Stockage d'énergie : les alternatives au lithium qui arrivent en force

La domination du lithium-ion et ses failles

La batterie lithium-ion est l'une des technologies les plus transformatrices de ces trente dernières années. Elle alimente nos smartphones, nos ordinateurs, et depuis une décennie, une part croissante de nos véhicules électriques et de nos installations de stockage d'énergie stationnaire. John Goodenough, M. Stanley Whittingham et Akira Yoshino ont reçu le Prix Nobel de chimie en 2019 pour son développement — une reconnaissance méritée.

Mais le lithium-ion n'est pas parfait. Lors d'une visite d'un parc de stockage stationnaire couplé à une ferme solaire dans le sud de la France, le responsable technique m'a listé les griefs avec une franchise désarmante : "Le coût reste élevé, les batteries durent 10 à 15 ans dans les meilleures conditions, le lithium et le cobalt sont géopolitiquement sensibles, et si vous avez un emballement thermique dans un conteneur, vous avez un incendie que vous ne pouvez pas éteindre facilement." Ce n'est pas un plaidoyer anti-lithium — c'est un bilan réaliste.

Ces failles expliquent pourquoi la recherche sur les technologies alternatives de stockage est aussi active, et pourquoi plusieurs d'entre elles commencent à arriver sur le marché.

Sodium-ion : le challenger le plus immédiat

Le sodium est juste en dessous du lithium dans le tableau périodique. Il partage de nombreuses propriétés chimiques mais est infiniment plus abondant et mieux distribué géographiquement — le sel de table est du chlorure de sodium, et les gisements de sodium sont présents sur tous les continents. Son coût est infime comparé au lithium.

Les batteries sodium-ion fonctionnent selon le même principe d'intercalation que les lithium-ion : des ions sodium se déplacent entre une cathode et une anode lors des cycles de charge et décharge. Les cathodes à base de layered oxides (oxydes lamellaires de sodium) ou de Prussian blue analogues (analogues du bleu de Prusse) sont les plus étudiées.

Les limites : la densité d'énergie du sodium-ion est actuellement inférieure d'environ 20 à 30 % à celle du lithium-ion de même génération. Un véhicule électrique à autonomie équivalente sera légèrement plus lourd. C'est un problème pour les applications mobiles, mais pas pour le stockage stationnaire, où l'encombrement et le poids sont bien moins contraignants.

CATL — le premier fabricant mondial de batteries — a lancé sa première génération de batteries sodium-ion en production de série. BYD a suivi. Les premières voitures électriques chinoises avec batteries sodium-ion sont commercialisées, positionnées sur les segments d'entrée de gamme où la densité d'énergie est moins critique que le prix. En stockage stationnaire, plusieurs projets pilotes sont en cours en Europe et en Chine.

Lithium-fer-phosphate (LFP) : pas si nouveau, mais en plein renouveau

Le lithium-fer-phosphate (LiFePO₄, LFP) est une chimie lithium-ion bien connue, inventée dans les années 1990, mais longtemps éclipsée par les chimies NMC (Nickel-Manganèse-Cobalt) et NCA (Nickel-Cobalt-Aluminium) qui offrent une densité d'énergie supérieure.

Le LFP a des avantages considérables que les contraintes actuelles remettent en avant : il ne contient pas de cobalt (problématique géopolitiquement et éthiquement pour certains gisements africains), il est plus stable thermiquement (moins de risques d'emballement), il tolère les cycles de charge-décharge plus nombreux (souvent 3 000 à 5 000 cycles contre 1 000 à 2 000 pour les NMC classiques) et son coût est plus bas.

Tesla a massivement basculé vers le LFP pour ses modèles d'entrée de gamme et pour son stockage Megapack. BYD Blade Battery, une innovation sur l'architecture des cellules LFP, a popularisé cette chimie en démontrant d'excellentes performances de sécurité. La densité d'énergie reste inférieure aux NMC haut de gamme, mais les nouvelles architectures de cellules (comme le cell-to-pack qui élimine les modules intermédiaires) compensent en partie ce désavantage au niveau du pack.

Batteries à flux : pour les grandes capacités de longue durée

Les batteries à flux sont une catégorie fondamentalement différente des batteries à électrodes solides. L'énergie y est stockée dans des solutions liquides (électrolytes) contenues dans des réservoirs externes à la cellule électrochimique. Les réactions se produisent quand les électrolytes circulent à travers la cellule.

L'avantage majeur : la capacité (kWh stockés) et la puissance (kW de charge/décharge) sont découplées. On peut augmenter la capacité simplement en agrandissant les réservoirs, sans modifier la cellule. Pour du stockage de longue durée (4 à 12 heures), l'économie d'échelle est favorable.

Les systèmes vanadium-redox (VRB), qui utilisent des solutions de sulfate de vanadium dans les deux réservoirs, sont la technologie la plus mature. Des installations de plusieurs mégawattheures sont en service en Chine, au Japon et aux États-Unis, principalement pour le lissage de la production des parcs solaires et éoliens. Le vanadium est plus abondant que le lithium et les électrolytes sont pratiquement inusables — la durée de vie théorique du système est illimitée (on peut régénérer l'électrolyte dégradé).

