STOCKAGE DE L'ÉNERGIE ÉLECTRIQUE

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Capacités et types de stockage de l’électricité dans le monde pour les applications stationnaires

Capacités et types de stockage de l’électricité dans le monde pour les applications stationnaires
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Principe de fonctionnement d’une station de transfert d’énergie par pompage

Principe de fonctionnement d’une station de transfert d’énergie par pompage
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Représentation schématique d’un accumulateur et ses caractéristiques

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Différentes technologies de batteries

Différentes technologies de batteries
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L’électricité, correspondant à la mise en mouvement d’électrons dans des matériaux conducteurs, est un vecteur énergétique qui permet de transporter de l’énergie entre une source (générateur) et un dispositif dédié à un usage. La spécificité de l’électricité est la multiplicité des services qu’elle peut rendre : à travers de nombreux dispositifs techniques, elle peut en effet aisément permettre de produire de la chaleur, du froid, de la lumière ou de la force motrice (grâce au moteur électrique). N’existant pas à l’état naturel sous une forme exploitable, l’électricité est une forme d’énergie dite « secondaire », c’est-à-dire issue de la transformation d’énergies primaires. Ces dernières peuvent être fossiles (pétrole, gaz, charbon), nucléaires ou renouvelables (provenant du rayonnement solaire, du vent, du cycle de l’eau, de la biomasse…). L’utilisation des énergies renouvelables pour produire de l’électricité constitue une alternative à notre schéma énergétique. Mais, contrairement aux ressources fossiles, l’électricité, qui n’a d’existence que si elle est utilisée, ne se stocke pas en tant que telle et doit être convertie en une autre forme d’énergie pour pouvoir être réutilisée plus tard. Si différents moyens de stockage existent, ils sont largement insuffisants pour répondre aux besoins croissants d’électricité dans le monde, ce qui constitue un défi important pour la recherche, l’innovation et le développement industriel. Les recherches dans ce domaine sont nombreuses, variées et fécondes.

Pourquoi et comment stocker l’énergie électrique

Sur une production mondiale d’énergie primaire de quelque 13 800 millions de tonnes équivalent pétrole (Mtep), 80 p. 100 proviennent de ressources fossiles. Or, la lutte contre le réchauffement climatique est devenue un enjeu stratégique majeur. En 2015, la Conférence des parties de Paris (COP21) a dans ce sens marqué un tournant avec, entre autres, des prises de décisions historiques sur les objectifs de diminution des émissions de gaz à effet de serre dont au premier plan le dioxyde de carbone (CO2). La réduction des émissions de CO2 implique, d’une part, de réduire la consommation d’énergies fossiles, en particulier dans le domaine des transports (remplacement des véhicules thermiques) et, d’autre part, de trouver des alternatives aux centrales thermiques (utilisant les énergies fossiles) et nucléaires (pour des raisons liées à la problématique des déchets et à la sécurité) pour la production d’énergie électrique. On pense alors aux énergies renouvelables, avec principalement l’éolien et le solaire, qui sont disponibles en quantités quasi illimitées. Leur contribution dans notre approvisionnement énergétique est donc appelée à progresser rapidement. Cependant, ces deux sources d’énergies renouvelables souffrent d’un défaut majeur : elles sont par nature intermittentes – c’est-à-dire qu’elles ont une production variable et discontinue dans le temps, dépendant des conditions météorologiques ou du cycle jour-nuit – et ne sont donc que rarement en adéquation temporelle avec la demande d’électricité. Ainsi, il est illusoire de chercher à s’éclairer la nuit grâce à de l’électricité directement issue de panneaux photovoltaïques puisque ceux-ci ne peuvent en produire qu’en journée. La production d’électricité par les éoliennes est quant à elle soumise aux caprices du vent et ne peut assurer directement et de façon continue l’alimentation en énergie des foyers et des industries. Parallèlement au développement et à l’amélioration des technologies de collecte des énergies renouvelables, il est donc indispensable de développer des solutions de stockage adaptées pour gérer ce décalage entre production et utilisation de l’électricité.

Une autre stratégie pour diminuer l’émission de polluants dans l’atmosphère et la consommation d’énergie fossile est de remplacer progressivement les véhicules à moteur thermique par des véhicules à moteur hybride ou entièrement électrique. L’énergie étant embarquée dans le véhicule, des solutions de stockage de l’électricité sont, là aussi, indispensables.

Il y a donc lieu de distinguer systèmes de stockage embarqués et systèmes stationnaires. En fonction des utilisations, les cahiers des charges relatifs aux modes de stockage peuvent ainsi être très différents, en termes d’énergie et de puissance spécifique (par rapport à la masse ou au volume), de coût, de sécurité et de durée de vie. Pour alimenter un objet mobile (véhicule) ou portable (ordinateur, téléphone…), le poids et le volume du système de stockage embarqué sont des paramètres essentiels, auxquels il faut ajouter la durée de vie et le niveau de sécurité. En ce qui concerne le mode stationnaire, les exigences en termes de masse et de volume sont beaucoup moins contraignantes mais, compte tenu de la grande quantité d’électricité à stocker, qui peut atteindre quelques milliers de mégawattheures (MWh), le coût du système (construction, maintenance) et sa durée de vie sont des paramètres essentiels. Ces considérations justifient les importants travaux menés pour évaluer les coûts et les retours sur investissement de ces systèmes de stockage.

La capacité de stockage de l’énergie électrique sous forme stationnaire, principalement pour venir en appui des réseaux électriques, n’excède pas 1 p. 100 de la consommation énergétique totale – soit 166,7 gigawatts (GW) en 2016. Ce pourcentage, alarmant, donne une idée du défi que constitue la mise en place d’infrastructures de stockage à très grande échelle (stockage dit massif), condition indispensable à un développement significatif des sources renouvelables d’électricité dans notre consommation énergétique.

Quelque 96 p. 100 du stockage stationnaire sont assurés par les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP). Le reste correspond aux autres modes électromécaniques (volants d’inertie et air comprimé, soit 1 p. 100), au stockage thermique (2 p. 100) et au stockage électrochimique (1 p. 100).

Capacités et types de stockage de l’électricité dans le monde pour les applications stationnaires

dessin : Capacités et types de stockage de l’électricité dans le monde pour les applications stationnaires

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Les stations de transfert d'énergie par pompage (STEP), qui sont des centrales hydroélectriques « réversibles », sont de très loin les systèmes les plus utilisés dans le monde pour le stockage stationnaire de l'électricité. Elles assurent 96 p. 100 de ce stockage (161 GW en 2016). 

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Le stockage mécanique de l’électricité

Le stockage mécanique de l’électricité est aujourd’hui principalement réalisé grâce à trois technologies différentes qui utilisent l’énergie potentielle (stockage hydraulique), l’énergie cinétique (volants d’inertie) et la compression.

Les stations de transfert d’énergie par pompage

Centrale hydraulique « réversible », la station de transfert d’énergie par pompage ou STEP consiste à faire circuler de l’eau entre deux réservoirs, naturels (cours d’eau, mer ou océan) ou artificiels (lacs de barrage), proches mais situés à des altitudes différentes. La quantité d’énergie stockée est proportionnelle à la quantité d’eau contenue dans le réservoir le plus haut et au dénivelé entre ces deux réserves d’eau. C’est de loin la solution la plus utilisée (environ 96 p. 100 de la capacité mondiale de stockage) car elle permet de stocker mécaniquement sous forme d’énergie potentielle de grandes quantités d’énergie électrique lors de périodes de surproduction.

