Quino Energy est une startup créée en 2021, issue d’un laboratoire de Harvard, développant des batteries à écoulement (= à flux redox) dont les électrolytes seraient particulièrement disponibles et peu toxiques.
Les batteries à électrolyte circulant (flux Redox) Quino Energy
L’originalité du projet Quino Energy est l’utilisation, pour sa batterie Redox, de quinone et de ferrocyanide comme électrolytes. En effet, ces composants sont très faciles à trouver : les quinones sont produites à partir de résidus de bois et de charbon
Ils sont aussi biodégradables et peu toxiques. On retrouve par exemple des quinones dans les teintures, le henné ou encore la nourriture: la vitamine K1, phylloquinone, appartient à cette famille.
L’un des problèmes de cette technologie est que les quinones ne sont pas stables comme moyen de stockage, les molécules changent. En juin 2022, les chercheurs de la startup ont publié un mécanisme par lequel on pouvait « régénérer » ces molécules (il s’agt d’2,6-dihydroxy-anthraquinone (DHAQ)):
Jing, Y., Zhao, E.W., Goulet, MA. et al. In situ electrochemical recomposition of decomposed redox-active species in aqueous organic flow batteries. Nat. Chem. 14, 1103–1109 (2022). https://doi.org/10.1038/s41557-022-00967-4
Vous avez les 4 articles scientifiques publié sur ce thème, que je n’ai pas approfondis, sur ce lien : https://quinoenergy.com/technology/. L’innovation semble être encore à un stade très précoce, de recherche.
Histoire et financement de Quino Energy
La batterie à flux redox de Quino Energy a été conçu à l’école d’ingénierie et de sciences appliquées John A. Paulson de Harvard, dans le cadre de recherches dirigées par Michael Aziz et Roy Gordon. Ces deux derniers ont fondé, avec Eugene Behet (aussi CEO) et Meisam Bahari, Quino Energy en 2021. Le laboratoire a donné à l’entreprise une license pour exploiter commercialement le procédé. L’entreprise est localisée à San Leandro, en Californie (Etats-Unis).
L’entreprise aurait bénéficié en 2022 d’une subvention de la part du département américain de l’énergie (DOE) de 4.58 millions de dollars et levé 3.3 millions de dollars auprès notamment d’ANRI et de TechEnegy Ventures.
FAQ
A combien s’élève le financement de Quino Energy?
Quino Energy est encore à un stade très précoce et n’a levé que 3.4 millions de dollars.
Quelle est l’innovation de Quino Energy ?
Quino Energy fait partie des startups développant des batteries à flux redox, qui ont la particularité de pouvoir stocker longtemps sans dégradation l’électricité et d’avoir une capacité de stockage importante pour relativement peu de matériaux. Leur solution repose sur des électrolytes à base de quinone et de ferrocyanide.
- Une présentation très complète (oct. 2022): https://www.chemeurope.com/fr/news/1178206/une-batterie-redox-flow-innovante.html
Jimmy Energy est une startup française développant des microréacteurs modulaires d’une puissance de 10 à 20MWth utilisant une technologie graphite-gaz de 4e génération, à hautes température, dont la particularité n’est de pas produire d’électricité. En effet, ces réacteurs se destinent uniquement à la production de chaleur (industrielle). Elle a été fondée en 2020 par Antoine Guyot et Mathilde Grivet et plusieurs acteurs industriels et elle est conseillée par des acteurs de très haut niveau (ex: Franck Carré, directeur scientifique au CEA, Dominique Vignon, ancien PDG de Framatome …).
Les réacteurs Jimmy
La technologie des réacteurs Jimmy
Les réacteurs Jimmy sont des réacteurs haute température (HTR) de 4e génération. Ils utilisent le graphite comme modérateur et l’hélium comme gaz caloporteur. Ce dernier transmet la chaleur dans un échangeur au circuit secondaire, contenant du CO2, qui la transmet au site industriel. La températeur du coeur s’élèverait à 600°C et pouvant monter à 750°C. La technologie HTR a déjà été l’objet de nombreux prototypes et un petit réacteur modulaire l’exploitant est même fonctionnel en Chine (Shidao Bay).
La particularité des réacteurs Jimmy est qu’ils ne produisent pas d’électricité, mais ont uniquement pour objet de décarboner la chaleur industrielle. Les réacteurs au graphite sont en effet trop volumineux s’il s’agit de produire de l’électricité.Toutefois, le fait d’utiliser directement la chaleur serait une nouveauté.
Le combustible utilisé par ces réacteurs est très particulier: il s’agit de particules composées d’un noyau d’uranium et entouré de gaines résistantes. C’est le combustible dit « Triso« . Point noir, le combustible aurait besoin d’être très enrichi: 19.75% d’U235 !
La sécurité du procédé serait parfaite: en cas d’incident le réacteur se stabiliserait ou s’éteindrait. Le modérateur graphite permettrait ensuite d’évacuer passivement la chaleur. (Source)
On peut souligner que le démantèlement des réacteurs au graphite pose problème actuellement: on ne sait pas faire … pour les gros réacteurs. En effet, les nombreux projets sur le sujet (Graphitech, Inno4graph, Cleandem) répondent aux problème du démantèlement des « gros » réacteurs au graphite, qui sont tellement énormes que de nouveaux outils sont nécessaires. Les micro-réacteurs comme ceux de Jimmy ne posent pas (à ma connaissance, des petits réacteurs au graphite ayant déjà été démantelés) de problème particulier.
Projets et avancement
Jimmu avait annoncé son premier prototype en 2026. (1)
Histoire et financement de la startup Jimmy
Jimmy a été fondée en 2020 par Antoine Guyot (CEO) et Mathilde Grivet (COO). La cible principale de l’entreprise sont les entreprises des secteurs de la chimie, de l’agroalimentaire ou de la papeterie.
En février 2022, la startup a levé 2,2 millions d’euros, ce qui a permis de poser les fondations de l’entreprises (recruter 20 personnes, trouver un premier client pour accueillir le premier générateur, finir une première phase de conception, amorcer la phase réglementaire)
Une seconde levée de fonds, en octobre 2022, s’élève à 15 millions €, devrait permettre de finaliser la conception et lancer la seconde phase réglementaire, la plus importante
Les investisseurs sont notamment EREN industries, Noria, Otium Capital et Polytechnique Ventures.
Elle a aussi bénéficié d’aides publiques importantes. Elle a ainsi obtenu 32M€ dans le cadre de l’appel à projets « réacteurs nucléaires innovants » en novembre 2023, aux côtés notamment d’Hexana, de Naarea, Newcleo et d’un concurrent direct, Calogena. (1)
- Sur le combustible TRISO : https://doseequivalentbanana.home.blog/2020/08/10/triso-et-reacteurs-a-haute-temperature/
- (1) Juliette Raynal, Nucléaire : l’Etat injecte près de 100 millions d’euros pour soutenir ses futurs champion, La Tribune, 27 novembre 2023
Boston Metal est une entreprise issue du MIT travaillant à décarboner la production d’acier par un procédé innovant: l’électrolyse du métal pour réduire (= désoxyder) le minerai de fer. Consommant beaucoup moins d’énergie que son alternative, l’utilisation d’hydrogène, et pourrait même concurrencer l’actuel procédé dominant, très polluant, utilisant du coke en hauts fourneaux.
La réduction de l’oxyde de fer par électrolyse
La solution actuelle polluante: les hauts fourneaux
Pour produire du fer, puis de l’acier, il faut d’abord désoxyder le minerai. En effet, ce dernier est surtout composé d’oxyde de fer. Pour cela, on utilise actuellement un procédé extrêmement polluant: le minerai repose sur un lit de coke (carbone solide) chauffé à très hautes températures (2100°C). Puis, le carbone est enlevé par oxydation, dégageant encore plus de CO2. Au total, la production d’acier représente 6% des émissions de gaz à effets de serre mondiales. C’est la filière BF-BOF (Blast Furnace – Basic Oxygen Furnace).
L’hydrogène pour décarboner l’acier ?
Une solution est d’utiliser de l’hydrogène pour réduire le minerai: exposé à l’hydrogène, l’oxygène du minerai en est extrait sans que ce dernier n’ait eu à entrer en fusion. Toutefois, l’hydrogène est couteux à produire en étant bas carbone et le rendement du procédé n’est pas assuré (est-ce que l’hydrogène est intégralement consommé ?). C’est d’autant plus problématique que l’H2 a un effet négatif dans l’atmosphère: il retarde la dégradation du méthane en CO2, le premier étant un gaz à effets de serre 23 fois plus puissant. C’est la filière DR-EAF (Direct Reduction – Electric Arc Furnace).
La solution Boston Metal
Boston Metal propose d’électrolyser directement le minerai de fer fondu (Melted oxyde electrolysis, MOE), pour générer la réaction suivante « Fe2O3 + e- => Fe + O2″. Le résultat est directement du fer fondu, pas besoin de passer par un four à arc électrique. Le catalyste
Le procédé est tellement révolutionnaire qu’il pourrait même s’avérer plus rentable que l’actuelle solution dominante. En effet, les hauts-fourneaux sont des installations gigantesques représentant des investissements se comptant en milliards d’euros. Au contraire, la solution Boston Metal serait modulaire, pouvant fonctionner à petite échelle. Cela permettrait notamment de rapprocher les installations des mines. Le procédé serait 35% moins cher que la filière BF-BOF.
Le succès de cette technologie, qui électrifie la production d’acier, dépend du développement d’une électricité bas carbone. Combinée au développement de petits réacteurs modulaires intégrant production d’énergie nucléaire, chaleur et électricité, et processus industriels pourrait accentuer cette différence et rendre la filière BF-BOF complètement obsolète.
L’extraction de métaux à faible concentration, non valorisés
Les roches extraites par l’industrie minière peuvent contenir des composés trop peu concentrés pour être exploités. Ces restes, actuellement considérés comme des déchets, peuvent être valorisés par le procédé développé par Boston Metal. L’entreprise a commencé cette activité au Brésil en 2022 et commercialise le métal extrait.
Histoire et avancement de Boston Metal
Histoire de la technologie de Boston Metal, la MOE
Cette technologie est assez ancienne: dès les années 80, un chercheur du MIT, Donald R. Sadoway, travaillant sur une anode pour la production d’aluminium, a développé une cellule électrolytique pour produire du fait: c’était la naissance du MOE. Au début des années 2010, ce chercheur et un collègue du MIT, Antoine Allanore, développent pour la Nasa un moyen pour extraire de l’oxygène sur la lune. Ils développent un système d’électrolyse extrayant l’oxygène de la roche. Vous l’aurez deviné, c’est le présent procédé. Notez que, de la même façon, la recherche spatiale avait été un moteur, aussi pour produire de l’oxygène, dans le développement de l’électrolyse alcaline dans les années 50.
