La première batterie sodium-soufre raccordée au réseau en Australie démarre à Brisbane, tandis que son fabricant s'arrête

Le 9 septembre, Lava Blue a mis en service la première batterie sodium-soufre raccordée au réseau et de taille industrielle d'Australie, dans son Centre for Predictive Research into Specialty Materials (PRiSM), au sud-est de Brisbane. L'unité de 250 kW / 1,45 MWh, fabriquée par le japonais NGK, est raccordée au réseau de distribution Energex et au marché national de l'électricité. Associée à 200 kW de solaire déjà en place, elle peut couvrir jusqu'à 100 % de la charge de pointe de l'installation, y compris les équipements gourmands en énergie que Lava Blue utilise pour raffiner des matériaux de haute pureté.

À lire aussi: SK On se tourne vers Posco Future M pour une chaîne d'approvisionnement LFP hors de Chine · LG Energy Solution ouvre une usine LFP de 35 GWh dans le Michigan et mise sur le stockage réseau.

La mise en service est une première nationale, rapportée initialement par RenewEconomy et confirmée par Energy-Storage.news. Elle tombe aussi dans une période particulièrement délicate pour la technologie, car l'entreprise qui a construit la batterie a cessé de prendre des commandes.

Ce qui a été mis en service

• Capacité et durée : 250 kW de puissance et 1,45 MWh d'énergie, soit environ six heures de décharge à puissance nominale.
• Fabricant : NGK Insulators, du Japon, dont la gamme NAS a été le premier produit sodium-soufre de classe mégawatt à être commercialisé.
• Site : l'usine de démonstration PRiSM de Lava Blue à Redlands, une installation de matériaux avancés conçue pour faire passer des procédés de laboratoire à l'échelle industrielle.
• Réseau : le réseau de distribution Energex, et à travers lui le marché national de l'électricité.
• Couplage solaire : le parc photovoltaïque de 200 kW déjà présent. Ensemble, les deux peuvent fournir jusqu'à 100 % de la charge de pointe du site.
• Réalisation du projet : le Queensland Energy Storage Technology (QUEST) Hub, une initiative de la QUT et du gouvernement du Queensland, avec Allset Energy, basée à Melbourne, pour l'ingénierie électrique et l'intégration.

L'interface de gestion de puissance conçue sur mesure pour relier la batterie, le parc solaire et le réseau intègre plus de 80 % de contenu australien, dont des convertisseurs DC développés et fabriqués dans le Queensland par Advanced Converter Solutions. Le produit principal de PRiSM est l'alumine de haute pureté, un matériau utilisé dans les LED et comme revêtement à l'intérieur des cellules lithium-ion ; ses étapes de transformation se font à chaud et consomment beaucoup d'électricité. C'est ce qui fait du site un banc d'essai crédible : six heures de stockage peuvent être pointées sur les heures les plus chères de la journée d'une usine.

Une batterie qui tourne chaud

Les cellules de NGK séparent une anode en sodium et une cathode en soufre par un fin électrolyte solide céramique. La membrane, un matériau à base d'alumine bêta, laisse passer les ions sodium tout en maintenant séparées les deux électrodes liquides. La décharge pousse le sodium à traverser pour réagir avec le soufre ; la charge régénère le métal et le soufre. Les deux matériaux doivent rester fondus, ce qui maintient la batterie à quelques centaines de degrés Celsius à l'intérieur d'un conteneur de 20 pieds.

C'est le compromis qui définit cette chimie. Elle consomme un peu d'énergie en veille pour rester chaude et, en retour, tolère des conditions ambiantes qui mettraient à mal un pack lithium classique. NGK présente les systèmes NAS comme adaptés à l'écrêtement des pointes, à l'équilibrage de charge et au lissage de la production renouvelable, avec une durée de vie calendaire d'environ 20 ans. Le parc installé de NGK couvre plus de 250 sites dans le monde et environ 5 GWh sur une vingtaine d'années.

