Batteries à sable : un défi au règne du lithium

Le sable pourrait-il rendre les batteries obsolètes ? Pas partout — mais dans plus d'endroits qu'on ne le pense.

Depuis des décennies, les cellules lithium-ion dominent les débats sur le stockage de l'énergie. Elles alimentent les téléphones, les voitures et une part croissante du réseau. Aujourd'hui, une famille de technologies stockant l'énergie sous forme de chaleur dans des particules solides inertes et bon marché — souvent appelées « batteries à sable » — passe des démonstrations en laboratoire aux projets commerciaux. Ses partisans soutiennent que ces systèmes pourraient supplanter les batteries chimiques pour le stockage de longue durée et le chauffage industriel, et une série de démonstrations récentes a transformé cette possibilité en un dossier commercial concret.

Comment fonctionne une batterie à sable

À sa base, une batterie à sable est un réservoir isolé rempli d'un solide fluide — sable de silice, stéatite broyée ou matériaux granulaires similaires — qui est chauffé grâce à de l'électricité éolienne ou solaire. Les particules chargées sont stockées dans des silos à haute température (des modèles et prototypes ont exploré des températures allant jusqu'à environ 1 100–1 200 °C). Lorsque l'énergie est nécessaire, de l'air chaud ou un autre fluide de travail traverse les particules pour extraire la chaleur et soit la fournir directement pour le chauffage urbain et les processus industriels, soit actionner un cycle de puissance pour produire de l'électricité.

Le système repose sur quelques innovations mécaniques : des réchauffeurs électriques efficaces pour la charge, un moyen de déplacer et de stocker des particules chaudes avec de faibles pertes, et un échangeur de chaleur particules-gaz capable de transférer la chaleur rapidement sans détruire les grains. Des équipes de recherche ont prototypé des composants à l'échelle du laboratoire et développé des modèles informatiques pour montrer comment ces éléments peuvent être conçus pour fonctionner ensemble à une taille commerciale.

Où les batteries à sable surpassent les cellules chimiques

• Coût des matériaux : Le sable ou la pierre concassée coûtent quelques dizaines de dollars par tonne — des ordres de grandeur moins cher que les matières premières minérales utilisées dans les cellules lithium-ion.
• Durée et échelle : Le stockage thermique excelle lorsqu'il faut conserver l'énergie pendant plusieurs heures ou jours. Les systèmes lithium-ion sont généralement optimisés pour la stabilisation de courte durée (deux à quatre heures), tandis que les systèmes à base de sable sont conçus pour le stockage d'énergie de longue durée (LDES) — typiquement 10 à 100 heures. Cela correspond aux besoins des variations saisonnières de la demande et de la chaleur industrielle.
• Matériaux et chaînes d'approvisionnement : Ces systèmes évitent les pressions géopolitiques et environnementales concentrées liées au cobalt, au nickel et aux autres minéraux de batteries.
• Chaleur industrielle : Comme les batteries à sable stockent la chaleur directement à haute température, elles peuvent remplacer les brûleurs à combustibles fossiles dans les usines ou les réseaux de chauffage urbain sans étape intermédiaire de conversion électrique, améliorant ainsi l'utilité globale dans les stratégies de décarbonation.

Ces avantages expliquent pourquoi certains chercheurs décrivent le stockage d'énergie thermique par particules comme une nouvelle génération de stockage dépassant les limites des systèmes à sels fondus et des batteries à courte durée. Les modèles et les premiers prototypes indiquent une rentabilité économique attrayante pour les applications nécessitant une grande capacité sur de longues périodes.

Avancées concrètes : démonstrations et premières centrales à l'échelle commerciale

Le laboratoire phare des énergies renouvelables du U.S. Department of Energy a été un moteur visible de ces travaux. Une équipe y a prototypé des systèmes de particules, publié des analyses évaluées par des pairs et prévu une installation de démonstration sur leur campus de Flatirons, destinée à montrer un fonctionnement de 10 à 100 heures et à valider les composants à grande échelle. Les rapports publics du laboratoire soulignent les promesses de la technologie et le calendrier visé pour une démonstration pionnière en 2025.

Parallèlement, des déploiements commerciaux axés sur la chaleur plutôt que sur l'électricité ont déjà atteint l'échelle d'une ville. En Finlande, une entreprise a construit un stockage thermique industriel à base de sable qui alimente désormais le district heating d'une municipalité ; l'installation aurait une capacité de stockage de l'ordre de 100 MWh d'énergie thermique et a été mise en service à la mi-2025. Cette centrale démontre comment le concept peut être utilisé dès aujourd'hui pour réduire la consommation de combustibles fossiles dans les réseaux de chauffage.

