L'énergie renouvelable de stockage sur batterie fait référence à des systèmes qui captent et stockent l'électricité produite à partir de sources renouvelables comme l'énergie solaire et éolienne, puis la libèrent en cas de besoin. Ces systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS) résolvent le défi fondamental des énergies renouvelables : le soleil ne brille pas toujours et le vent ne souffle pas toujours, mais la demande d'électricité ne s'arrête jamais.
L’ampleur de la croissance du stockage sur batterie
Le marché du stockage sur batterie a atteint un point d’inflexion. La capacité des batteries à l'échelle des services publics américains-a dépassé 26 gigawatts en 2024, soit une augmentation de 66 % par rapport à l'année précédente. Les fournisseurs d’électricité ont ajouté 10,4 GW de nouvelle capacité rien qu’en 2024, et les projections suggèrent que 18,2 GW supplémentaires seront mis en service en 2025.
Ce ne sont pas de modestes ajouts à la grille. Le projet de stockage Gemini Solar Plus au Nevada, opérationnel depuis juillet 2024, combine un parc solaire de 690-MW avec un système de batterie de 380 MW capable de stocker 1 416 mégawattheures. L'installation de Moss Landing en Californie est la plus grande du pays avec 750 MW. Des projets de cette ampleur auraient été économiquement impossibles il y a dix ans.
La croissance reflète une transformation plus large. À l’échelle mondiale, le marché du stockage d’énergie par batterie a augmenté de 44 % en 2024, installant 69 GW de capacité. Wood Mackenzie prévoit que le marché mondial dépassera le térawatt au cours de la prochaine décennie, soit près de sept fois la capacité installée actuelle. La Chine et les États-Unis sont à l’origine de cette expansion, le Texas et la Californie représentant environ 20 GW de capacité américaine.
Ce qui rend cette croissance durable, c’est l’économie. Les coûts des batteries au lithium-ion ont chuté de plus de 90 % au cours de la dernière décennie, l'année 2024 connaissant à elle seule une baisse de 40 %. Cet effondrement des prix a transformé le stockage par batterie, passant d’un accessoire coûteux au réseau à une pierre angulaire économiquement viable des systèmes d’énergie renouvelable.
Comment le stockage sur batterie permet l’énergie renouvelable
L'énergie renouvelable crée une inadéquation entre l'offre et la demande que les batteries résolvent. Les panneaux solaires génèrent une puissance maximale vers midi, lorsque la demande est souvent plus faible, tandis que la demande maximale en électricité atteint le soir, après le coucher du soleil. Les régimes de vent suivent leur propre logique, en générant souvent davantage la nuit dans de nombreuses régions. Sans stockage, cet excédent d’énergie renouvelable est soit réduit (gaspillé), soit nécessite des centrales à combustibles fossiles pour combler les lacunes.
Les systèmes de stockage par batterie se chargent pendant les périodes de production excessive d'énergies renouvelables et se déchargent pendant les périodes de forte-demande. Ce n'est pas seulement théorique,- cela se produit à grande échelle. Pendant les heures de pointe de l'énergie solaire en Californie, les systèmes de batteries absorbent des gigawatts d'énergie excédentaire. Lorsque la demande en soirée augmente et que la production solaire diminue, ces mêmes batteries se déchargent, supplantant ainsi le besoin de centrales de pointe au gaz naturel.
La mécanique implique une coordination sophistiquée. Un logiciel de batterie intelligent utilise des algorithmes pour surveiller les conditions du réseau en temps réel-, décidant quand charger, quand décharger et à quelle vitesse. Les systèmes de contrôle peuvent répondre aux besoins du réseau en quelques millisecondes, en fournissant des services allant de la stabilisation instantanée de la fréquence au transfert d'énergie sur plusieurs-heures.