Le problème a longtemps été que le matériau de l’anode était soit consommé pendant la réaction (graphite), soit hors de pris (iridium pour le fer par exemple). La production de fer posait comme challenges supporter une chaleur supérieure à 1538°C (point de fusion du fer) et de résister à l’oxydation et à la corrosion. Ils ont résolu ces problèmes en développant des anodes en chromium. Cette solution, ouvrant la porte à une industrialisation du procédé, a été publié en 2013 dans la revue Nature.
C’est également cette année qu’est né Boston Metal, sous le nom Boston Electrometallurgical Corporation. (source)
Le développement de Boston Metal
L’entreprise a fait plusieurs levées de fonds:
- Série A, en 2018, 20 millions de dollars, mené par Breakthrough Energy Ventures (BEV), avec également Prelude Ventures et The Engine (et OGCI Climate Investments ?).
- Série B, en 2021, de 50 ou 60 millions de dollars amenant notamment deux grandes compagnies minières, Vale et BHP (BHP Ventures). Participent également Energy Impact Partners, Piva Capital et Devonshire Investors. L’entreprise passe alors de 8 à 65 employés.
- Série C, en 2023, de 120 millions de dollars, est mené par la plus grande entreprise de sidérurgie: ArcellorMittal, à travers son fond XCarb® Innovation Fund. Participent également le Climate Innovation Fund de Microsoft et SiteGround Capital.
En 2022, la startup ouvre une filiale au Brésil pour produire des métaux de haute valeur à partir de déchets miniers. Ils prévoient de commercialiser l’outil lui-même en 2023.
Last Energy est une startup américaine née en 2020 développant des micro-réacteurs de 20MWe à eau pressurisé utilisant la technologie « classique » et fonctionnant à l’uranium enrichi. Leur facteur différenciant est leur format, leur mode de commercialisation (vente d’énergie) et leur rapidité. En effet, ils pourraient développer de nouvelles installation en 24 mois et seraient prets à se déployer dès 2025.
Des microréacteurs à eau pressurisée classiques
Les petits réacteurs modulaires de Last Energy auraient une puissance de 60MWth / 20MWe et seraient, comme nos réacteurs nucléaires français, des réacteurs à air pressurisés (PWR, Pressurized Water Reactors en anglais), ils utiliserent de l’oxyde d’uranium enrichi (< 4.95%) dans des paquets de 17×17 barres de combustible (comme nos réacteurs). Le fait d’utiliser une technologie « classique » est d’ailleurs revendiqué par leur fondateur:
« Nous sommes arrivés à la conclusion qu’utiliser la technologie déjà disponible était la meilleure manière de passer à l’échelle. […] Nous n’innovons pas quant au procesus nucléaire ou aux composants – nous innovons sur l’intégration des systèmes et le business model. »
Bret Kugelmass, cité par Canary media
L’installation se divise entre un « îlot nucléaire », contenant notamment le coeur du réacteur, puis une partie en surface qui gère l’afflux de vapeur. Le ravitaillement serait complet, l’entreprise envisageant même de remplacer tout le coeur (un peu comme les batteries préchargées de scooters) tous les 6 ans, ce qui immobiliserait alors la production 3 mois. Le refroidissement se ferait surtout par l’air. prise au sol serait de 0.5 acre, soit moins qu’un terrain de football.
L’innovation Last Energy: l’exécution
Pour comprendre l’innovation proposée par Last Energy, il faut s’intéresser à la génèse du projet. Bret Kugelmass a, auparavant, fondé Titans of Nuclear, un podcast dans lequel il a pu faire s’exprimer des acteurs du nucléaires. Il en a tiré la conclusion que l’industrie nucléaire s’était sclérosée et stagnait (« ossified et stagnated »).
A l’inverse, les nouveaux arrivants, comme Terrapower ou Newcleo, se focalisent pour la plupart sur de nouvelles technologies, qui posent de nouveaux challenges et rendent les projets plus difficiles à exécuter. Sur ce créneau, il est en concurrence avec Nuscale, le réacteur de GE Hitachi (BWRX-300) et Holtec. Toutefois, leur modèle est plus petit, 20MWe contre plusieurs centaines.
Leur rôle serait celui de maitre d’oeuvre. Le business model aussi serait original: l’entreprise ne vend pas les centrales, mais l’énergie qu’elles produisent. Cela permet de ne pas faire supporter l’important coût inital de fabrication au cocontractant. Un réacteur pourrait être produit et délivré en 2 ans, à un prix en capital de 3000$/kWe, en incluant dans les dépenses le prix du démantèlement.
Histoire et avancement de Last Energy
Last Energy est une startup américaine créée par Bret Kugelmass en 2020, dans la suite de l’Energy Impact Center, puis du podcast Titans of Nuclear. Elle aurait déjà signé un contrat pour construire 10 réacteurs modulaires dans la zone industrielle « Legnica Special Economic Zone ». Ils envisagent d’avoir fini la construction dès 2025, mais cette échéance a été repoussée en 2026.
L’entreprise a levé 24 millions de dollars au total (fev 2023), dont 21 viennent de Gigafund. Les autres investisseurs seraient First Round Capital et David Marquardt, ancien président de Microsoft. La structure rassemblerait 40 employés.
Elle a encore levé 40M$ dans un tour de série B finalisé fin août 2024 mené par Gigafund.
Le 20 mars 2023, elle aurait signé 4 accords d’une valeur de $18.9 milliards pour construire 34 petits réacteurs modulaires de 20MW en Europe. La somme correspond au montant que l’entreprise toucherait sur la durée du contrat.
En octobre 2024, elle annonçait le projet d’un projet à 300M£ au Pays de Galles en 2027 consistant à retrofitter une centrale à charbon.
Kemiwatt est une startup française créée en 2014 qui développe des batteries à flux redox avec des électrolytes organiques.
La technologie de batteries Kemiwatt
Les batteries sont un mode de stockage d’électricité qui a plusieurs problèmes: elles ont besoin de beaucoup de matériaux, il y a des problèmes de sécurité (risque d’incendie) et elles ne sont pas adaptées au stockage long terme.
Les batteries à flux redox répondent à ces problèmes. En effet, l’électricité y est stockée dans des solutions, leur capacité de stockage dépend donc de la taille de leurs réservoirs. Il n’y a pas (ou peu ?) de risques incendie et l’électricité peut être stockée longtemps sans se perdre. Un de leurs problèmes actuellement est la nature desdites solutions. On utilise notamment du vanadium, métal peu commun, dans un électrolyte acide.
L’innovation Kemiwatt consisterait à utiliser des électrolytes qui seraient biodégradables: une solution d’ions aluminiums (couple Al2+ / Al3+) et une d’ions carbone (C3+/C2+).
La réaction se produit à l’intérieur de feutres de graphite séparés par une membrane échangeuse de protons.
Cette batterie pourrait tenir plus de 10 000 cycles, aurait besoin de peu de maintenance et aurait une durée de vie longue, de plus de 20 ans. (source)
Avancement et financement
La technologie a été développée initialement par Didier Floner et Florence Geneste au laboratoire de l’Université de Rennes 1. Ils s’associent en 2014 à François Huber pour créer Ionwatt et levent 1.4 M€ par Demeter Partner et GO Capital. L’entreprise développe un prototype de 10 à 20kW en 2016 et lève 1.2 millions d’euros des mêmes investisseurs. En 2017, elle se renomme Kemiwatt [rq: visiblement il y a eu un flottement sur le nom, qui est affiché « Kemwatt » dans plusieurs supports] et développe un démonstrateur pouvant aller jusqu’à 30kW. (source) Ils lèvent 2M€, toujours des mêmes investisseurs, en 2018, portant le total à 4,4M€. (source)
Ils auraient été soutenus par Demeter Ventures, GO CAPITAL, Pierre-Yves Divet [se présene comme « non-executive director » depuis 2018 sur Linkedin] et SATT Ouest Valorisation.
Le président de l’entreprise serait depuis 2018 Guillaume Chazalet.
- Interview de F.Huber en 2017 sur l’intérêt des batteries à flux redox: https://lenergeek.com/2017/08/04/stockage-energie-batteries-redox-flow-kemwatt/
- Une présentation très complète du projet : https://www.energystream-wavestone.com/2018/10/interview-rencontre-avec-kemiwatt-une-startup-qui-fabrique-des-batteries-a-electrolytes-biodegradables/
Nous sommes beaucoup à avoir entnedu parler des grandes tour de blocs de béton pour stocker l’électricité. L’énergie cinétique est accumulée lorsqu’on monte les blocs en haut de la tour et restituée lorsqu’on les descend. C’est le projet Energy Vault, que nous allons présenter ici.
La technologie proposée par Energy Vault
Energy Vault propose deux types de produits: un stockage long terme utilisant des blocs de béton et l’énergie gravitaire, et des produits plus conventionnels, stockage court terme (apparemment surtout à base de batteries) et suite logicielle de gestion de charge.
Le stockage long terme
C’est le point central de cette entreprise: le stockage d’énergie sur le long terme à l’aide de blocs de béton. Si l’idée est séduisante, je n’ai pas trouvé de source indépendante étayant sa viabilité.
La tour de béton Energy Vault
Initialement, Energy Vault s’est fait connaître avec le projet de grues géantes pour déplacer des blocs de béton vers le haut (pour stocker d’énergie) ou vers le bas (pour la libérer). Elles édifiaient ainsi des tours immenses. L’entreprise alléguait un rendement de 90% et pouvait atteindre sa puissance maximale en 2.9s. (source) Une tour de 120 mètre pourrait accumuler 20MWh. Le coût serait entre 280-350$/kWh et pourrait descendre, selon Robert Piconi, dirigeant de la startup, à 150$/kWh. (Combier 2018) En 2019, ils annonçaient une capacité de 35 MWh, une puissance maximale de 4 MW et un LCOS de 0.05$/kWh contre « 0.17 dollar par kWh pour les STEP ». (Colas des Francs 2019) L’entreprise annonçait encore en 2021 un LCOS de 0.042€/kWh. Je n’ai pas écho d’éléments confirmant leurs dires. Ces allégations sur le LCOS me laissent assez méfiant.
Ce modèle a fait les gros titres, prétendant de belles performances et étant en principe scalable. Néanmoins, il a été largement critiqué, notamment en raison du risque d’usure mécanique et de prise au vent. Un prototype fonctionnel de 120m de haut, nommé « EV1 » avait été construit en Suisse dans le Tessin. Cette version semblait pourtant avoir pu trouver un succès, l’entreprise aurait vendu 3 projets totalisant un stockage de 1.6 GWh pour 520 millions d’euros en 2021.
