L’avenir du stockage d’énergie – Batteries à l’échelle des services publics – Tech

Le besoin de batteries du réseau électrique

Batteries have evolved from a cheap component of small electronics to an expensive key component in the EV revolution. But there is another segment besides mobility that requires an increasingly large amount of battery capacity: the power grid.

Renewables are growing as a part of total electric power generation. But they are also more intermittent than fossil fuel-based power plants, as they mostly produce power when the sun shines or the wind blows. This might not coincide with the time of peak consumption, often in the evening or winter. The power grid does not store any electricity but needs to be balanced between production and consumption at all times.

So the more renewables generation, the more batteries will be needed to keep your power grid stable. This is a major area of new energy investment, with utility-scale battery projects scheduled to more than triple the current capacity by 2025.

Source: EIA

Pour l’instant, la plupart de ces parcs de batteries utilisent des batteries lithium-ion. Mais cela pourrait changer.

Besoins différents

Pour l’instant, l’industrie des batteries a évolué principalement pour répondre aux marchés des petits appareils électroniques et des véhicules électriques. Cela s’explique par le fait que les deux partagent des exigences similaires pour la batterie idéale:

• Petite et légère, donc à haute densité mesurée en Wh/kg.
• Fonctionner dans une plage de température « normale ».
• Pas extrêmement sensible au prix.
• Peut durer au moins 5 à 10 ans, avec environ une charge complète par jour.

Pour cet ensemble de critères, la technologie lithium-ion a jusqu’à présent été la meilleure pour les batteries. Cela pourrait changer bientôt, avec des possibilités telles que les batteries à état solide, sodium-ion ou lithium-fer-phosphate (LFP) comme alternatives potentielles. Vous pouvez en savoir plus dans notre article : “The Future of Mobility – Battery Tech“.

Mais les batteries du réseau / à l’échelle des services publics ont des besoins très différents.

• Pas de contraintes strictes sur le poids. Les batteries ne sont pas mobiles, donc un poids qui serait handicapant pour un VE n’est pas un problème.
• Pas de contraintes strictes sur l’espace. Les parcs de batteries seront construits sur des terrains bon marché autour des centrales. Aucun besoin de les empaqueter serrés dans le boîtier d’un ordinateur ou d’un VE.
• Les hautes températures ne posent pas de problème majeur. Si une chimie spécifique fonctionne mieux à 200 °C, cela ne cuira pas les passagers d’un VE. Cependant, dans la plupart des pays, les batteries devront tolérer le froid, car les garder au chaud en hiver serait très coûteux. C’est un point où les batteries à base de lithium peuvent rencontrer des difficultés.
• Le coût par Wh est le facteur le plus important.
• Plus la batterie dure longtemps, plus son coût peut être amorti sur une longue période, les compagnies d’utilité étant habituées à investir sur un horizon de 30 à 40 ans.

Compte tenu des besoins très différents entre les VE et les batteries à l’échelle des services publics, il n’est pas surprenant que de nouvelles technologies et nouvelles chimies de batteries soient développées pour offrir des solutions plus rentables aux compagnies d’énergie et aux opérateurs de réseau.

En pratique, nous pouvons nous attendre à ce que plusieurs technologies de stockage d’énergie « gagnent » ensemble, certaines étant plus adaptées à l’équilibrage immédiat du réseau, d’autres à des échelles de temps différentes (heures, semaines, saisons complètes).

Source: CleanTech

Bien que cet article vous donne un aperçu du sujet, vous pourriez également vouloir lire ce rapport détaillé d’Ara Ake sur les systèmes de stockage d’énergie stationnaires.

Nouvelles chimies de batteries pour les applications à l’échelle du réseau

Nouvelles chimies dérivées des VE

Fabriquer des batteries est un jeu d’échelle. Les plus gros lots de production, avec la chaîne d’approvisionnement la plus développée, permettent des économies d’échelle et donc un coût par Wh moins élevé.

