Une équipe de recherche s’est intéressée au stockage souterrain d’énergie thermique produite à partir des excédents d’électricité des panneaux solaires. Les économies d’énergie observées atteignent jusqu’à 39 %.

Une équipe de recherche internationale a mis au point un nouveau système de pompe à chaleur alimenté par des panneaux photovoltaïques, combiné à un stockage d’énergie thermique souterrain (UTES). Ce système permet d’utiliser l’excès d’électricité produit pour optimiser les performances de la pompe à chaleur. L’étude, publiée dans Energy Conversion and Management, rassemble des chercheurs de l’Université de Nairobi et de l’Institut coréen de recherche sur l’énergie.

Leur simulation, établie sur trois études de cas, montre que ce système peut économiser jusqu’à 14 % d’énergie pour le chauffage et 39 % pour le refroidissement. L’idée centrale de ce projet de recherche repose sur une utilisation saisonnière de l’énergie excédentaire produite par les panneaux photovoltaïques. En automne, la pompe à chaleur stocke de la chaleur dans le sol, pour être ensuite réutilisée en hiver. Inversement, au printemps, l’UTES est refroidi pour permettre de climatiser le bâtiment en été.

L’équipe a simulé ce système dans un bâtiment scolaire à Séoul, doté de panneaux photovoltaïques couvrant une surface de 2 500 m² avec une efficacité de 21 %. Ces panneaux alimentent une pompe à chaleur air-eau d’une capacité de 160 kW. Deux scénarios de stockage thermique ont été étudiés : un UTES peu profond avec des forages de 1,5 m de profondeur et un UTES profond avec des forages de 150 m.

Jusqu’à 39 % d’économie d’énergie

Les résultats ont montré des améliorations notables du coefficient de performance saisonnier, atteignant jusqu’à 27 % en été et 9 % en hiver pour l’UTES peu profond. Les économies d’énergie observées étaient de 14 % pour le chauffage et 39 % pour le refroidissement dans le cas peu profond, et légèrement inférieures dans le cas profond. En termes d’autoconsommation et d’utilisation de l’énergie excédentaire, les deux systèmes ont présenté des performances similaires, avec des ratios de 81 % et 26 %, respectivement.

Ce système innovant offre ainsi une solution pour exploiter efficacement l’électricité photovoltaïque excédentaire tout en améliorant les performances énergétiques des bâtiments, particulièrement dans les climats nécessitants à la fois du chauffage et du refroidissement.

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Les batteries perdent progressivement leur capacité de charge, limitant ainsi leur durée de vie. Autrement dit : les batteries s’usent. Et si ces dernières décennies ont amené des progrès spectaculaires, il n’en reste pas moins que la durée de vie d’une batterie est l’un des paramètres les plus importants pour leur évaluation économique.

Trouver des moyens d’augmenter à moindre coût la durée de vie d’une batterie est un des premiers objectifs de la recherche actuelle sur ces systèmes. En effet, un plus grand nombre de cycles permet de répartir le coût d’investissement dans la batterie sur une plus grande quantité cumulée d’électricité stockée, et donc de réduire le coût du stockage unitaire, c’est-à-dire par kilowattheure. On en conçoit tout l’intérêt lorsqu’il s’agit de stocker de grandes quantités d’électricité renouvelable.

Dans ce contexte, Rimac Energy, un fabricant basé à côté de Zagreb, en Croatie, vient d’annoncer avoir une solution pour garantir sa batterie lithium-ion au-delà de douze mille cycles. Mieux : elle promet une baisse de capacité nulle les deux premières années de fonctionnement de la batterie.

L’inévitable usure des batteries lithium-ion

Avant d’aller plus loin, faisons un court détour en rappelant le principe de fonctionnement d’une batterie Li-ion. Au cœur de la batterie, se trouve l’accumulateur, qui fonctionne sur la base du transfert, au travers d’un électrolyte liquide, de l’ion lithium Li⁺ depuis une électrode positive (par exemple, un phosphate de fer et de lithium) vers une électrode négative (par exemple, du graphite) ; c’est le fonctionnement lors de la décharge. Ce transfert d’ion lithium est inversé au cours de la charge : le lithium est alors transféré de l’électrode négative vers l’électrode positive. Pour donner une image, les chercheurs parlent d’un principe de « rocking-chair », pour illustrer ce mouvement pendulaire du lithium entre les deux électrodes de polarité opposée.

La capacité de charge d’une batterie Li-ion est donc directement liée à la quantité d’ions lithium qui peut circuler entre les électrodes. Si du lithium est fixé, la quantité de lithium transférable diminue, et la capacité de la batterie diminuera inévitablement. Or, il existe de nombreuses causes qui sont à l’origine d’une immobilisation du lithium, et donc d’une usure des batteries : la formation de lithium métallique au niveau de l’électrode négative, la présence d’éléments inertes dans l’électrode positive ou encore une dégradation de l’électrolyte.

La solution de Rimac Energy : la prélithiation

Pour parer à cette usure progressive, Rimac Energy a parié sur une technique : la prélithiation. Cette technique consiste à intégrer dans l’accumulateur une plus grande quantité de lithium que nécessaire, de sorte qu’au fur et à mesure de l’immobilisation du lithium, il est immédiatement remplacé par le lithium surnuméraire.

Le fabricant a intégré cette innovation dans le SineStack, son système de batterie lithium-fer-phosphate (LFP) de très grande capacité, à savoir 790 kWh. La prélithiation est assurée par un matériau basé sur un oxyde de fer, et qui contient l’excès de lithium qui permettra de compenser la perte progressive d’ions lithium disponibles. Cette technique est par ailleurs combinée avec un système de distribution électrique dit distribué, qui permettra de contrôler et d’équilibrer en direct la baisse de performance des accumulateurs Li-ion qui composent le système de batteries.

Cette combinaison de techniques permet à Rimac Energy d’avancer que son système de batteries est « le plus avancé du monde ». Si l’on ne doute pas du grand intérêt de ces innovations, cette revendication sera peut-être de courte durée. En effet, CATL a annoncé en avril un nouveau système de batterie, lui aussi basé sur la prélithiation, et qui, selon le fabricant chinois, pourrait permettre une baisse de capacité égale à zéro non pas les deux, mais les cinq premières années.

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L’essor des énergies renouvelables intermittentes implique une croissance des besoins en matière de stockage à grande échelle. Si les batteries sont l’une des solutions les plus prisées, leur emprise sur le sol et leur consommation de ressources représentent des inconvénients majeurs. Une startup américaine propose une alternative qui exploite, non pas la surface terrestre, mais plutôt la profondeur.

La technologie mise au point par la startup Sage Geosystems est baptisée EarthStore, et consiste à stocker de l’eau sous pression à plusieurs centaines de mètres sous terre. En période de forte demande électrique, l’eau est remontée à la surface, et son déplacement génère de l’électricité. Le système utilise une technique déjà éprouvée dans l’industrie gazière. Après des tests concluants sur un projet pilote, EarthStore sera, dès cette année, déployé dans le sud des États-Unis pour renforcer le réseau électrique local. Actuellement, l’entreprise est en phase de négociation pour obtenir les permis de forage.

Des réservoirs à 1 500 mètres de profondeur

Le système de stockage EarthStore exploite des propriétés géomécaniques. Concrètement, la technologie utilise des réservoirs d’eau souterrains que l’on appelle « fractures ». Ce sont des fissures créées artificiellement dans des formations rocheuses sèches et de faible perméabilité, situées principalement à 1 500 mètres de profondeur. Ces fractures sont produites par un processus mécanique appelé « fracturation hydraulique », un système consistant à envoyer du fluide à très haute pression vers les formations géologiques ciblées pour y créer des fissures. Ce même procédé est parfois utilisé pour extraire du gaz fossile, notamment le gaz de schiste.

Comment fonctionne EarthStore ?

Lorsque la demande du réseau est faible, le surplus de production est utilisé pour pomper de l’eau et la stocker sous haute pression dans les fractures souterraines. Lors des pics de demande, la vanne du puits est simplement ouverte, libérant l’eau, et ce, sans nécessiter de pompage. En effet, la pression accumulée, aidée par la tendance naturelle des fractures à se refermer, expulse le fluide. « Lorsque nous voulons récupérer l’eau, nous laissons Mère Nature refermer la fracture, ce qui a pour effet de rejeter l’eau, de sorte que nous n’avons pas besoin de la pomper », a expliqué l’entreprise lors d’un événement tenu en mars. L’eau propulsée actionne une turbine Pelton qui entraîne un alternateur pour produire de l’électricité. Étant « élastiques », les formations rocheuses permettent aux fissures de se refermer et de se rouvrir avec chaque cycle de pompage à haute pression. Le rendement de ce système est estimé entre 70 et 75 %. Cela signifie que si l’énergie utilisée pour le pompage est de 1 MWh, entre 0,70 à 0,75 MWh est produit.  La perte d’eau par cycle serait, quant à elle, inférieure à 2 %.