Principe de fonctionnement d’une station de transfert d’énergie par pompage

dessin : Principe de fonctionnement d’une station de transfert d’énergie par pompage

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Ouvrage produisant de l'électricité et pouvant la stocker, la station de transfert d'énergie par pompage ou STEP nécessite la construction de deux retenues d'eau situées à des altitudes différentes et l'utilisation de groupes turbine-alternateur réversibles : en mode électropompe (en a),... 

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Les STEP sont équipées de groupes hydroélectriques réversibles, dits « synchrones » : en phase de stockage d’énergie, ils fonctionnent comme un ensemble pompe-moteur, consommant de l’électricité pour pomper l’eau du bassin inférieur vers le bassin supérieur ; en phase de restitution d’énergie, ils fonctionnent en mode « turbine-alternateur », produisant ainsi de l’électricité lors du transfert de l’eau vers le réservoir le plus bas.

Utilisée depuis la fin du xixe siècle, ce type de stockage, dit hydraulique, repose sur une technologie mature, de grande durée de vie (ouvrages en béton) et flexible car elle répond quasiment en temps réel (le délai étant le temps d’ouverture des vannes) à de fortes demandes de puissance du réseau électrique. Bien que l’investissement pour construire ces ouvrages de grande ampleur soit très important, la grande quantité d’énergie qu’ils peuvent accumuler et surtout leur durée de vie (supérieure à quarante ans) en font aujourd’hui l’option de stockage la moins coûteuse (en euros par kWh et par cycle de charge/décharge). Leur développement est cependant limité par de fortes contraintes géographiques et écologiques. On dénombre quelque 250 STEP réparties dans le monde (permettant de stocker plus de 160 GW) et les projets de construction d’ici 2040 ne représentent qu’environ 30 GW de puissance supplémentaire.

Les volants d’inertie

Les volants d’inertie (représentant près de 1 p. 100 de la capacité mondiale de stockage stationnaire) convertissent l’énergie électrique excédentaire sous forme cinétique par l’intermédiaire d’une masse (un cylindre en général) en rotation autour d’un axe, dans une enceinte sous vide pour limiter les pertes d’énergie par frottement. L’énergie cinétique de rotation du cylindre est ensuite reconvertie en énergie électrique. C’est une technologie très ancienne, utilisée par exemple dans les machines à vapeur pour en lisser le mouvement. Elle permet de délivrer de fortes puissances avec un temps de mise en route très court (quelques secondes) et avec une très longue durée de vie. Les inconvénients majeurs de ce dispositif expliquent sa faible contribution au stockage électrique : une densité d’énergie massique limitée (de l’ordre de 5 à 10 Wh/kg) ; une forte autodécharge par frottement, d’où une faible efficacité énergétique qui ne permet qu’un court temps de stockage ; une quantité limitée d’énergie stockée comparée aux STEP.

L’usage des volants d’inertie a été un temps envisagé dans le domaine des transports. Ainsi, des Gyrobus, développés par une société suisse et ayant roulé dans les années 1950, étaient équipés d’un moteur électrique alimenté par un grand volant d’inertie en acier qui se rechargeait aux arrêts des lignes de bus. Mais les problèmes de sécurité en ont considérablement limité l’usage dans ce domaine. Le volant d’inertie rencontre toutefois un certain succès en formule 1 avec l’introduction du système de récupération d’énergie cinétique (SREC ou KERS en anglais pour Kinetic Energy Recovery System) qui permet de stocker l’énergie récupérée au freinage pour donner une puissance supplémentaire aux voitures lors d’un dépassement. Le groupe Volvo a proposé, dans le milieu des années 2010, l’utilisation d’un volant d’inertie pour alimenter un moteur électrique en complément du moteur thermique (modèle S60 FlyBrid) mais il n’a pas rencontré le succès escompté.

Les volants d’inertie sont par ailleurs utilisés pour la stabilisation du réseau électrique (régulation de fréquence et soutien en tension sur les réseaux électriques), le lissage de la production des énergies renouvelables et pour garantir des alimentations réseaux sans coupure (uninterruptible power supply, UPS).

L’air comprimé (CAES)

Le système de stockage de l’électricité par accumulation d’air comprimé (CAES, pour Compressed Air Energy Storage) représente moins de 1 p. 100 de la capacité mondiale du stockage stationnaire. Il consiste à utiliser l’électricité en surproduction pour comprimer de l’air dans une enceinte close, grâce à un système de compresseurs, l’énergie étant restituée lors de sa détente pour actionner, par exemple, une turbine. Ce principe repose sur l’élasticité de l’air. De la fin du xixe siècle jusqu’au début du xxe, cette stratégie a été largement appliquée aux transports publics (tramways, bus) dans de nombreuses villes européennes (Berne, Nantes, Paris…). À l’échelle stationnaire, le stockage de l’air se fait dans des cavités souterraines naturelles, telles que d’anciennes poches de gaz naturel, ou dans des cavités salines créées artificiellement par dissolution de roches sédimentaires. L’avantage de cette technologie est la grande quantité d’énergie stockée, son principal inconvénient étant le faible rendement énergétique qui n’excède que rarement 50 p. 100. Cette faible efficacité s’explique par l’absence d’un système de collecte de la chaleur produite lors de la compression de l’air et par la nécessité de préchauffer ce dernier lors de sa détente pour qu’il puisse servir à alimenter une turbine à gaz. Si on ajoute à cela le nombre limité de cavités géologiquement adaptées, on comprend qu’il n’y ait aujourd’hui que deux sites majeurs de ce type dans le monde : l’un en Allemagne, à Huntorf (depuis 1978), et l’autre aux États-Unis, à McIntosh en Alabama (depuis 1991). Plusieurs projets d’implantation de démonstrateurs sont mis en œuvre mais régulièrement abandonnés. Pour améliorer cette filière, des études s’orientent vers la limitation de la chaleur produite lors de la compression (compression quasi isotherme, à l’état de prototype) ou vers son stockage (systèmes CAES dits « adiabatiques »). Les systèmes adiabatiques impliquent donc un double stockage : d’une part, l’air comprimé ; d’autre part, la chaleur de compression, les deux étant recombinés lors de la détente. Leur rendement énergétique global attendu est de l’ordre de 70 p. 100.

Le stockage thermique de l’électricité

Deuxième mode de stockage en termes de capacité (environ 2 p. 100 de la capacité mondiale), la filière thermique est principalement mise en œuvre dans les centrales solaires thermiques à concentration (CSP pour Concentrating Solar Power Plant) pour fournir de l’électricité au-delà de la période d'ensoleillement. Une majorité de ces centrales utilisent la technologie dite à « chaleur sensible », fondée sur les variations de température subies par un matériau (par exemple, un sel fondu), lorsqu’il absorbe – augmentation de température – ou restitue – diminution – de l’énergie. À l’inverse et à plus petites échelles, l’énergie électrique temporairement excédentaire peut, de façon similaire, être utilisée pour chauffer un matériau, comme lorsque le courant électrique (via une résistance) est utilisé pour chauffer de l’eau (ballons d’eau chaude sanitaire) ou un matériau solide (béton, céramique). D’autres types de stockage thermique sont également disponibles, comme ceux fondés sur l’utilisation de la chaleur latente échangée durant un changement de phase (lors de la fusion d’un solide par exemple), à température constante. Les avantages du stockage thermique sont liés à son coût – bien que l’investissement initial et les frais d’entretien restent importants – et à la possibilité de le déployer pour des temps de stockage de l’ordre de quelques mois (stockage dit « intersaisonnier »). La gestion des pertes thermiques et une puissance encore limitée restent des points faibles de cette option.