Il n’a visiblement pas convaincu, l’entreprise s’étant orienté vers un autre modèle.
Le nouveau modèle
Après l’entrée en bourse d’Energy Vault a été conçu un autre stockage durable, nommé « Energy Vault Resiliency Center » (EVRC). Cette fois, il est présenté sous la forme d’un grand bâtiment de type entrepôt, les blocs étant stockés sur des armatures métalliques.
Si on devine que cela résout le problème de prise au vent, ce modèle pose la question de la quantité de ressource nécessaire.
Un accord avait été signé avec Atlas Renewable pour une installation en Chine. La construction d’une installation de 100MWh aurai commencé en mars 2022. Un accord en septembre signe pour 2GWh d’installation globale.
Stockage d’énergie courte durée et logiciel
Energy Vault commercialise aussi des stockages de courte durée (<4h), « short duration energy storage » (SDES), incluant notamment des batteries lithium-ion. 500MWh de ce système aurait été acheté pour l’associer au parc solaire de 330MW de Meadow Creek, proche de Melbourne (Australie).
L’entreprise commercialise aussi une suite logicielle de gestion de charge.
Une technologie critiquée
Un rapport d’un organisme un peu spécial (ils font des rapports négatifs et parient sur la baisse d’action si j’ai bien compris) relève des anomalies : « Energy Vault (NRGV): New Evidence Leads Us To Downgrade This Company To A Middle-School Science Fair Project« . Energy Vault y a répondu dans un communiqué.
La communication de l’entreprise laisse une mauvaise impression. Je n’ai pas trouvé d’élément expliquant le choix de changer de modèle. Surtout, l’allégation d’un système 3 fois moins cher en LCOS que les STEP me fait froncer les sourcils. En outre, alors que le dirigeant avait annoncé plusieurs contrats en 2019, je n’ai pas vu d’échos ensuite … Idem en 2021 …
Avancement et actualités
Energy Vault est issue du stuatup studio Idealab. Elle est fondée en 2017 en Suisse. Elle a eu un premier round d’investissement de grande ampleur en mai 2019, avec Cemex et 110 millions de dollars de Softbank Vision Fund. Un second round de 100 millions de dollars rassemble en aout 2021 Aramco Energy et les investisseurs précédents.
En février 2022, la holding de la startup entre en Bourse de New York. Le chiffre d’affaire en 2022 serait entre 142 et 152 millions de dollars.
- Combier E., « Quand le béton fait office de batterie », Les Echos, 26 aout 2018
- Colas des Francs O., « Quand le mouvement sert à stocker l’energie », Les Echos, 23 octobre 2019
Redflow est une entreprise australienne développant des batteries à flux redox zinc-bromure. Les produits se basent sur un module de 10kWh, le ZBM3.
Les batteries Redflow à flux redox zinc – bromure
Les batteries sont un mode de stockage d’électricité avec plusieurs problèmes: elles ont besoin de beaucoup de matériaux, il y a des problèmes de sécurité (risque d’incendie) et elles ne sont pas adaptées au stockage long terme. Une nouvelle technologie de batterie, stockant l’électricité dans des électrolytes, est en cours de développement: les batteries à flux redox. Redflow en propose une utilisant une solution de zinc et une de bromure pour stocker l’électricité.
Ils proposent leur technologie sous trois formats: un petit module, ZBM3, un module de taille moyenne (de la taille d’une petite voiture) et un grand module, de la taille d’un container.
ZBM3 flow battery, un petit module
La batterie à flux ZBM3 est une très petite batterie de moins d’un m3 (mais tout de même de 240kg avec l’électrolyte), de 3kW (avec un maximum à 5kW), d’une capacité de 10kWh et d’un rendement annoncé de 80%. La longévité serait de 36 500kWh stockés (3650 cycles à 100% donc) ou 10 ans. Ils fonctionnent à température ambiante (10-45°C) et jusqu’à 2000m d’altitude.
Ce sont ces modules de 10kWh dont sont composés les autres modules.
Auparavant, ils commercialisaient un petit module « Zcell », pour les particuliers, qui semble avoir été arrêté. Il s’agissait d’une batterie de 10kWh qui coutait environ 12600 dollars australiens.
Quadpod, un module de la taille d’une voiture
Le Quadpod est composé de 4 batteries ZBM. C’est un bloc de 2.27m de long pour 1.15m de large et 1.25m de haut. Ils ont donc une capacité de 40kWh et une puissance de 12kW (pouvant aller jusqu’à 20kW).
Energy pod200: une batterie de la taille d’un container
C’est le module destiné aux fermes industrielles de stockage. Ce sont des containers de 6.25 tonnes conçus pour contenir 20 batteries ZBM3 reliés en parallèle. Ils ont une capacité de 200kWh et de 60kW, pouvant monter à 100kW.
Financement et évolution de Redflow
Redflow a été créé en 2005 par les frères Chris et Alex Winter. Elle est entré en bourse en 2010. Elle a environ 90 employés et est installée à Brisbane, en Australie.
Ils ont vendu 2MWh de ces systèmes en Californie, dans l’installation « Anaergia’s Rialto Bioenergy Facility« , en mars 2021.
En janvier 2023, l’entreprise annonçait l’intégration de son système avec l’onduleur hybride Deye.
L’entreprise valait environ 60 millions de dollars en août 2022.
- Interview du fondateur en 2022: https://pv-magazine-usa.com/2022/09/19/redflow-targets-us-market-with-lithium-ion-battery-alternative/
H2SYS est une startup créée par 6 chercheurs du CNRS en 2017, développant des solutions d’hybridation entre piles à combustible (à hydrogène) et systèmes de stockage électrique.
L’hybridation consiste à associer deux sources énergétiques de nature différente. Elle pose plusieurs challenges, comme le fait de réussir à dimensionner correctement ces sources ou le contrôle des flux d’énergie.
Produits: systèmes de piles à combustible à hydrogène
H2SYS propose:
- Aircell: Des piles à combustible PEM d’une puissance nominale de 500, 1000 ou 3000W. Le dihydrogène consommé, 65g/kWh, doit être pur à 99.95% et à une pression de 5 à 9 bars. Elles peuvent démarrer en moins de 5 secondes et fonctionnent entre 5 et 45°C.
- Boxhy: Des groupes électrogènes à hydrogène allant jusqu’à 8kVa, conçus pour être transportables, à destination des chantiers.
- Thytan: Des groupes électrogène à hydrogène de 50 à 130 kVa. Leur durée de vie est de 15 000h de fonctionnement.
- Mothys: un « banc d’essai didactique » (= un outil avec une baterie, une pile à combustible et des convertisseurs pour l’enseignement). Il peut notamment se combiner à un réservoir à hydrures et un débitmètre hydrogène.
Services : accompagnement autour de l’électricité à partir d’hydrogène
H2SYS propose également des services d’ingénierie autour de ses technologies:
- L’intégration de solutions hydrogène pour les machines et véhicules à hydrogène
- « Prolongateur d’autonomie » (Range Extender) pour véhicules: un système combinant une pile à combustible Aircell combinée à un réservoir d’hydrogène et l’accompagnement pour l’implémenter.
- Des modules hybrides sur mesure.
Identité
H2SYS, signifiant « de l’hydrogène au système », est une société créée à Belfort (90) en septembre 2017 (Siren 831 801 840). Elle a été lauréate 2022 du prix Start-Up du grand cabinet EY. Elle est dirigé par Sebastien Faivre. L’entreprise est issue de chercheurs ayant participé au FCLAB, un projet porté par le CNRS et plusieurs universités qui a permis de concevoir un « système à pile à hydrogène hybridé à un élément de stockage électrique, embarquant des cartes électroniques intégrant un contrôle intelligent des flux d’énergie. » (source)
- Les échos, H2SYS lance Boxhy, le générateur non polluant, 5 octobre 2022
Newcleo est une startup créée en 2021 qui développe des petits réacteurs modulaires à neutrons rapides de 30 et 200MWe. Elle a déjà levé 400 millions d’euros en 2022.
Technologie de Newcleo: PRM à neutrons rapides caloporteur plomb
Newcleo développe des petits réacteurs modulaires à neutrons rapides, de 4e génération. Ces réacteurs pourraient utiliser comme combustible l’ensemble du potentiel énergétique de l’uranium naturel et transmuter des déchets radioactifs à très longue durée de vie.
L’entreprise a préféré le plomb comme caloporteur en raison de son faible et cout et, contrairement au sodium, le fait qu’il n’interagisse pas avec l’eau ou l’air. En outre, c’est le choix qui aurait été fait pour Superphénix, dont la startup s’inspire beaucoup.
L’entreprise prévoit deux tailles de réacteurs: un de 30MWe, ciblant les communautés reculées et les grands navires; un de 200MWe, pour de la génération d’électricité plus conventionnelle.
« Le sodium était doté de belles caractéristiques, mais ajoutait le risque chimique au risque nucléaire et entraînait complications et surcoûts. C’est pour cela que nous nous tournons vers la technologie du plomb, développée par des chercheurs italiens ayant participé à Superphénix. »
Stefano Buono, interrogé par Le Figaro
Ils prévoient, à plus long terme, un réacteur sous-critique piloté par un accélérateur de particules, comme Transmutex.
Progrès et avancement
Newcleo a dépose un dossier d’options de sûreté en décembre 2024.
La startup a signé des accords-cadres avec JAVYS et VUJE (qui a déjà construit et mis en service des centrales nucléaires) pour la construction de quatre réacteurs à Jaslovské Bohunice pour un total de 3,2Md€.
Financement et histoire de Newcleo
Newcleo a été créée en septembre 2021 par Stefano Buono. Ce dernier a comme atouts d’avoir, en 2018, déjà vendu une startup de médecine nucléaire, qu’il avait fondée en 2002, pour plus de 3 milliards de dollars et, il est lui-même ingénieur nucléaire.
Il avait également travaillé au CERN avec Carlo Rubbia sur la transmutation des déchets nucléaires et les systèmes alimentés par un accélérateur de particule (Accelerator Driven Systems, ADS), ce que fait Transmutex (dont le CSO a également travaillé avec Carlo Rubbia). Le CSO, Luciano Cinotti, serait un expert des réacteurs à neutrons rapides. Plusieurs des membres de l’équipe ont travaillé longtemps au CERN.
L’entreprise prévoit de développer un prototype pour 2026, de commercialiser son réacteur de 30MWe en 2030 et celui de 200MWe en 2032. Elle prévoit également d’installer des usines de production de MOx, qui serviront à alimenter leurs appareils.