Un système de batterie au lithium-ion typique à l'échelle du réseau-se compose de trois composants principaux. La batterie elle-même stocke l’énergie grâce à des réactions électrochimiques. Les onduleurs convertissent le courant continu des batteries en courant alternatif compatible avec le réseau. Le reste du système comprend des équipements de refroidissement, des systèmes d’extinction d’incendie, des systèmes de surveillance et une infrastructure de connexion au réseau. Ces composants fonctionnent ensemble pour atteindre des rendements aller-retour-d'environ 85 %, ce qui signifie que 85 % de l'énergie consacrée à la charge est restituée pendant la décharge.
Le cadre de durée de stockage
Comprendre le stockage des batteries nécessite de reconnaître que différentes applications nécessitent des durées de stockage différentes et que toutes les batteries n'ont pas le même objectif.
Régulation de fréquence : secondes à minutes
Le réseau électrique doit maintenir une fréquence précise de 60 Hz aux États-Unis. Même de petits écarts peuvent endommager l’équipement ou provoquer des pannes de courant. Les systèmes de stockage par batterie excellent dans la régulation de fréquence car ils réagissent en fractions de seconde, beaucoup plus rapidement que les générateurs traditionnels ne peuvent augmenter ou diminuer.
Ces applications ne nécessitent pas de grande capacité énergétique. Une batterie peut se décharger pendant seulement quelques minutes à la fois, plusieurs fois par jour. La valeur vient de la vitesse et de la réactivité, et non de la durée de stockage.
Rasage de pointe et transfert de charge : 1 à 4 heures
Cela représente le point idéal pour la technologie lithium-ion actuelle. La plupart des systèmes de batteries installés en 2024 ont été conçus pour une durée de décharge de 1 à 4 heures. Ils facturent pendant les périodes de faible demande-lorsque la production renouvelable dépasse la consommation, puis se déchargent pendant les périodes de pointe de demande.
L’économie fonctionne parce que ces batteries peuvent se décharger quotidiennement, générant ainsi des revenus grâce à de multiples services. Ils réduisent les frais de demande pour les clients commerciaux, fournissent de la capacité au réseau pendant les heures de pointe et permettent l'-arbitrage sur le moment de l'utilisation-en achetant à bas prix hors-énergie de pointe et en vendant de l'énergie de pointe coûteuse.
Le réseau californien démontre clairement cette tendance. Les systèmes de batteries se chargent régulièrement pendant la surgénération solaire de midi et se déchargent pendant la pointe du soir, un phénomène connu sous le nom de « courbe de canard ». Cette fenêtre de décharge de 3 à 4 heures correspond parfaitement à l’écart entre le déclin solaire de l’après-midi et la réduction de la demande au coucher.
Cyclisme quotidien : 4 à 10 heures
Les systèmes de plus longue durée-peuvent stocker la production renouvelable du matin pour une utilisation en soirée, ou capter l'énergie solaire de l'après-midi pour la demande nocturne. L'étude sur l'avenir du stockage du Laboratoire national des énergies renouvelables a examiné les systèmes conçus pour stocker jusqu'à 10 heures d'énergie, et prévoit qu'ils remodèleront le rôle du stockage à l'échelle des services publics-.
Le défi est le coût. Chaque heure supplémentaire de stockage nécessite davantage de capacité de batterie, ce qui augmente les coûts du système. Un système de 4-heures peut coûter 160 $ par kWh, tandis qu'un système de 10-heures augmente le coût par-kWh en raison des cellules supplémentaires nécessaires. Cependant, la baisse des prix des batteries rend progressivement les systèmes lithium-ion de plus longue durée plus viables.
Multi-journalier à saisonnier : l'écart actuel
Les périodes prolongées de faible production d'énergies renouvelables-parfois appelées événements "Dunkelflaute" en Europe-représentent le problème non résolu du stockage. Pendant une période de 10 jours de vent faible et d’ensoleillement limité, répondre à la demande du réseau nécessiterait beaucoup plus de stockage que ce qui existe actuellement.
Physics World a calculé que le Royaume-Uni aurait besoin d'environ 5 térawattheures-heures de stockage pour couvrir dix jours consécutifs de faible-génération-plus de 100 fois la capacité actuelle de la batterie du pays. Aux coûts actuels, cela serait prohibitif. Les batteries au lithium-ion restent rentables-efficaces uniquement pour le cyclisme quotidien, et non pour un stockage sur plusieurs-jours ou saisonnier.