Une future centrale de 3 MW

Suite au succès des tests menés sur cinq semaines l’année dernière, Sage Geosystems prévoit de déployer son système EarthStore. Une centrale de 3 MW pour environ 30 MWh de capacité de stockage sera ainsi installée à Christine, à Texas, un État choisi pour son fort potentiel de développement des énergies renouvelables. Pendant les périodes de faible demande, Sage Geosystems achètera de l’électricité pour la stocker, puis la revendra à l’ERCOT (l’opérateur du réseau électrique texan) lors des pics de demande. En plus de son faible impact sur l’utilisation du sol en surface, cette technologie a pour avantage de pouvoir fonctionner jusqu’à 10 heures et également de gérer efficacement les fluctuations de la demande sur de courtes périodes.

Exploiter chaleur et pression souterraines ?

La start-up américaine a aussi développé une technologie nommée « Battery Plus » qui utilise le même principe pour, à la fois, stocker et produire de l’énergie. Dans cet autre système, les fractures sont créées à des profondeurs plus élevées, notamment entre 3 et 6 km pour atteindre des formations rocheuses chaudes et exploiter leur chaleur. Chauffée par ces roches et remontée à la surface sous pression, l’eau transmet sa chaleur qui est utilisée ensuite pour générer de l’électricité. Selon l’entreprise, Battery Plus pourrait atteindre un rendement largement plus élevé par rapport à EarthStore : pour 1 MWh d’énergie utilisée pour le pompage, 2 MWh seraient produits.

Récemment, l’entreprise Meta a exprimé son intérêt pour ce système. Le géant des réseaux sociaux a alors conclu un partenariat avec Sage Geosystems pour installer une centrale de 150 MW. Cette installation servira à fournir de l’énergie propre aux centres de données de Meta.

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Le succès de la transition énergétique passera par le développement de moyens de production d’énergie renouvelable et le déploiement massif de systèmes de stockage d’électricité. Cet adage est encore plus vrai en Australie, puisque le pays ne peut compter sur des interconnexions pour stabiliser son vaste et fragile réseau. Pour répondre à ces contraintes, le développeur Akaysha Energy s’apprête à mettre en service l’une des plus grandes batteries stationnaires au monde, à une centaine de kilomètres au nord de Sydney. 

Une nouvelle batterie géante est sur le point d’être mise en service, en Nouvelle-Galles du Sud. D’une puissance de 850 MW pour une capacité de stockage de 1 680 MWh, cette BESS aura de quoi rivaliser avec celle de Moss Landing en Californie, l’actuelle plus grande batterie de stockage au monde. Appelé Waratah Super Battery, ce système de stockage est composé de 2 592 batteries de type LFP, et a été construit sur le site de l’ancienne centrale à charbon Munmorah Power Station. Celle-ci, d’une puissance de 1 400 MW, a été détruite en 2018.

Stabiliser le réseau, une priorité absolue en Australie

Cette nouvelle batterie, aux dimensions hors norme, témoigne de l’importance donnée au stockage de l’électricité et à la stabilisation du réseau dans le cadre de la transition énergétique. La situation géographique de l’Australie lui confère de solides avantages pour réussir cette transition avec d’immenses espaces propices notamment au développement de centrales solaires. Mais le pays étant quasiment un continent à lui tout seul, il a aussi des inconvénients majeurs : le réseau y est peu performant et les interconnexions avec d’autres pays quasi inexistantes, malgré des projets en cours.

Ainsi, le pays ne peut compter que sur lui-même pour développer des moyens de production d’énergie renouvelable sans déstabiliser le réseau. En Nouvelle-Galles du Sud, État où se trouve Sydney, la déconnexion des centrales à charbon se fait à mesure que des systèmes de stockage de l’énergie sont mis en place. La nouvelle batterie Waratah Super Battery est ainsi qualifiée de Shock Absorber (absorbeur de choc), et aura pour rôle de protéger le réseau d’aléas comme les incendies ou les orages. Le développeur du projet, Akaysha Energy, a d’ailleurs signé un contrat de « système de protection de l’intégrité du réseau » (SIPS) avec le gestionnaire de réseau local Transgrid.

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Les batteries domestiques deviennent de plus en plus abordables pour le particulier, et nos colonnes évoquent bien souvent les nouveaux produits qui arrivent sur le marché. Aujourd’hui, c’est une collaboration entre Studio F. A. Prosche et EKD (Energiekonzepte Deutschland) qui nous propose un nouveau système de stockage : l’Ampere.Storage Pro (ASP).

Il s’agit d’une batterie de type LFP prismatique. La durabilité de la batterie étonne. Le constructeur indique en effet que la batterie peut supporter jusqu’à 12 000 cycles de charge. EKD ne se prive pas de relever ce point dans sa communication à propos de ses batteries, en indiquant notamment sur son site : « Ce nombre impressionnant de cycles dépasse considérablement les performances de nombreux systèmes de stockage de batteries classiques et souligne la qualité et la longévité de l’Ampere.StoragePro. »

Le fabriquant base sa confiance en premier lieu sur la technologie LFP (lithium-fer-phosphate), connue pour permettre une bonne stabilité chimique et thermique des batteries. Les tests en laboratoire tendent à confirmer les caractéristiques de la batterie, puisqu’ils auraient révélé une possible durée de vie jusqu’à 48 ans – en conditions de laboratoire, nous supposons.

Un système de gestion intelligent

Les batteries disposent d’un système de gestion des batteries sophistiqué : ce dernier est conçu pour assurer une gestion dite « intelligente » des cellules, de façon à les protéger de la surcharge, de la décharge profonde, ainsi qu’à assurer une charge intégrale de chaque cellule.

Ce système de gestion est en outre susceptible d’arrêter la batterie dès lors qu’il détecte une variation anormale de la tension, du courant ou de la température des batteries. EKD évoque un système « unique » de détection des arcs électriques.

C’est cette technologie de gestion qui fournit de telles performances à la batterie ASP. Pour donner un exemple à titre comparatif, les batteries IQ d’Emphase sont garanties jusqu’à 6 000 cycles, ce qui est en effet deux fois moins que les batteries ASP.

Il y a toutefois une nuance : Emphase garantit ses batteries 15 ans, tandis qu’EKD n’offre une garantie que sur 10 ans, tout en précisant à 100% de capacité. Ces nuances entre les différentes garanties offertes par les différent fabricants restent donc à garder en tête – après tout, la durabilité des batteries est un réel enjeu commercial.

Les autres caractéristiques sont alléchantes

Le système de batteries est modulaire, comme cela se fait de plus en plus fréquemment. Ainsi, il sera possible d’installer plus ou moins de modules, permettant d’adapter la capacité entre 6,6 kWh et 23,1 kWh. Par ailleurs, jusqu’à 10 systèmes de batteries pourront être couplés en cascade pour augmenter la capacité jusqu’à 231 kWh. De quoi donc assurer de nombreux besoins.

La batterie peut délivrer jusqu’à 12 kW en triphasé. Elle peut intégrer jusqu’à 3 régulateurs MPP (pour Maximum Power Point en anglais, soit en français : Suivi du point maximal de puissance), de façon à permettre une gestion au mieux de la puissance délivrée par une centrale photovoltaïque – EKD indique que son architecture permet une amélioration des performances réelles de stockage de l’ordre de 20%. Les prix débuteront à 6 000 €, et nous supposons qu’elle sera tout d’abord distribuée en Allemagne.

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Stocker l’électricité dans un liquide, c’est possible ? Tout à fait, et c’est ce que permet la technologie des batteries à flux rédox. Des développements sont lancés dans toutes les régions du monde, des batteries géantes sont d’ores et déjà construites. Plongeons-nous dans leur fonctionnement.

Les batteries à flux rédox reposent sur le même principe de stockage de l’électricité que les batteries plus courantes, comme les batteries Lithium-ion, qui équipent nos téléphones ou les véhicules électriques : l’énergie est en effet stockée sous forme électrochimique, c’est-à-dire que l’énergie se retrouve dans les liaisons chimiques de molécules qui la composent.

Toutefois, dans le cas des batteries à flux, la conception diffère radicalement, puisque la totalité de l’énergie est stockée dans l’électrolyte, plutôt que dans les électrodes comme par exemple pour les batteries Li-ion. C’est pour cela qu’on parle de « stockage liquide » d’électricité. Cette caractéristique présente un avantage significatif : l’électrolyte peut être stocké à part du lieu où se produit la réaction, ce qui permet de moduler la capacité de stockage avec une grande liberté, et cette modularité est réalisable, en principe, avec un faible coût. Comment ces batteries fonctionnent-elles ?