Pour cette raison, plusieurs entreprises de batteries à l’échelle des services publics misent sur des chimies de batteries à faible coût déjà utilisées dans les VE pour remplacer le stockage basé sur le lithium-ion.

Batteries LFP

Une option est le LFP (lithium-fer-phosphate), un bon candidat pour des batteries VE à faible coût, et une chimie de batterie ne dépendant pas du cobalt et du nickel coûteux. Elles sont également plus durables que le lithium-ion, les rendant encore plus économiques à long terme. Cela est déjà disponible dans des solutions prêtes à l’emploi à l’échelle des services publics, notamment de la part de leaders du secteur comme CATL ou BYD.

Batteries sodium-ion

En plus du cobalt et du nickel, le lithium lui‑-même peut être très cher à certains moments, selon les fluctuations du prix du lithium. Le remplacer par du sodium abondant peut donc aider à réduire davantage les prix. Il est légèrement moins dense en énergie (Wh/kg) que les LFP, mais aussi moins cher, ce qui pourrait en faire un candidat encore meilleur pour une chimie de batterie capable de fonctionner à la fois dans les VE et le réseau électrique.

Batteries à flux redox

Ces catégories de batteries reposent sur le processus chimique d’oxydation et de réduction du métal. Une variété de métaux différents peut être utilisée pour les batteries à flux redox, ainsi que d’autres types de flux d’ions.

Source: CellCube

Batteries fer-air

Ces batteries fonctionnent en utilisant l’oxydation du fer (communément appelée rouille). Les batteries produisent de l’électricité en oxydant le fer, puis inversent le processus en consommant de l’électricité.

L’avantage clé est qu’en utilisant des matériaux extrêmement bon marché, ces batteries pourraient être très rentables. Les partisans de cette technologie affirment que les batteries fer-air seraient 10 fois moins chères, plus performantes et dureraient 17 fois plus longtemps. Le fait que ces batteries soient volumineuses, lourdes et lentes à charger ou décharger ne devrait pas poser de problème pour les applications à l’échelle des services publics. Des entreprises comme Form Energy construisent déjà des installations pour fabriquer ces batteries en masse.

Batteries zinc

En utilisant un autre métal bon marché, ces batteries comprennent plusieurs options telles que les chimies zinc-brome, zinc-manganèse ou zinc-air. L’avantage clé de cette technologie est sa très longue capacité de stockage, avec très peu de pertes/décharge. Cela pourrait en faire un bon candidat pour stocker l’énergie éolienne, les jours sans vent pouvant parfois s’étendre sur plusieurs semaines, ce que les technologies de batteries avec un stockage moins durable peinent à compenser. « Les batteries zinc devraient représenter 10 % du marché du stockage d’ici 2030, selon l’analyste énergétique Avicenne Consulting ». Parmi les entreprises notables du secteur figurent Redflow (zinc-brome) et Zinc8 (zinc-air).

Batteries à flux redox vanadium – VRFB

Le vanadium est un métal principalement utilisé aujourd’hui dans la production d’acier inoxydable. Dans les batteries, il pourrait permettre de créer des batteries idéales pour les cycles quotidiens et lissage du profil de production des renouvelables pendant la journée, grâce à leur capacité à gérer au moins 10 cycles charge‑décharge par jour, tout en conservant une bonne capacité de rétention jusqu’à 24 heures. La durée de vie de la batterie peut être très longue, jusqu’à 20‑25 ans, et même dans ce cas il ne serait nécessaire de remplacer que les pièces du cadre en plastique, les composants métalliques étant presque entièrement recyclables.

Le secteur est très actif, avec des entreprises comme CellCube, Invinty Energy Systems, Rongke Power, et VRB Energy qui travaillent sur cette technologie.

Batteries à sel marin / aqueuses

Ce concept repose sur le flux d’ions sel à travers une membrane pour stocker l’énergie. Certaines versions de cette batterie fabriquées par Salgenx n’utilisent même pas de membrane, ce qui réduit les coûts, la complexité et la maintenance, mais avec un électrolyte sur mesure qui ne se mélange pas à l’eau.