Le stockage chimique de l’électricité par la production d’hydrogène

Le concept du power to gas (que l’on pourrait traduire par « de l’électricité au gaz ») consiste à utiliser l’énergie électrique en excès pour alimenter un électrolyseur qui décompose l’eau en dihydrogène (H2) et dioxygène (O2) gazeux. Cette réaction (H2O → ½O2 + H2) est l’inverse de celle mise en œuvre dans la pile à combustible à hydrogène, où ces deux gaz sont recombinés pour produire de l’eau (½O2 + H2 → H2O), de la chaleur et de l’électricité. Le concept power to gas est intéressant dans le sens où il peut répondre à plusieurs besoins. Tout d’abord, il permet de stocker l’énergie électrique excédentaire, qui serait sinon perdue. Ainsi, un électrolyseur associé à des éoliennes permet de stocker l’électricité surproduite sous forme chimique (H2), électricité qui peut ultérieurement être restituée par des piles à combustible alimentées par ce même dihydrogène, principalement pour des applications stationnaires. Ensuite, l’hydrogène produit peut également être directement utilisé dans l’industrie chimique, pour la synthèse des engrais par exemple. L’inconvénient de ce procédé est lié aux rendements énergétiques limités de l’électrolyseur et de la pile à combustible (environ 60 p. 100 chacun), qui conduisent à un rendement global de l’opération stockage-restitution de l’électricité d’environ 40 p. 100. Cependant, l’objectif étant le stockage d’une électricité excédentaire vouée à être perdue autrement, ce procédé reste très pertinent.

À l’horizon 2030, l’Agence de la transition écologique (Ademe) évalue le potentiel d’électricité valorisable en France en ayant recours au power to gas entre 2,5 et 3 térawattheures (TWh) par an (la production électrique française en 2017 était de près de 562 TWh). Toujours en France, le projet Jupiter 1000 – un démonstrateur de power to gas à l’échelle industrielle – a été lancé en décembre 2017. Une fois achevé, il affichera une production de 1 mégawatt (MW), soit la production de plus de 200 mètres cubes de dihydrogène par heure, ce qui représente la consommation énergétique annuelle de 150 foyers. Le dihydrogène peut être utilisé seul mais son stockage nécessite des conditions de sécurité particulières. Associé au dioxyde de carbone dans des conditions de pression et de température élevées, il peut être converti en méthane (réaction dite de Sabatier) pour ensuite servir comme carburant. Dans ce dernier cas, le rendement est plus faible du fait de l’étape de transformation du dihydrogène en méthane.

Pour des raisons tant thermodynamiques que cinétiques, le rendement de l’électrolyse de l’eau peut être fortement augmenté si cette réaction est réalisée à haute, voire très haute, température. Ce phénomène est à l’origine de nombreuses investigations mais seules certaines localisations géographiques (par exemple, l’Islande) ou équipements technologiques (centrales nucléaires et solaires) peuvent disposer simultanément d’une électricité surabondante et d’une grande source de chaleur.

Le stockage électrochimique de l’électricité

Une partie de l’énergie électrique peut aussi être stockée sous forme électrochimique, dans des batteries. Ce type de stockage représente environ 1 p. 100 de la capacité mondiale du stockage stationnaire, ce qui peut sembler faible, au prime abord, du fait que ces dispositifs sont très utilisés au quotidien.

Le développement des batteries a surtout été motivé par l’avantage considérable qu’elles apportent par rapport à d’autres solutions : la mobilité. La mise au point de générateurs électrochimiques performants revêt donc une importance toute particulière dans les applications portables (ordinateurs, téléphonie, outillage…) qui utilisent des batteries de petites tailles, correspondant à une énergie embarquée inférieure à environ 50 Wh. La mobilité couvre également le domaine des transports, avec le développement des véhicules hybrides et tout électriques qui requièrent des batteries de plus grande taille, jusqu’à 100 kWh, voire plus (ce qui représente une puissance d’environ 20 kW). On reste donc bien loin des valeurs de l’ordre du mégawatt ou de dizaines de mégawatts des installations de stockage de masse de l’énergie, comme celui de l’électricité produit par des énergies renouvelables, ce qui explique la faible part qu’occupent les batteries dans la capacité totale de stockage. Cependant, les technologies évoluent, en particulier en ce qui concerne les coûts, et les batteries sont désormais envisagées pour le stockage stationnaire de masse, d’où de nombreux travaux de recherche menés pour améliorer cette filière de stockage.

Les batteries et leur évolution

Afin d’expliquer les performances et les limitations des batteries, il convient de rappeler quelques définitions et les bases de leur principe de fonctionnement. Un accumulateur électrochimique est un dispositif qui stocke réversiblement l’énergie électrique sous forme chimique (phase dite de charge) pour la restituer ensuite sous forme électrique (phase dite de décharge). Ce cycle charge/décharge de l’accumulateur (réversible, rechargeable) distingue fondamentalement celui-ci d’une pile (irréversible, non rechargeable).

Une batterie est l’association de plusieurs accumulateurs dans le but d’atteindre une certaine tension (association en série) ou intensité (association en parallèle) de l’électricité restituée par le système. En français, dans le langage courant (comme en anglais pour le mot battery), le terme « batterie » est à l’origine d’un problème de terminologie, puisqu’il peut désigner indifféremment un accumulateur (ou cellule) ou une batterie stricto sensu. Par exemple, la « batterie » d’un téléphone portable est ainsi constituée d’un seul et unique accumulateur de 3,7 volts (V) – alors que celle d’un véhicule électrique correspond à l’association de nombreux accumulateurs (cellules), pour atteindre 400 V.

Principe de fonctionnement

Un accumulateur est constitué d’une électrode positive et d’une électrode négative, toutes deux immergées dans un milieu électriquement isolant appelé électrolyte. Généralement, cet électrolyte est une solution liquide contenant des ions négatifs (anions) et positifs (cations) issus de la dissolution d’un sel. Afin d’éviter tout contact direct (à l’origine de courts-circuits), ces deux électrodes sont physiquement séparées par une membrane poreuse, appelée séparateur, elle-même imbibée d’électrolyte. Chaque électrode comporte un collecteur de courant, servant de conducteur électrique, recouvert d’un film contenant les matériaux actifs (différents pour chaque électrode) nécessaires au fonctionnement de l’accumulateur. Durant la décharge, le fonctionnement est identique à celui d’une pile où des réactions électrochimiques ont lieu spontanément au niveau des électrodes : le matériau actif à l’électrode négative (Red2) va s’oxyder en libérant des électrons (réactions d’oxydation) qui vont transiter par le circuit extérieur via les collecteurs de courant, alimenter un équipement (ou un récepteur, par exemple une lampe) puis arriver à l’électrode positive où ils sont captés (réactions de réduction) par le matériau actif la constituant (Ox1). Lorsque le matériau actif de l’électrode négative ne peut plus libérer d’électrons ou lorsque celui de l’électrode positive ne peut plus en consommer, le système ne peut plus délivrer d’énergie et doit alors être rechargé. La recharge de l’accumulateur consiste à y inverser les réactions faites pendant la décharge. L’électrode où ont lieu les réactions d’oxydation est appelée anode, la cathode correspondant à celle où se déroulent les réactions de réduction. Les réactions se déroulant pendant la charge ne sont donc pas spontanées et nécessitent de fournir de l’énergie à l’accumulateur, c’est-à-dire de l’électricité. Au cours de ces processus de charge et de décharge, les électrons sont échangés entre les électrodes par le circuit électrique extérieur (fils électriques). Simultanément, et afin de compenser ce mouvement de charge, les électrodes échangent également des ions, par l’intermédiaire de l’électrolyte, à l’intérieur de l’accumulateur (ou cellule électrochimique). L’électrolyte assure donc le déplacement des ions (conduction ionique) au sein du système. Ainsi, le fonctionnement d’un accumulateur (et d’une batterie) est fondé sur des réactions d’oxydoréduction, donc sur l’utilisation de deux types de matériaux capables d’échanger des ions et des électrons : un matériau dit oxydant (Ox1), qui va se réduire (Red1) en acceptant des électrons, à l’électrode positive ; un autre matériau dit réducteur (Red2), qui va s’oxyder (Ox2) en libérant des électrons à l’électrode négative. On parle alors de couples oxydo-réducteurs, aussi appelés couples redox : Ox1/Red1 pour l’électrode positive et Ox2/Red2 pour l’électrode négative.

