Les batteries à flux redox font leur retour sur le devant de la scène. Capables de stocker l’énergie pendant 4 à 12 heures à un coût potentiellement inférieur aux batteries lithium-ion, elles intéressent les opérateurs de réseau et les industriels. Leur secret : une architecture qui découple puissance et capacité, permettant de dimensionner le stockage à la carte.
Comment fonctionne une batterie à flux ?
Contrairement à une batterie lithium-ion classique, où les matériaux actifs sont contenus dans des cellules solides, une batterie à flux stocke l’énergie dans des électrolytes liquides conservés dans des cuves externes. Deux solutions liquides (l’anolyte et le catholyte) circulent à travers une cellule électrochimique où se produit la réaction d’oxydoréduction qui charge ou décharge la batterie.
Cette architecture présente un avantage fondamental : la puissance (en kW) dépend de la taille de la cellule, tandis que la capacité (en kWh) dépend du volume d’électrolyte dans les cuves. Pour augmenter la durée de stockage, il suffit d’agrandir les cuves — sans modifier la cellule. Le coût marginal de chaque heure de stockage supplémentaire est donc très faible, ce qui rend la technologie économiquement attractive pour des durées de 4 heures et au-delà.
Vanadium : la chimie de référence
Les batteries à flux de vanadium (VRFB — Vanadium Redox Flow Battery) constituent la chimie la plus mature. Le même élément (le vanadium) est utilisé dans les deux électrolytes, à des états d’oxydation différents. Cela élimine le risque de contamination croisée, un problème qui limite la durée de vie d’autres chimies. Un système VRFB peut réaliser plus de 20 000 cycles sans dégradation significative, soit une durée de vie de 25 à 30 ans.
Les principaux fabricants de batteries à flux de vanadium sont Invinity Energy Systems (Royaume-Uni/Canada), Sumitomo Electric (Japon), VRB Energy (Canada/Chine) et Rongke Power (Chine). En Europe, CellCube (Autriche) et Volterion (Allemagne) développent des systèmes de plus petite taille pour le marché commercial et industriel.
Le principal inconvénient du vanadium est son coût. Le pentoxyde de vanadium (V₂O₅), matière première essentielle, est un métal dont les cours sont volatils (entre 6 et 15 $/lb selon les années). La Chine et la Russie concentrent l’essentiel de la production mondiale, créant un risque de dépendance.
Zinc-brome et autres chimies alternatives
Pour réduire la dépendance au vanadium, d’autres chimies sont en développement. Les batteries zinc-brome utilisent des matériaux abondants et bon marché. La startup australienne Redflow commercialise des modules ZBr de 10 kWh depuis 2017, principalement pour le marché des télécommunications et du solaire off-grid. Le rendement (environ 70 %) est inférieur à celui du vanadium (75-80 %) mais le coût des matériaux est nettement plus faible.
Les batteries fer-chrome, développées par le californien ESS Inc., utilisent des matériaux parmi les plus abondants de la croûte terrestre. ESS a livré ses premiers systèmes commerciaux (Energy Warehouse, 400 kWh) et vise le marché des « long duration energy storage » (LDES) de 4 à 12 heures. D’autres chimies prometteuses existent : zinc-fer (ViZn Energy), polysulfure-brome, ou encore les batteries organiques à base de quinones (Kemiwatt, startup française issue du CNRS).
Batteries à flux vs lithium-ion : le match
Pour les durées de stockage inférieures à 4 heures, le lithium-ion reste imbattable en termes de coût, de rendement (90-95 %) et de densité énergétique. Les BESS lithium-ion dominent le marché des services réseau de court terme.
Mais au-delà de 4 heures, le rapport s’inverse. Le coût d’une batterie à flux pour 8 heures de stockage est environ 30 à 50 % inférieur à celui d’un système lithium-ion de même capacité, car l’ajout de cuves d’électrolyte coûte beaucoup moins cher que l’ajout de cellules lithium. De plus, les batteries à flux ne se dégradent pas avec les cycles (la chimie liquide est entièrement réversible), contrairement aux cellules lithium-ion qui perdent 20 à 30 % de capacité après 5 000 à 8 000 cycles.
Autre avantage : l’électrolyte des batteries à flux est ininflammable, ce qui simplifie considérablement les contraintes de sécurité incendie et d’assurance — un point sensible pour le lithium-ion, dont les emballements thermiques ont causé plusieurs incendies spectaculaires dans des installations BESS.
Perspectives pour le réseau français
Les scénarios de RTE identifient un besoin de stockage longue durée de plusieurs GWh en France d’ici 2035. Les batteries à flux pourraient y contribuer, en complément des STEP et du stockage thermique. La CRE a recommandé d’intégrer les technologies de stockage longue durée dans les appels d’offres, aux côtés des batteries sodium-ion et du lithium-ion.
Le marché mondial des batteries à flux devrait atteindre 10 milliards de dollars d’ici 2030, tiré par la Chine (qui a installé un système VRFB géant de 200 MW / 800 MWh à Dalian) et par les États-Unis (subventions IRA pour le stockage longue durée). L’Europe, encore discrète sur ce segment, pourrait rattraper son retard grâce aux politiques de flexibilité réseau inscrites dans les plans nationaux énergie-climat.
Ce qu’il faut retenir
- Les batteries à flux stockent l’énergie dans des électrolytes liquides, permettant de découpler puissance et capacité.
- Elles sont économiquement avantageuses au-delà de 4 heures de stockage, avec une durée de vie de 25-30 ans.
- Le vanadium domine mais pose un risque de dépendance ; des chimies alternatives (zinc-brome, fer-chrome) émergent.
- La Chine mène la course avec un système géant de 200 MW à Dalian ; l’Europe reste en retrait.