Batteries à métal fondu

Le concept est basé sur la fusion de l’aluminium, un processus très gourmand en électricité ; et si cela pouvait être inversé ?

Une grande partie des coûts des batteries provient des difficultés de leur fabrication. Les anodes et les cathodes doivent être parfaitement séparées pour éviter les courts-circuits.

Dans une batterie à métal fondu, les trois composants principaux – anode, cathode et électrolyte – sont liquides. Ils se séparent spontanément les uns des autres grâce à leurs différentes densités. L’absence de composants solides devrait, en théorie, augmenter considérablement la durée de vie de la batterie, ainsi que permettre une charge et une décharge très rapides et une recyclabilité totale.

L’entreprise Ambri, qui utilise une batterie au calcium et à l’antimoine, vise à produire 200 000 cellules de batterie par an dans sa nouvelle usine d’ici 2024, et est fournisseur de Microsoft (MSFT ) depuis 2022.

Source: Ambri

L’entreprise NGK insulator travaille également sur une batterie à sel fondu sodium‑soufre, et l’entreprise FZSoNick travaille sur une batterie sodium‑nickel‑chlorure.

Batteries métal‑hydrogène / nickel‑hydrogène

Ces batteries font cycler l’hydrogène en eau puis oxydent un métal. Bien que le nickel ne soit pas le seul métal cathodique possible dans cette technologie (des alternatives peuvent être le manganèse, le plomb ou le fer), c’est l’option la plus courante et la plus dense en énergie.

C’est le type de batterie utilisé par la NASA à bord de l’ISS (Station spatiale internationale).

Cette technologie aurait l’avantage d’être très sûre, sans entretien et capable de gérer une large gamme de températures (‑40 à +60 °C).

Cette technologie est notamment promue par Enervenue, qui est sortie du mode furtif en 2020, présentant une nouvelle version de sa batterie avec une durée de vie de 30 ans et 30 000 cycles, publiée en septembre 2023. Les batteries hydrogène‑manganèse sont développées par RFC Power.

Batteries CO2

L’augmentation des niveaux de CO2 est le moteur qui pousse à l’adoption des énergies renouvelables et de l’électrification, et donc également à la hausse du besoin en batteries. Il serait donc quelque peu ironique que la même molécule soit utilisée pour stocker l’énergie des renouvelables.

La batterie CO2 de Noon Energy sépare le CO2 en carbone et en oxygène pour stocker l’énergie. La batterie à flux fonctionne à des pressions élevées et à des températures allant de 50 à 200 bar et de 600 à 800 °C. Ce type de batterie a d’abord été développé pour le rover martien Perseverance.

Il ne faut pas confondre cela avec la « batterie CO2 » d’Energy Dome, qui repose sur le cycle de liquéfaction et d’évaporation du CO2, ce qui n’en fait pas une vraie batterie, mais plutôt un stockage d’énergie sous forme de gaz comprimé.

Batteries sodium‑soufre

Ces batteries ont, pour l’instant, été limitées à des applications où la batterie était maintenue à haute température (300 °C). Cela pourrait ne pas poser de problème pour les applications à l’échelle des services publics. Cependant, la technologie est encore relativement nouvelle et manque d’échelle et de production de masse pour le moment. Rendre ces batteries très durables peut également représenter un défi technologique.

Batteries polymères

Également appelées batteries plastiques, ce concept utilise un polymère conducteur au lieu du lithium ou d’autres métaux. L’avantage principal de ce concept est qu’il repose sur une fabrication simple et des matériaux facilement disponibles. La batterie résultante serait également très durable et facile à exploiter en toute sécurité.

Polyjoule, une spin‑off du MIT, est l’un des leaders de cette idée. Mais à long terme, il se pourrait que ce type de batterie ne réduise pas les coûts autant que d’autres alternatives.