’hydrogène. Des conducteurs transparents guident ensuite la lumière vers le bord de la fenêtre jusqu’à une interface qui permet à un électricien de connecter aisément la fenêtre solaire au réseau électrique de l’immeuble. Ce dispositif permettrait non seulement de transformer la lumière naturelle en électricité, mais également la lumière artificielle et ombragée, ce que ne permettent pas les panneaux photovoltaïques classiques.
Grâce à ces caractéristiques, la technologie de SolarWindow installée sur les quatre façades d’un immeuble de 50 étages permettrait de générer jusqu'à 50 fois plus d’électricité qu’une installation classique sur le toit d’une tour, assurent les ingénieurs de l’entreprise. Ainsi, un dispositif photovoltaïque classique installé sur le toit d'un gratte-ciel new-yorkais permettrait de générer 23 870 kWh d’électricité par an, contre 1,1 GWh pour la technologie de SolarWindow. Par ailleurs, les revêtements de SolarWindow sont installés à l’intérieur des vitres, ce qui permet de protéger le dispositif des différentes intempéries.
Dans un communiqué de presse, la jeune entreprise assure que l’installation d’un tel dispositif serait rentabilisée en moins d’un an. Un modèle validé par les ingénieurs et les chercheurs de l’Energy Production & Infrastructure Center de l’université de Caroline du Nord dans le cadre d’une étude indépendante dont les résultats ont été publiés en avril dernier. Le site Engineering.com s’interroge quant à lui, sur la longévité de cette technologie. Alors que les modules photovoltaïques en silicium ont une durée de vie d’au moins 20 ans, les dispositifs photovoltaïques organiques ne seraient quant à eux pas aussi endurants.
SolarWindow Technology mène actuellement une levée de fonds afin de commercialiser ses fenêtres solaires transparentes. Elle vise une mise sur le marché dans les 28 mois à venir.

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Sujets associés : Solaire Energies renouvelables Start-up deeptech Technos et Innovations

Clés : Energie Transition écologique et énergétique Nucléaire Hydrogène Energies fossiles Pétrole Les datas de l’Energie Photovoltaïque Engie Nouvelle-Aquitaine

Engie a inauguré le 15 novembre la plus grande installation de films photovoltaïques organiques sur le toit du collège Mendès-France à la Rochelle. Un démonstrateur de la technologie de la société allemande Heliatek qui permettra de rendre des bâtiments, existants ou neufs, à énergie positive.

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Les films solaires organiques d'Heliatek adoptés par Engie à la Rochelle © Engie
Il n'a fallu que trois jours pour couvrir le toit du Collège Pierre Mendes France à La Rochelle (14) de 530 m2 de films photovoltaiques organiques.

Le film photovoltaïque organique d’Heliatek n'a pas vocation à remplacer les panneaux solaires classiques. Beaucoup plus cher et présentant actuellement un rendement limité à 10 %, ce film souple a d’autres qualités. Il peut s’installer sur les toits et façades de bâtiments, neufs ou existants, sans en modifier la structure et l’architecture. Ce film peut aussi s’intégrer à des matériaux de construction comme le béton, l’acier, le verre… Un atout sérieux dans la course à l’efficacité énergétique des bâtiments. Engie l’a bien compris.

L’énergéticien français est entré à hauteur de 6,6 % au capital de la pépite technologique allemande, née en 2006 à Dresde de l’essaimage de deux laboratoires des universités de Dresde et d’Ulm, en Allemagne. Il n’est pas le seul, BNP Paris, BASF, Innogy, des fonds d’investissement et des "family offices" comme celui de la famille Quandt (47 % de BMW), ont investi, notamment lors du dernier tour de table, en 2016, la somme de 82 millions d’euros. "C’est la plus grosse levée de fonds en Europe pour une clean tech", se félicite Thibaud Le Séguillon, le directeur général d’Heliatek.

Première mondiale
Mais Engie n’a pas fait que miser pour voir. Lors d’un appel à projets du Conseil départemental de Charente-Maritime, il a décidé d’investir dans un démonstrateur de cette technologie sur le toit du collège Mendès-France. "On ne pouvait pas y installer de panneaux photovoltaïques classiques sans modifier la structure de la charpente, explique Damien Térouanne, directeur Engie entreprises & collectivités. Là, en trois jours, on a pu, sans modification, couvrir le toit de 530 m² de films solaires, qui produiront 23,8 MWh, soit 15 à 20 % des besoins en électricité du collège." Une première mondiale. Le démonstrateur de La Rochelle est en effet la plus grande installation de films photovoltaïques organiques à ce jour. Même Heliatek, qui a déjà installé ses panneaux sur le laboratoire de recherche d’Engie en Belgique et un bâtiment à Singapour n’avait jamais développé un aussi grand projet. Ses concurrents, qui développent des films comparables, mais avec une autre technologie, non plus.

"Notre technologie est protégée à ce jour par 244 brevets. Dans notre laboratoire de chimique organique de l’atome de carbone, nous développons des molécules, des nanomatériaux, qui transforment la lumière en électricité. Pour les déposer sur des films, nous déposons nos petites molécules par évaporation sous vide, alors que nos concurrents utilisent de grandes molécules et un procédé d’impression. Cette méthode est plus simple en apparence, mais elle plus difficile à maîtriser industriellement et les performances sont moins bonnes", explique directeur général d’Heliatek. Et pas question pour lui de laisser quiconque copier le process industriel. "Nous avons sept fournisseurs indépendants et réalisons l’intégration nous-mêmes, avec nos ingénieurs"

Démonstrateur industriel
La production est réalisée à Dresde. L’outil de production actuel permet de produire un millier de mètres carrés de films par an. Grâce à sa dernière levée de fonds, Heliatek investit dans une usine qui pourra produire 1 million de m2 par an. L’ouverture est prévue pour début 2019. "Au lieu de déposer nos nanomatériaux sur des bobines de film de 32 cm, ils seront déposés sur des bobines de 1,2 m", précise Stéphane Le Séguillon. De quoi fournir ses nouveaux partenaires industriels, comme LafargeHocim, qui a développé un système unique de façade productrice d’électricité photovoltaïque associant son bardage composé de Ductal et le film solaire flexible et ultraléger HeliaFilm d’Heliatek. Heliatek a signé d'autres partenariats comme avec le fabricant japonais de verre Asahi Glass (ou AGC) et Kingspan qui produit des panneaux isolants. L’entreprise, qui compte plus d’une centaine de collaborateurs, dont 32 en R&D, affiche de grandes ambitions. "Nous voulons être comme 3M ou Saint Gobain et réaliser des milliards d’euros de chiffre d’affaires, prévient le DG d’Heliatek. Le marché des façades et toits de bâtiments est immense. Et nous arrivons avec la bonne technologie au bon moment". Celui où l’efficacité énergétique est au cœur des politiques publiques comme un des leviers majeurs pour limiter le réchauffement climatique. Et c’est pourquoi Engie a investi dans le démonstrateur de La Rochelle. "L’expérimentation préfigure le développement industriel de cette technologie", résume Damien Térouanne pour Engie. L’avenir le dira.

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Connu / https://twitter.com/aympontier/status/1666749563103838208
"
Aymeric Pontier @aympontier
Découverte majeure dans le bassin houiller lorrain : des chercheurs du CNRS ont mis au jour une réserve extrêmement importante, et inattendue, d’hydrogène naturel dans le sous-sol français. De quoi représenter "plus de la moitié de la production annuelle mondiale actuelle". ⤵️

Une réserve conséquente d'hydrogène "blanc" a été découverte dans le bassin houiller lorrain par une équipe de chercheurs du CNRS, un résultat qui pourrait potentiellement changer la donne pour la production mondiale d'hydrogène. Philippe de Donato et Jacques Pironon, les chercheurs principaux du laboratoire GeoRessources (Université de Lorraine), estiment que cette réserve pourrait représenter environ 46 millions de tonnes d’hydrogène naturel et correspondre à plus de la moitié de la production annuelle mondiale actuelle d'hydrogène.

Initialement, l'équipe se concentrait sur une recherche concernant le méthane dans le cadre du programme Regalor (REssources GAzières de LORraine), lancé en 2018 à la demande de la région Lorraine. Le sous-sol local pourrait en effet contenir jusqu'à 370 milliards de mètres cubes de méthane d'après les estimations. Le but de ce programme de recherche était donc de déterminer l'exploitabilité du méthane dans la région, notamment sa teneur, sa pureté et sa distribution.

Pour répondre à ces questions, les chercheurs ont conçu une sonde unique en son genre pour explorer les profondeurs du bassin houiller lorrain, capable de descendre jusqu'à 1.100 mètres, et résistante aux pressions élevées (100 à 110 bars) et aux conditions humides. Par ailleurs, tous les composants ont du être miniaturisés, car le puits qu'ils devaient emprunter ne faisait que 6 cm de diamètre. Rien que cette sonde pourrait donc valoir gros sur le marché...

Durant leur exploration, les chercheurs ont fait une découverte qu'ils n'attendaient pas : le sous-sol du bassin contient non seulement du méthane, mais également d'importantes quantités d'hydrogène. La concentration d'hydrogène tend à augmenter avec la profondeur, allant de moins de 1% à 100 mètres à entre 15% et 17% à 1100 mètres de profondeur. Selon les chercheurs, de telles concentrations pourraient constituer un gisement économiquement exploitable.

Etant donné que ce gisement produit lors du carbonifère lorrain mesure plus de 6 kilomètres d’épaisseur, les chercheurs estiment, grâce à leurs simulations, qu’à 3000 mètres, avec les conditions de température, de pression, de teneur en oxygène quasi nulle, la teneur en hydrogène du gaz pourrait atteindre 90%, « du jamais vu sur la planète ». Il faudra toutefois faire une exploration plus profonde pour le confirmer. Les chercheurs estiment que ce gisement d'hydrogène a probablement été formé par la réaction entre les minéraux de type carbonate ferreux présents dans le sous-sol et l'eau, produisant ainsi cet hydrogène.

La découverte de cette vaste source d'hydrogène renouvelable a suscité un vif intérêt. Les chercheurs prévoient d'étendre leur exploration à d'autres régions, au niveau national et international, tout en travaillant sur les méthodes d'extraction de l'hydrogène dissous dans l'eau en fond de puits. Cependant, le processus d'extraction pose encore des défis significatifs. « On sort des techniques conventionnelles d’extraction et de production de gaz du sous-sol. Il faut inventer des nouveaux systèmes pour pouvoir désorber ce gaz. », explique Pironon. La recherche de ces solutions est un défi que les chercheurs partagent avec l'industrie.

18 févr.
Les premiers projets d'exploitation d'hydrogène natif ou naturel commencent cette année, aux USA et en Australie. En France aussi, beaucoup y songent, mais les réserves sont incertaines. Un coût très compétitif de 50 centimes € le kilo est envisageable.
https://usinenouvelle.com/article/matiere-a-penser-pourquoi-ne-pas-extraire-l-hydrogene-a-la-maniere-du-petrole.N2099646
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12:10 PM · 8 juin 2023 · 1 M vues - 1 371 Retweets 109 citations 3 105 J'aime 300 Signets
Ndlr : ce n'est donc pas pour demain matin :-(
renouvelable ? Bien peu de détails... approfondir ACT

Nucléaire Rubriques Territoire de Belfort Start up EDF

Fondé à l’automne 2022, Neext Engineering ambitionne de décarboner l’industrie en se positionnant sur les petits réacteurs nucléaires modulaires, les fameux SMR. L'entreprise s'associe avec Westinghouse, General Electric et le CNRS pour mener à bien son projet Sparta et le soumettre à l’appel à projets France 2030 sur les réacteurs nucléaires innovants.
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Photo © EDF/Philippe Eranian
La solution de Neext Engineering permettra aux réacteurs de produire, en plus de l'électricité, de l'hydrogène ou de l'énergie à partir d'autres combustibles.

Après avoir affiché en septembre 2022 son ambition de «proposer de nouveaux designs disruptifs de SMR de quatrième génération», la jeune pousse Neext Engineering passe à l'action. Cette start-up, née de l’association de plusieurs experts de l’énergie du Territoire de Belfort, a annoncé mardi 14 mars qu'elle s’associait à Westinghouse Electric Company, General Electric et au laboratoire réactions et génie des procédés du CNRS pour mener à bien son projet Sparta, dont l’objectif est de contribuer à la décarbonation de l’industrie. Concrètement, il s’agit pour la société et ses nouveaux partenaires de proposer «une solution énergétique intégrée disruptive construite autour d’un petit réacteur modulaire basé sur une technologie nucléaire polyvalente et durable Cette solution sera soumise à l’appel à projets France 2030 sur les réacteurs nucléaires innovants.
Dans le détail, le quatuor indique que leur proposition permettra aux SMR de produire, en plus de l'électricité, de l’hydrogène ou de l'énergie à partir d'autres combustibles tels que l’ammoniac, et de dessaler l'eau pour les «réseaux décentralisés» et les «grands clients industriels». Les quatre entreprises expliquent que la technologie de réacteurs à neutrons rapides refroidis au plomb de quatrième génération, autour de laquelle ils travailleront, offre des capacités nouvelles et améliorées.

Le numérique pour configurer la centrale à la demande
En 2021, Nicolas Thiollière, spécialiste de la modélisation de réacteurs et de parcs nucléaires, et enseignant-chercheur à l’IMT Atlantique et au laboratoire Subatech, listait auprès de L’Usine Nouvelle les avantages de cette génération de réacteurs nucléaires. Selon lui, ils améliorent «la durabilité pour économiser les ressources naturelles et minimiser les déchets, la compétitivité économique, la sûreté et la non-prolifération». Mais entre les contraintes techniques et les difficultés réglementaires, cette nouvelle génération ne devrait être déployée à l’échelle industrielle que bien après 2050, jugeait le même expert…
La technologie de réacteur à neutrons rapides vise à réutiliser et à valoriser dans les réacteurs les combustibles usés radioactifs (dont le plutonium et l’uranium appauvris) que produisent les centrales classiques. Un moyen de limiter le volume de déchets radioactifs. Neext Engineering justifie l’emploi du plomb liquide pour refroidir les réacteurs autour desquels elle innovera. Grâce à son point d’ébullition très élevé et sa haute conductivité thermique, ce métal offrirait une évacuation plus efficace de la chaleur produite par le cœur du réacteur. De plus, le plomb représente une barrière naturelle contre les radiations.
Aux côtés de Westinghouse Electric Company, spécialisé dans la production des réacteurs à neutrons rapides refroidis au plomb, de la branche nucléaire de General Electric, en passe d’être rachetée par EDF, et du CNRS, Neext Engineering compte également développer des outils numériques innovants permettant de «configurer la centrale à la demande, rationaliser la préfabrication, optimiser la livraison et enfin faire fonctionner le système». Objectif ultime, selon Jean Maillard, président et cofondateur de la start-up: «Mieux répondre aux besoins nouveaux et émergents de l'industrie et des sociétés».

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Technos et Innovations Industrie 4.0 IA Impression 3D Robotique Quantique Blockchain
Clés : Enquête Europe Energie Energies renouvelables

Alors que la Commission européenne lance vendredi 9 décembre l’Alliance européenne pour l’industrie solaire avec l’ambition de retrouver une souveraineté dans un marché encore chasse gardée d’acteurs asiatiques, de nombreux projets français misent sur les nouvelles technologies photovoltaïques pour se distinguer. Top-con pour Carbon, Hétérojonction chez le CEA-Ines, tandems silicium-pérovskites pour l’IPVF et Voltec Solar… chacun fait valoir ses atouts.

7 min. de lecture © Guittet Pascal
Le CEA-Ines, à Chambéry, parie sur l’hétérojonction pour replacer la France parmi les pays producteurs de cellules photovoltaïques.

Après les batteries et l’hydrogène, le solaire photovoltaïque ? C’est en tous cas l’ambition de la Commission européenne, qui lance ce vendredi 9 décembre l’Alliance européenne pour l’industrie solaire. Annoncée en octobre dans le cadre du plan Repower EU, cette dernière est portée par l’accélérateur européen EIT InnoEnergy et plusieurs organisations d’industriels du secteur afin de «construire le cadre de la réindustrialisation de l’Europe dans le photovoltaïque avec pour objectif de faire émerger 30 GW de capacités manufacturières dans le solaire d’ici 2025», explique le PDG de l’Institut Photovoltaïque d’Ile-de-France, Roch Drozdowski-Strehl, à l’Usine Nouvelle. Un objectif ambitieux, poussé par "l’électrochoc" de l’Inflation Reduction Act américain et la volonté de «faire en sorte que l’Europe puisse se battre à armes égales avec les Etats-Unis, la Chine ou l’Inde», espère l’industriel. Il souligne que la crise énergétique et les prévisions de croissance des renouvelables, encore revue à la hausse par l’Agence internationale de l’énergie le 6 décembre, «ont fait tourné tous les regards vers le monde du solaire, qui ressort comme le grand gagnant de la période.»
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Clés : Enquête EDF Framatome Organisation industrielle

Comment EDF a remis sur les rails la filière nucléaire française... et la prépare à bâtir des EPR2
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En trois ans au lieu de deux, le plan Excell de reconquête dans la confiance dans la filière nucléaire d’EDF a presque atteint son objectif: être prêt à construire de nouveaux réacteurs en France. Retour sur cet immense chantier, et les défis qu'il reste à relever.
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Aurélie Barbaux

18 Novembre 2022 \ 08h00
7 min. de lecture

Comment EDF a remis sur les rails la filière nucléaire française... et la prépare à bâtir des EPR2
© EDF Energy
Le plan Excell d'EDF ne vise pas seulement à remettre la filière nucléaire française sur les rails pour construire les EPR2 en France, mais à éviter de nouveaux dérapages sur le chantier d'Hinkley Point C au Royaume-Uni.

Trois ans après son lancement en décembre 2019 par Jean-Bernard Levy, c’est l’heure du bilan pour le plan Excell d’EDF, qui vise à assurer la reconquête de la confiance dans la filière nucléaire. Et il semble plutôt positif. «Malgré le contexte énergétique, qui pourrait rendre mes propos décalés, Excell, c’est puissant et progressivement, cela délivre», assure Alain Tranzer, un ancien de PSA (désormais Stellantis) arrivé fin avril 2020 au poste, nouvellement créé alors chez EDF, de délégué général à la qualité industrielle et aux compétences nucléaires. Seuls quatre des 30 objectifs fixés ne sont pas complètement atteints. «Un coup de collier reste à donner», convient celui qui assure sa mise en oeuvre d'Excell.
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Deux géants de l’électronique de puissance s’associent. Le 13 septembre, le CEA-Leti et Valeo ont annoncé la signature d’un accord pour collaborer sur les prochaines générations de l’électronique de puissance, un domaine devenu stratégique avec l’essor du véhicule électrique. Entretien avec Philippe Despesse, adjoint aux programmes de la division systèmes du CEA-Leti.
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5 min. de lecture - © Francois HENRY/REA
Le CEA-Leti a signé un partenariat avec Valeo pour développer le futur de l'électronique de puissance.

Le CEA-Leti et Valeo, deux spécialistes de l’électronique de puissance, ont annoncé le 13 septembre avoir signé un accord de collaboration sur le sujet. Objectif: concevoir les prochaines générations de ces composants indispensables à la fabrication de voitures électriques, entre autres. Philippe Despesse, adjoint aux programmes de la division systèmes du CEA-Leti, explique à L’Usine Nouvelle les enjeux de ce domaine devenu stratégique. Et les axes de recherche des nouveaux partenaires.

L’Usine Nouvelle. – Pourquoi ce regain d’intérêt pour l’électronique de puissance?
Philippe Despesse. – Ce domaine n’est pas nouveau: l’électronique de puissance remonte aux années 1950. Sa particularité est de pouvoir supporter de très hautes tensions et courants, de quelques centaines de volts jusqu’à 1 kilovolt, voire beaucoup plus. Dans le ferroviaire par exemple, c’est ce qui permet de transformer le courant continu et haute tension du caténaire en des tensions alternatives pour alimenter le moteur du train ou les prises basse tension des passagers.
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Electricité Autorité de sûreté nucléaire (ASN) - 1 min. de lecture
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L’Autorité de sûreté nucléaire considère les résultats des premières analyses effectuées par EDF pour mieux cerner le phénomène de corrosion sous contrainte affectant ses réacteurs «encourageants». Mais reste vigilante face à des connaissances qui restent «évolutives».
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Asie Chine Recherche
Les deux géants chinois, China Huaneng Group et China National Nuclear Corp, ont annoncé la connexion au réseau du premier mini-réacteur nucléaire de quatrième génération de Shidaowan, qui a la particularité de fonctionner à très haute température. A terme, la centrale de démonstration, composée de deux réacteurs, produira 1,4 térawattheure d'électricité par an.
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2 min. de lecture - 2 Commentaires
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ses premiers watts issus d’un réacteur de quatrième génération, dit à lit de boulets à très haute-température
... taille est réduite ... plus de sécurité et permet de réaliser des économies sur les coûts d’exploitation ... centrale de démonstration à échelle industrielle de Shidaowan, composée de deux réacteurs de 250 mégawatts thermiques chacun, permettra de générer une puissance de 210 mégawatts électriques via une unique turbine. La centrale a été construite conjointement par les deux géants de l’électricité détenus par l’Etat, la China Huaneng Group et la China National Nuclear Corp, ainsi que l’Institut du nucléaire et des technologies des énergies nouvelles (INET) de l’université de Tsinghua ... réacteurs à haute température (HTRC) ... utiliser la chaleur produite non seulement pour générer de l’électricité mais pour être mis au service d’autres industries ... 750 °C ... des centaines de milliers de billes composées d'uranium et de graphite (pour modérer la réaction en chaîne). Le réacteur compte par ailleurs sur de l'hélium et non de l'eau sous forme pressurisée (habituellement utilisée dans les réacteurs de troisième génération) pour transporter la chaleur produite.
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douze pays dont la Chine et la France ont défini en 2001 les caractéristiques des six catégories - dont les HTRC - de réacteurs nucléaires de quatrième génération
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Mobilisation générale ! La crise a révélé la vulnérabilité de la France face aux ruptures d’approvisionnement. Le plan de relance appelle à rapatrier une partie de la production. Automobile, éolien en mer, pharmacie, textile... Les stratégies des filières pour partir au combat. L’ENTRETIEN - Patrick Pouyan [...]
Consulter le numéro complet https://www.usinenouvelle.com/consulter-le-magazine/3690,3699

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    Capteurs pour applications pharmaceutiques
    Le foret FHD dépoussière le forage
    Dagard passe les plats aux UV-C
    Application fondée sur l’éclairage
    Robot mobile de désinfection des surfaces
    Identification de fièvre par caméra infrarouge
LA DER
    Les parents de la butte
Autres
    LE Sommaire
    Les événements

La lutte contre le réchauffement climatique devait être l’occasion d’un nouveau printemps du nucléaire, énergie décarbonée, après l’hiver qui a suivi la catastrophe de Fukushima. C’était sans compter les freins économiques et les changements d'usages, qui poussent le nucléaire à se réinventer, à plus petite échelle.
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Selon l'AIE, pour atteindre les objectifs climatiques internationaux, il faudrait une augmentation de 80 % de la production mondiale d'énergie nucléaire d'ici 2040 ! (en photo, le chantier de la centrale d'Hinkley Point C au Royaume Uni)

Un comble. Alors que "de plus en plus, le rôle du nucléaire pour lutter aux côtés des renouvelables contre le réchauffement climatique est reconnu", selon Xavier Ursat, directeur nouveau programme nucléaire chez EDF, l’atome marque le pas dans le monde. Le parc mondial de 439 réacteurs à mi-2020, qui produisent 10 % de l’électricité (18 % dans les économies avancées), vieillit plus vite qu’il n’est renouvelé. Et les nouveaux réacteurs chinois pourraient ne plus compenser les fermetures. En 2019, 5,5 GW de capacité nucléaire supplémentaire ont été connectés au réseau et 9,4 GW ont été définitivement arrêtés, abaissant la capacité mondiale à 443 GW.
...
Le développement de nouvelles capacités nucléaires est aussi plombé par les retards et surcoûts des EPR français et des AP1000 américains en construction. Leur coût s’élève entre 7500 et 10 500 dollars le kilowatt, contre 2800 à 5400 $/kWe pour le réacteur russe VVER-120, le Hualong One chinois et l’APR1400 coréen

Des prix de gros de l’électricité plus élevés
...
Selon l'AIE, pour atteindre les objectifs climatiques internationaux, il faudrait que 85 % de l'électricité mondiale provienne de sources décarbonées d'ici à 2040, contre seulement 36 % aujourd'hui. Outre des investissements massifs dans l'efficacité énergétique et les énergies renouvelables, cela nécessiterait une augmentation de 80 % de la production mondiale d'énergie nucléaire d'ici 2040 ! "Et le scénario n’a pas encore pris en compte qu’on peut utiliser le nucléaire pour produire de la chaleur, de l’hydrogène et décarboner certaines industries", rappelle Valérie Faudon, déléguée générale de la Société française d'énergie nucléaire (Sfen) et vice-présidente de l'European Nuclear Society (ENS).
...
le rythme auquel les nouveaux projets sont achevés reste inférieur de moitié à celui exigé dans le cadre du scénario de développement durable
...
le financement public représente les deux tiers du coût de construction d’une nouvelle centrale
...
des pays comme l’Autriche, mais aussi l’Allemagne, persuadés qu’on peut mener cette transition énergétique sans nucléaire ... les investisseurs privés boudent ces chantiers nucléaires longs et risqués
...
De l’innovation, mais pas uniquement technologique
... à la fois en matière de garantie et de financement mais aussi de convaincre les gouvernements de s’engager sur la durée
...