Alternatives non chimiques aux batteries pour la transition énergétique

Les batteries sont‑elles la bonne idée ?

L’électrification est une voie importante pour remplacer les combustibles fossiles dans les économies industrialisées : véhicules électriques à la place des moteurs à combustion et production de chaleur avec des pompes à chaleur plutôt que par combustion. Nous l’avons abordée dans « L’avenir de la mobilité – Technologies des batteries ».

Le problème est que, pour que ce changement soit réellement « vert », l’électricité doit provenir de sources durables – ce qui, selon à qui l’on demande, peut inclure le nucléaire.

La demande électrique varie selon les heures et les saisons, tandis que la production éolienne et solaire dépend des conditions. Les journées hivernales courtes et nuageuses limitent la production solaire ; le froid, à lui seul, ne réduit pas nécessairement le rendement des panneaux. Des périodes prolongées de vent faible exigent aussi de la flexibilité. Stockage, interconnexions, gestion de la demande et production pilotable peuvent se compléter.

Le stockage peut équilibrer une partie de ces besoins. Les grandes batteries de réseau utilisant de nouvelles chimies constituent une option pour réduire les coûts ou offrir d’autres avantages, comme expliqué dans « L’avenir du stockage d’énergie – Batteries pour les réseaux électriques ». Une autre possibilité consiste à produire des combustibles conservables jusqu’à leur utilisation, comme l’hydrogène liquide ou l’ammoniac. Voir aussi « L’autre combustible à hydrogène – Cinq valeurs liées à l’ammoniac vert » et « Biocarburants à base d’algues : La prochaine révolution énergétique ? ».

Quelles autres technologies permettent de stocker l’énergie sur différentes durées ? Nous examinons ici des alternatives mécaniques et thermiques aux batteries électrochimiques. Certaines propositions hybrides citées font également intervenir des réactions chimiques. Toutes ne conviennent pas à des jours, des mois ou des années de stockage.

Air comprimé

Les avantages de l’air comprimé

Comprimer l’air demande de l’énergie. Une partie peut être récupérée lorsque l’air stocké se détend et entraîne une turbine.

Le stockage par air comprimé utilise compresseurs, tuyaux, réservoirs et turbines, avec une part importante de matériaux courants comme l’acier. Il peut réduire la dépendance à certaines matières premières des batteries, sans exclure les matériaux critiques de tous les composants. Des cavités souterraines adaptées peuvent offrir de grands volumes, mais tous les gisements de gaz épuisés ne sont pas assez étanches ou appropriés. L’air est disponible ; son traitement et les infrastructures ont néanmoins un coût.

Source: Electricity Forum

La compression de l’air est une technique industrielle connue, dotée d’une chaîne d’approvisionnement établie. Un stockage bien conçu peut présenter de faibles pertes pendant l’attente. Celles-ci diffèrent des pertes du cycle complet de compression, stockage et production électrique, qui dépendent du système.

Les inconvénients de l’air comprimé

L’air chauffe lorsqu’il est comprimé et refroidit lorsqu’il se détend. La gestion thermique est donc essentielle. Rejeter la chaleur de compression réduit l’énergie récupérable, mais certains systèmes la stockent puis la réutilisent pendant la détente. Sa dissipation dans l’environnement n’est donc pas obligatoire.

L’article de 2023 évoquait des pertes de cycle d’environ 30 à 40 %, plus élevées dans les configurations moins efficaces. Il citait comme exemple de rendement proche de 70 % l’installation de 400 MWh de Zhangjiakou, développée par l’Académie chinoise des sciences. Ces valeurs concernent des systèmes et conditions particuliers, pas une limite physique immuable pour toute conception.

L’air comprimé peut offrir un stockage prolongé relativement économique si le site et les infrastructures s’y prêtent. Les pertes de conversion pèsent toutefois sur les coûts. Récupérer la chaleur de compression pour la détente ou pour un usage thermique utile améliore l’utilisation globale de l’énergie ; un procédé industriel distinct n’est pas la seule possibilité.

Batteries à gravité

En physique, tout objet qui monte est considéré comme acquérant un niveau plus élevé d’« énergie potentielle ». Cette énergie se manifeste sous forme de mouvement descendant dès que l’objet est autorisé à redescendre. De ce fait est née l’idée d’utiliser la gravité pour stocker de l’énergie.