Deux électrolytes mis en circulation entre deux réservoirs

Au cœur d’un accumulateur redox se trouve un réacteur. Ce dernier est divisé en deux compartiments, contenant chacun une électrode plongée dans une électrolyte. Les deux compartiments sont séparés par une membrane dite « échangeuse de protons », qui va permettre, comme son nom l’indique, aux protons H⁺ de passer d’un compartiment à l’autre. Les deux électrolytes, quant à eux, vont être mis en circulation par des pompes et passer par des réservoirs séparés, lesquels peuvent être en théorie arbitrairement grands.

Les espèces chimiques dans les électrolytes peuvent être de différentes nature, et basés sur une grande variété d’espèces et de composés chimiques : vanadium, plomb, fer ou encore des composés organiques, voire même l’uranium ! Le choix de ces espèces est bien entendu crucial pour ses performances et son bon fonctionnement. Nous allons présenter ici le fonctionnement de l’accumulateur à flux le plus connu, basé sur l’élément vanadium.

Dans ce dernier concept, le compartiment dit « positif » contient un électrolyte où sont dissous des ions d’oxyde de vanadium VO²⁺ et VO₂²⁺ tandis que le compartiment dit “négatif” contient un autre électrolyte où sont dissous des ions de vanadium à l’état métallique V²⁺ et V³⁺. Le niveau d’oxydation de ces espèces est différent, à savoir +2 pour le V²⁺, +3 pour le V³⁺, +4 pour le VO₂⁺ et +5 pour le VO₂⁺. Ces composés du vanadium sont dissous dans un composé chimique très acide, typiquement une solution aqueuse d’acide sulfurique H₂SO₄, dont les composants se dissocient dans l’eau pour former des ions hydronium H⁺ et des ion sulfate SO₄²⁺.

Des réactions symétriques dans chaque compartiment

Principe de fonctionnement d’une batterie à flux Vanadium / Image : Révolution Énergétique

Au cours de la décharge, l’accumulateur produit de l’énergie, les réactions sont donc spontanées, et peuvent se produire dès lors que l’électrode positive et l’électrode négative sont reliées par un circuit électrique externe, qui est celui-là même où se trouvent les appareils à alimenter en électricité. Dans le compartiment négatif, l’ion V²⁺ est oxydé en ion V³⁺ et cède un électron. Cet électron circule par le circuit externe jusqu’à l’électrode positive, où il va être absorbé par le VO₂⁺, qui va être réduit en VO²⁺. L’oxygène libéré par cette réaction se combine ensuite avec les ions H⁺ de l’électrolyte pour former de l’eau. La circulation du proton H⁺ au travers de la membrane permet de fermer le circuit électrique et au courant de circuler.

Au cours de la charge, dans le compartiment positif, des électrons sont extraits du VO²⁺, qui va être oxydé en VO₂⁺. Ce faisant, l’eau est dissociée et forme des ions H+. Les électrons vont circuler au travers du circuit externe jusqu’au compartiment négatif, où ils vont servir à réduire le V³⁺ en V²⁺. La circulation du proton H⁺ au travers de la membrane assure la circulation du courant à l’intérieur de la batterie, fermant ainsi le circuit électrique.

Des premières réalisations concrètes à l’échelle industrielle

L’invention des batteries à flux remonte à 1930, mais ses développement sont très récents, notamment du fait de l’effort de recherche de Maria Skyllas-Kazacos et ses collaborateurs à l’université de Nouvelle-Galles du Sud, en Australie, qui ont déposé un brevet en 1989.

Vue aérienne de la batterie de Dalian / Image : Académie des Sciences de Chine

Plus récemment, la batterie de Dalian a été mise en service en octobre 2022. Elle est située dans la principale cité portuaire de la province du Lianing dans le Nord de la Chine et frontière historique avec la Mandchourie. Son nom complet est la Dalian Flow Battery Energy Storage Peak Shaving Power Station, que l’on pourrait traduire par « station de lissage des pics par stockage de l’énergie avec une batterie à flux rédox ». Son nom est certes un peu long, mais il est explicite quant à sa fonction : lisser les pics de consommation, ce qui permet en particulier notamment de faciliter l’intégration dans le réseau de sources d’énergie renouvelables intermittentes, comme les énergies solaires ou éoliennes.

La puissance de la batterie est de 100 MW et sa capacité de 400 MWh, soit 4 h de stockage d’énergie. Ces caractéristiques sont celles lors du démarrage de l’installation, mais elles sont extensibles à une puissance de 200 MW et une capacité de 800 MWh.

En France, nous pouvons citer la start-up Kemiwatt, qui a fait fonctionner la première batterie à flux redox organique mondiale, en 2016, et mise en service un démonstrateur industriel de 20 kW en 2017.

Démonstrateur de 20 kW de la société Kemiwatt / Image : Kemiwatt

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Des technologies spatiales qui trouvent leur application jusque dans nos maisons, cela arrive plus fréquemment qu’on ne le pense. Nous connaissons par exemple le cas de l’informatique, ou la technologie des panneaux photovoltaïques. Il en est de même pour la technologie dite « nickel-hydrogène » (Ni-H2). Mais comment fonctionne-t-elle ?

Les batteries Ni-H2 ont équipé de nombreuses applications spatiales : satellites de télécommunications, rover d’exploration, le télescope spatial Hubble, ou encore la Station Spatiale Internationale (ISS). La principale source d’énergie de cette dernière est constituée par 2500 m² de panneaux photovoltaïques, pour une puissance totale de 110 kW. L’ISS est en orbite à un peu plus de 400 km d’altitude et fait le tour de la Terre en 90 minutes ; lorsqu’elle passe derrière notre planète par rapport au Soleil, ce dernier se trouve éclipsé et la station repose alors sur un puissant système de batteries pour assurer l’approvisionnement en énergie. Lors de la construction de la station, ce sont ainsi 48 batteries Ni-H2 de 4 kWh chacune qui ont rempli ce rôle.

La station spatiale internationale / Image : NASA

Les batteries Ni-H2 de la station spatiale internationale / Image : Thomas B. Miller

Un électrolyseur au cœur de la batterie

Une batterie Ni-H2 est un accumulateur électrochimique, ce qui signifie qu’il va mettre en jeu des réactions chimiques pour stocker de l’électricité ; cette catégorie regroupe la très grande majorité des systèmes de stockage d’électricité de la vie courante. L’électrode positive est constituée de nickel, comme pour les batteries Nickel-Cadmium ou les batteries Ni-MH. L’électrode négative est toutefois ici constituée par un matériau d’électrode catalyseur typiquement utilisée pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau ; par exemple le platine.

Les électrodes sont plongées dans un électrolyte constitué d’une solution aqueuse d’hydroxyde de potassium KOH ; dans l’eau, ce dernier se décompose en ions K⁺ et OH^–. L’ensemble est placé dans une enceinte étanche au gaz, et capable de supporter des pressions importantes.

Schéma de principe d’une batterie Ni-H2 / Image : NASA

Le fonctionnement lors de la décharge

Lors de la décharge de l’accumulateur, ce dernier est une source d’énergie, les réactions chimiques sont donc spontanées. Pour ce faire, il faut connecter l’électrode positive avec l’électrode négative par un circuit électrique extérieur, relié aux appareils que l’on cherche à alimenter en électricité. L’électrolyte permet de transmettre le courant à l’intérieur de la batterie. Le circuit électrique global est donc fermé, permettant la circulation du courant.

Principe de fonctionnement d’une batterie Ni-H2 / Image : Révolution Énergétique

À l’état chargé, l’enveloppe de l’accumulateur est mise sous pression par une grande quantité d’hydrogène gazeux. Au cours de la décharge, au niveau de l’électrode négative, cet hydrogène va être oxydé par l’ion hydroxyde OH^– contenu dans l’électrolyte, pour former de l’eau, qui va rejoindre cet électrolyte. La quantité d’hydrogène gazeux va donc diminuer dans l’enceinte, dont la pression va diminuer, fournissant un indicateur fiable du niveau de charge. La réaction va également produire un électron, qui va circuler au travers du circuit externe de l’électrode négative vers l’électrode positive.

Au niveau de l’électrode positive, l’oxyhydroxyde de nickel NiO(OH), de niveau d’oxydation +III, va consommer de l’eau et un électron, pour former d’une part de l’hydroxyde de nickel Ni(OH)₂, de niveau d’oxydation +II, et d’autre part un ion OH^– dans l’électrolyte.

La circulation des ions OH^– dans l’électrolyte, consommés au niveau de l’électrode négative et produits au niveau de l’électrode positive, va conduire à la circulation du courant électrique à l’intérieur de l’accumulateur.