Elle est accompagnée par des chercheurs ayant travaillé sur le projet Superphénix, comme Luciano Cinotti.
En 2022, Newcleo aurait levé 400 millions de dollars.
Naarea développe un micro-réacteur modulaire de quatrième génération à sels fondus, fonctionnant à partir du combustible usé (plutonium et uranium) ou de thorium.
La technologie de Naarea
Naarea développe des petits réacteurs nucléaires modulaires à neutrons rapides (nommés XAMR, eXtrasmall Advanced Modular Reactor) d’une puissance entre 10 et 40MW. Le caloporteur serait des sels fondus à 700°C. Le combustible serait constitué de matières radioactives usagées. Il était initialement prévu de pouvoir aussi utiliser aussi du thorium, mais cette piste a été écartée en décembre 2021.
La turbine serait actionnée par du dioxyde de carbone supercritique, en raison de sa « compacité et sa capacité à offrir un rendement thermique>électrique de 50% grâce aux hautes températures des réacteurs à sels fondus. »
Comme pour les autres réacteurs à sels fondus que nous avons vu sur ce site, la réaction de fission est « intrinsèquement auto-régulée », ce qui élimine largement ou complètement le risque d’accident. Ils s’appuieraient également sur d’autres propriétés : « non-recours à l’eau et cœur à basse pression notamment. »
L’utilisation de neutrons rapides permettrait de limiter le problème des déchets radioactif: les déchets à vie longue, plutôt lourd, seraient transmutés. Ils envisagent des applications pour l’extraction des ressources minérales, la production d’hydrogène, le dessalement d’eau de mer, l’approvisionnement de collectivités isolées, la production de chaleur industrielle et l’appuis aux énergies intermittentes.
Avancement et financements de Naarea
Naarea a été fondée par Jean-Luc Alexandre (CEO) et Ivan Gavriloff (Président du conseil de surveillance) officiellement le 27 mars 2020 et annoncée le 29 novembre 2021 (si j’ai bien compris).
L’entreprise serait financée notamment par Paris Mouratoglou, fondateur d’EDF Energies nouvelles et Eren Groupe. Plusieurs family offices auraient également investi quelques dizaines de millions d’euros.
Ils prévoient de sortir un jumeau numérique en 2023 avec l’aide d’Assystem. Les premiers réacteurs sont annoncés (avec précautions oratoires) dès 2027. Le modèle économique sera la fourniture d’énergie: NAAREA resterait propriétaire des générateurs et vendra l’énergie produite, ce qui permet à la startup de garantir le bon fonctionnement et la maintenance de l’appareil.
Jean-Luc Alexandre a notamment accompagné Emmanuel Macron à la Maison Blanche, avec quelques dizaines de figures de l’industrie et de l’innovation française, en décembre 2022.
Transmutex est une startup franco-suisse, proche du CERN, développant un réacteur « TMX-START » très particulier: étant sous-critique, les neutrons seraient apportés par un accélérateur de particules, qui transmuterait le combustible fertile (thorium) en combustible fissile (uranium 233). Ces neutrons rapides permettraient également la transmutation des atomes plus problématiques (ex: americium), ce qui limiterait radicalement les déchets radioactifs produits.
La technologie Transmutex: une sécurité absolue ?
Le réacteur Transmutex, appelé « TMX-START » (Transmutex Subcritical Transmutation Accelerated Reactor with Thorium) est « sous-critique »: il n’y a pas de réaction en chaîne auto-entretenue. Si l’apport externe de neutrons cesse, la réaction s’arrête presque immédiatement: en 2ms selon Transmutex. On peut se demander comment un accident pourrait se produire dans ce contexte.
Oui mais alors, d’où viennent les électrons ? C’est la partie ésotérique du projet: ils viennent d’un accélérateur de particules (un cyclotron de 800MeV – 5mA, de 40x60m, inspiré du projet MEGAPIE) ! Les protons approchant la vitesse de la lumière vont, en heurtant les cibles de métal placées à l’intérieur, produire des neutrons par « spallation ». Contrairement à ce qu’on peut croire, ce type d’équipement ne sont pas rares: il y aurait 30 000 accélérateurs de particules dans le monde, principalement à des fins médicales. En l’espèce, ce procédé est appelé « Accelerator Driven System » (ADS).
Le combustible serait du thorium (fertile) qui se transformerait en uranium 233 (fissile) avant de fissionner. Les neutrons seraient « rapides » (et non lents ou thermiques), ce qui permet la transmutation et limiterait radicalement les déchets produits (de l’ordre de quelques kilos au lieu de tonnes) et d’une durée de vie plusieurs milliers de fois moindre. (source) Ils pourraient même transmuter et utiliser des atomes plus lourds, comme le plutonium, neptunium ou americium. Le caloporteur est un alliage de plomb-bismuth fondu. Le prix de l’énergie (LCOE) est estimé à moins de 70$/MWh. (source)
Le réacteur n’est pas à proprement parler de 4e génération, ne faisant pas partie de la liste, mais il semble qu’il pourrait y trouver sa place.
La puissance visée du réacteur est actuellement de 100 MW.
Avancement et financement de Transmutex
Transmutex a été cofondé en 2019 par Franklin Servan-Schreiber (CEO) et Federico Carminati (CSO) à Genève. Ce dernier a notamment travaillé au CERN, avec Carlo Rubbia, qui avait approfondi dans les années 90 l’idée derrière le START. Le projet est conseillé par plusieurs scientifiques de haut niveau, dont une large part a travaillé au CERN.
Transmutex serait partenaire le CERN, mais aussi de
- l’Argonne National Laboratory, pour ce qui est relatif au combustible et au caloporteur
- l’ENEA, pour les cibles du cyclotron et le design du coeur
- l’Institut Paul Scherrer pour le cyclotron et la cible
- L’institut tchèque CVR pour des validations expérimentales
- Alcen, qui avait dessiné les circuits de cellules chaudes pour Astrid, pour la robotisation et les cellules chaudes
Ils auraient développé des outils digitaux avancé pour modéliser et simuler leur système.
Une première levée de fonds (15 millions de francs suisse d’après la vidéo) a été bouclée en novembre 2021 avec le fonds de capital-risque UVC.
L’installation pilote de 300MW est estimée à 2 milliards de francs suisses (~€). Ils espèrent la concevoir avant 2030.
FAQ
Où est le siège social de Transmutex ?
Transmutex est localisé à Genêve, en Suisse.
Comment la transmutation aide au traitement des déchets nucléaires ?
Le bombardement de neutrons rapides peut transformer les radionucléides avec une longue durée de vie et une forte intensité en des atomes moins radioactifs, moins longtemps.
Terrapower est une entreprise américaine développant des réacteurs à neutrons rapides à sels fondus. Fondée en 2006 par Bill Gates, elle développe plusieurs technologies et conçoit un prototype de réacteur commercialisable pour 2028.
Technologies de réacteurs
Terrapower développe trois axes technologiques:
- Des réacteurs à ondes progressives, focalisés sur l’efficience d’utilisation du combustible et de ses déchets et la possibilité de valoriser l’uranium 238.
- Des réacteurs à sels fondus MCFR, d’un dimensionnement prévu de 1200MWe, en partenariat avec un énergéticien, Southern Company.
- Des « réacteurs natrium », de plus petite taille (375MWe), en partenariat avec General Electric Hitachi Nuclear Energy
Globalement toutes ces technologies reposent sur l’utilisation de sels fondus et des systèmes de sécurité passifs, les rendant très sécures.
Réacteurs à ondes progressives
Le réacteur à ondes progressives (Traveling Wave Reactor, TWR) est un réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium conçu pour pouvoir utiliser de l’uranium 238 comme combustible. Au centre du coeur se trouve de l’uranium enrichi, qui va initier la réaction. Autour, de l’uranium appauvri ou naturel va servir de combustible par surgénération. La réaction en chaine formera une sorte de vague concentrique, convertissant l’U238 en plutonium, d’où le non de « réacteur à ondes progressives ». Le réacteur sera capable de déplacer automatiquement les barres de combustible pour pérenniser la réaction.
Le réacteur serait aussi très sécure, reposant sur des systèmes passifs pour se refroidir, n’impliquant pas l’intervention d’opérateurs. De plus, le combustible usagé pourrait être entreposé à l’intérieur du coeur. Il peut fonctionner pendant très longtemps sans avoir besoin d’être réapprovisionné.
Réacteur à sels fondus MCFR
Terrapower étudie avec un énergéticien (Southern Company) la faisabilité d’un prototype de réacteur à neutrons rapides au chloride fondu (molten chloride fast reactor, MCFR).
Réacteurs rapide refroidi au sodium natrium
Terrapower développe avec General Electric Hitachi Nuclear Energy une technologie de réacteurs au natrium de 345MWe associé à un stockage au sels fondus pouvant stocker autour d’1GWh, permettant à l’installation de produire 500MWe pendant 5h30 si nécessaire. Elle fonctionne à pression ambiante et le réacteur opère à 350°C. Diverses logiques de refroidissement passif, utilisant la gravité et la convection naturelle, garantissent sa sécurité. Point noir, la technologie utilise un combustible très enrichi (5-20% d’uranium 235), « high-assay, low-enriched uranium », HALEU.
Le sodium a plusieurs intérêts: son point d’ébulition est extrêmement haut, ce qui permet au réacteur de fonctionner à pression normale; il transmet extrêmement bien la chaleur (3* mieux que l’acier inoxydable), ce qui permet d’avoir une installation dense ; il ne corroderait pas son environnement. Le réacteur utilise tout de même de l’eau, notamment pour refroidir la vapeur créée lors de la génération d’électricité (comme pour les centrales actuelles je suppose).
L’entreprise prévoit que le cout de production serait entre 2800 et 3000$/KW et un prix de l’électricité (LCOE) autour de 50-60$/MWh. Une centrale devrait coûter autour d’un milliard de dollars.
Financement et actualités
L’une des particularités de l’entreprise est l’implication de Bill Gates, comme fondateur, investisseur et comme président du conseil d’administration.
Arcelor Mittal, développant des procédés pour réduire l’empreinte carbone de la production d’acier, a investi 25 millions d’euros en novembre 2022 par l’intermédiaire de son fonds d’innovation XCarb.
Avancements de la technologie MCFR
En 2016, le DOE a accordé une subvention de 45 millions de dollars pour le développement du réacteur MCFR, incluant le développement d’une installation de test (« Integrated Effects Test ») permettant de mieux comprendre le fonctionnement, notamment des thermodynamiques des sels fondus.