Stations de transfert d’énergie par pompage

Vers 2020, le pompage-turbinage dominait le stockage de réseau, avec environ 90 % ou davantage de la puissance de stockage installée dans le monde. L’article renvoyait à la Global Energy Storage Database du département américain de l’Énergie. Il s’agit d’une part historique, pas d’une mesure actuelle.

L’hydroélectricité classique exploite l’énergie potentielle de l’eau en altitude, souvent alimentée par des apports naturels. Une station de pompage utilise l’électricité pour transférer l’eau d’un bassin inférieur vers un bassin supérieur. Lorsqu’elle redescend dans une turbine, une partie de l’énergie utilisée est récupérée.

Les bassins peuvent être construits spécialement pour le stockage, y compris en circuit fermé sans liaison permanente avec un cours d’eau. Il faut néanmoins un dénivelé, une géologie et une disponibilité en eau adaptés ; un relief vallonné ne suffit pas à lui seul. Un réservoir souterrain peut aussi convenir à certains sites.

Source: Energy.gov

Les pertes du cycle complet sont souvent d’environ 20 à 30 %. L’eau peut être conservée plusieurs mois, mais évaporation et fuites dépendent du site et des conditions. L’investissement initial peut être élevé, tandis que ces installations ont généralement une longue durée de vie.

Une autre proposition, spéculative, combine électrolyse en basse altitude, transport de l’hydrogène vers le haut, reformation de l’eau et production électrique lorsque celle-ci redescend dans une turbine. C’est un système hybride comprenant du stockage chimique. La faible densité de l’hydrogène par rapport à l’air ne rend pas l’ensemble du transport et du cycle énergétiquement gratuit.

Il n’est pas démontré ici que ce cycle hybride aurait un meilleur rendement global que le pompage-turbinage. Électrolyse, gestion des gaz et de l’eau, reconversion, pertes et investissements doivent tous être pris en compte.

Stockage d’énergie par béton/roche

L’eau n’est pas la seule chose qui peut être stockée pour accumuler de l’énergie grâce à la gravité. Les roches, les blocs de béton et d’autres objets ultra‑lourds peuvent également être utilisés.

La montée et la descente des masses solides peuvent utiliser treuils ou grues, câbles et moteurs-générateurs électriques. Les matériaux de base sont courants, mais commande, sécurité et durabilité nécessitent une conception spécifique.

Certaines conceptions visent environ 15 % de pertes sur le cycle complet. Ce n’est pas une performance universellement mesurée pour tous les stockages gravitaires. La comparaison avec le pompage doit inclure pompes, turbines, moteurs, générateurs, conduites et frottements, pas seulement la turbulence de l’eau.

Actuellement, les entreprises Gravitricity  et Energy Vault (NRGV ) (NYSE – NRGV) promeuvent ces concepts.

Gravitricity cherche à exploiter des puits miniers anciens et adaptés, de plusieurs centaines de mètres de profondeur, pour lever et abaisser des masses avec GraviStore. Tous les puits abandonnés ne sont pas sûrs ou utilisables à cette fin.

Energy Vault, quant à elle, vise des constructions dédiées, avec des blocs qui montent et descendent en fonction de la demande énergétique.

Les anciennes mines offrent des emplacements potentiels, mais leur nombre ne correspond pas directement à une capacité exploitable. Le 11 décembre 2023, Gravitricity et le groupe ABB, dont le siège est en Suisse, avaient déjà annoncé un accord de collaboration signé pour les techniques de levage et le développement commercial. ABB disposait également d’une importante clientèle existante dans l’industrie minière.

Source: ABB

L’énergie gravitaire stockée dépend à la fois de la masse et du dénivelé. Sur quelques dizaines ou centaines de mètres, de grandes quantités d’énergie nécessitent des masses lourdes, de nombreuses unités ou de grandes structures dédiées. Le nombre de mines ne constitue pas à lui seul un calcul de capacité réellement exploitable.

Une autre proposition exploite de grandes profondeurs marines près des côtes. Une plateforme flottante pourrait lever et abaisser des masses sur plusieurs milliers de mètres. Le concept est appelé Deep Ocean Gravitational Energy Storage, ou DOGES. L’article de 2023 citait comme développeur la startup française Sink Float Solutions.

