ABB franchit un nouveau cap : plus de 100 bornes et jusqu’à 10 MW pour révolutionner la recharge électrique

TLDR ABB a présenté l’OM X-Series, une infrastructure de recharge pensée pour des sites à forte sollicitation, capable d’alimenter plus de 100 points de charge avec une puissance totale de 800 kW à 10 MW. L’architecture mutualise l’énergie via des armoires centrales et un bus DC, avec refroidissement liquide intégral et un rendement annoncé supérieur à 98% en continu. Cibles, dépôts de bus et de camions, plateformes logistiques, corridors publics, là où la recharge électrique devient un processus industriel.

ABB OM X-Series, plus de 100 points de charge et jusqu’à 10 MW sur un même site

Le message est simple, certains sites ne peuvent plus traiter la borne de recharge comme un mobilier isolé. Un dépôt de bus, une base de camions, un hub logistique, une aire à fort trafic, tous demandent une puissance agrégée en MW, gérée comme un système. Avec l’OM X-Series, ABB vise précisément ce segment, celui où l’on parle en dizaines de points de charge, et où la facture énergétique dépend autant du rendement que de la disponibilité.

La logique de la gamme s’inscrit dans une continuité. Après la série A et une plateforme dite M, l’X-Series reprend l’idée d’une puissance mutualisée, mais à une échelle supérieure. Là où une architecture intermédiaire peut s’arrêter à quelques dizaines de sorties, l’objectif devient ici plus de 100, avec une enveloppe site qui peut monter à 10 MW. Pour un exploitant, cela change la façon de concevoir la charge, l’entrée réseau, le dimensionnement des protections, le pilotage, et la maintenance.

Un exemple concret aide à comprendre. Une entreprise de transport urbain, appelée ici TransLog, exploite un dépôt de 120 bus. Les retours au dépôt se font en deux vagues, une première en fin d’après midi, une autre plus tard. Sans mutualisation, chaque point de charge doit être surdimensionné pour couvrir le pic, puis reste sous utilisé. Avec une puissance partagée, TransLog peut répartir l’énergie sur le parc en fonction des heures de départ, de l’état de charge, et des contraintes tarifaires du réseau électrique. La même puissance totale travaille davantage, et les files d’attente se réduisent.

Le positionnement “flottes et opérateurs à forte demande” se lit aussi dans la notion de continuité, une station de charge qui s’arrête, c’est un planning qui casse. C’est la raison pour laquelle la gamme met en avant la redondance et le fonctionnement prolongé. Le propos n’est pas marketing, il touche la réalité des dépôts, avec des cycles quotidiens, des contraintes d’horaires, et des pénalités en cas de véhicules immobilisés.

Pour relier cette approche aux usages du grand public, les mêmes enjeux apparaissent à plus petite échelle, mais avec d’autres contraintes. Les questions sur les temps de charge, les puissances réellement tenues, ou l’accès aux stations rapides structurent aussi le quotidien des conducteurs, comme détaillé dans ce point sur la recharge rapide des véhicules électriques. Sur un dépôt, ces sujets deviennent simplement plus chiffrés, plus automatisés, et plus sensibles aux pertes.

Architecture satellite, power cabinets et gestion partagée de la puissance

L’OM X-Series repose sur une architecture dite satellite. Le principe, des armoires techniques centralisées, les Power Cabinets, alimentent plusieurs bornes réparties sur le site. L’avantage immédiat est la mutualisation, la puissance n’est pas figée par point, elle se distribue selon le besoin. Pour un opérateur, cela évite de construire une station comme une juxtaposition de chargeurs indépendants, chacun avec ses marges, ses contraintes et ses limites.

Cette centralisation impacte aussi l’exploitation. Les pièces critiques sont regroupées, les interventions se font au même endroit, les diagnostics peuvent être plus rapides. Sur un corridor public, cela peut réduire la durée d’indisponibilité, car un module en défaut ne condamne pas l’ensemble du site. La promesse tient sur une condition, le dimensionnement de la redondance et la qualité du pilotage doivent être alignés avec l’usage réel.

Un cas d’usage typique est celui d’un centre logistique alimentant des utilitaires et des camions. Les utilitaires ont des fenêtres de charge courtes en journée. Les camions prennent la main la nuit avec des puissances plus élevées. Une architecture partagée peut servir les deux sans dédier des équipements spécifiques. La même enveloppe énergétique passe d’un profil “beaucoup de points, puissance modérée” à un profil “moins de points, puissance forte”, sans déplacer de matériel.

