Stockage pour le réseau électrique : panorama des technologies de batteries en 2023

Les besoins de stockage du réseau électrique

Les batteries sont passées du statut de composants bon marché des petits appareils électroniques à celui de composants essentiels et coûteux des véhicules électriques. Un autre secteur demande des capacités croissantes : le réseau électrique. Cet article présente les technologies évoquées en 2023 ; les objectifs et prévisions doivent être replacés dans ce contexte historique.

La part des renouvelables dans la production électrique augmente. En particulier, le solaire et l’éolien varient avec la météo et ne coïncident pas toujours avec les pointes de consommation. Le système électrique doit constamment équilibrer production et demande ; le stockage permet de décaler l’utilisation de l’énergie disponible.

Les batteries peuvent contribuer à stabiliser le réseau, aux côtés du transport d’électricité, de la gestion de la demande et d’autres formes de stockage. En décembre 2022, l’EIA prévoyait que la puissance des batteries installées aux États-Unis pourrait atteindre environ 30 GW fin 2025, contre 7,8 GW en service en octobre 2022. Il s’agissait d’une prévision de puissance, non d’une capacité énergétique en GWh.

Source : EIA

Dans ce panorama de 2023, de nombreux parcs de stockage utilisaient des batteries lithium-ion, tandis que d’autres technologies étaient en développement.

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:

• Petites et légères, avec une énergie massique élevée, mesurée en Wh/kg.
• Fonctionner dans une plage de température « normale ».
• Un compromis entre prix, poids, performances et sécurité.
• Une durée de vie appropriée, souvent d’au moins 5 à 10 ans selon l’utilisation et les cycles.

Les batteries lithium-ion répondent bien à ces critères. Les batteries tout solide constituent une piste d’évolution, tandis que le sodium-ion appartient à une autre famille. Le lithium-fer-phosphate (LFP) est lui-même une chimie lithium-ion. Pour en savoir plus, consultez notre article « L’avenir de la mobilité — les technologies de batteries ».

Les batteries stationnaires du réseau électrique ont d’autres priorités.

• Le poids est moins contraignant que dans un véhicule, mais le transport, l’installation et les fondations imposent toujours des limites.
• L’espace peut être moins contraint, mais le foncier, les autorisations et les coûts d’implantation restent importants.
• Des chimies fonctionnant à une température interne de 200 °C ou davantage peuvent être employées avec une isolation, une régulation thermique et des protections adaptées. Le froid et l’énergie nécessaire au chauffage influencent aussi le rendement.
• Le coût par Wh compte, avec le rendement, la puissance et le coût total de l’énergie restituée.
• Une longue durée de vie permet d’amortir l’investissement sur davantage d’années. Les énergéticiens planifient certaines infrastructures sur 30 à 40 ans, mais toutes les batteries ne durent pas aussi longtemps.

Ces différences encouragent le développement de nouvelles technologies et chimies pour proposer des solutions économiques aux énergéticiens et aux gestionnaires de réseau.

Plusieurs technologies peuvent coexister. Certaines conviennent à l’équilibrage immédiat, d’autres au stockage sur quelques heures ou jours. Le stockage sur plusieurs semaines ou saisons exige un dimensionnement particulier et peut aussi recourir à d’autres solutions que les batteries.

Source : CleanTech

Bien que cet article vous donne un aperçu du sujet, vous pourriez également vouloir lire ce rapport d’Ara Ake publié en mars 2023 sur le stockage stationnaire par batteries.

De nouvelles chimies de batteries pour le réseau électrique

Nouvelles chimies dérivées des VE

Des volumes élevés et des chaînes d’approvisionnement établies peuvent réaliser des économies d’échelle et réduire le coût par Wh.

C’est pourquoi les acteurs du stockage stationnaire étudient aussi les chimies déjà employées dans les véhicules électriques, y compris des variantes lithium-ion moins coûteuses.

Batteries LFP

Le LFP, ou lithium-fer-phosphate, est une chimie lithium-ion dont le matériau de cathode ne contient ni cobalt ni nickel. Par rapport à certaines chimies riches en nickel, il peut offrir un coût inférieur et davantage de cycles, selon le produit et ses conditions d’utilisation. Des solutions commerciales étaient déjà proposées notamment par CATL ou BYD.

Batteries sodium-ion

Le sodium abondant peut réduire la dépendance au lithium et à ses fluctuations de prix. Les premières cellules sodium-ion présentaient généralement une énergie massique inférieure à celle du LFP. Le prix final dépend toutefois des matériaux, de la production et du système complet : une matière première peu coûteuse ne garantit pas une batterie moins chère. Les véhicules électriques et les réseaux sont des applications possibles.

Batteries à flux redox

Les batteries à flux stockent l’énergie dans des électrolytes soumis à des réactions d’oxydoréduction. Elles peuvent utiliser différents métaux ou des composés organiques. Toutes les technologies présentées ci-dessous ne sont pas des batteries à flux.

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.

Le fer abondant offre un potentiel de faible coût. Les systèmes fer-air de Form Energy ont été conçus pour fournir jusqu’à 100 heures de décharge : il s’agit de la durée de décharge, pas d’une longévité 17 fois supérieure. Les réductions de coût annoncées étaient des objectifs technologiques, non des garanties universelles. Le poids, l’espace, le rendement et la vitesse de recharge restent des paramètres de conception. Form Energy a commencé la construction de son usine en mai 2023 et annoncé une production d’essai en septembre 2024.