L'ironie à Brisbane tient à ce que la batterie lisse : une usine qui fabrique un ingrédient pour la chimie lithium-ion qui a poussé son fournisseur hors du marché.

Pourquoi le stockage de longue durée non-lithium est testé maintenant

Le lithium-ion domine le stockage sur réseau parce qu'il est modulaire, fabriqué en usine et peu coûteux à déployer en volume. Sa plage idéale se situe typiquement entre deux et quatre heures. Au-delà, l'économie se dégrade, car l'exploitant continue de payer la moitié énergie du système tout en la cyclant moins souvent chaque jour. Les alternatives de longue durée visent précisément cet écart.

L'Australie est devenue un marché d'essai pour cette idée. La Nouvelle-Galles du Sud a fixé des attentes de huit heures pour ses achats de stockage de longue durée, et Victoria développe son propre cadre. Le Long Duration Energy Storage Council a organisé sa première tournée australienne à Melbourne, Canberra et Sydney en juillet 2026, rencontrant notamment les agences DCCEEW, ARENA et l'Australian Energy Market Commission. Wood Mackenzie estime que les installations mondiales de stockage de longue durée ont dépassé 15 GWh en 2025, en hausse de 49 % sur un an, à partir d'une base modeste.

La tolérance à la chaleur est l'une des raisons pour lesquelles le NAS réapparaît dans ces essais. L'Australian Renewable Energy Agency a soutenu une combinaison antérieure de stockage sodium-soufre et zinc-brome dans un micro-réseau d'Australie-Occidentale, notant que la capacité de la technologie à encaisser une chaleur extrême pourrait convenir aux réseaux régionaux où le lithium-ion et l'hydroélectricité pompée ne s'accordent pas toujours. Le gouvernement du Queensland a engagé 15 millions de dollars australiens pour créer le QUEST Hub, qui couvre les batteries à flux, le lithium-ion avancé et la conversion de puissance autant que le NAS.

Le projet PRiSM est volontairement petit. Sa mission n'est pas de prouver que le sodium-soufre peut être construit, puisque NGK en fabrique depuis les années 1980. Elle est de recueillir des données d'exploitation sur un site industriel raccordé au réseau, où des charges de transformation variables et la production solaire interagissent avec de véritables exigences de réseau.

La réserve : le fournisseur a déjà voté l'arrêt

Le conseil d'administration de NGK a décidé le 31 octobre 2025 d'arrêter les activités de fabrication et de vente des batteries NAS et de cesser d'accepter de nouvelles commandes, selon l'avis d'arrêt de l'entreprise. La dernière expédition est prévue pour janvier 2027. NGK anticipe des coûts de restructuration d'environ 18 milliards de yens, soit près de 117 millions de dollars, qui seront comptabilisés en perte exceptionnelle sur l'exercice clos en mars 2026.

L'entreprise travaillait avec BASF depuis 2019 sur les performances, la réduction des coûts et les ventes mondiales, et les deux partenaires avaient étudié une extension des capacités d'approvisionnement avec des partenaires supplémentaires. Ces discussions ont été interrompues en septembre 2025. NGK invoque la hausse du coût des matériaux, une concurrence accrue du lithium-ion et une demande atone pour les applications mêmes où le NAS avait un avantage.

« On peut s'attendre à ce qu'il faille du temps pour qu'une demande stable et continue émerge pour le stockage d'énergie de longue durée et de grande capacité, où les batteries NAS ont des avantages distincts. » — déclaration de NGK

Voilà le cadre honnête de la mise en service de Brisbane. La machine est réelle, raccordée et en fonctionnement. La gamme de produits derrière elle s'éteint. Pour Lava Blue et la QUT, la valeur est dans les données. Pour l'industrie au sens large, la leçon porte sur le timing : une technologie peut être techniquement solide et perdre malgré tout une course commerciale face à une chimie qui progresse plus vite et se déploie à moindre coût.