Ce que change la mutualisation pour les opérateurs

Pour un décideur, la question n’est pas seulement “combien de kW par prise”, mais “combien de véhicules sortent à l’heure”. La mutualisation permet de piloter la file d’énergie, comme on pilote une file logistique. Elle facilite aussi l’intégration de règles, priorité aux véhicules avec tournée tôt, limitation de puissance si le site approche de sa pointe contractualisée, ou accélération quand le tarif baisse.

Quelles erreurs reviennent souvent sur les sites multi bornes. La première est de figer une puissance par point, en ignorant la simultanéité réelle. La seconde est de sous estimer la complexité des protections et du comptage quand le nombre de départs augmente. La troisième est de négliger les usages de secours, une borne isolée peut être contournée, un nœud site doit rester exploitable même pendant une intervention.

• Dimensionner la puissance site selon les scénarios de simultanéité, pas selon le nombre de prises.

• Prévoir des chemins de redondance et une stratégie de maintenance compatible avec l’exploitation.

• Mettre en place un pilotage de charge aligné sur les horaires réels des flottes.

• Anticiper l’extension future, câbles, protections, génie civil et capacité au point de livraison.

Le sujet suivant se pose alors naturellement, si tout est mutualisé et dense, comment tenir la puissance sans dégrader le rendement ni surchauffer les éléments, surtout quand la charge devient quasi continue.

Refroidissement liquide intégral et rendement supérieur à 98% en continu

À ces niveaux de puissance, la thermique n’est pas une ligne dans une brochure, c’est une condition de fonctionnement. ABB met en avant un refroidissement liquide “de bout en bout”, intégré aux Power Cabinets, aux modules, et jusqu’aux câbles. L’objectif est de maintenir une stabilité thermique au fil des heures, sans réduction automatique de puissance liée à la température.

La notion “en continu” compte. Beaucoup d’équipements tiennent une puissance élevée sur un pic, puis réduisent quand la chaleur s’installe. Sur un dépôt, c’est l’inverse, la puissance est sollicitée longtemps, souvent à une cadence régulière. Un rendement annoncé supérieur à 98% en fonctionnement continu signifie, sur le papier, moins de pertes à convertir, donc moins de chaleur à dissiper, et moins de kWh facturés pour un même kWh livré aux batteries.

Pour illustrer, prenons une station qui délivre 4 MW agrégés pendant plusieurs heures. Une différence de quelques points de rendement se traduit en dizaines de kW de pertes, donc en chaleur. Cette chaleur devient un coût, ventilation, refroidissement, usure, et parfois déclenchement de limitations. Le liquide permet de déplacer la chaleur plus efficacement, avec des sections de câble et des densités de courant mieux maîtrisées.

Redondance et disponibilité, le nerf de la recharge intensive

Sur une plateforme à forte sollicitation, l’arrêt d’un bloc de puissance peut décaler toute une rotation. Le discours de Michael Halbherr, dirigeant d’ABB E-mobility, insiste sur l’économie d’exploitation, stabilité thermique et rendement sont des paramètres économiques. Le sous texte, une borne qui “existe” mais qui réduit à chaud n’aide pas à tenir un planning.

Le parallèle avec certains constructeurs est instructif. Des annonces de charge très rapide existent côté véhicules, y compris chez BYD avec des concepts de charge à très forte puissance. Cela met la pression sur l’infrastructure, car les véhicules capables d’absorber vite exigent un réseau qui suive, avec des câbles, des connecteurs, et des sites conçus pour cela. La prochaine question devient donc celle du stockage local et de la relation au réseau, surtout quand l’on vise plusieurs MW.

Bus DC, stockage intégré et préparation au bidirectionnel

L’OM X-Series met en avant un bus DC au niveau du site, comme colonne vertébrale énergétique. En clair, l’énergie reste en courant continu sur une plus grande partie de la chaîne. Cela ouvre deux portes, raccorder plus simplement un stockage batterie, et limiter les conversions inutiles. ABB avance un gain d’efficacité aller retour de plus de 5 points par rapport à des architectures couplées en AC pour certains scénarios de stockage.

Sur un site raccordé au réseau électrique, le stockage sert souvent à écrêter les pointes. Un dépôt peut charger fort sur un créneau court sans tirer autant sur le point de livraison, si la batterie stationnaire aide. Ce mécanisme réduit les frais liés aux pics et aide à respecter une puissance souscrite. Il peut aussi stabiliser un site alimenté par des productions locales, par exemple une ombrière solaire.