C’est dans cette lacune que les technologies alternatives entrent en jeu, même si peu d’entre elles ont atteint une échelle commerciale.
Évolution de la technologie des batteries
Les batteries au lithium-ion dominent les déploiements actuels, mais le paysage technologique se diversifie en fonction des besoins des applications.
Le lithium fer phosphate prend le relais
Dans la chimie du lithium-ion, un changement important s'est produit vers 2022. Le lithium fer phosphate (LFP) est devenu la principale chimie pour le stockage stationnaire, remplaçant les batteries nickel-manganèse-cobalt (NMC) qui dominaient auparavant.
LFP offre plusieurs avantages pour les applications réseau. Il est plus stable thermiquement, réduisant ainsi les risques d'incendie. Il ne nécessite pas de cobalt, ce qui répond à la fois aux problèmes de coût et d'approvisionnement éthique. Les batteries LFP peuvent supporter davantage de cycles de charge-décharge, certains fabricants affirmant une durée de vie de 16 ans, contre la dégradation de 2 à 3 ans qui a frappé les générations précédentes.
Le compromis est la densité énergétique. Les batteries LFP stockent moins d'énergie par kilogramme que les NMC, mais pour les applications de réseau stationnaire où le poids n'a pas d'importance, cela ne constitue pas un inconvénient majeur. Le coût et la longévité comptent davantage, et LFP gagne sur les deux.
La Chine fabrique la grande majorité des batteries LFP. Cette concentration a créé des problèmes au niveau de la chaîne d’approvisionnement, motivant les efforts des États-Unis et de l’Europe pour renforcer leur capacité de production nationale. Cependant, ces installations sont confrontées à un désavantage en termes de coûts, les batteries américaines et européennes coûtant environ 20 % de plus que leurs équivalents fabriqués en Chine-.
Alternatives émergentes pour différents besoins
Les batteries sodium-ion ont suscité un intérêt en tant qu'alternative au lithium. Le sodium est abondant et peu coûteux-il y a « une tonne de sodium partout », comme l'a noté un chercheur du NREL. La technologie est moins sujette à l'emballement thermique et pourrait être nettement moins chère que le lithium-ion. Cependant, les batteries sodium-ion ne sont pas encore commercialement matures pour les applications à l'échelle du réseau-, et la baisse des prix des LFP a réduit l'urgence de développer des alternatives.
Les batteries à flux représentent une approche différente du problème de durée. Ces systèmes stockent l'énergie dans des électrolytes liquides qui circulent à travers les cellules, avec des réservoirs séparés pour les charges positives et négatives. L'avantage est que la capacité énergétique évolue indépendamment de la capacité électrique.- vous pouvez leur faire stocker plus d'énergie en utilisant simplement des réservoirs plus grands. Les batteries à flux peuvent théoriquement maintenir leur capacité pendant des milliers de cycles sans dégradation.
Le défi réside dans l’empreinte et la complexité du projet. Les batteries à flux nécessitent un espace et une infrastructure importants, ce qui les rend moins attrayantes que les systèmes compacts au lithium-ion pour la plupart des applications. Ils restent une technologie de niche, même si la recherche se poursuit pour améliorer les produits chimiques.
Des chercheurs de l'Université de Columbia ont annoncé des progrès dans le domaine des batteries potassium-sodium-soufre en septembre 2024. Celles-ci utilisent des matériaux abondants et peu coûteux et ont obtenu des résultats prometteurs à des températures intermédiaires autour de 75 degrés, bien en dessous des 250 degrés et plus requis par les conceptions précédentes. L'innovation de l'équipe en matière d'électrolytes a dissous les précipités solides problématiques qui limitaient les versions antérieures. Reste à savoir si ces recherches se traduiront par des produits commercialement viables, mais cela indique l’ampleur du développement en cours des batteries.
Performances et intégration dans le monde réel-
La différence entre les projets pilotes et le déploiement à l'échelle du réseau-implique de s'adapter à des réalités techniques et économiques complexes.