Le fonctionnement lors de la charge

Au cours de la charge, les réactions sont inversées. L’électrode négative, qui, rappelons-le, est une électrode d’électrolyse, va consommer un électron pour réduire l’eau, c’est-à-dire pour en extraire un atome d’hydrogène qui va ensuite s’accumuler sous forme gazeuse H₂ dans l’enceinte pressurisée, jusqu’à des pressions pouvant dépasser 80 bars. Cette réaction va en outre produire un ion OH^–, lequel va rejoindre l’électrolyte.

Au niveau de l’électrode positive, le Ni(OH)₂, à l’état d’oxydation +II, va être oxydé : il va libérer un ion H⁺, et former du NiO(OH), à l’état d’oxydation +III ; cette réaction va produire un électron qui va circuler au travers du circuit externe, de l’électrode positive vers l’électrode négative. L’hydrogène libéré par l’électrode positive va consommer un ion OH^–, pour former de l’eau.
La circulation des ions OH^–, produits à l’électrode négative et consommés à l’électrode positive, va conduire à la circulation du courant à l’intérieur de l’accumulateur.

Des batteries robustes et fiables

Les batteries Ni-H2 sont robustes et fiables, et elles ont une durée de vie extrême. Ainsi, les batteries de l’ISS ont été conçues pour 38 000 cycles de charge/décharge. Elles présentent toutefois l’inconvénient d’être peu compactes, puisque l’hydrogène gazeux doit être maintenu dans une enceinte sous pression, et l’ensemble est nécessairement plus volumineux qu’un équivalent solide pour d’autres types de batteries.

Les plus anciennes batteries de l’ISS ont fonctionné 19 ans. Aujourd’hui, elles y ont été remplacées entre 2019 et 2020 par des batteries Li-Ion, plus compactes. Toutefois, cette technologie va trouver une application sur Terre. En effet, la société Enervenue a repris les travaux de la NASA dans l’objectif de commercialiser une solution de stockage stationnaire d’électricité pour des applications industrielles et domestique. Enervenue vise une mise sur le marché en 2024.

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Déjà très courantes dans certains pays comme l’Allemagne ou la Belgique, les batteries domestiques arrivent peu à peu sur le marché français. Entre type d’usage et fonctionnalités, nous faisons le point sur les types de logement les plus adaptés à ces équipements de plus en plus communs. 

Que l’on possède des panneaux photovoltaïques ou non, en maison comme en appartement, les batteries domestiques ont de nombreux avantages. Lorsqu’on possède des panneaux photovoltaïques, les batteries domestiques permettent d’utiliser une plus grande partie de leur production, et donc de réduire sa dépendance au réseau national. Même sans disposer de panneaux, elles apportent également une sécurité concernant l’approvisionnement en électricité et permettent d’éviter les risques de coupure.

En contrepartie, ces équipements représentent un investissement important. Il convient donc de bien avoir en tête les prérequis indispensables à l’achat de ce type de batterie. Dans ce dossier, nous faisons le tour de la question pour savoir quel type de logement est adapté pour recevoir une batterie domestique.

Batterie domestique et panneaux photovoltaïque, un combo de choc

Si les batteries domestiques peuvent être installées sans panneaux photovoltaïques, c’est bien avec une centrale de production d’électricité solaire qu’elles prennent tout leur sens. Elles permettent de stocker le surplus d’énergie produit lorsqu’il y a du soleil pour pouvoir le réutiliser à tout moment de la journée. Cette solution permet ainsi d’atteindre un niveau d’autoconsommation bien supérieur, et de réduire drastiquement sa dépendance au réseau électrique. Dans certains cas, la combinaison de panneaux photovoltaïques et de batteries permet même d’atteindre l’autonomie électrique totale.

Ainsi, idéalement, les batteries domestiques se destinent aux logements pouvant être équipés de panneaux photovoltaïques, c’est-à-dire les maisons individuelles. En fonction de la configuration du logement, il est alors possible de mettre en œuvre une centrale photovoltaïque au sol, ou sur la toiture. Dans certains cas de figure, il est également possible d’installer des panneaux photovoltaïques sur le balcon d’un appartement. Cette possibilité est cependant loin d’être systématique. D’abord, il faut que le balcon dispose d’une orientation adéquate, mais il faut également obtenir l’autorisation de la copropriété, même si les panneaux sont fixés de manière provisoire.

Même lorsqu’il n’est pas possible d’installer des panneaux photovoltaïques, la mise en place d’une batterie nomade pourra s’envisager, qu’on soit en appartement ou en maison individuelle. Dans ce cas, la batterie pourra être utilisée pour stocker de l’électricité en période d’heures creuses, pour qu’elle soit utilisée durant les heures pleines à moindre coût. La batterie domestique permet également de ne pas subir d’éventuelle coupure de courant, sauf cas exceptionnel. Néanmoins, actuellement, sans installation solaire, la rentabilité économique est impossible à atteindre avec ce type de configuration.

Modifier le tableau électrique nécessite l’accord du propriétaire

Outre le type de logement, c’est surtout son statut qui risque de gêner l’éventuelle mise en place d’une batterie domestique. En effet, ces installations nécessitent la modification du tableau électrique, en particulier lorsqu’elles sont associées à des panneaux solaires. Lorsqu’on est locataire, il faut alors impérativement obtenir un accord écrit de la part du propriétaire. Compte tenu des montants en jeu pour ce type d’installation, rares sont les propriétaires qui acceptent de participer à ce type d’investissement.

Le cas des batteries nomades ou prêtes-à-brancher

Tout comme il existe des panneaux solaires de type plug-and-play qui ne nécessitent qu’un simple branchement au niveau d’une prise de courant 230 V, certaines batteries nomades peuvent jouer le rôle de batteries domestiques, sans nécessiter de modification du tableau électrique. Affichant généralement une puissance inférieure à leurs homologues fixes, les batteries nomades peuvent tout de même servir d’alimentation de secours et réalimenter un logement via une prise de courant.

Grâce à cette simplicité d’utilisation, ces batteries se montrent idéales dans le cadre d’un usage ponctuel, en particulier pour les personnes louant leur logement. Si ce type de batterie est utilisé pour réalimenter le logement de manière provisoire lors d’une coupure de courant, il est impératif de bien couper le disjoncteur général du logement pour éviter d’envoyer du courant sur le réseau, au cas où des équipes d’EDF seraient en train d’intervenir.

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La plus grande STEP au monde vient d’être mise en service. On vous le donne en mille, elle est située… en Chine ! Le pays nous a, en effet, habitué à des projets hydroélectriques hors normes, et cette nouvelle centrale d’une puissance de 3,6 GW ne fait pas exception.

La plus grande station de transfert d’énergie par pompage (STEP) vient enfin de rentrer en service, le long de la rivière Luanhe, dans la province chinoise d’Hebei. Le projet a été réalisé en deux phases, la première moitié ayant été mise en service en 2022 pour les Jeux olympiques d’hiver de Beijing. Équipée de 12 turbines de 300 MW, elle affiche une puissance totale de 3,6 GW, surpassant la centrale américaine de Bath County, située en Virginie, qui cumule 3 GW. Outre sa puissance démesurée, la STEP de Fengning se distingue par la présence de deux turbines à vitesse variable, sur les douze installées. Ces turbines permettront d’améliorer la flexibilité de la centrale en fonction des besoins de puissance et de stabilité du réseau. Il s’agit des premières turbines de ce type en Chine. En revanche, la capacité de stockage, elle, serait d’environ 40 GWh, grâce à un réservoir inférieur de 66 millions mètres cubes, et un réservoir supérieur de 40 millions de mètres cubes utiles.

Avec cette nouvelle STEP aux caractéristiques hors normes, la Chine continue d’afficher son ambition d’augmenter drastiquement ses capacités de stockage d’énergie. En 2023, le pays a raccordé 6,2 GW de STEP, soit plus que la totalité de l’ensemble des capacités de pompage turbinage françaises (5 GW) pour atteindre 50,9 GW de puissance de pompage-turbinage installée. Sur cette même lancée, il y a quelques mois, le pays inaugurait la plus haute STEP du monde, perchée à plus de 4 000 mètres d’altitude, et d’une puissance de 2,1 GW.

Plus grande STEP au monde… jusqu’en 2032 ?

Si cette nouvelle centrale chinoise est désormais la plus puissante du monde, elle ne devrait pas le rester, puisque la transition énergétique impose un besoin de stockage d’énergie de plus en plus important. Certains pays comme l’Australie ou l’Écosse, à la géographie avantageuse, multiplient les projets de stockage d’énergie par pompage-turbinage. D’ailleurs, le projet australien Pioneer-Burkedin, dont la mise en service est prévue eni 2032, devrait dépasser le site chinois grâce à une puissance de 5 GW. Le projet vient d’ailleurs de franchir une nouvelle étape vers sa concrétisation. En effet, des prélèvements de roche ont été effectués, révélant la présence de granit aux caractéristiques structurelles suffisantes pour rendre le projet viable.

