Enairys Powertec est une petite entreprise vaudoise (Suisse)qui développe un système de stockage d’énergie sous forme d’air comprimé (CAES) depuis 2008.

Le stockage à air comprimé Enairys Powertech

Le système de stockage d’énergie à l’air comprise d’Enairys Powertech, HyPES pour Hydro-Pneumatic Energy Storage System, repose sur un système original: il ne s’utilise pas un compresseur à piston mécanique, mais un système reposant sur le principe du « piston liquide ». Lors de la charge, c’est l’injection d’eau (froide) qui va faire office de piston pour comprimer l’air dans des conditions relativement isothermiques. Ce procédé consommerait moins d’énergie qu’un piston mécanique. L’inverse se produit lorsqu’il faut décharger le dispositif. L’eau a, alors, pour rôle de réchauffer (si j’ai bien compris) l’air. Le procédé est présenté ici : https://www.enairys.com/overview-technology/

Il mobilise plusieurs éléments présentés comme originaux:

  • Pour la compression-expansion de faible pression, il y a un module rotatif : https://www.enairys.com/low-pressure-air-compression-expansion/
  • Le système de piston liquide pour la compression à l’eau (piston liquide) : https://www.enairys.com/high-pressure-air-compression-expansion/

L’entreprise développerait 2 produits :

  • HyPES-R, pour « Renewable energy sources support »
  • HyPES-G pour « Grid support ».

Le système serait composé au moins à « 98% de métaux faciles à recycler et non toxiques » et permettrait de combiner des sources de charges électriques et thermiques, voire de « créer des synergies entre elles pour maximiser le rendement global ».

Je n’ai pas d’éléments permettant d’appréhender la viabilité du système.

L’histoire et financement d’Enairys Powertech

Enairys Powertech a été créée en 2008 par l’ingénieur Sylvain LEMOFOUET. Il semble s’agit d’une spin-off de l’École polytechnique fédérale de Lausanne (EPFL). On peut trouver des traces d’activité du dirigeant sur Linkedin (ex: formation en Afrique), mais ne concernant pas l’entreprise, et rien sur le site.

La seule source vient d’un post de CleantechAlps publié vers août 2022: ils auraient testé un premier prototype en 2018 et, depuis, travaillent à optimiser et valider les systèmes HyPES en conditions réelles. Cette étape devrait se terminer en 2023. Je n’ai pas d’élément sur le financement.

Elle est localisée au Parc scientifique EPFL-PSE D, à Lausanne (Suisse).

  • Le post de cleantech Alp : https://www.linkedin.com/posts/cleantechalps_enairys-portrait-activity-6972466976858210304-DnG4
  • Le site (en noindex) : https://www.enairys.com/
  • https://fr.wikipedia.org/wiki/Enairys_Powertech
  • https://www.polymedia.ch/fr/un-systeme-original-de-stockage-denergie/

Form Energy a développé des batteries fer-air qui seraient 10 fois moins chères, pour le stockage d’électricité à grande échelle, que les batteries lithium-ion. Cette startup a levé plus de 800 millions de dollars auprès d’investisseurs prestigieux, comme Breakthrough Energy Ventures et les fonds de capital-risque d’ArcelorMittal et d’ENI.

La technologie des batteries fer-air

Form Energy utilise des batteries fer-air: lorsqu’elles se chargent, l’oxyde de fer se réduit (= se désoxyde), l’oxygène partant du coté de l’électrode « air » (en réalité, cela se produit dans un électrolyte). Ensuite, lorsque la batterie se décharge, les électrons sont libérés et le fer s’oxyde de nouveau. Le gros avantage de cette méthode est le prix extrêmement faible des matériaux: le fer est l’un des métaux les moins dispendieux.

Le désavantage des batteries fer-air est la réactivité: elles auraient du mal avec la haute intensité. Ce n’est néanmoins pas un problème: il suffit de les coupler avec un petit stockage plus réactif, comme les batteries lithium-ion ou du stockage mécanique.

L’entreprise semble mettre en avant le fait que la batterie serait « capable de fournir de l’électricité pendant 100 heures« . C’est un peu dérangeant, vu que je ne vois pas le sens que cela peut avoir: fondamentalement vous pouvez probablement tenir des semaines entières avec n’importe quelle batterie si le débit est suffisamment faible …

Selon Form Energy, les batteries à grande échelle pourraient ne couter que 10% du prix LCOS de leurs équivalents lithium-ion.

Histoire et avancement de Form Energy

Progression de Form Energy

Form Energy a été fondée en 2017 par Mateo Jaramillo (ancien chef du département batterie de Tesla), Yet Ming Chiang (professeur au MIT), Ted Wiley, William Woodford et Marco Ferrara.