Source: SinkFloatSolutions

Sink Float Solutions annonçait un rendement potentiel jusqu’à 80 % et de faibles coûts. Il s’agissait de revendications sur un concept proposé, non de résultats économiques d’une installation commerciale démontrés dans cet article.

L’exemple de calcul de l’entreprise associait une masse de 4 000 tonnes à une vitesse verticale de 20 km/h, soit une puissance théorique de l’ordre de 200 MW. Plusieurs treuils pourraient fonctionner en parallèle. Ce calcul ne démontre pas qu’une grue offshore existante puisse combiner cette charge et cette vitesse. L’énergie totale exige également de connaître le dénivelé parcouru.

L’économie réelle de ces systèmes dépendra fortement de leur durabilité, la corrosion due à l’eau de mer des pièces mécaniques étant la principale préoccupation.

Batteries à sable/chaleur

Une grande quantité d’électricité est utilisée pour produire de la chaleur, que ce soit pour un usage industriel ou pour chauffer les maisons et appartements en hiver. Au lieu de stocker l’électricité comme une batterie chimique, une batterie à sable vise à stocker directement la chaleur.

Un silo isolé est rempli de sable adapté ou d’un autre matériau solide peu coûteux, puis chauffé par exemple à 400 °C. La masse thermique et l’isolation permettent de conserver beaucoup de chaleur. Le choix du matériau et la température maximale dépendent de la conception.

Source: Polar Night Energy

Ce concept repose sur une technologie très simple, avec des tuyaux standards, des pompes à air, des résistances électriques, de l’acier et du sable de faible qualité qui ne peut pas être utilisé pour des applications comme le béton.

L’entreprise finlandaise Polar Night Energy développe de tels stockages thermiques. Ils peuvent être raccordés à des réseaux de chaleur distribuant une production centralisée à de nombreux bâtiments. Ces réseaux existent en Scandinavie, en Allemagne et dans certaines régions d’Europe orientale et de l’ex-Union soviétique. Reconvertir la chaleur en électricité demande des équipements supplémentaires et entraîne d’autres pertes.

Une bonne isolation peut conserver la chaleur longtemps, mais les pertes et la capacité saisonnière utile dépendent de la taille et de l’exploitation. Dans certaines zones septentrionales de Finlande, le jour dure environ 20 à 24 heures en été, pas dans tout le pays ; chaque heure de jour ne correspond pas non plus à une production photovoltaïque à pleine puissance. Stocker les surplus estivaux sous forme de chaleur peut couvrir une partie des besoins hivernaux, sans qu’il soit démontré ici que cela puisse chauffer seul tout le pays.

Nous pourrions imaginer que d’autres itérations du concept pourraient être utilisées pour chauffer des serres, ou s’appuyer sur des systèmes solaires thermiques.

L’entreprise Rondo Energy développe aussi des batteries thermiques à briques réfractaires chauffées électriquement jusqu’à environ 1 500 °C. La chaleur peut être fournie sous forme d’air chaud ou de vapeur à la cimenterie, la métallurgie, la chimie ou l’industrie minière. Un rendement élevé du stockage de chaleur n’est pas automatiquement celui de sa reconversion en électricité.

Source: Rondo Energy

Dans sa brochure de 2023, Stiesdal décrivait GridScale, avec roches concassées, réservoirs chauds et froids et cycle associant pompe à chaleur et turbines. Les 10 heures à 10 jours mentionnés désignent la durée prévue de stockage ou de décharge selon la configuration, pas une capacité énergétique exprimée en MWh.

Par ailleurs, Holcim développait avec INSA Lyon et ENGIE un système utilisant un matériau cimentaire spécifique. La chaleur est stockée et libérée par déshydratation et hydratation. C’est donc un stockage thermochimique, une exception aux solutions entièrement non chimiques. Un cycle répétable ne prouve ni une durée de vie infinie sans entretien ni des coûts nécessairement faibles.

L’objectif était de valoriser les surplus de chaleur dans les réseaux et l’industrie. Une combinaison avec un stockage à air comprimé demanderait une évaluation technique distincte ; l’article ne présente pas une installation intégrée déjà éprouvée.