Représentation schématique d’un accumulateur et ses caractéristiques

dessin : Représentation schématique d’un accumulateur et ses caractéristiques

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Un accumulateur est un dispositif électrochimique pouvant stocker réversiblement l'énergie électrique sous forme chimique (phase dite de charge) pour la restituer ensuite sous forme électrique (phase dite de décharge). Il est constitué de différents éléments (en a). Sont indiquées les... 

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Les critères de choix des matériaux actifs sont multiples. Tout d’abord, ces matériaux doivent échanger le plus grand nombre possible d’électrons par unité de masse. Ensuite, le potentiel (exprimé en volts) auquel chaque électrode échange ions et électrons (potentiel propre à chaque matériau) doit être le plus élevé possible pour l’électrode positive et le plus faible possible pour l’électrode négative, et ce afin que la différence de potentiel aux bornes de l’accumulateur (c’est-à-dire la tension) soit la plus élevée possible. L’importance de ces deux paramètres (nombre d’électrons échangés et différence de potentiel) s’explique simplement par le fait que la quantité d’énergie stockée dans un accumulateur leur est directement proportionnelle.

Si n est le nombre de moles d’électrons échangées par mole de chaque matériau actif (Ox1 et Red2), la quantité d’électricité (nombre de charges) que peuvent délivrer (décharge) ou stocker (charge) ces matériaux est égale à Q = nF, où F est la constante de Faraday. Cette dernière vaut 96 500 coulombs (C) par mole d’électrons ou 26,8 ampères-heures (Ah, rappelons qu’un coulomb est égal à un ampère-seconde ou As). Le faraday est donc la charge transportée par une mole d’électrons. La quantité d’électricité (Q) peut s’exprimer en coulombs ou, le plus souvent, dans le domaine des batteries, en ampères-heures ou en milliampères-heures (mAh). La masse de matériaux actifs (Ox1 et Red2) nécessaire pour échanger cette quantité d’électricité Q dépend de leur masse molaire respective (MOx1 et MRed2, exprimées en g/mole), ce qui permet de calculer leurs capacités massiques respectives (Q1 et Q2) exprimées en Ah/kg ou mAh/g. Les réactions dans l’accumulateur s’arrêtant quand une électrode ne peut plus fournir ou accepter d’électrons, la capacité de l’accumulateur – c’est-à-dire la quantité de charges qu'il est capable de restituer après avoir reçu une charge complète – sera donnée par celle de l’électrode qui a la plus petite capacité (en Ah).

La différence de potentiel aux bornes de la cellule et les capacités massiques Q1 et Q2 des matériaux actifs permettent de calculer la densité d’énergie massique théorique, par kilogramme de matériaux actifs, qui s’exprime en Wh/kg (1 Wh/kg = 3,6 kJ/kg). Le même raisonnement peut être fait par unité de volume (l’unité de densité volumique étant alors le Wh/L). Cette densité d’énergie massique (ou volumique) sert à comparer les différentes technologies de batteries. En réalité, elle ne pourra jamais être atteinte de façon pratique au niveau de la batterie. En effet, la densité d’énergie par kilogramme (ou par litre) d’une batterie inclut non seulement les composants électrochimiquement actifs mais aussi tous les autres éléments comme le boîtier, le séparateur, les collecteurs de courant ou encore les systèmes électroniques de régulation des cellules unitaires mises en série ou en parallèle. En fonction des technologies, on estime à environ trois, voire plus, le facteur existant entre les valeurs de densité d’énergie théorique exprimées par kilogramme de matériaux actifs et les valeurs de densité d’énergie réelle exprimées par kilogramme de batteries. D’autres paramètres sont aussi très importants pour caractériser les systèmes de stockage électrochimique, comme la cyclabilité (exprimée en nombre de cycles) qui caractérise la durée de vie de l'accumulateur, c'est-à-dire le nombre de fois où il peut restituer le même niveau d'énergie après chaque nouvelle recharge. Cette cyclabilité va, entre autres, dépendre de l’usage (cycles complets ou cycles sur une partie du domaine de potentiel) et de la température d’utilisation. Enfin, la sécurité des accumulateurs et leur coût sont aussi des paramètres importants.

Les différentes technologies de stockage électrochimique

L’histoire des accumulateurs commence avec Gaston Planté (1834-1889), en 1859, au Conservatoire national des arts et métiers (CNAM) à Paris, et la mise au point de l’accumulateur au plomb, d’une tension unitaire de 2 volts. Composé à l’origine de deux feuilles de plomb plongées dans une solution d’acide sulfurique – Pb/H2SO4/PbO2, formule désignant, respectivement, la composition de l’électrode négative, de l’électrolyte et de l’électrode positive – et chargé à l’aide de piles Daniell, il a rapidement évolué pour servir, dès la fin du xixe siècle, à de multiples applications : éclairage, stockage de l’énergie produite par dynamo, alimentation des premiers véhicules entièrement électriques (permettant ainsi à la Jamais contente, pilotée par le Belge Camille Jenatzy, de dépasser les 100 km/h en 1899)… Les batteries au plomb ont atteint assez rapidement une densité d’énergie de 35 Wh/kg qui, bien que modeste du fait de la forte masse molaire du plomb, en fait toujours l’un des accumulateurs les plus utilisés et le plus vendus car son coût est faible.

Différentes technologies de batteries

tableau : Différentes technologies de batteries

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Ce tableau recense les principaux types de batteries (appellation et formule de la batterie) avec leurs caractéristiques qui dépendent des matériaux actifs utilisés pour les électrodes. La dernière ligne du tableau concerne les supercondensateurs qui sont des dispositifs également... 

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Le développement des accumulateurs fonctionnant en milieu alcalin (basique) avec en particulier la mise au point de l’électrode positive à base d’oxyhydroxyde de nickel Ni(OOH) – soit le couple redox NiOOH/Ni(OH)2 – a permis de porter cette densité d’énergie à plus de 70 Wh/kg, en la combinant avec une électrode négative à base de cadmium (Cd). Cette chimie Ni-Cd a été abandonnée officiellement en 2006 pour les applications grand public du fait de la toxicité du cadmium. Ce dernier élément est alors remplacé par un alliage hydrurable (c’est-à-dire permettant d’insérer des atomes d’hydrogène), noté MH (pour métal hydrure), conduisant à la chimie Ni-MH. En raison de la nature aqueuse de l’électrolyte, la tension de ces cellules alcalines reste cependant modeste (1,2 V), mais il faut mettre au crédit de cette technologie d’avoir permis le développement de l’électronique portable.