Un projet-pilote de 300MW est prévu dans le Minnesota pour 2024.

Le 23 janvier 2023, Xcel a annoncé installer une très grande ferme de batteries Form Energy, l’une des plus grandes du monde.

Financement de Form Energy

Le financement de l’entreprise est assez extraordinaire, tant par son montant (818Mn$) que par l’identité des investisseurs (Breakthrough Energy Ventures, ArcelorMittal, Energy Impact Partners, Capricorn Investment Groupe, Prelude Venture …). Il se décompose comme suit:

  • Le tour de série A a été clot en juin 2018 à 9M$. Ont investis Breakthrough Energy Ventures (BEV), Prelude Ventures, The Engine (MIT) et Macquarie Capital.
  • Le tour de série B a été annoncé à 40M$ le 19 août 2019 et été mené par l’entreprise de capital risque d’ENI, Eni Next LLC. Il comprend Capricorn Investment Group et les investisseurs du premier tour.
  • Le tour de série C a été annoncé le 30 novembre 2020 à 76M$. Rejoignent les investisseurs historiques Coatue, NGP Energy Technology Partners III, Energy Impact Partners et Temasek.
  • Le tour de série D en 2021 s’est élevé à 240 M$, dont 25M$ d’ArcelorMittal. Les deux entreprises ont en même temps signé un accord où le sidérurgiste fournirait du fer directement réduit (direct reduced iron) pour les batterie.
  • Former Energy annonce la cloture de son tour de financement de Série E à 450M$ le 4 octobre 2022, mené par la plateforme d’investissement TPG Rise. Rejoignent les investisseurs historiques (ArcelorMittal, Breakthrough Energy Ventures (BEV), Capricorn Investment Group, Coatue, Energy Impact Partners (EIP), MIT’s The Engine, NGP ETP, Temasek, Prelude Ventures, and VamosVentures) GIC et Canada Pension Plan Investment Board.

FAQ

Combien d’argent a levé Form Energy ?

Form Energy a levé 818.8 millions de dollars.

Qui sont les principaux investisseurs de Form Energy ?

Form Energy a dès le premiers tour d’investissement mobilisé de nombreux acteurs majeurs de l’innovation, comme Breakthrough Energy Ventures et The Engine (MIT). Par la suite les ont rejoint d’autres acteurs majeurs, comme ArcelorMittal.

Quelle est l’innovation de Form Energy ?

Form Energy développe des batteries fer-air, qui utiliseraient des matériaux très communs (le fer) et seraient adaptées au stockage stationnaire de longue durée d’électricité, ce qui est un des grands enjeux, pour stabiliser la grille électrique face aux énergies intermittentes, de la transition énergétique.

Qui sont les fondateurs de Form Energy ?

Form Energy a été fondée en 2017 par Mateo Jaramillo (ancien chef du département batterie de Tesla), Yet Ming Chiang (professeur au MIT), Ted Wiley, William Woodford et Marco Ferrara.

Qui est le dirigeant de Form Energy ?

Mateo Jaramillo est à la fois cofondateur et CEO (Chief Executive Officer) de Form Energy.

  • Une étude de l’institut Franhaufer : https://www.umsicht.fraunhofer.de/en/projects/iron-air-battery.html

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.

https://youtube.com/watch?v=jcY5P060l9E
(excellente) vidéo de présentation

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

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)

Présentation de la technologie en 2019

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.

Présentation du ZBM3

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/

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/

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).

Impression d'écran de la page de présentation du crowdfunding Airthium, qui avait mobilisé au 13 octobre 2022; 366k$.
https://wefunder.com/airthium

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).

L’équipe d’Airthium à côté de son moteur Stirling Crédits: Airthium

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:

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

Le LZ 129 Hindenburg, alors le plus grand zeppelin au monde, s’est brusquement embrasé en atterrissant le 6 mai 1937 à Lakehurst, dans le New Jersey (USA). Son ballon était en effet rempli de dihydrogène, un gaz très inflammable. Cet accident a sonné le glas de l’age des zeppelins et a été un traumatisme qui pèse encore aujourd’hui sur les consciences. C’est un frein pour la mobilité hydrogène.

Après diverses expérimentations au XIXe siècle, on a réussi au début du XXe siècle à créer des ballons dirigeables, aussi appelés zeppelins, pouvant voler sur de longues distances et transporter d’importantes charges. Le principe était de remplir ces ballons avec un gaz plus léger que l’air et, de même que les bâteaux reposent sur l’eau, laisser l’air porter naturellement ces vaisseaux aériens. La révolution n’était pas négligeable: le transport aérien était encore balbutiant et, si vous vouliez aller aux Etats-Unis, vous deviez prendre le bâteau. Les zeppelins étaient beaucoup plus rapides. C’était leur âge d’or, mais il ne durera pas …

On pouvait utiliser de l’hélium, mais il était très cher et produit par les américains. L’hydrogène, au contraire était à un prix raisonnable et disponible en Allemagne. De plus, il a une portance supérieure à l’hélium. C’est la démarche qui a été retenu par les allemands. Financé par la Luftschiffbau Zeppelin, le LZ 129 Hindenburg, alors le plus grand ballon dirigeable du monde, est inauguré le 4 mars 1936.