Pas une solution miracle — les limites réalistes

Il est important d'être précis sur les domaines où ces systèmes sont pertinents. S'il s'agit d'un appareil mobile, d'un smartphone ou d'une voiture électrique, les batteries chimiques dominent toujours car elles fournissent de l'électricité directement avec une densité énergétique élevée et des formats compacts. Le stockage par sable et particules est encombrant et stationnaire ; sa force réside dans sa capacité de longue durée et sa chaleur à haute température à un coût avantageux, et non dans sa densité énergétique volumétrique.

Lorsque l'on considère le cycle électricité-électricité, les systèmes à particules font face à des pertes de conversion. Les travaux de laboratoire et de modélisation des équipes de recherche estiment que si l'énergie thermique conservée dans le silo de stockage peut rester supérieure à 95 % sur plusieurs jours, l'efficacité électrique aller-retour — une fois les particules chauffées puis la chaleur reconvertie en électricité par une turbine ou un cycle de Brayton — est couramment modélisée dans une fourchette de 50 à 55 % pour les systèmes complets, après prise en compte des pertes parasites. C'est inférieur à l'efficacité électrique aller-retour d'un pack lithium-ion, mais la contrepartie est un coût d'investissement par mégawattheure de capacité stockée plus faible et la possibilité de stocker l'énergie de manière économique sur des périodes beaucoup plus longues.

D'autres défis d'ingénierie subsistent. L'abrasion des particules, le maintien de la fluidisation et la durabilité des échangeurs de chaleur à haute température sont des domaines de recherche actifs. La technologie nécessite de nouvelles infrastructures industrielles, des pratiques opérationnelles et des parcours d'homologation, ce qui signifie que son déploiement sur de nombreux marchés prendra du temps et des investissements.

Ce que cela signifie pour le réseau et l'industrie

Vu sous l'angle de la décarbonation, le stockage thermique par sable et particules change la donne sur l'endroit et la manière dont la société doit déployer le stockage. Pour équilibrer la variabilité saisonnière ou sur plusieurs jours et pour remplacer la chaleur fossile dans l'industrie, ces systèmes présentent une voie moins coûteuse que la simple construction d'immenses flottes de batteries chimiques. Pour les tâches de courte durée et de haute puissance — réponse en fréquence, pics de charge rapide des VE ou applications mobiles — les batteries resteront le choix logique.

En pratique, un système décarboné reposera sur un portefeuille de technologies de stockage : des batteries électrochimiques rapides pour une réponse de quelques secondes à quelques heures, le pompage-turbinage hydraulique ou l'air comprimé là où la géographie le permet, et des systèmes thermiques ou de stockage à flux de longue durée là où la durée et le coût priment. Les récentes recherches du NREL et les projets commerciaux finlandais ne rendent pas les batteries obsolètes, mais ils élargissent l'éventail d'outils économiquement viables que les gestionnaires de réseau et les planificateurs industriels peuvent utiliser.

Prochaines étapes et points à surveiller

Il faut s'attendre à une activité à court terme dans trois domaines : premièrement, des démonstrations d'ingénierie validant les performances électriques aller-retour de longue durée à l'échelle du mégawatt ; deuxièmement, des déploiements industriels remplaçant la combustion pour la chaleur de procédé et le chauffage urbain ; et troisièmement, des projets pilotes de marché et de réglementation testant la participation de ces actifs aux marchés de l'électricité et aux services de capacité. Les démonstrations financées par des fonds publics prévues pour 2025 et la mise en service de batteries à sable commerciales en 2025 fournissent déjà la base de preuves dont les ingénieurs et les investisseurs ont besoin pour passer de l'expérimentation à des déploiements plus larges.

Pour les planificateurs de réseau et les stratèges de l'énergie, c'est une invitation à penser au-delà de la cellule. Les batteries chimiques resteront essentielles pour de nombreux usages, mais le stockage thermique par particules ajoute une option de longue durée à faible coût qui pourrait réduire sensiblement la quantité de métaux de batterie rares nécessaires pour parvenir à une décarbonation profonde.

James Lawson est un journaliste scientifique et technologique chez Dark Matter spécialisé dans l'énergie, l'espace et l'informatique émergente. Ce récit synthétise des articles de laboratoire, des rapports de laboratoires nationaux et les premiers déploiements commerciaux pour expliquer comment le stockage thermique par particules complète — et dans certains cas remplace — les batteries conventionnelles.