La vraie rupture en termes de performances est apparue au début des années 1970 avec le développement du concept d’accumulateurs au lithium utilisant le lithium métallique à l’électrode négative. La mise au point de cette filière a permis à l’Américain John Bannister Goodenough, au Britannique et Américain Michael Stanley Whittingham et au Japonais Akira Yoshino de recevoir en 2019 le prix Nobel de chimie pour leurs travaux pionniers dans ce domaine. Le lithium est le plus léger des métaux (6,94 g par mole) et il peut échanger un électron (Li ⇄ Li+ + e) à un potentiel très bas (–3,04 V) par rapport au potentiel du couple H+/H2 (appelé électrode standard à hydrogène ou ESH). C’est donc un très bon candidat pour une électrode négative. Cependant, il s’agit d’un élément tellement réducteur (plus que tous les autres éléments chimiques) qu’il décompose (réduit) l’eau, ce qui implique que l’électrolyte doit en être totalement exempt. Cela explique la nature organique – mélange de carbonates organiques liquides par exemple – des électrolytes utilisés dans les systèmes à base de lithium. Si le lithium métallique possède toutes les caractéristiques intéressantes pour être utilisé comme électrode négative, sa recharge pose problème. En effet, durant cette phase, la réduction des ions Li+ en Li métallique peut aboutir à la formation de filaments (dendrites) de lithium qui peuvent croître à travers l’électrolyte, traverser le séparateur, voire entrer en contact avec l’électrode positive, pouvant être à l’origine d’un court-circuit. Toute l’énergie de la batterie est alors dissipée en interne avec des risques d’explosion et de feu (les électrolytes organiques liquides étant volatils et inflammables) et de possibles émissions de gaz toxiques. C’est pourquoi on ne trouve pas de lithium métallique dans les batteries Li classiques utilisant ces électrolytes liquides. Il n’y est présent que sous forme d’ions Li+, d’où le nom de la technologie « Li-ion » commercialisée pour la première fois en 1991 par Sony. Pendant la charge d’une batterie Li-ion, le matériau actif de l’électrode négative (par exemple, du graphite) accueille les électrons (transitant par le circuit externe) et les ions Li+ (transitant par l’électrolyte) provenant du matériau actif de l’électrode positive (par exemple, LiCoO2) – les trajets et réactions étant inversés pendant la décharge. Ces matériaux dans lesquels sont réversiblement insérés et désinsérés les ions Li+ durant le fonctionnement de la batterie sont des matériaux dits d’intercalation. Il en existe de nombreux et leurs associations permettent de concevoir diverses chimies de batteries Li-ion, la plus courante demeurant celle qui associe une électrode positive à base d’oxyde de cobalt (Co) et de lithium (Li+) et une électrode négative à base de graphite. Ces batteries, dont la tension moyenne de cellule est de 3,7 V et la densité d’énergie massique atteignant 240 Wh/kg, sont celles qui alimentent les téléphones et ordinateurs portables, ainsi que les outils électriques sans fil. Du fait de ses performances, la technologie Li-ion a désormais remplacé pratiquement toutes les autres technologies (Ni-MH en particulier) sur le marché des applications portables grand public. Elle a également rendu possible le développement des véhicules entièrement électriques même si leur autonomie peut encore paraître modeste, avec une moyenne de 300 à 400 kilomètres par charge. Toutefois, les améliorations attendues en termes de densité d’énergie et de puissance, mais aussi de diminution des coûts, font que ce type de batteries est appelé à occuper une place prépondérante dans la très grande majorité des applications, y compris pour le stockage de masse de l’électricité.

Représentation schématique d’une batterie Li-ion et ses principaux matériaux électrochimiques

dessin : Représentation schématique d’une batterie Li-ion et ses principaux matériaux électrochimiques

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La technologie Li-ion regroupe différents types de matériaux actifs pour les électrodes positive et négative. Ces matériaux dits d'intercalation – sauf pour l'alliage LixSiy – permettent tous l'insertion et la « désinsertion » des ions lithium. Les différentes associations... 

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La grande diversité chimique des matériaux utilisés dans la technologie Li-ion représente un atout certain vis-à-vis des autres technologies et explique la grande variété de systèmes disponibles. Mais la composition chimique des matériaux, qui peuvent être combinés entre eux, n’est pas le seul levier sur lequel il est possible d’agir. Ainsi, pour une même chimie, les caractéristiques de la batterie peuvent être modulées et ajustées à l’usage en jouant sur l’épaisseur et la porosité des électrodes, la taille et la structure cristalline des grains constituant la poudre du matériau actif, la présence d’additifs, etc. Par exemple, des électrodes épaisses (> 200 µm) et contenant des grains actifs de plusieurs micromètres ou dizaines de micromètres de diamètre donneront une batterie à forte densité d’énergie mais à vitesse de recharge limitée (typiquement 5 h), tandis que des électrodes fines (< 100 µm) et à grains fins (typiquement de l’ordre du micromètre) seront associées à des applications qui requièrent de fortes densités de puissance. Les valeurs de densités d’énergie massique et volumique, de puissance délivrée, la vitesse de recharge, la durée de vie, la température d’utilisation et la sécurité sont autant de facteurs qui dépendent du choix des matériaux des électrodes, de leur mise en forme et de leur architecture interne.

Enfin, en plus des batteries, il existe une autre technologie de stockage électrochimique de l’énergie : ce sont les supercondensateurs. Dans ces dispositifs, on utilise du carbone poreux de très grande surface développée – ou surface spécifique, pouvant atteindre 1 500 à 2 000 m²/g – pour la fabrication des électrodes. Les cellules sont préparées de façon similaire à celles des batteries. Elles comportent deux électrodes – chacune ayant un collecteur de courant recouvert d’un film constitué de poudre de carbone poreux mélangée à un liant et un additif conducteur – isolées l’une de l’autre par un séparateur et immergées dans un électrolyte. La différence réside dans le mécanisme de stockage des charges. Si les batteries utilisent des réactions d’oxydoréduction se déroulant au sein des matériaux actifs, les supercondensateurs – comme les condensateurs – stockent les charges par attraction électrostatique (deux charges opposées s’attirant). Durant la charge, les ions de l’électrolyte vont venir s’adsorber (se fixer) à la surface des électrodes de carbone polarisées : les cations (ions positifs) à l’électrode négative et les anions (ions négatifs) à l’électrode positive. Lors de la décharge, les réactions de désorption (détachement de la surface) ont lieu. Ce stockage purement électrostatique se fait uniquement à la surface du matériau. La grande surface spécifique développée par le carbone explique les valeurs de capacité élevées qui atteignent plus de 100 farads par gramme de carbone. Les supercondensateurs peuvent se charger ou se décharger très rapidement (du fait de ce stockage en surface) mais de façon limitée (puisque ce stockage a lieu uniquement en surface). Ce sont donc des systèmes complémentaires aux accumulateurs Li-ion : ils peuvent fournir de grandes puissances (supérieures à 1 kW/kg) mais sur des temps relativement courts (quelques dizaines de secondes) du fait de leur densité d’énergie limitée (10 Wh/kg) ; leur durée de vie est exceptionnellement élevée (plus d’un million de cycles) car le stockage électrostatique n’entraîne qu’une variation de volume très négligeable entre les phases de charge et de décharge. Les principales applications des supercondensateurs sont principalement la récupération de l’énergie cinétique et la traction électrique sur de petites distances (tramways, bus, véhicules), ainsi que la stabilisation du réseau électrique (régulation de phase, microcoupures). Ces systèmes couvrent donc des besoins en forte puissance pour certaines applications que les batteries ne peuvent pas assurer du fait de leurs caractéristiques.

Stockage électrochimique pour la mobilité

Le dioxyde de cobalt et de lithium, LiCoO2, a été le premier matériau d’électrode positive à être utilisé dans une batterie Li-ion commercialisée à grande échelle à partir de 1991. Il a le désavantage d’être thermiquement instable. À l’état chargé, il peut en effet réagir avec l’électrolyte, dès 120-150 0C, d’où la possibilité d’un emballement thermique (lié en grande partie à la décomposition de l’oxyde de cobalt et au dégagement de chaleur associé) et de risques pour l’usager. À la suite d’actives recherches, cette réactivité a été réduite en y remplaçant partiellement le cobalt par d’autres métaux tels que le nickel et l’aluminium (NCA, pour nickel-cobalt-aluminium) ou encore le nickel et le manganèse (NMC, pour nickel-manganèse-cobalt). Outre un gain de stabilité, ces substitutions au sein du dioxyde de cobalt et de lithium peuvent aussi améliorer la densité d’énergie massique et la vitesse de charge du matériau. Ainsi, la famille des matériaux NMC semble s’imposer pour la mobilité électrique, qui requiert sécurité et grande autonomie, c’est-à-dire typiquement les véhicules électriques. Minimiser la quantité de cobalt dans le matériau répond aussi à d’autres préoccupations : c’est un élément chimique coûteux (beaucoup plus rare que le lithium), ses conditions d’extraction sont problématiques (conditions de travail), tout comme l’est la sécurisation de sa filière d’approvisionnement du fait de l’instabilité politique des principaux pays producteurs. Pour les électrodes négatives à haute densité d’énergie, l’ajout de silicium en petite quantité reste une voie d’amélioration possible et à l’étude.

Pour un certain nombre d’applications liées à la mobilité, disposer de batteries de forte puissance, en particulier en charge, peut s’avérer nécessaire, comme ce peut être le cas pour des bus électriques se rechargeant aux terminus, des navettes fluviales, des véhicules de livraison, etc. Le choix d’une batterie à forte puissance plutôt qu’une batterie d’énergie permet de réduire fortement (facteur 3 ou 4) la quantité d’électricité embarquée. C’est un marché en forte croissance. Pour ces applications, on peut associer les matériaux LiFePO4 (pour l’électrode positive) et le graphite (pour l’électrode négative) avec une architecture d’électrodes de puissance (type de batteries équipant les bus Volvo 7900 électriques, dont les premiers ont été mis en service en 2015 à Göteborg en Suède), ou encore les matériaux NMC (pour l’électrode positive) et Li5Ti4O12 (pour l’électrode négative). Cette dernière association fournit des batteries intrinsèquement plus puissantes du fait de cette électrode négative particulière. Ces technologies doivent aussi assurer une durée de vie importante inhérente à l’usage qui nécessite de quatre à dix cycles de charge/décharge par jour.

Stockage électrochimique pour les applications stationnaires

Pour les applications stationnaires, on retrouve certaines des technologies décrites ci-dessus, mais les critères de sélection pour le stockage de masse des énergies renouvelables ou l’électrification de quartiers d’habitations sont différents. Les notions de densités d’énergie (Wh/kg ou Wh/L) sont moins essentielles du fait, dans la majorité des cas, de l’absence de contrainte en masse ou en volume. Les critères retenus sont alors, en plus de la cyclabilité (durabilité), la sécurité et le coût, critères prépondérants pour le stockage à grande échelle.

Historiquement, les premières batteries déployées à grande échelle pour les applications stationnaires comme le secours (en cas de panne du réseau électrique) ont été les batteries au plomb, mais elles sont progressivement remplacées par les batteries sodium-soufre (Na-S) qui fonctionnent à température élevée (de 300 à 350 0C). Peu connues du grand public, ces batteries sont utilisées commercialement depuis le début des années 2000 pour le stockage d’énergie à grande échelle, par exemple les énergies renouvelables dédiées au réseau électrique, dont le Japon est un des principaux utilisateurs. Les batteries Na-S ont une densité d’énergie autour de 150 Wh/kg et représentent, au niveau mondial, environ un tiers de la capacité de stockage électrochimique stationnaire. À leur température de fonctionnement, le sodium et le soufre sont à l’état liquide – il s’agit donc d’électrodes liquides –et sont électriquement séparés par un électrolyte constitué d’une membrane céramique solide (alumine-β : NaAl11O17 ; β se référant à la variété cristalline de cette céramique) assurant l’échange des ions Na+. La conductivité ionique de ces membranes est remarquablement élevée (1 siemens par mètre, S/m, à 350 0C). En phase de décharge, Na métal (matériau de l’électrode négative) est oxydé en Na+ en libérant un électron (Na → Na+ + e). Ce dernier est consommé à l’électrode positive en réduisant le soufre S (S + ne → Sn). Ces batteries ont de très bonnes performances en puissance et en cyclabilité, avec des coûts de maintenance modestes. Des systèmes Na-S de plusieurs mégawatts sont en opération dans le monde, principalement au Japon.

Les batteries à circulation ou redox flow batteries pour le stockage d’énergie de grande dimension font l’objet de recherches depuis que ce concept a été proposé au début des années 1960. Les substances actives ne sont plus sous forme de grains solides immobilisés au niveau d’électrodes fixes (comme dans les batteries Li-ion), mais dissoutes dans deux électrolytes liquides différents. Ces électrolytes anodique (anolyte) et cathodique (catholyte) sont stockés dans des réservoirs séparés, pouvant atteindre plusieurs milliers de litres de contenance. Pour décharger la batterie, l’anolyte et le catholyte sont pompés et circulent à l’intérieur du cœur de la cellule électrochimique où les réactions d’oxydo-réduction vont se dérouler classiquement : des collecteurs de courant prennent en charge les électrons qui vont transiter à l’extérieur de la cellule, tandis que des ions se déplacent entre les deux électrolytes en franchissant une membrane conductrice ionique. Celle-ci est cruciale pour le bon fonctionnement de la batterie car elle doit empêcher le mélange des deux liquides. Il ne peut donc pas s’agir d’une simple membrane poreuse comme pour une batterie Li-ion, mais d’une membrane spécifique qui ne conduira qu’une espèce ionique. Une fuite au niveau de la membrane sera synonyme de court-circuit. Ces systèmes présentent l’avantage majeur d’un contrôle simultané – mais découplé car indépendant l’un de l’autre – de la puissance et de l’énergie, ce qui est pour le moment difficilement envisageable avec une seule batterie Li-ion, par exemple. Ainsi, la quantité d’énergie stockée est directement proportionnelle à la taille des réservoirs des électrolytes – plus les réservoirs sont grands, plus il y a de réactifs et donc d’énergie –, tandis que la puissance peut être modulée directement en modifiant le flux des électrolytes circulant dans la cellule et en adaptant la taille des collecteurs et de la membrane. Cela en fait une option de choix pour associer ce type de batteries avec une source d’énergie renouvelable, dont l’intensité est intrinsèquement très fluctuante. On peut ainsi adapter la puissance de la batterie à la quantité d’électricité qu’elle doit stocker en jouant sur le débit des électrolytes – par exemple, un faible débit la nuit lorsque les panneaux solaires ne fonctionnent pas. Cependant, quelques interrogations demeurent sur la durabilité – en rapport avec la corrosion des réservoirs et des pompes due à la nature des électrolytes employés, l’interdiffusion des espèces au travers des membranes, etc. – ainsi que sur le coût de ces systèmes qui inclut ceux des membranes, de la maintenance, mais également celui – très fluctuant – de certaines substances actives (par exemple, le vanadium). La nature chimique de certains électrolytes (comme les solutions très acides) ou encore la nocivité de certains réactifs (par exemple, le dibrome, Br2) suscitent néanmoins quelques interrogations quant à la sécurité compte tenu des grands volumes stockés. De nombreuses sociétés commercialisent ces batteries à circulation pour des applications stationnaires, de nombreux sites pilotes de grande taille étant fonctionnels dans certains pays (notamment au Japon, en Australie et aux États-Unis). Le bilan des performances de ces démonstrateurs permettra de valider ou non cette filière. Le manque de recul s’explique par la difficulté d’obtenir des retours d’expérience sur ces installations, difficiles à mettre en place, à la différence des technologies Li-ion dont le développement s’est d’abord appuyé sur des applications en petit format pour la téléphonie ou les ordinateurs portables.