Systèmes de stockage hybrides et renouvelables-
Environ 3,2 GW des 9,2 GW de capacité de batterie ajoutée aux États-Unis en 2024 provenaient de systèmes hybrides colocalisés avec des fermes solaires. Ce jumelage crée des avantages opérationnels au-delà de la simple connexion de la production renouvelable à un stockage séparé.
Les systèmes hybrides peuvent partager l’infrastructure de connexion au réseau, réduisant ainsi les coûts et la complexité d’interconnexion. L'électricité CC des panneaux solaires peut circuler directement vers les batteries couplées en courant continu-via un convertisseur, évitant ainsi les pertes d'efficacité liées à plusieurs conversions CA-CC. Les développeurs de projets peuvent optimiser la taille de la batterie par rapport à la capacité solaire, en installant parfois des batteries conçues pour fournir plus de puissance que le panneau solaire afin de maximiser l'utilisation de la connexion au réseau.
Ces installations hybrides lissent les profils de production renouvelable. Plutôt que d’injecter de l’énergie solaire hautement variable directement sur le réseau, la batterie absorbe les fluctuations, fournissant ainsi une énergie constante et distribuable. Du point de vue de l'opérateur du réseau, une installation de stockage solaire-plus- correctement configurée peut fonctionner presque comme un générateur contrôlable.
Services de réseau et empilement des revenus
Les systèmes de stockage sur batterie ne dépendent pas d’une seule source de revenus. Le modèle économique implique le « empilement des revenus » -assemblant les revenus de plusieurs services.
La régulation de fréquence permet aux batteries de réagir rapidement aux écarts de fréquence du réseau, aidant ainsi à maintenir les 60 Hz précis requis. Les marchés de capacité compensent la disponibilité du stockage pendant les périodes de pointe de la demande, même s'il n'est pas sollicité. L’arbitrage énergétique consiste à facturer lorsque les prix de gros de l’électricité sont bas et à les facturer lorsque les prix montent en flèche. Certains propriétaires de batteries fournissent également une capacité de secours ou participent à des programmes de réponse à la demande.
Cette diversité de sources de revenus améliore la rentabilité du projet mais ajoute également de la complexité. Les systèmes de gestion de batterie doivent s'optimiser en fonction des opportunités concurrentes, en équilibrant les paiements de régulation de fréquence et les opportunités d'arbitrage énergétique tout en garantissant que la batterie dispose d'une capacité suffisante pour répondre aux engagements du marché de capacité.
Données de performances réelles
Les performances réelles de la batterie-démontrent à la fois les capacités et les limites de la technologie. En février 2024, les systèmes de batteries du Texas ont fourni près de 1 GW d'énergie lors d'une urgence système, démontrant la fiabilité du stockage lorsque cela était le plus nécessaire.
Le parc de batteries californien fait désormais partie intégrante des opérations du réseau. CAISO, l'opérateur du réseau californien, s'appuie désormais sur des batteries pour gérer la rampe du soir alors que la production solaire diminue. Les jours typiques, la décharge de la batterie commence à s'accélérer vers 17 -18 heures, culmine vers 19 h 00 et 20 h 00 et diminue vers 22 h 00, un cycle de décharge d'environ 4 heures correspondant au défi de la courbe de canard de l'État.
Cependant, des pannes et des problèmes de performances surviennent. Des erreurs de configuration, des problèmes logiciels et des pannes d'équipement ont provoqué la mise hors ligne inattendue des systèmes de batterie à l'échelle du réseau. Les statistiques mondiales de pannes de 2018-2023 montrent que les taux de panne diminuent à mesure que le secteur évolue, mais les systèmes de batteries restent plus complexes et potentiellement sujets aux pannes que les générateurs traditionnels.
Le Laboratoire national des énergies renouvelables suit ces modèles opérationnels pour éclairer la planification du réseau. Leur analyse suggère qu'à mesure que le déploiement des batteries évolue, garantir la fiabilité nécessite non seulement plus de capacité, mais également une diversité géographique et une redondance du système.
Transformation économique et dynamique du marché
La baisse spectaculaire des coûts du stockage par batterie a remodelé l’économie de l’énergie, mais d’importants obstacles financiers subsistent.
Une analyse réalisée en 2018 par le MIT Technology Review a examiné le coût pour atteindre des niveaux élevés de pénétration des énergies renouvelables. L'étude a révélé que la construction de la production et du stockage renouvelables nécessaires pour atteindre les objectifs de la Californie entraînerait une augmentation exponentielle des coûts. Avec une pénétration de 80 % d'énergies renouvelables, les chercheurs ont calculé que les coûts dépasseraient 1 600 $ par mégawatt-heure, contre 49 $ par MWh avec 50 % d'énergies renouvelables. Même en supposant que les batteries coûteraient environ un tiers des prix de 2018, l'économie est devenue « entièrement dominée par le coût du stockage », comme l'a noté Steve Brick, analyste du Clean Air Task Force.
Six ans plus tard, les coûts des batteries ont en effet diminué de plus que le tiers prévu-. Les systèmes de batteries à l'échelle des conteneurs qui coûtaient 250 $ par kWh en 2020 sont tombés en dessous de 140 $ par kWh en 2023 et ont continué à baisser jusqu'en 2024. Les coûts des projets de Wood Mackenzie pourraient tomber en dessous de 100 $ par kWh d'ici 2030.
Ces baisses de prix transforment la viabilité des projets. Les projets de stockage par batteries qui n’avaient aucun sens économique en 2018 sont désormais compétitifs. La loi sur la réduction de l’inflation a introduit des crédits d’impôt à l’investissement pour le stockage autonome en 2022, améliorant encore davantage la rentabilité des projets et accélérant le déploiement.
Toutefois, l’ampleur des investissements requis reste stupéfiante. Le gouvernement britannique estime que le stockage par batterie et les technologies de réseau associées pourraient permettre au système énergétique britannique d’économiser jusqu’à 40 milliards de livres sterling d’ici 2050, mais pour atteindre ce point, il faudra un investissement initial massif. La capacité installée actuelle de 12,5 GW de la Californie représente des milliards de capitaux déployés, mais cela ne couvre qu'une fraction des besoins éventuels de stockage de l'État.
La concentration géographique du déploiement des batteries reflète l’alignement de l’économie et de la politique. Le Texas (8 GW installés en 2024) et la Californie (12,5 GW) représentent ensemble plus des trois-quarts de la capacité des batteries aux États-Unis. Les deux États disposent d’importantes ressources en énergies renouvelables, de politiques de soutien et de marchés de l’électricité qui récompensent financièrement la flexibilité du stockage.
À l’échelle internationale, la Chine fabrique environ la moitié de la capacité mondiale de batteries et domine la chaîne d’approvisionnement en matières premières. Les entreprises chinoises contrôlent plus de 60 % de la capacité de fabrication de batteries lithium-ion et plus de 90 % de la capacité de traitement de matières premières comme le lithium, le cobalt, le nickel et le graphite. Cette concentration suscite des inquiétudes quant à la sécurité de l’approvisionnement et a incité à déployer des efforts pour renforcer les capacités manufacturières occidentales, bien qu’à des coûts plus élevés.
Défis et limites
Malgré une croissance rapide, le stockage par batterie se heurte à des obstacles non résolus qui limitent son rôle ultime dans la transition énergétique.
Contraintes de matières premières
La mise à l’échelle du stockage par batterie jusqu’au térawatt nécessite des quantités massives de lithium, de cobalt, de nickel et d’autres matériaux. L'exploitation minière du lithium dans le désert d'Atacama au Chili et dans des endroits similaires a des impacts environnementaux importants, notamment l'épuisement des eaux et des dommages aux écosystèmes. L'exploitation minière du cobalt, concentrée en République démocratique du Congo, soulève d'importantes préoccupations éthiques et environnementales.
Alors que la production de batteries atteindra 965 gigawattheures-par an en Europe d'ici 2030, la demande de matériaux va augmenter considérablement. Les goulots d’étranglement de la chaîne d’approvisionnement pourraient ralentir le déploiement ou augmenter les coûts, en particulier si la demande concurrente de véhicules électriques crée des pénuries. Le développement d’infrastructures de recyclage et de produits chimiques alternatifs comme l’ion sodium- représente une voie à suivre, mais ni l’un ni l’autre n’a encore atteint une échelle suffisante pour réduire la pression sur l’extraction de matières vierges.
Préoccupations en matière de sécurité et d’environnement
De grandes concentrations de batteries au lithium-ion présentent des risques d'incendie. Plusieurs incendies très médiatisés dans des installations de stockage de batteries se sont produits, notamment des incidents dans les installations de McMicken du service public de l'Arizona en 2019 et sur d'autres sites. Les systèmes modernes intègrent des systèmes sophistiqués d’extinction d’incendie, de gestion thermique et de surveillance, mais le risque n’a pas été éliminé.
L'élimination en fin de vie-de-présente un autre défi. Les batteries se dégradent avec le temps, atteignant généralement 70-80 % de leur capacité d'origine après 10-15 ans d'utilisation. Pour éliminer ces systèmes en toute sécurité et récupérer des matériaux précieux, il faut développer une infrastructure de recyclage qui existe à peine aujourd'hui. Le modèle d'évaluation du recyclage des batteries au lithium-ion du NREL tente de cartographier les chaînes d'approvisionnement et les impacts du recyclage, mais le recyclage des batteries à l'échelle commerciale reste naissant.
Les électrolytes chimiques contenus dans les cellules de batterie peuvent être caustiques et dangereux en cas de fuite. Les voisins des installations de stockage de batteries proposées s'opposent parfois aux projets en raison de ces problèmes environnementaux et de sécurité, en particulier dans les zones rurales où les terres agricoles pourraient être affectées par des accidents.
Goulots d’étranglement en matière d’interconnexion et d’intégration au réseau
Avoir des batteries prêtes à être installées n'a pas d'importance si elles ne peuvent pas se connecter au réseau. La file d’attente pour l’interconnexion aux États-Unis est devenue un goulot d’étranglement majeur. À partir de 2023, les projets de stockage par batterie cherchant à être connectés au réseau étaient confrontés à des délais d'attente maximum de 50 mois entre la demande initiale et l'accord d'interconnexion, après quoi la construction proprement dite prend des années supplémentaires.
Cela signifie que les projets mis en ligne en 2025 ont probablement rejoint la file d'attente d'interconnexion vers 2018. Les changements dans la chaîne d'approvisionnement, les fluctuations des coûts et l'évolution technologique au cours de ces longues périodes affectent la viabilité des projets. Certains développeurs abandonnent les projets en milieu-d'attente si la situation économique se détériore.
L’infrastructure du réseau elle-même nécessite des mises à niveau pour gérer les grandes installations de batteries. Les systèmes de distribution conçus pour-un flux d'énergie unidirectionnel depuis les générateurs centraux vers les consommateurs doivent s'adapter aux flux bidirectionnels lorsque les batteries injectent de l'énergie pendant la décharge. Les systèmes de protection, les équipements de régulation de tension et les logiciels de contrôle nécessitent tous des mises à jour.
Le problème de la durée-coût
La limitation fondamentale reste économique : les batteries lithium-ion fonctionnent bien pour des applications de 1-4 heures, mais deviennent prohibitives pour un stockage sur plusieurs-jours. Une analyse de Physics World de 2023 a calculé que fournir au Royaume-Uni suffisamment de stockage pour couvrir dix jours consécutifs de faible -génération renouvelable- coûterait environ 50 milliards de livres sterling pour le stockage à base d'hydrogène ou une somme astronomique équivalente pour les batteries aux coûts actuels.
C’est pourquoi le stockage sur batterie ne permettra pas à lui seul de créer des réseaux 100 % renouvelables. Les périodes prolongées de faible production éolienne et solaire-qui se produisent dans la plupart des régions-exigent soit une surconstruction massive de capacités renouvelables, le développement de-technologies de stockage de longue durée qui n'existent pas encore commercialement, ou la conservation de sources de production distribuables comme le gaz naturel avec captage du carbone, le nucléaire ou la géothermie.
La voie à suivre
Le stockage par batterie est passé du statut expérimental à celui essentiel pour les énergies renouvelables, mais son rôle reste un élément d’une transformation plus large du système.
Les opérateurs de réseau apprennent à orchestrer des systèmes de plus en plus complexes. Au lieu de contrôler quelques centaines de grandes centrales électriques, ils gèrent des millions de ressources distribuées, notamment des batteries, des panneaux solaires, des éoliennes et des charges contrôlables. Les algorithmes d'intelligence artificielle et d'apprentissage automatique aident à prédire les modèles de production d'énergies renouvelables, à optimiser la répartition des batteries et à équilibrer l'offre et la demande sur des échelles de quelques secondes-à-saisons.
Porto Rico illustre le potentiel du stockage dans des environnements particulièrement difficiles. La vulnérabilité de l'île aux ouragans et aux pannes de courant qui en résultent rend la résilience énergétique essentielle. NREL a aidé à déployer des systèmes solaires-et-de batteries individuels à travers Porto Rico, fournissant une alimentation de secours en cas de panne du réseau principal et réduisant la dépendance à l'égard de combustibles fossiles importés coûteux.
La recherche se poursuit sur des technologies qui pourraient combler les lacunes restantes du stockage. Des batteries fer-air, qui pourraient potentiellement stocker de l'énergie pendant 100 heures, sont en cours de développement. Les améliorations apportées aux batteries Flow pourraient réduire l’encombrement et les coûts. Le stockage thermique-utilisant l'électricité pour chauffer du sable, du sel ou d'autres matériaux-offre une autre voie pour les applications de longue durée-, en particulier pour la chaleur industrielle. La « batterie de sable » finlandaise stocke 8 mégawatts d'énergie thermique à 600 degrés pour chauffer les maisons et les installations à proximité.
L'intégration du stockage avec la technologie du véhicule-au-réseau représente une autre frontière. Les véhicules électriques contiennent une batterie d’une capacité importante qui reste inutilisée la plupart du temps. La technologie de recharge bidirectionnelle pourrait permettre aux véhicules électriques de restituer leur énergie au réseau pendant les périodes de pointe, transformant ainsi des millions de véhicules en ressources de stockage distribuées. L'Australie et d'autres pays étudient des feuilles de route pour faire de cette technologie une norme.
La conception des politiques et du marché sera cruciale. Les régions qui créent des environnements réglementaires favorables et des mécanismes de marché valorisant correctement les multiples avantages du stockage connaîtront probablement un déploiement plus rapide. Les crédits d'impôt pour le stockage prévus par la loi américaine sur la réduction de l'inflation ont accéléré le développement ; un soutien politique similaire dans d’autres pays pourrait stimuler la croissance mondiale.
Ce qui ressort clairement de l’examen des données probantes, c’est que le stockage par batterie est passé du statut marginal à celui de la planification énergétique. Les 26 GW installés aux États-Unis d’ici fin 2024, bien que considérables, ne représentent qu’un début. La projection de BloombergNEF de 220 gigawatts supplémentaires annuels à l'échelle mondiale d'ici 2035 suggère que le taux de croissance actuel, s'il se maintient, fera du stockage par batterie un élément aussi fondamental pour le fonctionnement du réseau que les lignes de transmission ou les transformateurs.
La technologie ne résoudra pas tous les problèmes. Le stockage saisonnier reste difficile à réaliser, les chaînes d’approvisionnement en matériaux sont confrontées à des contraintes et les coûts doivent continuer de baisser. Mais la trajectoire est claire : les énergies renouvelables se sont développées rapidement une fois que les coûts sont tombés en dessous de la parité des combustibles fossiles ; le stockage par batterie suit désormais le même schéma et les systèmes nécessaires à la gestion d’un réseau de plus en plus renouvelable prennent forme en temps réel.