Plan de la STEP de Fengning / Image : China Bridge.

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Imaginez : un matin à Lyon, vous vous rendez sur les quais du Rhône pour y embarquer dans un petit hydravion électrique, qui, en moins d’une heure, vous emmène au centre-ville de Limoges en se posant sur la Vienne. Serait-ce une vision utopique de l’aviation de demain ? Peut-être pas, car c’est bien la direction qu’a prise la start-up française Eenuee.

Les fondateurs de la société partent du constat que les trajets de l’ordre de 700 km nécessitent de l’ordre de 6 h, et ce quel que soit le moyen de transport. La voiture, le bus, certes, mais il en est également de même pour le train ou l’avion, et ce, même si ces moyens de transport sont considérablement plus rapides (300 km/h pour le TGV, 800 km/h pour un avion à réaction). La principale raison tient dans le fait que ces moyens de transport rapides partent de lieux bien définis, les gares ou les aéroports, lesquels peuvent être éloignés de notre point de départ et de notre point d’arrivée. Et le temps de trajet réel est bien le temps porte-à-porte.

Concernant le transport aérien, celui-ci est aujourd’hui essentiellement concentré dans un réseau de hub, c’est-à-dire de grands aéroports ; ainsi 85 % du trafic est réalisé dans 43 aéroports en Europe. Cette grande concentration implique un maillage peu dense sur le territoire, avec pour conséquence un éloignement des lieux de départ et d’arrivée. Un maillage plus dense, ne permettrait-il pas de réduire les temps de trajet, même avec un véhicule qui volerait moins vite ?

Il existe en effet plus de 2 500 aéroports et aérodromes en Europe. Et le nombre de surfaces utilisables explose véritablement si l’on considère les plans d’eau et les voies navigables (41 000 km en Europe), voire les plus petits terrains. Mais pour ce faire, il faut un appareil qui puisse se poser sur l’eau, et qui n’ait pas besoin d’une longue distance pour atterrir ou décoller. Ce sont précisément les bases de la conception de l’e-Caravelle, l’avion d’Eenuee.

Eenuee, un petit avion électrique multi-surface

L’avion est de petite taille, il mesure 12 mètres de longueur, a 30 m d’envergure et volera à faible vitesse, de l’ordre de 300 km/h. Il est conçu pour transporter un nombre réduit de passagers, jusqu’à 19 places. Son architecture est peu commune dans l’aéronautique : elle est basée sur un fuselage porteur. Cette technique permet de grandement améliorer la finesse aérodynamique de l’avion, ce qui permet entre autres de réduire sa consommation (de -40 %), mais également de proposer un volume intérieur important. Cette caractéristique est importante pour le fret, par exemple, mais également pour les passagers, car elle permet avec une amélioration notable du confort pendant le vol. La propulsion est électrique, et très économique du fait des caractéristiques de l’avion ; Eenuee avance ainsi une consommation au kilomètre inférieure d’un facteur 2 à celle d’un véhicule électrique comme la Tesla Model 3.

Par ailleurs, l’e-Caravelle est capable de décoller et d’atterrir sur une distance très courte (c’est un STOL, pour short taking-off and landing), et conçu pour pouvoir le faire sur toute surface : eau, terre et neige. Et là se trouve le point clé du concept d’Eenuee ! Car du fait de ces choix de conception, il est susceptible d’utiliser pour décoller ou atterrir une infinité de surfaces sur tout le territoire, permettant ainsi de densifier très fortement le maillage accessible au transport aérien, de rapprocher l’utilisateur de l’avion, et donc de réduire fortement la durée des trajets interrégionaux.

Eenuee a ainsi l’ambition de proposer un véritable taxi volant interrégional, possiblement sans horaires fixes et contraignants, et dont la source d’énergie pourrait être nucléaire ou renouvelable. C’est en outre un moyen de transport qui ne nécessite pas en outre d’investir dans une lourde et coûteuse infrastructure de transport. La startup se présente ainsi plutôt comme un réseau de transport, dans la réservation peut être facile, et qui ne nécessite aucun aménagement spécifique.

Le projet se concrétise

La société a déjà investi 400 000 euros dans trois démonstrateurs. Le dernier d’entre eux est à l’échelle 1/7. Elle recherche actuellement deux millions d’euros pour financer les étapes suivantes, impliquant des démonstrateurs s’approchant progressivement de la taille réelle. Viendra ensuite la réalisation d’un prototype de taille réelle, qui nécessitera un financement de l’ordre de vingt millions d’euros. Le premier vol n’est pas prévu avant 2026 ou 2027. Eenuee envisage aujourd’hui une mise sur le marché à l’horizon 2030.

Au-delà du seul marché du transport de passagers à l’échelle interrégionale, la startup envisage une large variété d’utilisations pour son appareil du fait de sa capacité à intervenir au plus près des zones qui en ont besoin : transport de marchandises (et notamment livraison par drones embarqués et largués à basse vitesse), la logistique, les applications militaires, l’aviation d’affaires, la recherche en tant que laboratoire volant pour l’étude de la nature ou encore l’aide humanitaire, par exemple, comme hôpital volant. Toutefois, l’appareil sera vraisemblablement exploité en majorité par une clientèle très riche, aujourd’hui adepte de jets privés traditionnels.

Le démonstrateur avec les ailes repliées / Image : Eenuee.

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Le lithium est aujourd’hui une substance stratégique, c’est devenu une évidence. Trouver des sources d’approvisionnement est donc un enjeu majeur non seulement de la transition énergétique, mais également des stratégies des blocs économiques. Une mine géante en Serbie devait alimenter l’Europe en lithium. Mais à quel prix ? Sa création est aujourd’hui menacée par une intense opposition locale.

Le projet de la vallée du Jadar, dans l’ouest de la Serbie, est conséquent. À terme, en effet, la mine de lithium est susceptible de couvrir 90 % des besoins de l’Europe. Cela explique l’importance des échanges diplomatiques qui entourent sa création. Le 19 juillet 2024, en effet, Aleksandar Vučić, le président de la Serbie, Olaf Scholz, le chancelier allemand et Maroš Šefčovič, le commissaire européen à l’Énergie ont signé un accord portant sur les accès des États de l’Union européenne (UE) aux matières premières serbes, dont notamment le lithium. L’objectif est bien sûr pour l’UE de moins dépendre des importations en provenance d’Amérique ou d’Asie. La France mène d’ailleurs ses propres projets de mines de lithum en parallèle.

Le projet Serbe est aujourd’hui mené par Rio Tinto, un groupe minier anglo-australien. La mine du Jadar propulserait le groupe au rang des premiers producteurs de lithium au monde. La Serbie quant à elle, pays enclavé, y trouverait une source de revenus bienvenus. Toutefois, de très importantes manifestations populaires menacent le projet.

Plan du projet de mine de lithium à Jadar en Serbie / Image : Rio Tinto, traduction de l’anglais par Google.

De vives protestations sur un lourd fond géopolitique

Cela fait plusieurs années que le projet est accompagné d’importantes manifestations. Il y a deux ans déjà, les autorités serbes avaient interrompu les négociations avec Rio Tinto, à la suite de la mobilisation de citoyens serbes et d’associations. En cause : principalement la défense de l’environnement, ainsi que le rejet du promoteur du projet, Rio Tinto. La mine sera implantée en effet sur des terres agricoles, et Rio Tinto, en outre, est fréquemment accusé de par le monde de dommages portés à l’environnement.

Les protestations ne se sont pas tues depuis lors. Le 10 août dernier, ce sont des dizaines de milliers de personnes qui se sont rassemblés sur la place Terazije, à Blegrade. Les slogans ont fleuri : « Vous ne creuserez pas. », «  Rio Tinto dégage de Serbie  !  », « Trahison ! », ainsi que les témoignages « Nous ne baisserons pas les bras. La mine ne peut pas être construite sur des terres agricoles ». Au cours d’une allocution le 11 août, Aleksandar Vučić, le président de la Serbie, a dénoncé les blocages de gares et d’autoroutes. Mais il a également ouvert la voie à un référendum sur l’exploitation du lithium. Il s’agit d’un sujet explosif, en effet. Car s’y mêlent des considérations plus vastes. Le 9 août, en effet, le président avait en effet indiqué avoir reçu des informations de la Russie selon lesquelles des puissances occidentales (non précisées) prépareraient un coup d’État en Serbie. Auquel pourraient être mêlées ces manifestations.

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Peu courants, les incendies provoqués par des batteries au lithium sont toujours impressionnants, en témoigne ce chargement de 34 tonnes de batteries qui s’est retourné sur une autoroute américaine, entraînant sa fermeture pendant plus de 24 heures.