En février 2022, Terrapower et Southern Company ont conclu un accord pour concevoir et opérer un prototype utilisant comme combustible du chlorure d’uranium incorporé dans les sels fondus. Il est prévu pour le début de la décennie 2030.
Avancements du « réacteur natrium » au sodium
C’est le réacteur natrium qui semble le principal focus de l’entreprise.
Un démonstrateur devrait être construit dans une ancienne centrale à charbon, à Kemmerer, au Wyoming (USA). Le permis de construction devrait être soumis à la NRC en 2023 et la license d’exploitation en 2026.
Outre Terrapower et GE Hitachi Nuclear Energy, le projet mobilise plusieurs laboratoires nationaux (Idaho, Argonne, Los Alamos, Oak Ridge, Pacifi Northwest) et université (Caroline du Nord, Oregon, Wisconsin) et d’autres entités (PacifiCorp, Energy Northwest, Duke Energy Carolinas, American Centrifuge Operating, Global Nuclear Fuels Americas et Orano Federal Services). L’installation devrait être finalisée en 2028, ce qui en ferait l’un des premier réacteurs avancés commercialisés.
Le projet est financé à 50% par le ministère de l’énergie américain (U.S. Department of Energy, DOE) jusqu’à 2 milliards de dollars. L’installation en fonctionnement nécessiterait entre 200 et 250 personnes.
FAQ
Que fait TerraPower ?
TerraPower développe des systèmes de production d’énergie nucléaire innovants, sécures et bas carbone.
Quel est le rôle de Bill Gates dans TerraPower ?
Bill Gates est le fondateur et président de TerraPower.
Est-ce que TerraPower est côtée en bourse ?
Non, TerraPower est encore une entreprise non-publique.
Est-ce que la technologie TerraPower utilisera de l’uranium ?
Oui. Sa première technologie, le réacteur à ondes progressives, devrait pouvoir fonctionner à l’uranium 238. La plus avancée, son réacteur natrium, fonctionnera, lui, avec un uranium très enrichi (5-20% d’U235), HALEU (« high-assay, low-enriched uranium »).
Combien de personnes emploie TerraPower ?
TerraPower a 184 employés (novembre 2022).
Moltex est une entreprise britannique développant des petits réacteurs nucléaires modulaires à sels fondus.
La technologie Moltex: des petits réacteurs nucléaires à sels fondus
Moltex produit des réacteurs à neutrons rapides utilisant comme caloporteur des sels fondus un peu particuliers: des « réacteurs à sels stables » (RSS). Les assemblages sont de longs crayons de 10mm de diamètre sur 1,6 mètres avec une petite cloche au bout, pour laisser s’échapper les gaz produits lors de la fission. Le combustible est mélangé à des sels fondus dans le crayon: 2/3 de chlorure de sodium et un tiers d’un mélange contenant notamment du plutonium. (Wikipedia)
Ces réacteurs seraient particulièrement sûrs, ne pouvant notamment pas générer de césium et d’iode, les gaz radioactifs dangereux qui ont posé problème lors des accidents de Fukushima et, surtout, de Tchernobyl. De plus, le réacteur s’auto-régule complètement. Aucun système actif ou opérateur ne serait nécessaire.
Les sels fondus produisent une chaleur de 750°C. Le coût initial du RSS serait de 1500€/kW, contre 2930€ pour une centrale à charbon et 6750€ pour les réacteurs EPR de Hinkley Point. Cela amènerait un prix moyen de l’électricité (LCOE) à 35€/MWh.
Les utilisations : Moltex Flex ou Clean Power
La technologie Moltex a deux axes:
- proposer un moyen de production d’électricité bas carbone flexible se combinant bien aux énergies renouvelables, c’est Moltex flex.
- Recycler le combustible nucléaire usagé, c’est Moltex Clean Power.
Moltex Flex
Moltex Flex développe le réacteur « FLEX » (rq: il n’est pas à neutrons rapides ? C’est é). Leur dimension serait particulièrement petite, 40MWth et les installations, n’ayant pas besoin de systèmes complexes de sécurité, le caloporteur régulant bien sa propre température, seraient très compactes : de l’ordre d’une maison de deux étages ! Ils disent même qu’il pourrait tenir dans un camion de 12 mètres. Le réacteur est alimenté en une fois pour 20 ans, il y a donc très peu de maintenance et de coûts d’exploitation.
Le réacteur est combiné avec une solution de stockage d’énergie thermique (probablement des sels fondus, comme Airthium ?) appelée GridReserve, permettant de tripler la capacité de production si besoin. Globalement, ils seraient très flexibles et permettraient d’augmenter ou diminuer rapidement la charge, ce qui en ferait une énergie d’appoint idéale pour les pics de consommations et les énergies renouvelables.
Ces petits réacteurs pouraient même être utilisés pour alimenter des cargos. Leur flexibilité et la génération de températures élevées des sels fondus (750°C) les rendraient idéaux pour la cogénération, pour alimenter des réseaux de chaleur urbains ou se combiner à des processus industriels. On pense notamment à la synergie avec l‘électrolyse haute température (EHT).
Moltex Clean Power
Moltex clean energy développe également des réacteurs destinés à la gestion des déchets radioactifs:
- Un procédé de retraitement du combustible usagé sous forme de sels stables (WAste To Stable Salt, WATSS).
- Un réacteur à neutrons rapides recyclant du combustible usagé (Stable Salt Reactor-Wasteburner, SSR-W). Le principe semble assez simple: le combustible usé contient 96% de matière réutilisable (essentiellement de l’uranium de retraitement, URT).
Actualités et financements
Moltex a notamment reçu 50.5 millions de dollars du gouvernement du Canada en mars 2021 pour développer (si j’ai bien compris) un premier réacteur au Nouveau-Brunswick: un Wasteburner de 300MWe et une usine de retraitement WATSS (WAste To Stable Salt) sur le site de la centrale nucléaire de Point Lepreau à Saint John (Nouveau-Brunswick).
Tiamat est une startup française développant des batteries sodium. Créée en 2017, elle exploite des travaux du CEA et CNRS commencés en 2012.
La technologie Tiamat: des batteries sodium-ion
Avec le stress sur l’approvisionnement de lithium, de plus en plus d’industriels cherchent à trouver des alternatives aux batteries lithium-ion pour le stockage d’électricité. Les batteries sodium-ion pourraient être un substitut viable: non seulement le sodium est une matière très commune, mais en plus ces batteries auraient une vitesse de charge/décharge plus importantes que leurs concurrentes. (synthèse)
Actuellement, l’entreprise semble s’orienter vers la fourniture de petites batteries aux constructeurs d’automobiles hybrides. Elles auraient une puissance et une rapidité de recharge supérieure aux batterie lithium-ion, ce qui serait important pour certains usages, notamment pour l’aide à l’accélération. Elle a notamment fait un partenariat avec:
- BMS PowerSafe et Neogy (groupe Startec),pour développer des batteries sodium-ion dans le « design industriel de solutions électroniques et de stockage d’énergie ». (source)
- Plastic Omnium pour équiper ses voitures hybrides.
Histoire et financement de Tiamat
Les recherches qui aboutiront au projet Tiamat ont commencé en 2012, avec la création d’une « task force » entre le CEA, le CNRS (Réseau sur le stockage électrochimique de l’énergie, RS2E) et le Collège de France. Les premières piles à sodium 18650 (le modèle utilisé je suppose ?) ont été produits par les scientifiques. En 2017, Tiamat gagne un concours national d’innovation, i-Lab et l’entreprise est créée à Amiens. Les fondateurs sont un entrepreneur, des chercheurs du RS2E et CNRS Innovation.
Elle lève 1.6M€ en 2018 auprès de Picardie Investissement et Finovam. Après avoir réalisé les premiers POC (Proof of Concept) en 2019, en 2020 sont levés 3.5M€ auprès des investisseurs historiques et divers acteurs locaux.
Faits marquant:
- En 2019, le Président de la République aurait démarré un bus utilisant une batterie Tiamat.
- Annonce du partenariat avec le groupe Startec: https://bmspowersafe.com/fr/actualites/tiamat-choisi-bms-powersafe-pour-la-conception-de-ses-batteries-sodium-ion/
Enapter est une entreprise européenne concevant de électrolyseurs à membrane échangeuse d’anions (AEM, anion exchange membrane). Elle est côtée à la bourse et valorisée 483 millions d’euros (aujourd’hui).
Histoire d’enapter
Enapter a été fondée en 2017 par Sebastian-Justus Schmidt, ancien directeur d’une société de logiciels après avoir racheté une société italienne: ACTA, spécialisée dans la recherche et développement de piles à combustible et d’électrolyseurs AEM. Ses cofondateurs sont son fils Jan-Justus et Vaitea Cowan, une personne l’ayant aidé à concevoir une résidence énergétiquement indépendante, notamment grâce à l’hydrogène (la « Phi Suea House »).
Ils ont ouvert un bureau à Berlin en 2019, ainsi qu’un nouveau site de production en Italie. L’entreprise entre en bourse en 2020. En 2021, elle a 165 employés. Elle est lauréate du Earthshot Prize Award en 2021.
Les électrolyseurs Enapter
Enapter propose actuellement deux produits reposant sur la technologie AEM:
- L’électroliseur AEM 4.0
- L’AEM multicore.
Electrolyseur AEM 4.0
Leur électrolyseur AEM est modulaire, se présentant sous la forme d’un parallèlépipède de 63.5cm de long faisant 38kg et pouvant produire 0.5nm3 par heure (soit 1,0785kg/j) pour 2.4kWh. Le gaz aurait une pureté de 99.9% (ou 99.999% avec une option) et sortirait à 35 bars.
AEM multicore
L’AEM multicore est un assemblage se présentant sous la forme d’un container de 12.2m de long et contenant 420 modules AEM. Il peut (logiquement), produire 210 Nm3/h, soit 450kg/jour.
Le système de gestion énergétique
Les électrolyseurs seraient contrôlables à distance et librés avec des logiciels de gestion de la production énergétique (système de gestion énergétique, ou EMS, Energy management systems en anglais).
Le dispositif serait notamment adapté pour une autoconsommation résidientielle et des micro-réseaux d’énergie renouvelable. Il combine des modules de communication IOT pour produire l’information, une plateforme de télémétrie pour les recevoir, un « intelligent gateway » pour connecter les appareils sur un réseau local et envoyer les données vers le cloud d’Enapter; puis des logiciels pour analyser et présenter les données.