Le lien avec l’énergie renouvelable est direct. Une production photovoltaïque varie, une charge de flotte a des contraintes horaires. Le bus DC et le stockage permettent de lisser. Pour aller plus loin sur la question “panneaux solaires et recharge”, un point de repère utile se trouve ici, recharger avec des panneaux solaires, ce qui est réaliste et ce qui l’est moins. Sur un site X-Series, l’enjeu est le même, mais les ordres de grandeur imposent une ingénierie plus rigoureuse.

Évolutivité sans refonte et compatibilité connecteurs

La configuration de base évoquée pour ce type de système part de deux armoires de 800 kW reliées par le bus DC, avec jusqu’à 24 sorties. L’intérêt est l’extension par ajout de briques, sans refaire la station depuis zéro. Cette approche vise aussi à éviter des actifs immobilisés, une borne déjà posée peut rester, tandis que le cœur puissance évolue.

Côté connectique, l’X-Series s’aligne sur un catalogue partagé avec une plateforme plus compacte, avec des formats de bornes et la prise en charge de standards tels que CCS1, CCS2, NACS, et MCS pour les camions. Pour les opérateurs qui mélangent véhicules légers et poids lourds, cette compatibilité limite les impasses, au prix d’une gestion plus fine des puissances allouées.

Une fois la brique énergie posée, le sujet se déplace vers le terrain, normes, déploiement, usages publics, et la manière de raccorder une telle puissance sans fragiliser l’exploitation.

Déploiements, usages publics et questions pratiques que les internautes se posent

L’OM X-Series a été montré à l’ACT Expo à Las Vegas, avec un angle clair, traiter la recharge comme une infrastructure industrielle. Sur le terrain, cela concerne des dépôts, des centres logistiques, et certains corridors ouverts au public. Les opérateurs qui gèrent déjà des stations rapides savent que la difficulté n’est pas seulement la puissance affichée, mais la puissance tenue, l’accès, la supervision, et le raccordement.

La question “les internautes demandent également” revient souvent sous trois formes, combien de temps, quel câble, et quel impact sur le réseau.

Combien de temps faut il pour recharger un véhicule électrique sur une borne rapide

Le temps dépend de la puissance réellement délivrée, de la courbe d’acceptation du véhicule, et de l’état de charge initial. Un véhicule peut accepter une forte puissance entre 10% et 50%, puis ralentir pour protéger la batterie. Une borne de recharge très puissante ne garantit pas un temps divisé par deux si le véhicule ne suit pas. Pour un repère concret orienté usage, cette page détaille les durées de recharge selon les cas.

Quel câble et quel standard pour la recharge électrique

Sur le public, le Type 2 reste un standard courant en AC, tandis que le CCS domine en DC sur de nombreux marchés, avec des variations régionales. Sur les flottes lourdes, le MCS vise à monter en puissance. Comprendre les câbles évite de confondre puissance AC et DC, et limite les erreurs d’équipement sur site. Un rappel utile se trouve ici, le point sur le câble de type 2 et ses usages.

Est ce que le réseau électrique peut suivre des stations à plusieurs MW

Raccorder plusieurs MW demande une étude de raccordement, des protections adaptées, parfois un poste de transformation dédié, et un pilotage de charge. Le stockage stationnaire peut aider à lisser les pointes, tout comme l’intégration d’énergie renouvelable locale, même si elle ne remplace pas un raccordement solide. Le sujet est aussi réglementaire, surtout si le bidirectionnel se généralise, car les flux véhicule réseau posent des questions de comptage et de responsabilité.

Pour une collectivité, le bénéfice est tangible quand l’infrastructure est pensée comme un système, moins de temps perdu, meilleure prévisibilité, et une exploitation qui colle aux besoins réels des véhicules électriques. C’est à ce niveau que la promesse d’une technologie de pointe se mesure, pas sur un chiffre de puissance isolé.

Les annonces de puissance attirent l’attention, mais la réalité du terrain se joue sur le pilotage, la tenue thermique, et la capacité à intégrer stockage et production locale. C’est le point de bascule entre station vitrine et outil d’exploitation.

Quand la charge passe à l’échelle d’un site, la question n’est plus “où brancher”, mais “comment orchestrer l’énergie”, et c’est là que l’OM X-Series cherche à se placer.