Il ne faisait pas bon être sur l’Interstate 15 qui relie Los Angeles à Las Vegas, le vendredi 26 juillet. Un peu avant 6 heures du matin, le conducteur d’un camion transportant 6 batteries industrielles au lithium a perdu le contrôle de son véhicule après avoir été percuté par une voiture. Le camion s’est retourné sur la bande d’arrêt d’urgence et a rapidement pris feu. Face à la violence de l’incendie, les autorités locales ont été contraintes de couper la circulation dans les deux sens pendant de nombreuses heures, immobilisant les automobilistes en plein cœur du désert des Mojaves. Avec des températures dépassant les 40 °C, le département des transports californiens a dû organiser la livraison d’eau, et de produits de premières nécessités aux personnes bloquées.

Un incendie difficile à arrêter

Au total, il aura fallu presque 48 heures aux pompiers du San Benardino County Fire Protection District pour maîtriser l’incendie. Pour faciliter l’opération, les équipes ont tenté de déplacer le conteneur pour l’éloigner de la route, mais malgré des opérations de terrassement, et l’intervention d’engins lourds tels que des pelleteuses ou des bulldozers, les 34 tonnes de batterie ont eu raison de toutes ces tentatives. À force de travail, les pompiers sont tout de même parvenus, après 24 heures de combat avec les flammes, à rouvrir une portion de l’autoroute. Le feu a été entièrement éteint le dimanche, aux alentours de 4 heures du matin.

Pendant toute la durée de l’opération, le département incendie s’est chargé de surveiller la qualité de l’air, et en particulier la teneur en acide cyanhydrique, en chlore et en dioxyde de soufre. Ces éléments, qui peuvent émaner d’un incendie de lithium, sont potentiellement dangereux pour la santé, même à de faibles concentrations.

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Bien que l’industrie du recyclage des batteries ne soit pas encore florissante, elle est promise à un essor important une fois que les batteries actuelles des véhicules électriques arriveront en fin de vie. D’ici là, il se pourrait que cette nouvelle méthode de récupération des métaux cathodiques soit exploitée dans ce secteur. Celle-ci s’annonce moins coûteuse et plus écologique comparée aux techniques de recyclage actuelles.

L’essor des véhicules électriques entraîne une augmentation exponentielle de la demande pour les batteries lithium. Si en 2022, le marché de ces dispositifs de stockage était évalué à 46 milliards de dollars, il devrait atteindre 190 milliards de dollars d’ici 2032. Le contexte actuel ne stimule pas uniquement le développement de l’industrie de fabrication, mais surtout aussi celle du recyclage des batteries. En effet, les cathodes usagées contiennent différents matériaux essentiels tels que le lithium et le cobalt. Ces éléments sont nocifs pour l’environnement, en plus d’être coûteux à extraire. En comparaison, les anodes sont principalement composées de graphite, un matériau plus respectueux. Face à ces enjeux, les nouvelles recherches en matière de recyclage des déchets cathodiques fusent. Aux États-Unis, des chercheurs de l’Université de Rice, au Texas, ont développé une méthode de recyclage qui permettrait de récupérer jusqu’à 98 % des matériaux usagés.

Un chauffage flash Joule

La nouvelle méthode de recyclage utilise un processus appelé « chauffage flash Joule » (ou FJH pour « flash Joule heating »). Dans ce procédé, les déchets cathodiques sont, dans un premier temps, mélangés avec des additifs conducteurs, tels que le noir de carbone ou le graphite. Ces additifs entourent alors les particules des cathodes. Ensuite, un courant électrique est appliqué au mélange pendant moins de 300 millisecondes. Sous l’effet de l’énergie, les additifs s’échauffent et transmettent la chaleur aux matériaux cathodiques qu’ils enrobent. Cela facilite alors la désagrégation des particules des déchets, simplifiant ainsi les étapes suivantes.

Grâce à cette technique, les particules restent complètement intactes et conservent leur structure cristalline, ce qui représente un avantage majeur de cette méthode. Elles peuvent ensuite être récupérées facilement à l’aide d’un aimant, sachant que 90 % du mélange est ferromagnétique. Les 10 % restants peuvent être traités de nouveau par le FJH. Après ces étapes, les éléments récupérés sont soumis à un processus appelé relithiation, qui consiste à les enrichir en lithium pour pouvoir constituer une nouvelle cathode resynthétisée.

Une technique plus efficace et moins coûteuse par rapport aux méthodes conventionnelles

Pour comprendre l’intérêt du FJH développé par les chercheurs américains, il est essentiel de connaître les limites des méthodes de recyclage actuelles. En France, deux techniques sont courantes : la pyrométallurgie, qui consiste à chauffer les déchets à très haute température, et l’hydrométallurgie, basée sur l’utilisation de solutions aqueuses. Ces deux procédés permettent de récupérer et de purifier les métaux, mais ont pour inconvénient de « détruire » les particules qui se retrouvent notamment avec une structure tridimensionnelle impactée. Cela rend la relithiation plus coûteuse et augmente ainsi le coût total du recyclage. De plus, contrairement au FJH, ces processus émettent une quantité significative de gaz à effet de serre et génèrent des déchets secondaires.

Il existe également une autre méthode dite « recyclage direct » qui préserve l’intégrité de la structure des matériaux. Cependant, selon les chercheurs, la cathode resynthétisée issue de cette technique serait moins performante et la batterie peut rapidement perdre de sa capacité initiale. En comparaison, les résultats des études réalisées par ces scientifiques montrent que la cathode recyclée via le FJH présente des performances comparables à celles des cathodes neuves.

Vers des batteries plus écologiques

Les batteries lithium sont en majeure partie conçues pour alimenter une technologie essentielle qui devrait accélérer la transition énergétique : les véhicules électriques. Cependant, l’extraction des matières premières nécessaires à ces dispositifs présente des impacts importants sur l’environnement, tels que la contamination de l’air, des sols et des eaux. À cela s’ajoute le risque d’épuisement imminent des ressources, compte tenu de la croissance rapide de la demande. Ainsi, un modèle de production plus éthique est requis dans l’industrie, et dans ce cadre, le recyclage apparaît comme la meilleure solution.

C’est pourquoi l’Union européenne a initié une nouvelle réglementation imposant aux fabricants de récupérer au moins 63 % des matériaux des batteries en fin de vie en 2027. Pour les batteries au lithium en particulier, le taux exigé est de 50 % pour le lithium et 90 % pour le cobalt, le cuivre, le plomb et le nickel. Suite à cette régulation, les nouvelles batteries intégreront obligatoirement dans quelques années un taux minimum de matériaux recyclés. Un procédé de récupération efficace (à en croire les résultats de l’étude) comme celui de cette nouvelle recherche pourrait donc jouer un rôle crucial pour répondre à ces exigences européennes.

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Les ventes de batteries stationnaires ont explosé chez Tesla au deuxième trimestre 2024. L’entreprise a battu son propre record avec 9,4 gigawattheures (GWh) écoulés en seulement trois mois. Cet exploit résulte principalement de l’augmentation de la demande en capacité de stockage stimulée par le développement rapide des énergies renouvelables intermittentes.

Les chiffres sont en constante augmentation chez le fabricant américain de véhicules électriques et de systèmes de stockage, avec notamment une croissance impressionnante des ventes de batteries. Rien que durant le deuxième trimestre de cette année, l’entreprise affirme avoir déployé 9,4 GWh, soit plus du double du volume vendu au premier trimestre et le triple de celui au quatrième trimestre de 2023. Avec déjà 13,5 GWh déployés au premier semestre 2024, contre 14,7 GWh pour l’ensemble de l’année 2023, la firme d’Elon Musk semble être en bonne voie pour établir un nouveau record annuel. Les chiffres n’incluent pas uniquement les batteries Megapack destinées aux installations à grande échelle, mais également les modèles domestiques Powerwall. D’ailleurs, les systèmes résidentiels auraient particulièrement boosté les résultats.

Le stockage par batterie, un marché en pleine expansion

Cette tendance haussière des ventes de batteries lithium ne concerne pas uniquement le géant américain, mais s’observe à l’échelle mondiale et est due à la demande croissante liée au développement continu des centrales solaires et éoliennes. Certaines études estiment d’ailleurs que d’ici seulement 2030, la capacité de stockage installée dans le monde pourrait dépasser 1,8 térawattheure (TWh) hors stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), avec une part dominante des batteries lithium. Ce chiffre pourrait grimper à 22 TWh en 2050 si la tendance actuelle des prix se poursuit.

Face à ce marché en pleine expansion, Tesla prévoit de renforcer sa présence en construisant une nouvelle usine de production. Alors que son site à Lathrop, en Californie, vise actuellement une capacité de production annuelle de 40 GWh, l’entreprise veut s’implanter également à Shanghaï, en Chine. Ce choix géographique s’explique par la facilité d’approvisionnement en matières premières, y compris le fer et le phosphore qui sont en abondance dans le pays. Cette deuxième usine, dont la construction a été lancée cette année, devrait entrer en service en 2025 et, à terme, produire quelque 10 000 unités par an. Elle contribuera à satisfaire le carnet de commandes déjà « solide » de l’entreprise.