Le projet suivant montre directement cette tension. La QUT et Allset Energy veulent installer un système sodium-soufre de 1,5 MW avec au moins six heures de stockage à Swanbank, un ancien site charbonnier près d'Ipswich en cours de reconversion en pôle d'énergie propre. Cela reste une étude de faisabilité plutôt qu'une construction, et le projet pourrait ne pas utiliser du tout de matériel NGK. Trouver des cellules pourrait exiger un autre fournisseur ou une licence de fabrication locale, une option que la QUT a déjà évoquée.

L'échelle : une démonstration à côté d'une industrie

La semaine même où la batterie PRiSM a été mise en service, un projet lithium-ion bien plus vaste a franchi une étape réglementaire à environ 20 kilomètres de là. ZEBRE, une coentreprise entre le taïwanais HD Renewable Energy et l'australien ZEN Energy, a reçu une décision de saisine au titre de la loi fédérale sur la protection de l'environnement et la conservation de la biodiversité pour sa batterie Noblevale de 180 MW / 360 MWh à Swanbank. Le projet, d'une durée de deux heures, est proposé sur un site minier réaffecté et serait raccordé au poste Blackstone, son agencement étant conçu pour éviter l'habitat cartographié des koalas.

La comparaison est saisissante. Noblevale affiche 180 MW et 360 MWh. Le système sodium-soufre envisagé à Swanbank fait 1,5 MW et environ neuf MWh. Sur le même bout de terrain, la batterie lithium-ion de 250 MW / 500 MWh de CleanCo Queensland, construite à partir de Tesla Megapacks sur une centrale à charbon désaffectée, a atteint sa pleine puissance en février 2026. L'ensemble du parc mondial de NAS représente environ 5 GWh répartis sur plus de 250 sites, un chiffre accumulé sur deux décennies.

Rien de tout cela ne rend la petite batterie inutile. La durée est la variable que les grands projets lithium ne testent pas. Les systèmes de deux heures déplacent la production solaire vers la pointe du soir. Les systèmes de six heures peuvent la décaler plus loin et, pour une charge industrielle qui tourne toute la nuit, la différence de valeur peut être importante. La question à laquelle l'essai PRiSM doit répondre est empirique : à quelle fréquence la durée supplémentaire rentabilise-t-elle son coût dans les conditions australiennes ?

Ce que le site est censé démontrer

Joshua Watts, directeur du QUEST Hub et professeur associé à la QUT, présente la mise en service comme un passage de la théorie à un environnement d'exploitation. « Le projet a réuni chercheurs, industriels et pouvoirs publics pour démontrer une technologie alternative de stockage d'énergie de longue durée dans de véritables conditions d'exploitation industrielle », a-t-il déclaré. Il a ajouté que le travail montrait comment le stockage de longue durée peut être intégré à la production renouvelable pour réduire les coûts énergétiques du raffinage de matériaux de haute pureté.

Michael McCann, directeur général de Lava Blue, rattache la batterie à un argument plus large sur les chaînes d'approvisionnement. « La transition vers les énergies renouvelables est aussi une transition des matériaux. Elle exige à la fois de nouvelles technologies énergétiques et de nouvelles façons de produire les matériaux de haute pureté dont ces technologies dépendent », a-t-il déclaré. « Ce projet réunit ces deux faces du défi sur un même site. »

Reste à savoir si cet argument survivra au retrait de NGK. Le matériel qui tourne aujourd'hui aux abords de Brisbane pourrait être l'un des derniers nouveaux ensembles NAS jamais mis en service, et sa durée de vie nominale de 20 ans signifie qu'il fonctionnera probablement encore longtemps après que l'usine qui l'a fabriqué aura tourné la page. Ce que l'essai produira dans l'intervalle, en données de performance et en savoir-faire d'intégration, est la part susceptible de se transposer à la prochaine chimie de longue durée venue.

Image de couverture : Desert Sunlight Battery Energy Storage System par BLM California (domaine public) via Wikimedia Commons. La photo montre un site de stockage par batteries à l'échelle industrielle représentatif, et non l'installation de Lava Blue.