Les limites : la densité d'énergie volumique est faible (environ 5 à 25 Wh/L contre 200 à 400 Wh/L pour le lithium-ion), ce qui les réserve aux applications stationnaires où l'espace n'est pas une contrainte. Et le vanadium lui-même, bien que plus abondant que le lithium, n'est pas sans enjeux de chaîne d'approvisionnement.

D'autres chimies de batteries à flux sont en développement : zinc-bromine, fer-eau (VisBlue en France travaille sur cette chimie), organique-aqueux. Les batteries à flux de fer et d'eau sont particulièrement intéressantes car elles utilisent des matériaux extrêmement abondants et non toxiques.

Stockage gravitaire : les idées qui défient la physique classique

L'idée est simple comme bonjour : stocker de l'énergie sous forme d'énergie potentielle gravitationnelle, en soulevant une masse lourde. C'est le principe des STEP (Stations de Transfert d'Énergie par Pompage) — des lacs artificiels en altitude qu'on remplit quand l'électricité est abondante, et qu'on vide en faisant tourner des turbines quand on a besoin de courant. Les STEP représentent encore la grande majorité du stockage d'énergie installé dans le monde.

Des start-ups proposent des déclinaisons sans retenue d'eau. Energy Vault a développé des tours de béton où des blocs lourds sont empilés ou descendus par des grues motorisées. Gravitricity (Royaume-Uni) propose de descendre et remonter des masses en fond de puits de mine désaffectés.

Ces approches ont l'avantage d'utiliser des matériaux banaux et d'avoir une durée de vie quasiment illimitée. Mais leur densité d'énergie est très faible — les sites nécessaires sont immenses pour des capacités relativement modestes — et leur déploiement rapide à grande échelle reste un défi.

Air liquide et LAES : le stockage cryogénique

Le stockage d'énergie par air liquéfié (LAES, Liquid Air Energy Storage) est une idée moins connue mais techniquement solide. Le principe : quand l'électricité est excédentaire, on la consomme pour liquéfier de l'air ambiant (à -196°C) et le stocker dans des réservoirs cryogéniques. Quand on a besoin d'électricité, on réchauffe cet air liquide, qui se vaporise et se détend en faisant tourner une turbine.

La densité d'énergie est modeste (environ 50 à 100 Wh/L), mais l'air est gratuit et inépuisable. Les réservoirs cryogéniques sont une technologie industrielle mature. Highview Power (Royaume-Uni) a construit le premier système LAES commercial, un projet de 50 MW/250 MWh en Angleterre. L'efficacité du cycle complet est d'environ 50 à 70 %, ce qui est comparable aux batteries à flux.

L'intérêt particulier du LAES : il peut exploiter la chaleur résiduelle industrielle pour améliorer son efficacité (en réchauffant l'air liquide avec de la chaleur perdue plutôt qu'avec de l'électricité), ce qui le positionne comme une option intéressante pour le stockage industriel couplé à des sites grands consommateurs de chaleur.

L'hydrogène comme vecteur de stockage à long terme

L'hydrogène vert mérite d'être mentionné dans ce panorama, bien que son profil soit très différent des batteries. La production d'hydrogène par électrolyse de l'eau, puis son stockage comprimé ou liquéfié, puis sa restitution via pile à combustible ou turbine permet théoriquement un stockage d'énergie de très longue durée (saisonnier) avec une densité d'énergie gravimétrique très élevée.

Le problème : l'efficacité du cycle complet (électricité → hydrogène → électricité) est de l'ordre de 30 à 40 %, ce qui est nettement inférieur aux batteries (85 à 95 %). L'hydrogène est plus intéressant comme vecteur d'énergie pour décarboner l'industrie lourde que comme stockage électrique pur.

Quelle technologie pour quel usage ?

La conclusion qui s'impose après ce tour d'horizon : il n'y aura pas une technologie gagnante qui remplacera le lithium-ion dans tous les usages. Le marché du stockage d'énergie va se fragmenter selon les applications.

Pour la mobilité légère et les appareils portables, le lithium-ion (et ses évolutions comme les batteries à semi-conducteurs à l'état solide) restera dominant grâce à sa densité d'énergie. Le sodium-ion gagnera des parts sur les segments d'entrée de gamme.

Pour le stockage stationnaire de courte durée (1 à 4 heures), le LFP est en train de s'imposer grâce à son coût et sa durée de vie. Pour la longue durée (4 à 12 heures), les batteries à flux, le LAES et potentiellement le stockage gravitaire trouveront leurs marchés.

Pour le stockage saisonnier, seul l'hydrogène ou d'autres carburants synthétiques (ammoniac, méthanol) peuvent offrir des densités d'énergie et des coûts de long terme compatibles.

Le bon signal : presque toutes ces technologies utilisent des matériaux plus abondants et moins géopolitiquement sensibles que le lithium et le cobalt des chimies actuelles. La diversification technologique du stockage d'énergie est aussi une diversification géopolitique — une nécessité dans le contexte actuel.

Les smart grids de demain s'appuieront sur cette palette de technologies complémentaires, chacune déployée là où son profil technico-économique est le plus pertinent.