Les batteries ion-lithium sont loin d’être l’optimum concernant le stockage stationnaire, largement nécessaire pour pallier la montée en puissance des renouvelables. Le recours aux batteries ion-lithium est en effet limité dans le temps. La batterie « redox » vanadium offre une durée de vie bien plus longue.
Le principe est celui de l’oxydo-réduction (redox). Ces batteries stockent les couples électrochimiques à l’extérieur de la batterie : deux grandes cuves renferment les électrolytes à l’état liquide, qui circulent à travers une cellule d’échange d’ions dont les deux compartiments sont séparés par une membrane solide. Avantage des batteries redox, leur durée de vie, quasi-illimitée et une grande capacité, permettant de délivrer du courant sur plusieurs heures afin de pallier la variabilité des énergies renouvelables. Car c’est bien pour soutenir le réseau que le stockage devient de plus en plus vital, à mesure que les énergies renouvelables variables montent en puissance.
C’est ce qui a poussé notamment San Diego Electric&Gas, le troisième électricien californien, à tester, depuis plusieurs années, de tels équipements, à l’aune du boom des ENR dans le Golden State et des engagements de réduction des émissions de gaz à effet de serre à l’horizon 2045. Dans cette catégorie de batteries, qui ont l’inconvénient d’être de grande taille, la batterie redox vanadium est pour l’heure le principal candidat.
Selon un rapport publié début mai par Allied Market Research (AMR), le marché mondial des batteries redox flow a représenté quelque 130,4 millions de dollars en 2018 et pourrait atteindre les 403 M$ d’ici 2026, avec un taux de croissance de 15,2 % par an entre 2019 et 2026. En comparaison, une étude de Prescient & Strategic Intelligence publiée l’an dernier estimait à 107 milliards de $ le marché des batteries ion-lithium à l’horizon 2024.
Le segment du vanadium représentait plus des quatre cinquièmes de la part de marché totale en 2018, et les analystes d’AMR jugent que ce niveau devrait se maintenir sur la période sous revue. En outre, ce segment représenterait le plus important taux de croissance annuel (15,3 %) sur la période. En général, ces systèmes ont des capacités de stockage de 10-100 MWh, et délivrent une puissance de 1-100 MW, pour un rendement de 70 % à 90 %. La plus grande installation signée Sumitomo se trouve actuellement au Minami-Hayakita (Japon), dans une sous-station d’Hokkaido Electric ; sa capacité est de 60 MWh pour une puissance de 15 MW.
Le groupe allemand Schmid et la compagnie d’Arabie Saoudite, Nusaned, ont annoncé la création d’une co-entreprise, dénommée Everflow, afin d’édifier une usine dans la troisième cité industrielle de la ville saoudienne de Dammam. L’objectif est de produire annuellement 3 GWh de batterie redox vanadium. De quoi répondre aux besoins du marché local (l’Arabie Saoudite affiche une ambition d’installer 57,5 GW de renouvelables d’ici à 2030), mais aussi, à terme pour l’export.
Reste pour la batterie au vanadium à faire jouer à plein l’effet d’échelle. L’un des inconvénients du vanadium étant qu’il est aussi utilisé dans les aciers (notamment dans l’industrie automobile) et que son prix fluctue ainsi largement.
D’où des recherches sur d’autres électrolytes potentiels. C’est ainsi que, la semaine dernière, des scientifiques de l’University of South California ont présenté une innovation fondée sur une solution de sulfate de fer et un type d’acide. Le sulfate de fer est un déchet de l’industrie minière ; il est abondant et peu coûteux. L’acide anthraquinone disulfonique (AQDS) est un matériau organique déjà utilisé dans certaines batteries d’oxydoréduction pour sa stabilité, sa solubilité et son potentiel de stockage d’énergie.
Article rédigé par Georges Simmonds pour RT Flash