Foire aux questions
Combien de temps les systèmes de stockage sur batterie peuvent-ils stocker de l’énergie ?
La plupart des systèmes de batteries au lithium-ion à l'échelle du réseau-installés aujourd'hui sont conçus pour une durée de décharge de 1 à 4 heures. Cela signifie qu’ils peuvent fournir leur pleine puissance nominale pendant cette période avant de s’épuiser. Certains systèmes plus récents s'étendent jusqu'à 6-10 heures, mais des durées plus longues augmentent considérablement les coûts. La durée de stockage dépend de la capacité physique de la batterie (mesurée en mégawattheures) divisée par son taux de décharge (mesuré en mégawatts).
Quelle est la durée de vie d'un système de stockage sur batterie-à l'échelle du réseau ?
Les batteries modernes au lithium fer phosphate utilisées dans le stockage en réseau conservent généralement des performances adéquates pendant 10 -16 ans, en fonction des modèles d'utilisation. Les systèmes de batteries subissent des milliers de cycles de charge-décharge au cours de leur durée de vie, perdant progressivement leur capacité. Une fois que les performances se dégradent jusqu'à environ 70 à 80 % de leur capacité d'origine, les batteries doivent généralement être remplacées, bien que les recherches sur la réutilisation des batteries dégradées pour des applications moins exigeantes se poursuivent.
Pourquoi les coûts des batteries baissent-ils si rapidement ?
Trois facteurs entraînent une baisse des coûts des batteries. Premièrement, la fabrication à grande échelle de véhicules électriques a créé des volumes de production qui ont réduit les coûts unitaires-. Deuxièmement, des améliorations progressives de la chimie des batteries ont augmenté la densité énergétique et réduit les besoins en matériaux. Troisièmement, la concurrence entre les fabricants, en particulier les producteurs chinois, a créé une offre excédentaire en 2024, faisant encore baisser les prix. Les courbes d’apprentissage suggèrent que les coûts continueront de baisser à mesure que les volumes de production cumulés augmenteront.
Les batteries peuvent-elles remplacer entièrement les centrales électriques au gaz naturel ?
Pas avec la technologie actuelle. Les batteries excellent dans le remplacement des installations « de pointe » qui fonctionnent quelques heures par jour pendant les périodes de pointe. Cependant, les centrales à cycle combiné-au gaz naturel qui fonctionnent en continu et offrent une fiabilité sur plusieurs-jours restent difficiles à remplacer par des batteries en raison de limitations de durée et de coût. Un réseau entièrement renouvelable nécessiterait soit une surconstruction massive de batteries, des technologies de stockage de longue durée-qui n'existent pas encore commercialement, soit une production alternative distribuable à faible-carbone comme le nucléaire ou la géothermie.
Comment les systèmes de stockage sur batterie rapportent-ils de l’argent ?
Les projets de stockage sur batterie génèrent simultanément des revenus provenant de plusieurs sources, une pratique appelée « empilement de revenus ». Ils gagnent des revenus grâce aux services de régulation de fréquence, aux paiements du marché de capacité pour être disponibles pendant les périodes de pointe, à l'arbitrage énergétique en achetant de l'électricité bon marché hors pointe et en la vendant pendant les pics de prix et, dans certains cas, en réduisant les frais de demande ou en fournissant des services d'alimentation de secours. La combinaison des sources de revenus varie selon la région et la structure du marché.
Les systèmes de stockage sur batterie sont-ils sûrs ?
Les systèmes de batteries à l'échelle du réseau incluent des fonctionnalités de sécurité étendues, notamment des systèmes d'extinction d'incendie, une gestion thermique, une surveillance continue et des protections physiques. Cependant, il existe des risques : les batteries au lithium-ion peuvent prendre feu si elles sont endommagées ou mal gérées, et plusieurs-incidents très médiatisés se sont produits. Les normes de sécurité continuent d'évoluer à mesure que l'industrie évolue et que les installations modernes intègrent les enseignements des déploiements antérieurs. La chimie LFP est généralement plus sûre que la NMC en raison d’une meilleure stabilité thermique.