Pour aller plus loin:
- https://www.rechargenews.com/energy-transition/exclusive-enapter-eyes-83-cost-reduction-for-its-unique-aem-hydrogen-electrolysers-by-2025/2-1-1256489
Airthium est une startup greentech – deeptech développant trois solutions tournant autour d’un moteur de Stirling, une sorte de pompe à chaleur réversible :
- La production de chaleur industrielle jusqu’à 550 °C à partir d’électricité, à un prix à terme compétitif comparé au gaz naturel.
- Un système de stockage saisonnier d’électricité permettant de combler les périodes creuses de production éolienne et solaire combinant
- le stockage à court terme d’électricité dans des sels fondus (sous forme de chaleur) ce qui, grâce au moteur de Stirling, permettrait un stockage utilisant des matériaux communs avec un rendement de 70 %.
- la production d’ammoniac, qui peut être ensuite transformé en chaleur grâce à un brûleur, puis en électricité grâce au moteur de Stirling.
Ce dernier permettrait de fiabiliser un système électrique reposant sur l’éolien et le solaire.
L’entreprise Airthium
Airthium a été fondée en mars 2016 par Andreï Klochko et Franck Lahaye. La naissance d’Airthium est racontée par l’interview donné par Andreï Klochko pour l’École polytechnique:
« L’idée d’Airthium a germé en 2008 lorsque j’ai eu connaissance d’une technologie au croisement de la mécanique des fluides et de l’électromagnétisme, mais ce n’est qu’à l’issue de ma thèse au Laboratoire de Physique des Plasmas de l’X que j’ai pu l’appliquer au stockage de l’énergie en travaillant sur la conception d’un nouveau type de compresseur de gaz. En 2014, lorsque nous avons été successivement lauréats du prix Gérondeau – Safran et du Concours mondial de l’innovation de Bpifrance, j’ai compris que notre projet avait convaincu et j’ai mesuré tout son potentiel. Je m’y suis alors consacré à temps plein et Airthium a officiellement été créée en mars 2016 »
https://www.polytechnique.edu/fondation/actualites/toutes-les-actualites/airthium-la-start-qui-revolutionne-le-stockage-de-lenergie
L’entreprise a été incubée par le prestigieux Y Combinator en 2017. Elle a levé 500k€ auprès de plusieurs investisseurs, dont Y Combinator.
Hébergée jusqu’en 2019 à l’École Polytechnique, la startup était jusqu’à récemment installée dans le Campus Innovation d’Air Liquide, avant de déménager ce mois d’Octobre pour un local dédié à Villebon-sur-Yvette (91).
Elle a levé ~1.3 millions d’euros en crowdfunding en 2021 et lève actuellement un second tour de table, à nouveau en crowdfunding (source: interview).
Elle a levé 3M€ en mars 2024, dans une levée menée par daphni aux côtés d’Eren Groupe S.A. et Polytechnique Ventures.
Sur le plan industriel, ils prévoient un prototype de 1kW en 2023, un démonstrateur de pompe à chaleur dès l’année suivante et un modèle industriel de 1MW en 2025. (https://airthium.com/about_us)
Ensuite, des pompes à chaleur de plus grande ampleur (20MW) seraient disponibles en 2028. Le stockage saisonnier d’énergie est prévu pour 2030 à petite échelle (50MW) et 2035 à grande échelle (1GW).
Questions et réponses
– Sur le principe de la solution Airthium
- Discover The Greentech (DTG) : Si j’ai bien compris, vous proposez une pompe à chaleur industrielle pouvant capter la chaleur entre 100 et 500°C ou la chaleur atmosphérique à partir de -50°C et vous restituez à la chaleur désirée, c’est bien cela ? Quelle est la différence entre la chaleur que vous ne pouvez capter qu’à partir de 100°C et la chaleur atmosphérique ?
- Airthium : Effectivement notre pompe à chaleur peut capter la chaleur fatale (chaleur produite par un procédé mais qui n’est pas valorisée) ou atmosphérique et la restituer à la température désirée (jusqu’à 550°C). Nous sommes capable de capteur la chaleur à partir de -50°C jusqu’à 550°C, il n’y a pas de différence de fond entre la chaleur atmosphérique et celle à 550°C.
Selon les températures de captation et restitution la pompe à chaleur fonctionne différemment : le fluide de travail peut changer (eau entre 20°C et 80°C, huile jusqu’à 250°C et sels fondus pour atteindre 550°C), mais c’est surtout le COP (coefficient de performance) qui est impacté.
Le COP caractérise l’efficacité de la pompe à chaleur, une résistance possède un COP de 1 (1 joule d’électricité = 1 joule de chaleur), l’avantage de la pompe à chaleur est de posséder un COP supérieur à 1. Dans notre cas, en allant de 20°C à 200°C nous avons un COP de 1.9, mais si l’on va de 100°C à 200°C notre COP est de 2.7.
- DTG : Est-ce que vous pouvez expliquer en quelques mots le fonctionnement d’une pompe à chaleur ? En quoi est-ce plus efficace d’une résistance ? Un profane penserait qu’un 1 joule d’énergie électrique donnerait un 1 joule de chaleur, c’est plus compliqué que cela ?
- Airthium : L’efficacité supérieure à 1 de la pompe à chaleur peut paraitre étonnante mais elle est tout à fait fondée sur des principes thermodynamiques. Le travail de la pompe à chaleur est en fait de déplacer des calories de la source froide vers la source chaude. L’électricité ne sert donc pas directement à créer de la chaleur mais à déplacer les calories. C’est par ce biais qu’elle peut être plus efficace qu’une résistance. Elles sont d’ailleurs déjà largement employées dans les habitations et l’industrie.
- DTG : Comment est transmise la chaleur ? Air, liquide, métal ?
- Airthium : La chaleur est captée au niveau du procédé froid par un échangeur de chaleur, qui la transmet à un fluide (eau, huile, sels fondus) ce dernier est envoyé vers notre pompe à chaleur. A l’intérieur il va interagir avec de l’hélium gazeux qui va permettre le déplacement des calories de la source froide vers la source chaude. On récupère alors un autre fluide (eau, huile, sels fondus) qui a été chauffé par la pompe à chaleur, celui-ci est envoyé vers l’échangeur de chaleur côté chaud pour réchauffer le procédé chaud.
– Sur les utilisations :
- DTG : Je vois que vous parlez d’utiliser votre chaleur pour le ciment. Or, il me semblait que, pour retirer le carbone du calcaire, il fallait le chauffer à extrêmement hautes températures (>1450°C). Est-ce que vous allez aussi haut ? Même question pour le verre et le métal, pour quel processus et comment est-ce que votre procédé peut-être utilisé ?
- Airthium : Notre pompe à chaleur peut être employée dans les domaines du ciment, du métal et du verre mais cela ne veut pas dire qu’elle sert directement au processus principal (fonte des métaux ou verre par exemple). Ces industries ont besoin de températures modérément élevées pour d’autres applications, le séchage, le traitement thermique, le maintien en température… C’est sur ce genre de processus que nous pouvons intervenir.
– Sur le système de stockage d’énergie :
[Ici nous allons notamment discuter du schéma de leur système de stockage saisonnier]
- DTG : J’ai un peu du mal à comprendre votre schéma: pourquoi produire de l’ammoniac ? Prendre la chaleur de l’eau ? Le « Airthium Stirling Engine » est-il dépendant de ces deux procédés spécifiques ? Ou est-ce qu’il s’agit d’exemples d’utilisation ?
- Airthium : Le moteur de Stirling Airthium est la machine que nous construisons, celle-ci peut à la fois être employée comme pompe à chaleur et comme moteur de Stirling. Le moteur de Stirling est une machine thermique qui peut produire de la chaleur à partir d’électricité (mode pompe à chaleur, COP jusqu’à 3.5) ou de l’électricité à partir de chaleur (mode moteur, rendement thermique>électrique jusqu’à 50%). Nous prévoyons de commencer par produire des pompes à chaleur afin de développer notre technologie et fiabiliser le système avant de nous lancer sur le marché du stockage d’énergie (qui demande un investissement en capital conséquent).
Notre système de stockage fonctionne de manière hybride : pour le stockage journalier nous utilisons des sels fondus ou du sable comme stockage purement thermique, mais notre avantage principal est le stockage saisonnier (très longue durée), pour lequel nous avons besoin de l’ammoniac (NH3).
Avec un parc énergétique qui repose sur les renouvelables il existe un risque (quelques fois par an) de baisse importante de la production (plus/peu de soleil et de vent en même temps). Il faut donc palier à ce manque par des capacités de stockage.
L’ammoniac est un carburant de synthèse, dont la combustion ne génère pas de CO2 et quinze fois moins onéreux à stocker que l’hydrogène. Lors des surplus de production renouvelable nous produisons l’ammoniac à partir d’électricité puis on le stocke dans des réservoirs de grande capacité sous forme liquide (il est facile à stocker et il existe déjà toute une industrie qui maitrise cette technologie). On peut faire le parallèle avec les réserves de gaz naturel qui sont aujourd’hui utilisées. Lorsque la demande dépasse la production, l’ammoniac est brûlé (dans un brûleur développé pour limiter les émissions de NOx) pour réchauffer les sels fondus, qui sont ensuite envoyés vers le moteur de Stirling pour générer de l’électricité.
- DTG : Est-ce que vous pouvez préciser les grandes lignes de ce système ? Quel serait son rendement ? Quel serait le support du stockage (liquide, gaz?) ? Est-ce que la stabilité du système demande un entretien particulier (maintien de condition de températures / de pression / autre) ?
- Airthium : Le rendement aller/retour du stockage journalier thermique avoisinera 70% (contre 80-90% pour les batteries lithium-ion, qui se déchargent plus rapidement, utilisent des terres rares, sont onéreuses et présentent un risque d’emballement thermique). Le fluide (sel fondu ou sable) sera stocké dans des cuves isolées thermiquement permettant de minimiser la déperdition de chaleur. Le sel fondu demande un maintien en température minimal afin de ne pas se solidifier. Celui-ci sera garanti par la température minimale des réservoirs, nettement plus élevée que la température de solidification, et lorsque le solaire et le vent feront défaut, par la combustion d’ammoniac..
Comme évoqué précédemment le support de stockage saisonnier est de l’ammoniac liquide (-33°C sous 1atm) avec un rendement aller/retour électrique proche de 30%. Ses conditions de stockage sont très proches du propane. Le stockage d’ammoniac est déjà une industrie établie et mature, sur laquelle nous pouvons nous appuyer.
Discussion avec le CEO, Andreï Klochko
J’ai ensuite pu discuter avec le CEO d’Airthium, Andreï Klochko, pour approfondir quelques points, principalement autour de la solution de stockage d’énergie. J’ai noté entre [ ] les passages que j’ai repris ou synthétisés.