Batteries zinc

Les batteries au zinc comprennent différentes chimies, notamment zinc-brome, zinc-manganèse et zinc-air. Leurs caractéristiques varient : toutes ne stockent pas l’énergie pendant des semaines avec des pertes minimes. Un système dimensionné pour une longue durée peut compléter l’éolien lors de périodes peu venteuses. Le texte original citait une prévision d’Avicenne Consulting selon laquelle ces batteries pourraient représenter 10 % du marché du stockage en 2030. C’était une prévision, pas une part déjà acquise. Les exemples cités en 2023 comprenaient Redflow (zinc-brome) et Zinc8 (zinc-air).

Batteries à flux redox au vanadium — VRFB

Le vanadium sert principalement d’élément d’alliage dans les aciers, pas surtout dans l’acier inoxydable. Les batteries à flux au vanadium peuvent servir aux cycles quotidiens et au décalage de la production renouvelable. Leur durée de décharge dépend des réservoirs et de la puissance : dix cycles complets par jour et une décharge de 24 heures ne constituent pas une promesse générale simultanée. La durée de vie prévue peut atteindre 20 à 25 ans, mais les empilements et d’autres composants peuvent nécessiter entretien ou remplacement. L’électrolyte peut être réutilisé et recyclé.

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

Batteries à sel marin / aqueuses

Les concepts de stockage à électrolyte salin sont variés. Certains utilisent une membrane pour séparer les milieux ou réguler le transport ionique. Salgenx présente un système sans membrane, avec des électrolytes spécifiques et des phases non miscibles. Cette description du fabricant ne s’applique pas à toutes les batteries à saumure.

Batteries à métal fondu

Les batteries à métal liquide stockent l’énergie grâce à des réactions électrochimiques réversibles à haute température. Ce n’est pas simplement l’inverse de la fusion de l’aluminium.

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.

Les matériaux actifs des électrodes et l’électrolyte peuvent former trois couches liquides, séparées par leur densité et leur non-miscibilité. Le contenant et d’autres composants restent solides. Cette configuration peut favoriser la longévité, sans garantir une durée de vie illimitée, une recharge instantanée ou un recyclage intégral.

Dans une annonce de 2022, Ambri, qui utilise du calcium et de l’antimoine, présentait un projet d’usine de 200 000 cellules par an, avec des livraisons prévues en 2023. Cela ne prouve pas une production effective à cette échelle en 2024. En septembre 2022, l’entreprise avait annoncé un système de démonstration pour Microsoft (MSFT ). Cet essai ne correspond pas à un approvisionnement commercial continu de tous ses centres de données. En juillet 2024, Ambri a annoncé la finalisation d’une vente et sa sortie de la procédure de Chapter 11.

Source : Ambri

Dans le panorama de 2023, NGK Insulators commercialisait déjà des batteries sodium-soufre à sels fondus, tandis que FZSoNick proposait des batteries sodium-chlorure de nickel.

Batteries métal‑hydrogène / nickel‑hydrogène

Les batteries nickel-hydrogène associent une électrode d’hydroxyde/oxyhydroxyde de nickel à des réactions réversibles de production et d’oxydation de l’hydrogène en électrolyte alcalin. Elles ne consistent pas simplement à transformer l’hydrogène en eau puis à oxyder un métal. D’autres familles métal-hydrogène emploient d’autres matériaux de cathode.

La technologie nickel-hydrogène a été utilisée sur la Station spatiale internationale. Ses batteries ont été remplacées par des batteries lithium-ion entre 2017 et 2021.

EnerVenue propose une variante stationnaire à faible besoin d’entretien et sans emballement thermique. Les plages de température, notamment les -40 à +60 °C historiquement annoncés, dépendent du produit et des essais ; elles ne valent pas pour toutes les batteries métal-hydrogène.

Cette technologie est notamment promue par EnerVenue, qui a révélé publiquement ses activités en 2020. En septembre 2023, l’entreprise a présenté une nouvelle version avec une durée de vie prévue de 30 ans et 30 000 cycles. Ce sont des paramètres de conception, non trente années de fonctionnement déjà observées. Des batteries à flux hydrogène-manganèse sont développées par RFC Power, aujourd’hui Certain Energy.

Batteries au 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.

L’entreprise Noon Energy développe un stockage électrochimique qui sépare le CO₂ en carbone solide et en oxygène à la charge, puis inverse la réaction à la décharge. La description historique indiquait 50–200 bar et 600–800 °C pour un projet, non des spécifications universelles vérifiées pour tous les produits. La technologie est apparentée à l’électrolyse à oxyde solide du MOXIE, mais ce dernier produisait de l’oxygène à partir du CO₂ sur Perseverance : ce n’était pas une batterie de stockage.

La « CO₂ Battery » d’Energy Dome est, quant à elle, un stockage thermomécanique reposant sur la compression, la liquéfaction et la détente du CO₂. Le nom commercial « batterie » ne désigne pas ici une réaction électrochimique comme chez Noon.

Batteries sodium‑soufre

Les batteries sodium-soufre à haute température fonctionnent vers 300 °C et nécessitent isolation et régulation thermique. Ce n’était pas une technologie dépourvue de production commerciale en 2023 : NGK a commencé sa commercialisation en 2002, puis la production à pleine échelle en 2003. Les recherches à température ambiante constituent une autre voie. En octobre 2025, NGK a annoncé l’arrêt de la nouvelle production et des ventes aux nouveaux projets.

Batteries polymères

Les batteries à polymères conducteurs, comme celles de PolyJoule, remplacent les matériaux actifs métalliques traditionnels par des polymères organiques. Elles ne doivent pas être confondues avec toutes les batteries à électrolyte polymère, qui peuvent encore utiliser du lithium. Elles visent des matériaux accessibles, une fabrication industrialisable et une gestion thermique simplifiée. La sécurité, la longévité et le coût restent propres au produit.

Polyjoule, issue de recherches au MIT, développe cette technologie. Sa compétitivité dépend de l’application et du coût total de l’énergie stockée puis restituée.