Le colossal LZ 129 ‘Hindenburg’

Le LZ 129 ‘Hindenburg’ faisait 246,7 mètres de long, 46.8 mètres de large et 44.7 mètres de haut. C’est, encore aujourd’hui, l’engin le plus volumineux qui ait volé. Propulsé par 4 moteurs diesel Daimler-Benz, il transportait 88 000 litres de gazole, 4 500 d’huile de graissage et 40 000 d’eau pour les ballasts. Il était équipé de 6 moteurs, produits par Mercedes, d’une puissance de 1300 chevaux.

Surnommé (très à propos) « le Titanic des airs », le Hindenburg pouvait emporter une centaine de voyageurs. L’intérieur était luxueux, on était loin d’un vol low cost: il fallait payer environ 400$ … de l’époque. Cela représenterait $7,305.94 aujourd’hui …

File:Bundesarchiv Bild 147-0640, Luftschiff Hindenburg (LZ-129), Speisesaal.jpg
Intérieur du dirigeable Hindenburg

Il a été inauguré le 4 mars 1936 à Friedrichshafen en Allemagne, pour un vol vers Rio de Janeiro. Il permettait de traverser l’Atlantique deux fois plus vite qu’en bateau, à une époque où le transport (civil, de masse) par avion n’existait pas encore. C’était un peu le concorde de l’époque … Le vol inaugural n’a pas rencontré de difficultés.

Le crash du Hindenburg le 6 mai 1937

Le 6 mai 1937, lors de l’amarrage (= aterrissage) du Hindenburg à Lakehurst, New Jersey, avec environ 100 personnes à bord lorsque, soudainement, il explosa. La scène est terrible: en quelques instant le béhémoth s’enflamme et s’effondre, emportant 34 passagers ou membres d’équipage et une personne au sol. Les survivants à la catastrophe du Hindenburg n’ont pu s’échapper qu’au prix de graves brulures.

Le vaisseau, la fierté du IIIe Reich, a été anéanti en quelques instants. Voilà la très impressionnante vidéo du crash =>

Cet accident a sonné le glas de l’âge des zeppelins et laissé une marque indélébile dans notre esprit : l’hydrogène est dangereux. C’est une des grandes craintes pour l’adoption des véhicules à hydrogène.

La cause de l’incendie due zeppelin géant est longtemps restée mystérieuse, laissant ouverte l’hypothèse criminelle (les gouvernements envisageaient qu’il puisse s’agir d’une réponse au bombardement de Guernica) et même des théories du complot. La réponse est arrivée il y a quelques années :

L’ingénieur aéronautique britannique Jem Stansfield, responsable de la nouvelle étude, et ses collègues ont trouvé que le dirigeable était en fait chargé d’électricité statique après être passé dans un orage, tandis qu’un conduit de gaz cassé est probablement à l’origine de la fuite d’hydrogène dans les puits d’aération. Quand l’équipage au sol a attrapé les cordes d’atterrissage, il a mis l’appareil en contact avec le sol et le feu s’est alors déclaré à l’arrière du Hindenburg, enflammant l’hydrogène.

Grégoire Fleurot, Le mystère du crash du zeppelin Hindenburg résolu, 76 ans après, Slate

L’impact

La catastrophe du dirigeable Hindenburg a marqué très durablement les esprits, ancrant l’image de l’hydrogène comme un gaz très, trop, dangereux.

« L’incendie, en mai 1937, du dirigeable LZ 129 Hindenburg fabriqué par Zeppelin et gonflé à l’hydrogène a laissé des traces dans la mémoire collective. »

Les échos, Avion à hydrogène : de nombreux défis technologiques à relever

Pour aller plus loin

  • Cet article fait partie de notre dossier “Hydrogène, autonomie et transition énergétique« .
  • Vous pouvez également consulter notre article sur l’histoire de l’hydrogène.
  • Si vous voulez plus d’information sur le Zeppelin et son accident, je vous recommande le très complet article de Wikipedia.
  • Un article sur l’élucidation des causes de l’incendie : https://www.independent.co.uk/news/science/hindenburg-mystery-solved-after-76-years-8517996.html
  • Cette vidéo de Simple History vous offre (en anglais) une rétrospective historique plus approfondie sur les zeppelins en général: