Les équipements sont destinés à des projets situés en Europe et sur d’autres marchés internationaux. Les deux entreprises n’ont pas communiqué la valeur financière de l’accord ni la répartition des volumes entre les différents projets. Surtout, le cadre annoncé ne correspond pas nécessairement à des bons de commande fermes. Il fixe plutôt une base de coopération et des volumes potentiels d’approvisionnement.

Des modules de la gamme Hi-MO 9

La fourniture photovoltaïque concernera des modules de la série Hi-MO 9 de Longi. Cette gamme repose sur une architecture de cellules à contacts arrière, dans laquelle les connexions électriques sont placées à l’arrière de la cellule. Cette conception vise notamment à libérer la face avant du module et à optimiser l’utilisation de sa surface, sans que l’accord publié ne fournisse de données spécifiques sur le rendement ou les performances des produits destinés à Engie.

Le volume de 800 MW correspond à une capacité nominale de modules, et non à une centrale unique. Il pourrait être réparti sur plusieurs installations, mais aucun calendrier détaillé, aucune localisation précise et aucune liste de projets n’ont été communiqués. Le communiqué ne permet donc pas de conclure à un déploiement immédiat ou à une mise en service déjà planifiée.

Un volet stockage de 500 MWh

L’accord comprend également 500 MWh de produits de stockage d’énergie. Cette unité mesure la quantité d’énergie que les systèmes peuvent stocker, mais elle ne précise pas à elle seule leur puissance de restitution, leur durée de fonctionnement, leur technologie électrochimique ou leur configuration sur le réseau.

Ces informations sont importantes pour évaluer l’usage concret d’un système de stockage. Une capacité exprimée en MWh peut être associée à des applications différentes, comme le déplacement de l’électricité solaire vers les périodes de forte demande, la limitation des congestions ou la fourniture de services de flexibilité. Dans le cas présent, Longi et Engie n’ont pas détaillé les fonctions attendues ni les sites auxquels ces équipements pourraient être associés.

Une coopération déjà engagée aux Émirats arabes unis

Le nouvel accord s’inscrit dans le prolongement de la coopération entre les deux groupes sur le projet solaire Khazna, aux Émirats arabes unis. Cette centrale est présentée comme un projet de 1,5 GW. La source ne précise toutefois pas si les volumes du nouvel accord sont directement affectés à Khazna ou à d’autres actifs développés par Engie.

Le rapprochement combine deux besoins qui deviennent de plus en plus liés dans les projets photovoltaïques de grande taille : produire de l’électricité renouvelable et déplacer une partie de cette production dans le temps. Le stockage peut contribuer à mieux faire correspondre la production solaire, concentrée pendant les heures d’ensoleillement, avec la demande du réseau. Son intérêt opérationnel dépend néanmoins de la conception des installations, des règles de marché, du raccordement et du profil de consommation local.

Un marché photovoltaïque marqué par la surcapacité

L’annonce intervient alors que la chaîne d’approvisionnement solaire chinoise reste sous pression. Selon EnergyTrend, les stocks de polysilicium en Chine dépassaient 560 000 tonnes au 22 octobre 2026. La production nationale devait diminuer d’environ 20 000 tonnes sur un mois en octobre, mais l’offre restait légèrement supérieure à la demande des fabricants de lingots.

Dans ce contexte, les producteurs avaient évoqué un prix de vente d’au moins 43 yuans par kilogramme, sans que ce seuil corresponde nécessairement aux prix réellement pratiqués. La faiblesse de la demande en aval continuait de limiter les perspectives de reprise durable des prix. L’accord entre Longi et Engie doit donc être lu comme un cadre d’approvisionnement potentiel, et non comme la preuve d’un redressement généralisé de la filière.

Les appels d’offres centralisés pour des modules solaires ont néanmoins atteint environ 6,6 GW entre le 3 et le 16 octobre, contre 410 MW durant les deux semaines précédentes, selon DataBM. Les attributions annoncées ou les soumissionnaires présélectionnés représentaient cependant 2,81 GW, en baisse de 35,4 % par rapport à la période précédente. Ces chiffres montrent une reprise de l’activité de consultation, mais pas encore une accélération équivalente des contrats attribués.

Pour Longi et Engie, la prochaine étape consistera à transformer cet accord-cadre en commandes et en projets identifiés. Tant que les allocations, les calendriers et les caractéristiques techniques des systèmes de stockage ne sont pas publiés, les volumes annoncés doivent rester considérés comme des engagements-cadres plutôt que comme des capacités déjà déployées.

Source : Chinese PV Industry Brief: Polysilicon inventories remain high

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Cette comparaison porte sur la puissance installée, c’est-à-dire la capacité théorique des équipements raccordés au réseau. Elle ne signifie pas que les renouvelables ont produit davantage d’électricité que le charbon sur la période considérée. La production réelle dépend notamment de l’ensoleillement, du vent, de la disponibilité des installations et des contraintes du réseau.

Les renouvelables deviennent la deuxième capacité installée

Avec ce franchissement, les renouvelables représentent 25,4 % de la capacité totale de production électrique installée en Corée du Sud. Elles deviennent la deuxième catégorie du parc national, derrière le gaz naturel liquéfié (GNL), dont la capacité atteint 46 788 MW.

L’écart entre les renouvelables et le GNL s’élève donc à environ 5 748 MW. D’après le KPX, la capacité renouvelable a augmenté en moyenne de 3 504 MW par an entre la fin de 2020 et la fin de 2025. Sur la même période, les capacités au GNL ont progressé d’environ 807 MW par an. Si ces rythmes se maintiennent, les renouvelables pourraient dépasser le GNL dans un délai estimé de deux à trois ans.

Cette projection reste une hypothèse fondée sur la poursuite des tendances observées. Elle ne constitue pas une garantie sur le calendrier de déploiement ni sur la production future d’électricité.

Le solaire reste un moteur de croissance

La progression des renouvelables s’appuie notamment sur le solaire photovoltaïque. La Corée du Sud a ajouté plus de 3,1 GW de capacité solaire en 2024, puis à nouveau environ 3,1 GW en 2025. La Banque d’import-export de Corée prévoit par ailleurs l’installation de 3,5 GW supplémentaires de solaire en 2026.

Le premier plan de base sur les énergies renouvelables publié par le pays prévoit environ 56,2 GW de nouvelles capacités solaires dans le cadre d’un objectif de 100 GW de renouvelables d’ici à 2030. Ce volume correspond à une trajectoire de développement planifiée ; il ne décrit pas encore une capacité effectivement installée.

Le réseau devient le principal point de passage

La hausse de la puissance renouvelable installée accroît les besoins d’adaptation du réseau électrique. Le plan sud-coréen prévoit d’augmenter la capacité d’accueil des renouvelables au niveau du transport, de 119 GW à 171 GW d’ici à 2030. Au niveau de la distribution, l’objectif est de passer de 84 GW à 110 GW.

Les nouvelles règles doivent aussi permettre à certains projets solaires de se raccorder au-delà des limites habituelles, avec une réduction temporaire de leur production lorsque le réseau est saturé. La limite de raccordement solaire sur une ligne de distribution doit passer de 14 MW à 16 MW, tandis que celle applicable à un poste électrique doit évoluer de 50 MW à 60 MW.

À partir de janvier 2027, les droits de raccordement seront liés à une réforme de l’obligation d’achat d’électricité renouvelable, ou RPS. L’accès au réseau devrait alors être attribué à des projets sélectionnés par appels d’offres, plutôt que selon le principe du premier arrivé, premier servi.

Le stockage doit accompagner les nouveaux raccordements

Le KPX a également lancé le 22 septembre un appel d’offres portant sur 1 100 MW de puissance et 6 600 MWh de capacité de stockage sur le territoire continental. Ces installations sont conçues pour fournir jusqu’à six heures de stockage. Un volume complémentaire de 80 MW est prévu sur l’île de Jeju.

Les contrats doivent courir sur quinze ans. L’annonce des lauréats est prévue en novembre et la mise en service devra intervenir au plus tard en février 2029. Le stockage doit contribuer à déplacer une partie de l’électricité produite, à limiter les congestions et à faciliter l’intégration de nouvelles installations renouvelables. Il ne supprime toutefois pas les besoins d’investissement dans les lignes, les postes et les systèmes de pilotage du réseau.

Le KPX indique vouloir suivre plus étroitement le déploiement des capacités, améliorer la diffusion des données publiques et coopérer avec les industriels ainsi qu’avec les agences concernées. Le dépassement du charbon constitue donc avant tout un indicateur de structure du parc électrique. La prochaine étape sera de convertir cette capacité installée en production effectivement disponible, tout en renforçant les infrastructures nécessaires à son acheminement.

Source : South Korea’s renewable energy capacity overtakes coal for first time

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L’unité de base associe une puissance de 50 kW à une capacité de stockage de 100 kWh. Jusqu’à quatre armoires peuvent être connectées en parallèle, ce qui porte la capacité totale à 400 kWh. La X5 intègre également un onduleur de 50 kW et est livrée assemblée et précâblée depuis l’usine.

Une solution intermédiaire pour les entreprises

Selon TCL SunPower, l’armoire vise les sites dont les besoins dépassent ceux d’un système résidentiel, sans toutefois justifier une installation conçue entièrement sur mesure. Elle peut être utilisée en fonctionnement raccordé au réseau, hors réseau ou au sein d’un micro-réseau.

Le constructeur affirme que la préfabrication pourrait réduire jusqu’à 60 % les coûts d’installation par rapport à un système assemblé directement sur site. Cette estimation relève de la communication du fabricant et dépendra notamment de la configuration électrique, des travaux nécessaires et des contraintes propres à chaque projet.

La X5 mesure 1,9 mètre de haut, occupe une empreinte au sol de 1,37 mètre carré et pèse 1 200 kilogrammes. L’onduleur est annoncé avec un indice de protection IP66, tandis que l’armoire est classée IP55. La plage de fonctionnement communiquée s’étend de –60 °C à 50 °C.

Des fonctions pour les installations isolées

La solution prend en charge la mise en îlot, c’est-à-dire la capacité à isoler le site du réseau électrique en cas de besoin. TCL SunPower indique un temps de basculement inférieur à 20 millisecondes dans ses spécifications. L’armoire dispose aussi d’une fonction de démarrage à froid, ou black start, qui permettrait de redémarrer le système sans connexion préalable au réseau ni à une installation photovoltaïque.

Un groupe électrogène peut être raccordé, avec une puissance d’entrée annoncée jusqu’à 138 kVA. Ces fonctions rendent le produit pertinent pour des usages comme l’alimentation de secours, l’autoconsommation solaire ou la fourniture d’électricité dans des sites isolés. Elles ne préjugent toutefois pas des performances obtenues dans chaque configuration ni de l’autonomie réellement disponible.

Surveillance et dispositifs de sécurité

TCL SunPower met en avant plusieurs niveaux de supervision couvrant l’armoire, les modules de batteries et les cellules. Le système comprend notamment une détection des gaz, un dispositif d’extinction d’incendie et une interruption en cas de défaut d’arc électrique, d’après les informations communiquées par l’entreprise.

La gestion s’effectue au moyen du contrôleur de gestion énergétique de TCL SunPower, avec un accès depuis une interface web ou une application. Le fabricant décrit également la X5 comme compatible avec les centrales électriques virtuelles, sous la mention « VPP ready ». Il indique par ailleurs une prise en compte du règlement européen sur la protection des données ainsi que des exigences de cybersécurité ETSI EN 303 645.

Ces déclarations décrivent les fonctions et les conformités revendiquées par le fabricant. Leur portée opérationnelle dépendra des certifications applicables dans chaque pays, des intégrateurs et des conditions de raccordement imposées par les gestionnaires de réseau.

Premiers déploiements et feuille de route

La X5 n’est pas seulement présentée comme un produit de démonstration. TCL SunPower indique que plusieurs unités ont déjà été déployées sur des sites européens. En Espagne, l’installateur Electricidad EUFON l’a utilisée pour transformer un système de pompage d’eau solaire hors réseau en installation hybride.

Ce site, installé en 2015, ne disposait pas de batterie et n’a pas vu sa surface photovoltaïque augmenter dans le cadre de cette conversion. L’ajout du stockage doit permettre de découpler davantage la production solaire et les besoins du système de pompage, même si la source ne fournit pas de données détaillées sur l’énergie effectivement stockée ou sur les résultats d’exploitation.

Steven Zhang, directeur général de TCL SunPower Global, présente la X5 comme une première étape dans la stratégie européenne de l’entreprise. Le fabricant prévoit d’élargir son offre au cours des douze prochains mois, depuis les systèmes hybrides pour petites et moyennes entreprises jusqu’à des solutions de puissance de l’ordre du mégawatt.

À ce stade, la X5 relève d’un produit commercialisé et déjà installé sur certains sites, tandis que l’extension annoncée de la gamme reste une feuille de route. Son intérêt dépendra donc de sa disponibilité locale, de l’accompagnement des intégrateurs, des règles de raccordement et de la capacité des exploitants à valoriser le stockage au-delà du simple secours électrique.

Source : TCL Sunpower launches hybrid energy storage cabinet for C&I applications

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Basée à Wildpoldsried, en Bavière, Sonnen commercialise des batteries destinées principalement au stockage de l’électricité produite par des installations photovoltaïques résidentielles. L’entreprise s’est aussi développée autour de services énergétiques associés à ses systèmes de stockage. La procédure annoncée concerne Sonnen GmbH, tandis que plusieurs filiales devraient faire l’objet de mesures distinctes.

Une procédure confirmée par l’entreprise

Les quelque 400 salariés encore employés par Sonnen auraient été informés du dépôt de la demande jeudi matin, d’après Handelsblatt. Au moment de la publication de l’information, aucune annonce officielle n’avait encore été inscrite au registre allemand des procédures d’insolvabilité. L’entreprise a toutefois confirmé l’ouverture de la procédure au journal allemand.

Cette distinction est importante : la confirmation communiquée à la presse établit la décision de l’entreprise, mais les modalités juridiques précises et leur calendrier doivent encore être documentés par les autorités compétentes. La source ne fournit pas, à ce stade, de détail sur le montant des dettes, l’identité des créanciers ou le plan de financement envisagé.

Le service des clients maintenu

Sonnen indique vouloir continuer à servir sa base installée, qui compte plus de 150 000 clients. Cette continuité peut concerner le suivi des systèmes déjà déployés, le service après-vente et les engagements associés aux produits. La société n’a pas précisé dans quelle mesure les activités commerciales, la maintenance ou la livraison de nouveaux équipements seraient affectées.

Selon les informations rapportées par Handelsblatt, plusieurs filiales pourraient être liquidées ou placées sous une procédure d’insolvabilité en gestion autonome. Une seule unité de production devrait rester opérationnelle. Le périmètre exact des activités conservées et le nombre de postes concernés par les éventuelles restructurations n’ont pas été détaillés dans la source.

La direction de Sonnen n’a pas répondu à une demande de commentaire de pv magazine. Franc Comino, directeur général de Sonnen Ibérica, avait déclaré fin août que l’activité en Espagne se poursuivait et que l’entreprise y nourrissait de fortes attentes. Des demandes ultérieures adressées à l’entreprise sont toutefois restées sans réponse, selon le média spécialisé.

Une nouvelle étape après le rachat par Tiven

Shell avait vendu Sonnen à Tiven après plusieurs années de recherche d’un acquéreur. Le montant de la transaction et la stratégie détaillée du nouvel actionnaire n’avaient pas été rendus publics. Les informations publiées après l’opération faisaient déjà apparaître des interrogations sur l’avenir industriel et commercial de Sonnen.

Le dépôt d’une demande d’insolvabilité ne signifie pas nécessairement l’arrêt immédiat de toutes les activités. En Allemagne, une entreprise peut poursuivre certaines opérations pendant une procédure de restructuration, sous le contrôle des organes compétents. La poursuite de l’activité dépend alors notamment de la trésorerie disponible, des décisions du tribunal, des discussions avec les créanciers et de la capacité à trouver un repreneur ou un financement.

Dans le cas de Sonnen, le maintien annoncé du service aux clients devra donc être apprécié à l’aune des décisions qui seront prises pour chaque filiale et pour l’unité de production conservée. Les prochaines étapes permettront de préciser si l’entreprise cherche à réorganiser une partie de ses activités, à céder certains actifs ou à réduire durablement son périmètre.

Un signal pour le stockage résidentiel européen

Le cas Sonnen illustre les difficultés auxquelles peuvent être confrontés les fabricants européens de batteries et de systèmes de stockage, même lorsqu’ils disposent d’une base installée importante. Le stockage résidentiel reste un secteur technologique stratégique pour mieux utiliser l’électricité photovoltaïque et limiter la pression sur les réseaux, mais son développement dépend aussi des coûts des composants, de la demande, du financement et de la capacité à assurer un service sur plusieurs années.

La procédure ne permet pas encore de conclure à un abandon du marché allemand ou européen par Sonnen. Elle établit en revanche que l’entreprise doit désormais sécuriser la continuité de ses opérations et clarifier le sort de ses filiales. Tant que les décisions judiciaires et industrielles ne sont pas connues, l’avenir de la marque, de sa production et de ses services reste ouvert.

Source : Sonnen files for insolvency

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L’appel est lancé par l’Energy Development Corporation Limited (EDCL), une filiale du groupe public Rwanda Energy Group (REG). Il s’agit à ce stade d’une procédure de préqualification : aucun développeur n’a encore été sélectionné et le projet ne constitue donc pas une installation en construction ou en exploitation.

Un projet structuré comme un producteur indépendant

Le futur projet doit être développé selon un modèle d’independent power producer, ou producteur indépendant d’électricité. Le développeur retenu devra conclure un contrat d’achat d’électricité à long terme avec l’Energy Utility Corporation Limited (EUCL), une autre filiale de REG, qui agira comme acheteur de l’électricité produite.

Le candidat sélectionné serait responsable de l’ensemble de la chaîne de réalisation et d’exploitation : conception, fourniture des équipements, installation, essais, mise en service, exploitation et maintenance de la centrale photovoltaïque flottante et du système de batteries. Les entreprises intéressées doivent notamment justifier d’au moins dix années d’expérience dans la conception, la construction et la gestion de centrales renouvelables.

La procédure prévoit des exigences administratives, techniques et financières. Les producteurs indépendants doivent d’abord démontrer leur capacité à mener un projet d’une telle dimension avant de pouvoir participer aux étapes ultérieures de l’appel d’offres.

Une capacité solaire encore limitée au Rwanda

Le calendrier communiqué prévoit une visite du site pour les candidats potentiels le 23 octobre. La date limite de remise des premières candidatures électroniques est fixée au 12 novembre. La source ne précise ni le calendrier de construction, ni la technologie électrochimique qui sera retenue pour les batteries, ni la puissance de raccordement du système de stockage.

Avec 200 MW de photovoltaïque flottant et 800 MWh de batteries, le projet représenterait une capacité nettement supérieure au parc solaire actuellement exploité dans le pays. Selon les données recensées par l’Africa Solar Industry Association, le Rwanda comptait 47,5 MW de capacités solaires opérationnelles au moment de la publication de l’appel.

Les capacités annoncées correspondent à deux dimensions différentes. Les 200 MW désignent la puissance maximale de production électrique de la centrale solaire dans des conditions données. Les 800 MWh indiquent la quantité d’énergie que le système de batteries pourrait stocker selon sa configuration et ses paramètres d’exploitation. La durée pendant laquelle les batteries pourraient restituer leur puissance nominale ne peut pas être déduite du seul résumé de l’appel d’offres.

Le solaire flottant reste peu déployé en Afrique

Le solaire flottant consiste à installer des modules photovoltaïques sur des plateformes placées à la surface d’un plan d’eau. Cette approche peut limiter l’utilisation de terrains disponibles pour d’autres usages, mais elle impose aussi de traiter des contraintes spécifiques liées à l’ancrage, aux variations du niveau de l’eau, à la corrosion, à la maintenance et au raccordement électrique.

Le continent africain compte encore relativement peu de centrales photovoltaïques flottantes en exploitation. Une étude publiée en 2023 estimait toutefois qu’une partie des réservoirs artificiels africains pourrait accueillir d’importantes capacités solaires. Cette estimation décrit un potentiel théorique et ne préjuge pas de la faisabilité économique, environnementale ou technique de chaque site.

Plusieurs projets de grande taille sont également annoncés ou en développement dans d’autres pays africains. Au Zimbabwe, un projet flottant de 600 MW sur le lac Kariba a été présenté comme le plus important projet de ce type en développement sur le continent, avec une première phase annoncée de 150 MW. Ces annonces restent distinctes du projet rwandais et ne constituent pas une preuve de réalisation.

Un appel d’offres, pas encore une centrale

Le projet du lac Sake se trouve donc au stade de la mise en concurrence des développeurs. Son évolution dépendra de la sélection d’un candidat, de la signature des accords contractuels, des autorisations nécessaires, du financement et des études techniques et environnementales. L’appel d’offres établit une capacité visée et un cadre de développement, mais il ne permet pas encore de conclure à une construction certaine ni à une date de mise en service.

Source : Rwanda tenders 200 MW floating PV, 800 MWh BESS project

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Le projet doit réunir une installation photovoltaïque de 29,8 MW et un système de stockage d’énergie par batteries d’une capacité de 20 MWh. Engie prévoit une mise en service complète en décembre 2027, après une étape de raccordement programmée durant l’été de la même année.

Un premier projet solaire et stockage colocalisé

Le Parc du Buisson occupera environ 23 hectares et comprendra près de 46 000 panneaux solaires. Les batteries seront installées sur le même site que les équipements photovoltaïques, plutôt que dans une implantation séparée. Cette configuration doit permettre de mutualiser une partie des infrastructures électriques et du raccordement au réseau.

La puissance de sortie annoncée pour la batterie atteint 8,8 MW. À pleine puissance, le système pourra donc restituer son énergie pendant un peu plus de deux heures, selon les données communiquées pour le projet. Il s’agit d’un dispositif de stockage stationnaire destiné à déplacer dans le temps une partie de l’électricité produite par la centrale solaire.

Décaler la production vers les périodes de demande

En journée, lorsque l’ensoleillement est important, les panneaux peuvent produire davantage d’électricité que ce qui est immédiatement valorisable par le réseau ou le marché. La batterie doit absorber une partie de cette production, puis la restituer lorsque la demande est plus élevée ou lorsque la production photovoltaïque diminue.

Ce fonctionnement ne crée pas d’énergie supplémentaire et ne garantit pas à lui seul un équilibre du réseau. Il modifie le moment auquel l’électricité est injectée, ce qui peut contribuer à limiter certains écarts entre production solaire et consommation. L’intérêt opérationnel dépendra notamment des règles de pilotage, des conditions de marché et des contraintes locales du réseau.

Engie présente également la colocalisation comme un moyen de réduire le nombre de demandes de raccordement et les coûts associés. Le parc solaire et la batterie partageront une liaison d’environ 11 kilomètres vers un poste électrique. Cette mutualisation peut simplifier l’architecture du projet, sans supprimer les travaux nécessaires pour renforcer et sécuriser le raccordement.

Un chantier prévu jusqu’en 2027

Les travaux ont débuté en septembre 2026 avec les opérations de terrassement et la création des voies d’accès. Les prochaines étapes annoncées comprennent la réalisation des fondations, l’installation des structures de support et des modules photovoltaïques, puis le déploiement des conteneurs de batteries et des équipements électriques.

Le raccordement au réseau est attendu durant l’été 2027. Engie vise ensuite une entrée en fonctionnement de l’ensemble du projet en décembre 2027. À ce stade, le Parc du Buisson est donc un chantier en construction, et non une installation déjà opérationnelle. Les capacités annoncées correspondent aux caractéristiques prévues du projet.

Une installation sur une ancienne carrière

Le choix d’une ancienne carrière permet d’utiliser un terrain déjà transformé par une activité industrielle, plutôt que de développer le projet sur un site agricole présenté comme vierge. La source ne détaille toutefois pas les mesures environnementales, les modalités de remise en état du site ou les dispositions retenues pour limiter les impacts du chantier et de l’exploitation.

Le projet doit aussi produire des retombées fiscales locales. Engie estime à 122 000 euros par an les recettes fiscales destinées aux collectivités. La commune doit par ailleurs recevoir près de 90 000 euros dans le cadre du dispositif « Bon Énergie » de l’entreprise. Ces montants relèvent des prévisions communiquées par Engie et ne constituent pas un bilan fiscal déjà réalisé.

Le stockage dans la stratégie d’Engie

Le groupe indique disposer de 10,7 GW de capacité de stockage en exploitation ou en construction à l’échelle mondiale. Le projet français s’inscrit ainsi dans une activité internationale de stockage, mais il constitue une première pour Engie dans l’association colocalisée d’une centrale solaire et d’une batterie en France.

La combinaison des deux technologies répond à un enjeu croissant des réseaux électriques : intégrer une production solaire variable tout en conservant une capacité de livraison en dehors des heures de fort ensoleillement. Son efficacité réelle devra être évaluée après la mise en service, à partir des données de production, de charge, de disponibilité et d’utilisation du système de batteries.

Source : Engie starts building first co-located solar and battery project in France

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À ce stade, il ne s’agit pas encore d’une installation construite ni d’une décision définitive d’investissement. L’étude doit déterminer si cette solution peut fournir une partie de la vapeur nécessaire aux opérations de raffinage, tout en répondant aux exigences de fiabilité, d’intégration et de coût d’un site industriel en fonctionnement.

Une batterie pour stocker de la chaleur

La technologie proposée par Rondo Energy convertit de l’électricité en chaleur à haute température. Selon l’entreprise, cette chaleur est stockée dans des matériaux réfractaires, notamment des briques conçues pour conserver l’énergie thermique, puis restituée lorsque le procédé industriel en a besoin.

Le système pourrait utiliser de l’électricité du réseau produite pendant les périodes de forte production solaire ou éolienne. La chaleur serait ensuite délivrée sous forme de vapeur ou d’air chaud, avec une température pouvant atteindre 1 000 °C selon les spécifications communiquées par Rondo. Le stockage doit permettre de décaler dans le temps la consommation électrique, afin de fournir de la chaleur même lorsque la production renouvelable est plus faible.

Rondo affirme que ses batteries thermiques affichent un rendement aller-retour supérieur à 98 %. Ce chiffre correspond à la revendication du fabricant et devra être apprécié dans les conditions concrètes d’une intégration à la raffinerie de Yarwun. L’étude annoncée doit notamment examiner les performances réelles du système, son raccordement au réseau de vapeur et son intérêt économique.

Un projet encore au stade de l’ingénierie

La première phase porte sur le front-end engineering and design, ou FEED. Cette étape sert à préciser la conception, les interfaces avec les équipements existants, les besoins en électricité et les conditions d’exploitation avant une éventuelle construction.

Le projet bénéficie d’un soutien de l’Australian Renewable Energy Agency, l’agence australienne chargée de soutenir les technologies liées aux énergies renouvelables. Le financement prévoit d’abord 3,6 millions de dollars australiens pour achever les études d’ingénierie. Si le projet est retenu, jusqu’à 38 millions de dollars australiens pourraient ensuite être mobilisés pour la construction et la mise en service. Une enveloppe conditionnelle pouvant atteindre 33,3 millions de dollars australiens est également prévue pour les imprévus.

Ces montants ne signifient pas que la batterie sera automatiquement construite. Une décision ultérieure devra confirmer la faisabilité technique et économique du projet. L’agence australienne souligne que les systèmes de stockage thermique doivent encore être testés dans des environnements industriels à grande échelle avant une adoption plus large.

Réduire l’usage des combustibles fossiles

Le raffinage de l’alumine nécessite d’importantes quantités de chaleur et de vapeur sous pression. Cette demande rend la décarbonation des installations plus complexe que dans des secteurs où l’électricité peut remplacer directement un moteur ou une chaudière.

À Yarwun, la batterie thermique ne modifierait pas le fonctionnement des procédés industriels eux-mêmes. Elle serait connectée au réseau de vapeur existant et chercherait à remplacer une partie de l’énergie fossile actuellement utilisée pour produire cette vapeur par de l’électricité stockée sous forme de chaleur.

Rio Tinto estime que, si le projet est mené à bien, les émissions du site pourraient diminuer d’environ 67 000 tonnes de dioxyde de carbone par an. Cette estimation reste toutefois conditionnelle à la réalisation du projet et à ses performances opérationnelles. Elle ne constitue pas un résultat déjà obtenu.

Pour le groupe minier, l’enjeu dépasse la seule raffinerie de Yarwun. Une démonstration concluante pourrait fournir des données sur l’utilisation du stockage thermique dans d’autres industries consommant de la chaleur à haute température. Le principal intérêt de cette approche est de dissocier la production d’électricité de la demande instantanée de chaleur, sans imposer nécessairement une refonte complète des équipements de production.

Une validation attendue en conditions réelles

Le projet sera présenté comme l’une des premières démonstrations de stockage thermique industriel à grande échelle pour la chaleur de procédé, et comme une première pour l’industrie de l’alumine si sa construction aboutit. Ces formulations décrivent un objectif de démonstration, non une preuve d’adoption industrielle généralisée.

Les prochaines étapes devront préciser la capacité du système à fonctionner avec les contraintes de la raffinerie, sa disponibilité, sa compatibilité avec le réseau de vapeur et son coût total. Elles permettront aussi de mesurer dans quelle mesure une batterie thermique peut contribuer à l’électrification d’un procédé continu, dépendant d’une alimentation fiable.

Yarwun constitue donc un projet pilote industriel en phase d’étude. Son intérêt dépendra moins de la seule capacité annoncée de 360 MWh que de la qualité de son intégration et de ses résultats dans un environnement où la continuité de production reste prioritaire.

Source : Rio Tinto plans 360 MWh thermal battery for Australian alumina refinery

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Cette inauguration constitue, selon LONGi, une extension de sa stratégie « LONGi ONE » à l’outil industriel. L’objectif affiché est de rapprocher la production des systèmes photovoltaïques et de stockage, afin de servir les marchés chinois et internationaux. La source ne fournit toutefois pas de détail sur les contrats déjà signés, les clients concernés ou le niveau de production effectivement atteint au moment de l’ouverture.

Des capacités annoncées pour 2026 et 2027

La ligne d’intégration destinée au stockage à grande échelle doit atteindre une capacité de fabrication annuelle de 31 GWh en octobre 2026. LONGi prévoit ensuite de porter cette capacité à 50 GWh par an au premier semestre 2027. Ces chiffres décrivent des objectifs industriels planifiés, et non une production déjà démontrée sur douze mois.

Une autre ligne est dédiée au stockage commercial et industriel. Elle doit dépasser 10 000 unités produites par an d’ici la fin d’octobre 2026. Le site comprend également une ligne consacrée aux systèmes hors réseau et aux micro-réseaux, sans capacité annuelle détaillée communiquée dans l’annonce. Les variantes couvrent donc des besoins différents : stockage centralisé pour les réseaux électriques, alimentation de sites professionnels et intégration locale de production solaire.

La notion d’intégration est importante dans ce dispositif. La base ne se limite pas à assembler des batteries : elle doit aussi prendre en charge les essais, l’inspection et la livraison des systèmes. La source ne précise ni la chimie des cellules utilisées, ni l’architecture des batteries, ni les performances énergétiques des produits fabriqués. Il serait donc prématuré d’en déduire un avantage technique particulier.

Une usine organisée autour des données

LONGi prévoit de moderniser son système de gestion de production, ou MES, entre septembre et novembre 2026. Ce logiciel doit être relié à une plateforme légère de gestion des opérations industrielles, combinant MES, outils d’analyse décisionnelle et intelligence artificielle. L’ensemble doit communiquer avec plusieurs systèmes d’entreprise, notamment ceux dédiés à la planification des ressources, aux stocks et à la gestion des équipements.

Dans le fonctionnement annoncé, la plateforme doit automatiser la diffusion des plans de production, assurer la traçabilité des matériaux sur l’ensemble de la chaîne et suivre en temps réel l’efficacité des équipements. Des indicateurs visuels doivent couvrir la qualité, les coûts, les délais, la sécurité et les conditions de travail. Cette organisation vise à faire passer le pilotage de l’usine d’une logique principalement fondée sur l’expérience à une gestion davantage appuyée sur les données.

Le site doit aussi utiliser des véhicules à guidage automatique pour déplacer les matériaux, un entrepôt numérisé et un dispositif de maintenance préventive baptisé iTPM. LONGi affirme que sa gestion numérique en boucle fermée pourrait réduire de plus de 50 % le délai nécessaire pour traiter les problèmes de qualité. Cette valeur est une estimation communiquée par l’entreprise ; aucun protocole de mesure ni point de comparaison indépendant n’est fourni.

L’intelligence artificielle appliquée à la production

Trois cas d’usage de l’IA sont mis en avant. Le premier concerne les procédures opératoires électroniques, destinées à améliorer l’exécution des instructions et à réduire la durée de formation des nouveaux salariés. LONGi annonce une précision supérieure à 99 % dans l’exécution des consignes et une réduction de moitié du temps de formation, sans préciser la méthode de calcul ni la période de référence.

Le deuxième cas d’usage repose sur une inspection intégrale assistée par IA, appelée à remplacer les contrôles par échantillonnage. L’entreprise indique que ce système doit augmenter l’efficacité des inspections et maintenir le taux de défauts non détectés sous 0,1 %. Là encore, il s’agit d’un objectif industriel annoncé, dont les résultats devront être vérifiés dans la durée et sur différents volumes de production.

Enfin, une base de connaissances interne, présentée comme un « Fault Brain », doit aider les équipes à diagnostiquer les pannes et à limiter les arrêts liés aux défauts. LONGi estime que cet outil pourrait réduire de 75 % les pertes de temps de production associées aux pannes. Des lunettes de réalité augmentée pour guider les opérateurs et des alertes précoces sur la qualité sont également prévues.

Un déploiement à suivre dans la durée

L’inauguration rend le projet industriel concret, mais plusieurs éléments restent à observer : la montée en cadence des lignes, la disponibilité réelle des systèmes numériques et la capacité du site à maintenir ses objectifs de qualité. Les chiffres de 31 et 50 GWh par an correspondent à des capacités annoncées, tandis que la production commerciale effective dépendra du calendrier d’installation, des commandes et de la qualification des équipements.