Le principe du système de stockage d’énergie long terme
- DTG : La solution de stockage journalier utiliserait donc des matériaux très disponibles pour une efficacité de 70% ? C’est très intéressant, qu’est-ce qui empêche cette solution d’être plus durable ?
- Andreï Klochko : C’est-à-dire, de stocker plus de 40 heures ?
- DTG : Oui voilà ..
- Andreï Klochko : C’est juste trop cher. […] Les stockages d’énergie saisonniers compensent un manque de solaire et d’éolien qui […], 2 à 4 semaines par an, [..] peuvent baisser significativement sur de très grands territoires en même temps. Que ce soit toute la France ou toute l’Europe. Pour ces moments-là, on devra garder des centrales [, actuellement surtout à gaz, qui devront, en plus] rentabiliser leurs coûts fixes avec seulement 1 mois de vente d’énergie. Donc soit, elles vendent leur énergie très cher, soit elles sont subventionnées. [Pour le stockage], tout est histoire de prix au kWh. [Les batteries] lithium-ion, c’est 200$ au kWh en capital […], avec le sel fondu c’est 60$ le kWh et pour l’ammoniac, c’est quelque chose comme 2$ le kWh. Le problème, c’est que ces 2$, c’est un optimum. Si on n’utilise que de l’ammoniac, alors l’équipement de production d’ammoniac coûte trop cher et, à cause du rendement (30%), il faudra un champ solaire [ou éolien] trop gros ; si on ne met que du sel fondu, […] ça coûte trop cher. L’optimum, pour atteindre ces 2$, c’est d’utiliser un mix des deux.
En d’autres termes, le stockage au sels fondus permettrait de lisser la production d’électricité à court terme pour limiter les besoins en puissance de la fabrication d’ammoniac. Le grand avantage de l’ammoniac est qu’il ne coute pas cher à stocker. Au moment de la baisse de production, l’ammoniac est brûlé et transformé en électricité grâce à leur moteur Stirling, par un procédé limitant les émissions d’oxydes d’azote (NOx).
Ensuite se pose la question de la puissance du moteur de Stirling. En effet, il va être utilisé pour lisser la production d’électricité destinée à la production d’ammoniac toute l’année, puis, un mois dans l’année, devoir brûler toute ou une large partie de l’ammoniac stocké.
« L’ammoniac est fabriqué au compte-goutte toute l’année et brûlé un mois dans l’année. Donc il y a une asymétrie de puissance. Si jamais on a 1GW de puissance de sortie, alors le champ solaire fera de 3 à 5 GW crête […] et le brûleur fera quelque chose comme 2GW thermique, mais les centrales de Haber-Bosch + les électrolyseurs feront quelque chose comme 600 MW. [A titre de comparaison, si on ne dépendait que de l’ammoniac, il faudrait au moins 3 GW d’électrolyseurs, en plus d’un champ solaire plus de 2 fois plus grand. Tous ces nombres dépendent bien sûr fortement du cas considéré.] »
Limiter les NOx
Utiliser, en fin de chaine, la combinaison d’un brûleur et du moteur de Stirling est aussi un avantage permettant de limiter les NOx:
- DTG : Dans votre interview pour l’X, vous parliez de transformer des combustibles renouvelables en électricité. Est-ce que votre solution est plus efficace en cela qu’un système classique (à turbine) ?
- Andreï Klochko : L’avantage, c’est qu’elle est mutualisée [= le moteur stirling de Stirling est utilisé à la fois dans le stockage court terme par pompage de chaleur, et dans le stockage saisonnier par ammoniac]. [Une force de notre solution,] est qu’il y a une combinaison de petits avantages [qui s’additionnent en un gros avantage]. On aurait pu brûler l’ammoniac dans une turbine, mais ça [n’est pas intéressant], parce que cela produit plein de NOx. Nous on compense ça en ayant un brûleur externe, [appareils qui peuvent être optimisés pour émettre nativement (avant filtration) moins de NOx, ce qui facilite la filtration].
L’arbitrage entre engrais et électricité
- DTG : Quel est l’arbitrage entre utiliser l’ammoniac produit pour regénérer de l’électricité et l’utiliser pour faire des engrais ?
- Andreï Klochko : Les deux fonctionnent. Les premières fois que le système sera installé, il sera encore cher, donc il sera installé dans des îles ou en Alaska [par exemple], dans des endroits [reculés]. Plus on va en installer, plus les coûts unitaires vont baisser et au bout d’un moment on sera assez peu chers pour produire les engrais aussi. […] C’est d’ailleurs pour ça qu’on a la proposition de valeur pompe à chaleur avant, pour baisser à fond les coûts du moteur de Stirling et pouvoir l’industrialiser [suivant en cela l’exemple de l’industrie automobile].
L’approvisionnement en eau
Andreï m’a aussi un peu expliqué le bas du schéma du système de stockage Airthium. Le système de stockage d’énergie utilise de l’eau en cycle fermé et est exposé au gel s’il utilise de l’air/eau trop froid (ce qui peut être problématique dans les pays très froids). Pour y parer est prévu un stockage d’eau pour le refroidissement. Il y aurait également des tours de refroidissement, le système diffusant tout de même de la chaleur, surtout par temps chaud. Concernant le besoin d’eau pour la synthèse d’ammoniac, une grande partie est récupérée lors de la combustion d’ammoniac, par condensation de l’eau contenu dans le flux sortant du brûleur.
La recherche sur les nanomatériaux au CEA a débouché en 2013 sur la création d’une spin-off : NawaTechnologies. Fondée par Pascal Boulanger, qui préside le conseil d’administration, la startup développe des solutions autour de la technologie « Vertically Aligned Carbon Nanotubes (VACNT) ».
Sa situation est assez spéciale: placée en redressement judiciaire, deux offres émanent de ses actionnaires actuels. On peut se demander s’il ne s’agit pas simplement du résultat d’une discorde interne.
Nawacap Power
Nawa Technologie repose globalement sur l’utilisation de nanotubes de carbone (5nm/100µm) alignés verticalement. (5) Elle n’utilise pas de métaux rares, comme le cobalt.
Nawacap Power est un super condensateur qui peut se décliner avec 3 tailles de cellules:
- 30x40x0.5, avec une densité de puissance de 54kW/kg et pouvant absorber 2.7J pour 1.2g
- 30x40x11, avec une densité de puissance de 141kW/kg et pouvant absorber 82J pour 14.4g
- 100x120x5, avec une densité de puissance de 171kW/kg et pouvant absorber 273J pour 38g
Elles pourraient durer un million de cycles de charge/décharge et 15 ans dans des conditions ordinaires. (1) Selon Pascal Boulanger, fondateur et COO/CTO, Nawacap Power « procure une densité de puissance 10 à 100 fois plus importante que des supercondensateurs traditionnels«
Leur valeur ajoutée serait notamment une forte densité d’énergie et la rapidité de la recharge, ce qui est un atout considérable pour le marché des véhicules électrique.
NAWAStitch
Nawa Technologie a créé une filiale aux États-Unis, à Dayton dans l’Ohio, « Nawa america », à partir de l’acquisition des actifs de N12 Technologies, entreprise commercialisant des tapis de nanotubes alignés pour les applications composites.
Cette filiale développe un nouveau concept de matériau: un film mince de centaines de milliards de nanotubes de carbone alignés verticalement, servant « d’interface entre les plis des matériaux composites » et venant « renforcer mécaniquement l’interface entre les tissus de fibres de carbone », un peu comme une sorte de « nano-velcro ». Les matériaux seraient ainsi plus résistants à la fatique, aux choses et de meilleurs conducteurs électriques et thermiques. A notamment été signé un accord de licence exclusive avec le Massachusetts Institute of Technology (MIT) le NECSTLAB. (2)
Ce nouveau matériau aurait notamment des applications dans l’aérospatial, pour la fabrication de pales d’éoliennes, dans le matériel sportif, dans les dispositifs médicaux et dans la robotique.
L’entreprise NawaTechnologies
NawaTechnologie est une SA immatriculée au greffe de Aix-En-Provence sous le numéro SIREN 792701518 avec le code APE 7490B (Activités spécialisées, scientifiques et techniques diverses). Son siège est chez STMicroelectronics Rousset, 190 avenue Louis Philibert à Aix-En-Provence (13100).
Le directeur général a d’abord été Ulrik Grape, qui a longtemps travaillé dans le secteur des batteries Lithium-ion. En janvier, c’est devenu Antoine Saucier. Ludovic Eveillard est directeur général délégué. Henri Levebvre et directeur financier. Stéphane Coletti est directeur industriel.
Ellea eu plusieurs tours de tables:
- 4,1 millions d’euros en 2014
- 9 millions d’euros en 2019
- 13 millions d’euros en 2020 auprès notamment de « Bpifrance, Kouros SA, Crédit Agricole Alpes Provences Création ou encore l’EIT Innoenergy ».
La startup a plusieurs investisseurs: CEA Investissement, Demeter Partners, Davanière Capital Partenaire, le fonds Paca Investissement, OPUS SAS, Groupe Kouros, EIT InnoEnergy, Crédit Agricole Alpes Provence, Conseil Plus Gestion et BPI France.
Elle a été mis en redressement judiciaire en octobre 2023. Il y a deux offres de reprise:
- Une par le groupe Kouros
- Une par Altya Invest, la BPI (via son fonds Ecotechnologies 2), le directeur général de l’entreprise (Antoine Saucier), et son directeur financier. (4)
- (1) http://www.nawatechnologies.com/technologie/ (archive)
- (2) http://www.nawatechnologies.com/nawa-america/ (archive)
- (3) https://sciencebusiness.net/news/southern-france-startup-chases-global-battery-market
- (4) https://www.lefigaro.fr/secteur/high-tech/nawa-technologies-cette-pepite-de-la-french-tech-brusquement-tombee-en-redressement-judiciaire-20231018
- (5) https://solarimpulse.com/solutions-explorer-fr/nawacap-high-energy-high-power-ultracapacitors
Agronutris est une startup développant l’élevage industriel d’insectes pour en faire de la nourriture et du fertilisant. Créée en 2011, elle a bouclé un tour de table de 50 millions d’euros auprès d’investisseurs en 2021.
Agronutris: l’élevage industriel d’insectes
L’entreprise toulousaine élève principalement des larves de mouche soldat noire (Hermetia Illucens).
Les insectes sont ensuite transformés en trois produits :
- une farine, « ultra’in », « produite à partir de larves de mouche soldat noire délipidées et déshydratées », adaptée pour l’aquaculture et les animaux de compagnie.
- de l’huile, « Liboost », obtenue par « délipidation des protéines d’insectes », riche en acide laurique, qui serait un acide gras saturé facilement digestible.