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Pour pallier l’intermittence du solaire et de l’éolien, la France aura besoin de multiplier les solutions de stockage. Un nouveau projet de stockage par batterie, relativement modeste, est en cours dans le port de Nantes.

Jusqu’en 1986, la centrale de Cheviré produisait de l’électricité à partir de charbon, de gaz et de pétrole. Mais sur ce site du port de Nantes Saint-Nazaire, c’est une toute autre technologie qui est sur le point d’être lancée : un système de stockage d’électricité par batterie (BESS). Et pas n’importe lequel. Cette batterie sera la première batterie à grande échelle d’une autonomie de deux heures en France.

Stocker deux heures d’électricité à pleine puissance

Derrière le projet, le spécialiste du stockage britannique Harmony Energy. Depuis 2016, la société a déjà développé plus de 500 mégawatts (MW) de batteries dans son pays d’origine. Plus de 300 MW sont en construction, et près de 450 autres mégawatts sont dans les tuyeaux. Du côté de Nantes, c’est une batterie de 100 MW de puissance pour 200 MWh (mégawattheures) de stockage qui devrait être mise en service d’ici l’hiver 2025. De quoi fournir deux heures de stockage à l’équivalent de 170 000 foyers. Plus que la population nantaise. Le tout comptant notamment sur le célèbre Mégapack de Tesla et sa grande capacité de stockage — de l’ordre de 4 MWh pour chaque unité.

L’objectif est multiple. D’abord, contribuer à l’intégration sur le réseau français de toujours plus de productions renouvelables intermittentes, solaires et éoliennes. Ensuite, de faire baisser les factures en ouvrant des possibilités de profiter de l’augmentation des heures à prix négatifs. Enfin, de fournir des services d’équilibrage essentiels au réseau électrique français. Une meilleure gestion des pics de production et de consommation et des fluctuations de l’offre et de la demande.

Le stockage de l’électricité se développe en France

Notez pour comparaison qu’en 2023, la puissance installée des batteries en France était de l’ordre de 800 MW. Et qu’en parallèle de celui développé à Nantes par Harmony Energy, un projet de système de stockage par batterie d’une capacité de 200 MWh est aussi en cours de construction en Nouvelle-Calédonie. Un projet de 9 milliards d’euros qui sera adossé à de grandes fermes photovoltaïques destinées notamment à alimenter l’industrie locale de la métallurgie.

Dans la famille du stockage d’énergie, aucune batterie ne parvient toutefois à rivaliser avec les stations de pompage-turbinage (STEP) installées en France. À titre de comparaison, la seule STEP de Montézic (Aveyron) est capable de stocker environ 39 000 MWh et délivrer une puissance de 920 MW. Cela représente une capacité de stockage 195 fois supérieure et une puissance 9,2 fois plus élevée que la future batterie de Cheviré.

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Le marché des batteries domestiques ne s’est jamais aussi bien porté ! Les fabricants multiplient les produits tout-en-un qui permettent d’optimiser au mieux la consommation de ses panneaux photovoltaïques. Cette fois, c’est au tour d’Anker de proposer un produit qui se veut facile d’utilisation et évolutif. 

On vous parlait récemment de la sortie d’une batterie tout-en-un par le fabricant américain Enphase, cette fois, c’est le géant des accessoires électroniques Anker qui présente son système de batterie de stockage domestique tout-en-un. Et il faut reconnaître qu’Anker a mis les petits plats dans les grands : en plus d’un design réussi, le système proposé, appelé Anker Solix X1, promet une très grande modularité. Disponible en monophasé ou en triphasé, il est composé d’un module d’alimentation auquel on peut adosser de une à six batteries LFP, pour une capacité de stockage allant de 5 kWh à 30 kWh. pour les plus gourmands, il est également possible de brancher jusqu’à 6 équipements complets Solix X1 en parallèle pour une capacité de stockage totale de 180 kWh !

Outre la capacité de stockage, le Solix X1 est équipé d’un petit écran de contrôle, et peut être piloté grâce à une application dédiée. Plusieurs fonctions sont intégrées comme la possibilité de basculer automatiquement sur les batteries en moins de 20 ms en cas de coupure. une autre fonction permet de recharger les batteries pendant les heures creuses pour utiliser l’énergie stockée durant les heures pleines. Enfin, le Solix X1 est, bien entendu, équipé d’onduleurs solaires permettant de brancher jusqu’à 12 kW de panneaux solaires avec un minimum de deux batteries. Enfin, l’ensemble peut être installé à l’intérieur ou à l’extérieur grâce à son classement IP66.

Sera-t-elle disponible en France, et à quel prix ?

Si la Anker Solix X1 fait rêver sur le papier, vous pouvez attendre avant de sortir votre carte bancaire, puisque sa disponibilité n’a pas encore été dévoilée. Selon Anker, la batterie devrait d’abord être lancée aux États-Unis, au Canada et au Mexique, avant d’arriver en Europe. Mais là encore, rien n’assure une sortie sur le territoire français. Le marché de la batterie domestique n’étant pas encore très répandu en France, il y a un risque qu’Anker prenne exemple sur Tesla, et se contente de commercialiser son système dans une poignée de pays européens. Enfin, même en Amérique du Nord, le tarif du Solix X1 n’a pas fuité. Pour l’heure, impossible de savoir à combien reviendrait une installation de ce type.

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Le marché français des batteries domestiques continue de se densifier à mesure que le prix de l’électricité augmente. Cette fois, c’est le fabricant Enphase qui revient dans l’hexagone avec sa batterie tout-en-un la plus puissante à ce jour. 

Le fabricant américain Enphase, spécialiste des onduleurs solaires, vient de lancer une nouvelle batterie tout-en-un sur le marché français. Dénommée IQ Battery 5P, celle-ci est dotée d’un système de stockage de type LFP (lithium-fer-phosphate) d’une puissance de 3,84 kVA et d’une capacité de stockage de 5 kWh. Elle intègre 6 micro onduleurs de type IQ8D-BAT parfaitement adaptés à la production d’énergie solaire et capable de gérer des modules de grande puissance.

La batterie étant dédiée à l’autoconsommation, Enphase l’a équipée d’une passerelle internet IQ Gateway qui permet l’installation de mises à jour en continu et surtout, une connexion à l’application du fabricant. Cette application permet de suivre la production électrique en temps réel et de générer des rapports journaliers, hebdomadaires ou mensuels. À terme, Enphase entend déployer un logiciel avancé de gestion de l’énergie permettant à l’utilisateur de gérer au mieux l’ensemble de son écosystème : installation photovoltaïque, batteries, chargeurs de véhicules électriques ou encore pompe à chaleur. Ce logiciel devrait fonctionner grâce à un système d’apprentissage automatique associé à de l’intelligence artificielle.

Une batterie toujours plus chère que le Powerwall de Tesla

Avec un prix 3 800 euros selon de premières estimations, la batterie d’Enphase adopte un positionnement intéressant qui la rend plus abordable que d’autres solutions tout-en-un comme celles proposées par Bluetti ou Ecoflow. Elle reste néanmoins plus chère que l’hypothétique Powerwall de chez Tesla. Cette dernière, d’une capacité de 13,5 kWh, affiche un tarif compétitif de 7 200 euros en Suisse, ou 7 400 euros en Italie, Gateway compris. Cela donne ainsi un tarif au kWh proche des 550 euros tandis que celui de la IQ Battery 5P est plus proche de 780 euros par kWh.

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Les groupes électrogènes sont toujours essentiels pour alimenter certains évènements et chantiers en cas d’absence de réseau électrique, mais ils sont en passe d’être remplacés progressivement par des alternatives « zéro émission » à batterie, entre autres. 

Si l’électrification des usages se poursuit, elle reste difficile à mettre en œuvre pour des besoins ponctuels sur des sites isolés, où le réseau électrique est insuffisant ou indisponible. Pour pallier cette situation, en particulier dans la construction ou l’évènementiel, le français Sirea a mis au point une gamme de Mobile Storage System (MSS), aussi appelés groupes électro-mobiles. Cette gamme de systèmes de stockage mobiles est destinée à remplacer les traditionnels groupes électrogènes, et s’échelonne en plusieurs puissances et plusieurs autonomies.

On retrouve des modèles de 30 kW, 50 kW et même 100 kW. Chaque version est disponible avec une autonomie de 2 heures ou 4 heures à pleine puissance. Ces équipements, dont les batteries sont issues de la filière du recyclage, sont tous fabriqués en France, dans le Tarn. Le système de gestion d’énergie a été entièrement conçu par Sirea. Même l’automate dédié, appelé MicroARM-A12, est certifié « origine France ». La combinaison des batteries et du système de gestion permet un pilotage à distance depuis un smartphone ou un ordinateur, une programmation de la recharge et même un bridage de la puissance pour en augmenter l’autonomie.

Une autonomie encore contraignante dans certains cas

Tout comme Sirea, Enedis travaille également sur ses propres groupes électrogènes zéro émission. Conçus en partenariat avec Nidec, ces groupes électrogènes « zéro émission » sont destinés à alimenter temporairement des clients lors de coupures pour travaux ou en cas d’incidents sur le réseau électrique. Pour l’heure, Enedis expérimente trois modèles différents de 60 kW, 160 kW et 400 kW avec une autonomie comprise entre 2 heures et 3 heures. D’ailleurs, l’un de ces groupes sera utilisé comme source d’alimentation lors de l’épreuve d’équitation cross-country des Jeux olympiques, qui se tiendra dans le parc de château de Versailles.

Ces solutions de stockage mobiles sont une alternative intéressante aux groupes électrogènes pour de courtes périodes. Néanmoins, leur autonomie est encore un facteur limitant, à l’image des modèles développés par Sirea ou Enedis, dont l’autonomie ne dépasse pas les 4 heures à pleine puissance. Pour disposer d’autonomies plus importantes, Enedis développe également des groupes électrogènes alimentés avec de l’hydrogène. D’autres entreprises travaillent au développement de systèmes photovoltaïques temporaires qui pourraient être déployés en quelques minutes.

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Grâce à un sol riche en lithium dans le Grand-Est et dans le Massif Central, la France pourrait bien regagner en souveraineté sur ce métal important pour la transition énergétique. Pour y parvenir, un projet de mine souterraine dans l’Allier vient d’être reconnu comme « projet d’intérêt national majeur », une nouvelle qui devrait accélérer le processus d’ouverture du site. 

Si la France n’a pas ouvert de nouvelle mine depuis une cinquantaine d’années, la situation est sur le point de changer. Un projet de mine de lithium, qui pourrait ouvrir au cœur de l’Allier, vient d’être ajouté à la liste des « projets d’intérêt national majeur ». Rendu possible par la loi industrie verte d’octobre dernier, ce statut permet notamment d’accélérer les procédures d’implantation. Ce projet, porté par la société Imerys, s’inscrit dans la ligne directrice du gouvernement qui vise la production d’environ deux millions de véhicules électrifiés par an sur le territoire national d’ici 2030. Or, cette mine devrait permettre l’extraction de 34 000 tonnes d’hydroxyde de lithium par an, soit l’équivalent de 700 000 batteries de voitures électriques, pendant 25 ans.

Pour atteindre cette production, la mine devrait être implantée sous l’actuelle carrière de Kaolin de Beauvoir. Si tout va bien, à partir de 2028, des galeries seront creusées sous terre, à une profondeur comprise entre 50 mètres et 400 mètres de profondeur. Le minerai sera ensuite traité dans une usine d’extraction à proximité directe de la mine. Le minerai obtenu sera ensuite transformé dans un atelier de chargement situé à Saint Bonnet-de-Rochefort, à une quinzaine de kilomètres de là. Enfin, le minerai obtenu sera transformé en hydroxyde de lithium dans une usine de conversion située à Montluçon. Au total, il faudra extraire 100 tonnes de minerai pour atteindre une tonne de lithium.

Conférer à la France un atout géopolitique essentiel de la transition écologique

Cette mine, qui serait l’une des plus importantes d’Europe, pourrait devenir un atout majeur de la France en matière de transition énergétique. En effet, le lithium joue un rôle essentiel face aux enjeux de stockage de l’énergie qui accompagnent l’électrification des usages. On le retrouve dans les batteries de nos objets du quotidien, mais également des voitures électriques ou encore des batteries stationnaires (BESS). Si le lithium est présent un peu partout dans le monde, son extraction est principalement concentrée entre l’Australie (47 % de la production), l’Amérique du Sud (30 %) et la Chine (15 %). Avec cette mine, la France deviendrait un producteur de classe mondiale, capable de générer près de 25 % de la production mondiale de 2022. D’ailleurs, on ne trouve pas de lithium que dans l’Allier, puisque des projets d’extraction du précieux métal ont lieu dans le Grand-Est. La technique d’extraction y est cependant différente puisque le lithium se trouve dissous dans des saumures géothermales, c’est-à-dire des eaux souterraines salées.

Au prix d’un impact environnemental ?

Néanmoins, si l’extraction de ce lithium est une aubaine pour la transition énergétique française, elle pose question d’un point de vue environnemental. Extraire le lithium nécessite de très grandes quantités d’électricité. Selon les chiffres de l’entreprise en charge du projet, les 4 sites industriels consommeraient environ 446 GWh par an, soit la moitié de la consommation annuelle du département. Outre cette consommation électrique, le processus d’extraction nécessite énormément d’eau, à raison de 600 000 mètres cubes par an. Sur ce sujet, Imerys s’est voulue rassurante en indiquant que les nappes phréatiques ne seraient pas touchées, et que 90 % de l’eau utilisée serait recyclée. Enfin, la raffinerie, qui permet la conversion du lithium en hydroxyde de lithium, serait alimenté à partir d’une station d’épuration proche du site. Malgré ces nouvelles, à l’issue du débat public qui se tient actuellement et jusqu’au 31 juillet, Imerys devra vraisemblablement montrer patte blanche sur ses objectifs en matière de préservation de l’environnement, et apporter des études environnementales précises aux habitants locaux.

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En Australie, le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud vient de labelliser six « infrastructures cruciales » à leur développement économique. Parmi lesquelles, trois projets de stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Un système de stockage d’électricité de très grande ampleur.

Avec la transition énergétique et l’électrification des usages, la question du stockage de l’électricité se pose partout dans le monde. Parmi les solutions à grande échelle envisagées, les stations de transfert d’énergie par pompage. Il s’agit de deux retenues d’eau, avec la possibilité de pomper de bas en haut lorsque les énergies renouvelables produisent abondamment, ou de turbiner de haut en bas pour produire de l’électricité à la demande du réseau.

En France, ces STEP offrent déjà une puissance de près de 5 gigawatts (GW) sur une durée de stockage de quelques heures. Soit une capacité de l’ordre d’une centaine de gigawattheures (GWh). Mais l’Europe pourrait gagner à développer de nouvelles de ces stations de transfert d’énergie par pompage pour éviter le recours aux énergies fossiles par vent calme et faible ensoleillement, par exemple.

Trois nouveaux projets de STEP en Australie

L’Australie, de son côté, avait déjà lancé un grand projet de STEP de 900 MW pour 12 heures de stockage du côté de Oven Mountain en 2020. Soit environ 10 GWh de capacité. Et elle vient de labelliser pas moins de trois nouveaux projets de STEP comme « infrastructure d’État cruciale » (critical state signifiant infrastructure, CSSI), pour des raisons sociales et environnementales. Mais peut-être avant tout pour leur importance pour l’économie, explique le gouvernement de Nouvelle-Galles du Sud. Seulement trois autres projets ont été labellisés : des projets de transport de l’électricité. Et même s’ils devront passer par une consultation publique, aucun d’entre eux ne pourra désormais être retoqué par la justice sans le consentement du ministre de la Planification.

Il y a, d’abord, le projet Stratford Renewable Energy Hub porté par Yancoal Australia. Il consiste en un parc solaire de 330 mégawatts (MW) adossé à une STEP d’une capacité de 330 MW sur un cycle de 12 heures. Soit un stockage de 3 600 mégawattheures (MWh). L’originalité du projet : profiter des vides laissés par les mines de charbon et des infrastructures associées au complexe de Stratford qui doit fermer ses portes cette année.

Des STEP pour soutenir l’éolien et le solaire

Les deux autres projets labellisés sont ceux de Muswellbrook et de Lake Lyell. Le premier, développé par AGL et Idemitsu Australia, développera 400 MW avec 8 heures de capacité pour 3,2 GWh d’énergie stockée. De quoi alimenter les lignes haute tension existantes à proximité pendant au moins une centaine d’années. Soit cinq fois plus longtemps que ce qui pourrait être attendu de la plupart des systèmes de stockage par batterie actuels.

La dernière STEP labellisée a une capacité de 335 MW et une durée de stockage de 8 heures également. Elle offrira donc quelque 2,6 GWh de stockage. Elle sera exploitée par EnergyAustralia et nécessitera la construction d’un réservoir en altitude, mais utilisera aussi l’eau d’un barrage déjà existant. L’ensemble de ces STEP devrait aider à soutenir le déploiement de quelque 12 GW de capacité de production renouvelable en cours d’évaluation en Nouvelle-Galles du Sud. Et les nombreux autres attendus dans les mois qui viennent.

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