Cette base illustre néanmoins une tendance de l’industrie énergétique : le stockage solaire est désormais traité comme un système industriel complet, combinant batteries, électronique de puissance, logiciels de suivi et opérations logistiques. En centralisant ces fonctions dans un même site, LONGi cherche à standardiser ses produits et à adapter leur fabrication aux usages des réseaux, des entreprises et des micro-réseaux.

Source : LONGi unveils intelligent manufacturing base in Suzhou to advance solar-storage integration

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Le projet a été rendu public le 19 octobre 2026. Il doit remplacer les règles provisoires introduites en 2023 et prévoit une entrée en vigueur au 1er janvier 2027, pour une durée annoncée de cinq ans. La consultation publique doit se poursuivre jusqu’au 18 novembre. À ce stade, il s’agit donc d’une proposition réglementaire, et non d’un mécanisme déjà généralisé à l’ensemble du pays.

Une participation commune pour le solaire, l’éolien et les batteries

L’article 8 du projet constitue son principal apport pour le stockage couplé aux renouvelables. Une centrale solaire ou éolienne pourrait présenter une offre de marché en coordonnant ses prévisions de production avec les calendriers de charge et de décharge de sa batterie. Les actifs ne seraient ainsi plus nécessairement considérés comme deux participants distincts à chaque étape du fonctionnement du marché.

Dans ce schéma, l’exploitant pourrait proposer une stratégie combinant production directe et restitution différée de l’électricité. La batterie servirait notamment à déplacer une partie des livraisons vers les périodes où les prix spot sont plus élevés, lorsque les contraintes techniques et commerciales le permettent. Elle pourrait également réduire l’écart entre la production renouvelable prévue et la production réellement disponible.

Cette coordination ne garantit toutefois ni un gain économique ni une utilisation systématique du stockage. Les résultats dépendront des prix, des limites de raccordement, de la capacité de la batterie, de son état de charge et des règles locales de dispatching. Le texte présenté par la NDRC ne transforme pas non plus les installations existantes en participants automatiquement éligibles à un marché national unique.

Des modalités encore à définir

Le projet ne détaille pas encore plusieurs éléments nécessaires au fonctionnement opérationnel d’une offre conjointe. Les formats d’enchères, les dispositifs de comptage, les restrictions applicables à la recharge des batteries et les méthodes de calcul des règlements devront être précisés dans des textes de mise en œuvre régionaux ou provinciaux.

Cette réserve est importante dans un pays où les marchés de l’électricité restent déployés progressivement selon les territoires. Certaines provinces, dont le Shandong, appliquent déjà des mécanismes permettant de coordonner production renouvelable et stockage. La proposition nationale chercherait surtout à formaliser et à étendre cette logique au futur marché unifié, plutôt qu’à introduire partout un fonctionnement entièrement inédit.

Les règles provisoires de 2023 reconnaissaient déjà le stockage, la production distribuée et les centrales électriques virtuelles comme des participants possibles. Le nouveau texte élargit explicitement la liste aux systèmes de stockage dits de nouvelle génération, aux agrégateurs de charge, aux micro-réseaux intelligents et aux projets de raccordement direct à une électricité renouvelable.

Un marché organisé en plusieurs horizons

La réforme proposée couvrirait les marchés spot interprovinciaux, régionaux et provinciaux. Elle prévoit des transactions la veille pour le lendemain, des échanges intrajournaliers et un marché en temps réel. Dans ce dernier, les programmes de dispatching seraient établis pour des pas de cinq à quinze minutes, afin de rapprocher les décisions de marché des conditions réelles du réseau.

Le texte privilégie aussi une tarification marginale localisée. Cette méthode vise à intégrer dans le prix les conditions d’équilibre entre l’offre et la demande, mais aussi les contraintes de transmission propres à chaque zone. Elle doit être articulée avec les contrats d’électricité à moyen et long terme ainsi qu’avec les marchés de services auxiliaires.

La NDRC évoque notamment une mise en place progressive d’une compensation conjointe pour la régulation de fréquence, les réserves et les services de montée en puissance. Le projet prévoit par ailleurs une compensation quotidienne et une facturation mensuelle, avec une transition vers des règlements fondés sur les écarts de prix dans certains marchés régionaux et provinciaux.

Une étape réglementaire, pas encore un déploiement industriel

Cette proposition intervient après la réforme chinoise des prix de l’électricité de 2025, qui a posé le principe d’une entrée de la production renouvelable sur le marché et d’une détermination des prix par les transactions. Le projet de la NDRC offrirait un cadre plus lisible aux développeurs souhaitant associer une batterie à une centrale solaire ou éolienne.

Pour les exploitants, l’intérêt potentiel réside dans une meilleure coordination entre prévisions de production, stockage et livraison. Mais l’effet réel dépendra des règles d’application, des exigences de mesure et des conditions économiques locales. Tant que ces paramètres ne sont pas arrêtés, la Chine dispose d’un projet de cadre national, pas encore d’un modèle uniforme et pleinement opérationnel pour toutes les installations renouvelables et leurs batteries.

Source : China outlines new spot market rules supporting renewable energy and storage integration

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