- un engrais, « Fairtil », issu des déjections des larves de mouche soldat noire et riche en macronutriments (azote, phosphore et potassium, NPK).
Ils ont également élevé de manière systémique le ver de farine (Tenebrio molitor) et le grillon (Gryllodes sigillatus), mais la mouche soldat noire étant plus compétitive. Les variables sont nombreuses, tant sur le plan de la biologie des insectes (accouplement, ponte, éclosion, croissance, métamorphose) que de la technique de leur environnement (température, hygrométrie, densité, dégagement gazeux, traitement de l’air).
Il serait intéressant d’avoir un bilant « input – output » pour mieux saisir l’intérêt écologique de cette démarche.
Le ver de farine pourrait néanmoins être produit pour l’alimentation humaine.
L’alimentation humaine
Le marché de l’alimentation humaine est beaucoup plus difficile à accéder. En effet, la réglementation est beaucoup plus stricte. La startup serait « la première entreprise autorisée en Europe à commercialiser des insectes en alimentation humaine ». (1)
Le second frein est la réticence psychologique. Celle-ci pourrait néanmoins être très faible face, par exemple, à de la farine ou à des produits transformés. Reste également à poser la question du prix.
Agronutris, l’entreprise
En 2012 a été autorisé dans l’Union Européenne les protéines d’insectes pour l’aquaculture et le petfood.
En 2015, ils ont obtenu la certification ISO 22000
En 2019, ils ont obtenu une subvention de 8.3 millions d’euros, qui a contribué au financement de leur première usine qui se situerait à Réthel.
Agrinutris a levé en septembre 2021
- 50 millions d’euros auprès du fonds SPI, de Mirova, du Groupe Nutergia, du Crédit Agricole Nord-Est et du business angel Bertrand Jelensperger
- 10 millions d’euros au titre du plan France Relance
- 40 millions d’euros de prêts
Cette levée de fond permettrait de déployer deux unités industrielles qui pourraient convertir en insectes 280 000 tonnes de bio-résidus par an. La première, à Rethel dans les Ardennes, devrait voir le jour fin 2022. (1)
- (1) https://www.usine-digitale.fr/article/agronutris-leve-100-millions-d-euros-pour-industrialiser-la-fabrication-de-produits-a-base-d-insectes.N1145947
Sylfen est une startup développant une solution de production d’énergie à l’échelle d’un bâtiment. Ils produisent de l’électricité par des panneaux solaires et en stockent l’excédent sous forme de dihydrogène grâce à un électrolyseur réversible, qui peut ensuite le retransformer en électricité. De la chaleur est produite au cours des deux opérations.
L’ambition de Sylfen : décarboner l’énergie des bâtiments
Le projet de Sylfen se base sur un procédé permettant de produire et stocker une électricité intermittente et les logiciels permettant de combiner ce procédé avec la consommation d’électricité du bâtiment et ses autres sources d’approvisionnements.
Le procédé
Le coeur du projet est la technologie d’électrolyseur à oxyde solide réversible développée par le CEA (probablement une autre que celle dont Genvia industrialise la production ?). Ils l’appellent ici « processeur d’énergie RSOC », RSOC pour Reversible Solid Oxide Cells. La valeur ajoutée de Sylfen réside surtout dans la solution logicielle qui sera utilisée pour optimiser l’apport d’énergie multi-sources avec une logique de bâtiment intelligent (smart building).
Sylfen a pour ambition de décarboner la consommation d’énergie des bâtiments grâce à l’hydrogène:
- De l’électricité serait produite par des panneaux solaires sur le toit.
- Cette électricité serait transformée par électrolyse à haute température en hydrogène, qui serait stocké, et en chaleur, qui serait utilisée pour chauffer les bureaux.
- L’appareil pouvant également servir de pile à combustible, l’hydrogène stocké peut ensuite être reconverti en électricité (et en chaleur) en cas de besoin.
Ainsi, l’approvisionnement d’électricité des panneaux solaire serait lissé: on aurait géré l’intermittence. En outre, vu qu’on utilise une pile à combustible à oxydes solides (SOFC, Soft Oxide Fuel Cell), on peut aussi utiliser du méthane s’il n’y a pas assez d’hydrogène.
Une batterie servirait également à faire tampon pour limiter les pics de puissance, que ce soit venant des panneaux solaires ou de la consommation d’électricité. En effet, l’électrolyseur / pile à combustible à une certaine inertie et une puissance limitée.
Globalement, la startup allègue une réduction des émissions de CO2 de 50 à 75% et « 70 à 100% d’autonomie énergétique » pour le bâtiment.
En termes d’espace, les modules RSOC tiendraient dans une armoire de 1,2m sur 2m de haut. Le réservoir à hydrogène serait, lui, placé à l’extérieur. (2) Le système s’appelle le « Smart Energy Hub ».
L’importance du conseil
Le conseil était en 2020 une des prestations proposées par l’entreprise. (1) Encore aujourd’hui c’est au coeur de la prestation. En effet, l’offre commence par étudier le bâtiment, sa configuration, sa consommation en détail « et l’intégration dans son environnement local, pour exploiter de possibles synergies (parkings, partages de production ou de consommation, etc.) ». (https://sylfen.com/fr/offres/)
L’éternel problème de l’intermittence
Pour qui a lu le rapport RTE, le problème est évident : est-ce que c’est rentable ? En effet, ledit rapport nous apprend que le problème d’utiliser l’électrolyse pour gérer l’intermittence est que l’électrolyseur est sous-utilisé et, du coup, ne peut pas couvrir ses coûts fixes. On peut donc se demander si l’électrolyseur fonctionnera suffisamment pour être rentable. On peut répondre qu’il fait aussi pile à combustible. Soit, mais il y a déjà, à la base un réseau d’électricité … Bref, il faudrait poser l’équation, mais nous n’avons pas de chiffres.
La valeur ajoutée de l’entreprise est sa solution logicielle, mais elle donne peu d’élément sur le détail de son fonctionnement. Un cas d’étude nous permettrait de mieux le saisir. Est-ce qu’il y a, par exemple, une différence fondamentale avec Panga ? Est-ce que leur technologie porte un « moat », une barrière qui les protégera ? La cogénération n’est pas vraiment une spécialité du seul CEA. Au Japon, c’est un procédé largement utilisé avec le dispositif ENE-Parc: est-ce qu’ils n’ont pas déjà développé des applications de smart building comme celle de Sylfen ?
Cette technologie de cogénération est une des pistes assez populaire en matière de bâtiment. Sylfen sera-t-elle l’entreprise qui arrivera à la viabiliser ?
La startup Sylfen
Sylfen a été créée le 5 juin 2015 à Grenoble par Nicolas BARDI et Caroline ROZAIN, rejoints en 2016 par Marc POTRON. Le premier démonstrateur, nommé « SmartHyes », pour « Smart Hydrogen Energy System » a été conçu en mai 2018 (3). L’entreprise rejoint en janvier 2018 le projet européen Reflex, coordonné par le CEA-Liten, vise la réalisation d’un Smart Energy Hub de 3 modules, chacun ayant une puissance allant jusqu’à 40kWe en électrolyse; à son opération pendant >8000h en 2020, sur le bâtiment siège d’Envipark; et à augmenter la puissance des stacks pour densifier le système. (4)
L’entreprise produit ses propres électrolyseurs dans un site industriel de 460m² au Cheylas (sur le site de SLS Actiparc), dans lequel elle a emménagé en 2020 (5). Elle cible les entreprises (bureaux, entrepôts, grandes surfances …) et les collectivités territoriales (administrations, gymnases, bâtiments éducatifs …).
En mars 2022, la startup a obtenu le prix Clean Tech Open des mains de Thomas Lesueur, Commissaire général au Développement Durable, dans les locaux de BPI France.
Le 10 mai 2022, Sylfen a levé 10 millions d’euros, faisant entrer à son capital le Groupe IDEC, Supernova Invest, Elaïs Orium ainsi que Crédit Agricole Alpes Développement (C2AD) aux côtés de ses actionnaires historiques CEA Investissement et EIT InnoEnergy. Le Groupe Idec regroupe une vingtaine d’entreprises autour du secteur immobilier.
Elle est immatriculée 266 Avenue de savoie, 38 570 Le Cheylas et enregistrée au Greffe de Grenoble, avec le Siren 811828086. Son code NAF est 7112B – Ingénierie, études techniques.
Sources particulières :
- (1) Passage de Sylfen sur BSmart, 23 octobre 2020, https://sylfen.com/fr/2020/10/23/passage-de-sylfen-sur-bsmart/
- (2) Tout comprendre sur Sylfen en 4′ chrono !, 3 mai 2022, https://sylfen.com/fr/2022/05/03/tout-comprendre-sur-sylfen-en-424/
- (3) https://sylfen.com/fr/2018/05/22/avancees-techniques-majeures-avec-le-demonstrateur-smarthyes/
- (4) https://sylfen.com/fr/2018/05/22/le-projet-europeen-reflex/
- (5) https://sylfen.com/fr/2020/05/19/sylfen-change-d-echelle/
Carbiolice est initialement une joint-venture entre Carbios, Limagrain aliments et le fond d’investissement SPI, géré par Bpifrance. Carbios est une PME lyonnaise née en 2011 et développant le procédé enzymatique exploité par Carbiolice. Elle a racheté les participations de Limagrain Ingrédients le 8 octobre 2020 pour et celles du fond d’investissement SPI le 3 juin 2021 pour un prix de 17,9 M€.
Elle est donc maintenant la filiale de Carbios, dans le secteur de la chimie verte.
Elle développe des procédés pour améliorer le recyclage des plastiques, notamment ceux qui posent le plus de problemes en raison de leur petite taille, de leur finesse ou de la présence d’autres substances.
Le produit Carbiolice: Evanesto
Leur premier produit est Evanesto inside. C’est un additif contenant une enzyme qui permet aux plastiques d’origine végétale, à base d’acide polylactique (PLA), d’être 100% biodégradables et de pouvoir être compostables. En effet, jusqu’ici ils ne l’étaient qu’en condition industrielle.
L’additif est inclus dans le produit au moment de sa conception. Développée par Carbios, l’enzyme est produite par Novozymes.
Elements sur la startup
Carbiolice a reçu le prix de la « biotech industrielle la plus innovante d’Europe » en 2019 d’EuropaBio.
L’entreprise est une société par actions simpliée enregistrée au greffe de Clermont Ferrand sous le numéro RCS B 820 924 801 et est localisée Rue André Messager à Riom (63 200). Son président est le directement général de Carbios, Emmanuel Ladent.