La communication de l’entreprise employait « 300 kW par mètre cube » pour parler d’absorption d’énergie. Or les kW mesurent une puissance, pas une énergie. Sans base temporelle, ce n’est pas une densité énergétique valide et cela ne permet pas de calculer l’énergie stockée à partir de tonnes de matériau. Le concept était en développement lors de sa présentation en 2022.

Volants d’inertie

Les volants d’inertie conservent l’énergie cinétique dans une masse en rotation. Certaines conceptions fonctionnent sous vide sur des paliers magnétiques à 20 000–50 000 tours par minute, d’autres beaucoup plus lentement. Un moteur-générateur stocke l’énergie en accélérant le volant et la récupère en le ralentissant.

Un atout majeur est la réponse en quelques millisecondes. Les volants peuvent soutenir fréquence et stabilité dynamique du réseau, notamment quand l’inertie apportée par de grands générateurs synchrones diminue. Ce service rapide diffère de la fourniture de grandes quantités d’énergie pendant des heures ou des jours.

Pour ElectraNet, Siemens Energy (ENR.SW ) (ENR.DE ) a fourni en Australie-Méridionale des compensateurs synchrones équipés de volants supplémentaires. Il s’agit de soutien à l’inertie et à la stabilité, pas d’une démonstration de stockage saisonnier.

Le fabricant Stornetic annonce pour EnWheel une durée mécanique attendue de plus de vingt ans et plus de 100 000 cycles de charge-décharge. Cela ne garantit pas que chaque composant fonctionne plusieurs décennies sans remplacement ; l’électronique de puissance doit être remplacée plus tôt selon le fabricant.

Source: Stornetic

L’entreprise S4 Energy combinait volants et batteries dans des systèmes hybrides. L’article de 2023 indiquait un portefeuille de 60 MWh en service ou en construction et 1 050 MWh de projets envisagés. Ce n’est pas la capacité d’un seul volant, ni uniquement des installations achevées. Il mentionnait aussi la récupération d’énergie lors de la descente des charges de grues à Rotterdam. KINEXT utilise une masse d’environ cinq tonnes tournant jusqu’à environ 1 800 tours par minute, pour une réponse rapide et de nombreux cycles. Le rendement annoncé autour de 92 % concerne le cycle de conversion, pas une perte limitée à 8 % sur une durée de conservation quelconque ni une supériorité générale sur les batteries lithium-ion.

Les volants conviennent aux réponses rapides, aux cycles fréquents, à la récupération d’énergie et aux services réseau. Leur capacité énergétique limitée par rapport au coût et les pertes à l’arrêt les rendent généralement mieux adaptés aux courtes durées qu’au stockage saisonnier.

Solaire thermodynamique à concentration

Le photovoltaïque transforme directement la lumière en électricité. Le solaire thermodynamique à concentration utilise des miroirs pour chauffer un récepteur et un fluide caloporteur, puis produit de l’électricité par un cycle thermique. Avec un stockage de chaleur adapté, la production peut se poursuivre plusieurs heures après le coucher du soleil, selon la capacité et les conditions.

Des panneaux photovoltaïques moins chers et plus performants ont rendu la concurrence difficile pour le solaire thermodynamique. Stockage et production pilotable peuvent néanmoins avoir de la valeur dans un système riche en renouvelables variables, sans garantir un retour commercial.

Source: Energy.gov

Les difficultés comprennent coûts, transport de chaleur et fiabilité. La dégradation à haute température de certaines huiles caloporteuses organiques produit de l’hydrogène susceptible de dégrader l’isolation des récepteurs. Ce n’est pas un déchet inévitable de toutes les centrales solaires thermiques. Les sels fondus présentent d’autres difficultés, comme la solidification, la corrosion et les fuites.

La faune peut également être touchée. Notamment près des récepteurs à tour, la forte concentration du rayonnement solaire peut blesser ou tuer des oiseaux. Le risque dépend du site et de la conception ; il n’est pas identique pour toutes les installations et le rayonnement solaire n’est pas uniquement invisible.

De futures conceptions pourraient améliorer coûts, fiabilité et performances environnementales. Une taille plus petite ne garantit pas à elle seule un impact écologique inférieur ; chaque application nécessite une évaluation propre.