Représentations schématiques de la batterie à circulation (redox flow)

dessin : Représentations schématiques de la batterie à circulation (redox flow)

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Dans ce type de batterie (redox vanadium), les couples redox V5+/V4+ et V3+/V2+ sont dissous dans deux électrolytes différents (l'anolyte, qui va circuler à l'électrode négative, et le catholyte, qui va circuler à l'électrode positive) contenus dans des réservoirs séparés. Des pompes... 

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Pour résoudre ces problèmes, une autre stratégie vise à développer la technologie des batteries « sodium-ion » (Na-ion) qui s’inspire des batteries Li-ion. En effet, remplacer le lithium par le sodium, dont le coût est dix fois moins élevé, permettrait de faire des économies substantielles sur le prix du kilowattheure stocké. Les études menées au sein du Réseau sur le stockage électrochimique de l’énergie (RS2E, réseau de recherche et de transfert technologique français dépendant du CNRS et se consacrant aux différents dispositifs de stockage d’énergie) ont montré que, malgré une diminution de 50 p. 100 de la densité d’énergie par rapport à la technologie Li-ion – qui est de 250-300 Wh/kg pour la technologie Li-ion dite avancée –, la batterie Na-ion pouvait trouver sa place dans les applications stationnaires du fait de son coût réduit. Ses performances, incluant le coût de production, donneront une indication sur la viabilité de cette technologie. Grâce à des choix pertinents de matériaux particuliers, notamment au niveau de l’électrode positive, des améliorations ont déjà été apportées en termes de puissance et de durée de vie. L’objectif d’atteindre 150 Wh/kg avec des procédés déjà existants de fabrication de cellules (permettant de limiter les coûts de production) positionnerait la technologie Na-ion comme une concurrente sérieuse aux systèmes graphite/LiFePO4 ou Li5Ti4O12(LTO)/NMC, y compris pour des applications de mobilité.

Tous ces systèmes cités ci-dessus font l’objet d’études approfondies au sein de différents laboratoires dans le monde ; des start-up développent déjà certaines de ces technologies.

L’ère des batteries au lithium

En prenant en compte les améliorations potentielles de la capacité massique des matériaux des électrodes, de l’électrolyte et du packaging (remplacer le packaging métallique par un packaging plus léger à base de polymères), la densité d’énergie des batteries Li-ion pourrait atteindre 350 Wh/kg au cours de la décennie 2020, ce qui va davantage encore étendre ses domaines d’application.

Parmi les études en cours pour améliorer les caractéristiques des matériaux des électrodes, on peut citer, pour l’électrode négative, les matériaux composites à base de semi-métaux (silicium) ou de métaux (étain, aluminium…) qui stockent le lithium par l’intermédiaire de réactions d’alliage. Ces réactions forment, par exemple en utilisant le silicium, des alliages LixSi (où x peut atteindre théoriquement 4), conduisant à des capacités dix fois supérieures à celle de l’électrode de graphite. L’inconvénient majeur de ces composés est leur variation de volume lors des réactions d’oxydo-réduction, ce qui limite la durée de vie de l’électrode. Pour cela, on utilise seulement quelques pourcents de silicium dans les anodes. À l’électrode positive, on emploie des matériaux NMC à faible teneur en cobalt (comme Li1Ni0,8Mn0,1Co0,1O2) où chaque nickel (Ni) peut échanger jusqu’à deux électrons (valence II à IV) et ainsi compenser la perte de capacité due à l’introduction de manganèse (Mn) électrochimiquement inactif. Au-delà, des progrès sont aussi attendus pour cette électrode positive avec l’utilisation de matériaux appelés Li-rich, qui peuvent intercaler et « désintercaler » plus d’ions Li+ que les matériaux lamellaires NMC classiques, ou encore les électrodes avec une structure cristalline particulière appelée spinelle de type Li[NixMn1x]2O4.

Au-delà de la technologie Li-ion classique fondée sur des matériaux d’intercalation, des technologies alternatives à base de lithium sont en cours de développement : les technologies lithium-soufre (Li-S) et lithium-air (Li-air).

Une batterie Li-S utilise du lithium métallique comme électrode négative et du soufre comme électrode positive, selon la réaction 2Li + S ⇄ Li2S. La présence de lithium métallique impose l’utilisation d’un électrolyte non aqueux et d’une membrane (séparateur) céramique pour éviter la formation de dendrites de lithium à l’origine de courts-circuits et d’explosions. La différence de potentiel modeste (2,2 V), compensée par la capacité massique élevée du lithium et du soufre, en fait un candidat prometteur pour la prochaine génération de batteries, les prototypes atteignant une densité d’énergie de plus de 300 Wh/kg. Mais, avant tout déploiement, certains problèmes doivent être résolus, la puissance et la durée de vie restant, par exemple, à améliorer. De plus, si l’autodécharge (consommation des matières actives par des réactions parasites à l’intérieur de la batterie) des batteries Li-ion reste faible, elle est un problème pour le système Li-S du fait de la production d’espèces solubles à l’électrode positive pouvant migrer et ainsi se réduire à l’électrode négative en consommant du lithium. Une fois ces difficultés surmontées, la batterie Li-S pourrait atteindre des performances de l’ordre de 400 à 500 Wh/kg, ce qui constituerait une avancée importante, mais avec des densités d’énergie volumique limitées du fait de la faible densité du soufre et de l’utilisation d’une électrode positive poreuse afin d’y insérer le soufre.

La batterie dite Li-air, ou plus spécifiquement Li-O2, associe l’oxygène gazeux (O2) comme matériau actif d’électrode positive et une électrode négative de lithium dans un électrolyte classiquement non aqueux, selon la réaction 2 Li + O2 ⇄ Li2O2. Ce système de stockage électrochimique présente les densités théoriques d’énergie les plus élevées, avec plus de 3 000 Wh/kg. Mais la réalité est tout autre puisque, même si des densités d’énergie pratiques de 500 Wh/kg ont été démontrées sur quelques cycles, de nombreux verrous scientifiques (formation de radicaux superoxydes qui oxydent l’électrolyte, cinétique réactionnelle faible entraînant une grande chute de tension en décharge…) bloquent leur développement, ne permettant pas d’espérer une mise sur le marché avant de nombreuses années, si tant est que cette technologie devienne un jour mature.

La sécurité dans les batteries Li-ion est un critère très important. C’est dans ce contexte que l’utilisation d’électrolytes solides est proposée. Ce concept n’est pas nouveau puisqu’il est utilisé dans les batteries dites « Li-métal polymère » ou « LMP », qui ont notamment équipé les véhicules tout électriques du programme Autolib’ (service public d'autopartage de voitures électriques en libre-service en Île-de-France entre 2011 et 2018). Les avantages de ces batteries sont : l’absence d’électrolyte liquide volatil ou inflammable, ce qui réduit fortement le risque d’emballement thermique et donc la formation de gaz toxiques issus de la décomposition thermique des sels de l’électrolyte ; la présence d’un électrolyte solide qui permet d’utiliser le Li métal comme anode (électrode négative), car il bloque la croissante des dendrites de lithium à l’origine de courts-circuits et d’explosions ; l’emploi du Li métal, bénéfique sur le plan de la densité d’énergie, de par son plus bas potentiel de fonctionnement (potentiel redox) et sa plus forte capacité massique comparés au graphite. Le principal point négatif de ces batteries est la nécessité de les maintenir à une température de 80 0C de manière à ce que le polymère (électrolyte) atteigne une conductivité ionique suffisante. Ce problème de faible conductivité est également au cœur du développement des batteries dites « tout solide » où l’électrolyte est un solide inorganique céramique. De très nombreux progrès ont été réalisés avec, en particulier, la mise au point de céramiques dont la conductivité atteint aujourd’hui environ 20 mS/cm à température ambiante, ce qui est équivalent à la conductivité des électrolytes liquides. Mais au moins deux autres points névralgiques restent à maîtriser.

D’une part, il est nécessaire d’assurer un contact intime entre les différents solides, ce qui est beaucoup moins aisé qu’avec un électrolyte liquide qui vient facilement percoler et mouiller la surface des grains de matériaux actifs. Cela impose de développer de nouveaux procédés permettant de réaliser des électrodes composites où les grains de matière active disposent à la fois d’un accès optimal aux ions (via l’électrolyte solide) et aux électrons (via le collecteur de courant), et une couche d’électrolyte séparant les deux électrodes et conduisant exclusivement et le plus rapidement possible les ions. D’autre part, les électrolytes solides actuellement identifiés sont généralement instables au contact du lithium ou des autres matériaux constitutifs d’une électrode positive, d’où la nécessité d’explorer de nouvelles compositions chimiques ou d’ajouter des couches protectrices à l’interface électrolyte-matériau actif, ce qui rend les choses plus complexes. Cependant, des solutions existent et les gains en termes de densités d’énergie et de puissance que permettrait d’atteindre le développement de cette technologie tout solide justifient les très importants moyens qui y sont consacrés. Cette technologie, plus sécuritaire, est fortement encouragée par les constructeurs automobiles.

Le déploiement important des accumulateurs Li-ion pose également la question de l’accès aux matières premières, et en particulier celle du lithium. S’il est vrai que les réserves de lithium restent importantes (17 millions de tonnes en 2020), il n’en demeure pas moins que c’est une ressource limitée et qui n’est pas distribuée de façon homogène. C’est la raison pour laquelle le recyclage se développe fortement pour répondre aux besoins des fabricants de batteries, exploitant ainsi le concept de « mine urbaine ». Des travaux de recherches sont également réalisés pour améliorer le rendement et le coût énergétique des procédés pyrométallurgiques et hydro métallurgique utilisés lors des procédés de recyclage.

Enfin, si les électrolytes organiques (non aqueux) permettent d’atteindre des tensions de cellules supérieures à 3 V du fait de l’absence d’eau, les électrolytes aqueux présentent cependant des avantages en termes de coût et de sécurité. Pour cette raison, des technologies alternatives se développent. Un exemple en est la technologie Zn-air (zinc pour l’électrode négative), non fondée sur le lithium cette fois, qui combine l’utilisation d’un électrolyte aqueux à base de potasse avec un matériau bas coût (le zinc) et une différence de potentiel de 1,65 V grâce à la faible vitesse de réduction de l’eau sur l’électrode de zinc. La densité d’énergie théorique de ce système, même si elle est bien inférieure à celle de la batterie Li-ion, reste intéressante. Les performances atteintes restent encore modestes et la recharge est limitée à quelques cycles ou dizaines de cycles. Le principal verrou technologique à lever reste la cyclabilité de l’électrode de zinc qui, comme le lithium métal, forme des dendrites en recharge. Les technologies de batteries en milieu aqueux ont pour avantage de limiter les problèmes de sécurité, qui, même s’ils sont de mieux en mieux maîtrisés dans les batteries Li-ion par exemple, constituent un critère de sélection important. Cela explique l’intérêt de maintenir des travaux de recherche et développement sur les technologies aqueuses.

Perspectives du stockage de l’énergie électrique 

Le stockage de l’énergie électrique est sans aucun doute un défi majeur auquel doit faire face notre société dans le cadre d’un développement durable s’accompagnant de l’utilisation croissante des énergies renouvelables pour la production d’électricité. Parmi le développement de nouvelles technologies permettant d’élargir la gamme des techniques existantes, le stockage électrochimique de l’énergie est appelé à jouer un rôle de plus en plus important et est promis à un déploiement massif. D’importants indicateurs vont dans ce sens : les investissements colossaux des industries privées pour produire les batteries et leurs matériaux ; les fortes réductions de coût qui découlent de ces investissements ; les améliorations en termes d’énergies massique et volumique des batteries.

Au-delà des batteries, des systèmes de stockage alternatifs voient le jour pour répondre à des usages différents ou spécifiques. Parmi ceux-ci, la filière hydrogène devrait prendre également une place importante dans le stockage de masse des énergies renouvelables car celui-ci ne sera pas le monopole d’une seule technologie mais la combinaison de plusieurs d’entre elles. Leur déploiement devra forcément s’accompagner de politiques publiques incitatives pour en favoriser l’usage.

Le rôle des batteries dans le stockage de masse de l’électricité n’a cessé de croître depuis le début des années 2010. Ce succès s’explique par les performances des batteries, dont la cyclabilité permet de stocker réversiblement l’énergie pendant plusieurs centaines ou milliers de cycles avec un rendement énergétique supérieur à 97 p. 100. Les projections tablent sur une croissance quasiment exponentielle de la part des technologies Li-ion dans le stockage de masse de l’énergie pour le réseau électrique, du fait de leurs performances et de la baisse constante des coûts (650 € par kWh en 2013, quelque 170 € en 2018 et une prévision de moins de 100 € d’ici la fin des années 2020).

Le développement des réseaux électriques intelligents (smart grids) multiéchelles (dont le but est d’assurer l’équilibre entre l’offre et la demande à tout instant) permettra d’utiliser toutes les batteries des véhicules électriques connectées au réseau comme éléments de stockage. Cette formidable opportunité d’accroître les capacités de stockage de l’énergie électrique via les batteries des véhicules est développée sous le concept de V2G (vehicle-to-grid). Le réseau électrique pourrait ainsi puiser dans ces batteries l’électricité nécessaire pour répondre aux fortes demandes ponctuelles (en début de soirée, par exemple) ou pallier un manque transitoire de production.

Dans son ensemble et sa diversité, le stockage de l’énergie est un secteur d’activités qui conjugue de multiples compétences et implique de nombreux secteurs et acteurs, mais il ne constitue qu’un maillon d’une évolution majeure de notre société et de notre future relation à l’énergie, encore entachée d’un phénoménal gâchis. Au-delà des aspects scientifiques et technologiques, cette (r)évolution nécessitera aussi de profonds remodelages politiques, financiers, sociétaux, culturels et éducatifs, tout en offrant des gisements d’emplois et de nombreuses opportunités.

—  Patrice SIMON, Mathieu MORCRETTE, Dominique LARCHER

Bibliographie

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Site Internet

Réseau d'acteurs publics et privés concernant le stockage électrochimique de l'énergie, www.energie-rs2e.com/fr

Écrit par :

  • : professeur de chimie, enseignant-chercheur
  • : ingénieur de recherche CNRS, directeur du Laboratoire de réactivité et de chimie des solides, université de Picardie Jules Verne, Amiens
  • : professeur en sciences de matériaux à l'université Toulouse III - Paul Sabatier ; membre de l'Académie des Sciences

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Pour citer l’article

Dominique LARCHER, Mathieu MORCRETTE, Patrice SIMON, « STOCKAGE DE L'ÉNERGIE ÉLECTRIQUE », Encyclopædia Universalis [en ligne], consulté le 04 décembre 2020. URL : https://www.universalis.fr/encyclopedie/stockage-de-l-energie-electrique/