La batterie lithium-ion repousse les limites du stockage d’électricité. Ses performances ont doublé en dix ans et son prix a chuté de 90%. La priorité devient de collaborer avec la Chine, qui domine le marché.
C’est le véritable cœur battant de la transition énergétique. Jusque-là cachée au sein des véhicules, la batterie se révèle une infrastructure critique des réseaux électriques. Avec le câble, loin devant les panneaux solaires ou les éoliennes, elle est l’équipement le plus stratégique pour la sortie des énergies fossiles, que ce soit dans les transports ou pour l’énergie.
Les batteries représentent 40% de la valeur des véhicules électriques individuels, que l’Europe veut produire afin de ne pas perdre une industrie, exportatrice, de 13 millions d’emplois. De manière fulgurante, le stockage stationnaire par batteries s’impose comme la clé de la décarbonation de l’électricité. Il lisse l’intermittence des énergies renouvelables, renforce le réseau électrique et contrôle les prix du marché. Il limite aussi les centrales à construire, nucléaires ou à gaz.
Plus de marge d’ici à 2030
Il n’y a plus de temps à perdre pour accompagner le triplement des énergies renouvelables d’ici à 2030. Sans croître la capacité de stockage, la transition risque d’être ralentie, explique l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Nées industriellement en 1991, les batteries lithium-ion ont progressé à marche forcée. Leur prix a été divisé par sept en dix ans et leurs performances ont doublé. Au point qu’elles deviennent une solution de décarbonation compétitive pour les transports lourds, bus, camions, trains et ferries face aux biocarburants et à l’hydrogène, voire aux fossiles ! Dans l’automobile, le prix moyen d’un pack de batteries est tombé bien en dessous de 100 dollars américains par kilowattheure, seuil clé pour rivaliser en termes de coût avec le thermique, indique l’AIE.
Chaque année, les progrès et la croissance du marché surprennent les analystes et ouvrent des perspectives impensées. «L’idée qu’on ne peut pas stocker de l’électricité est de moins en moins vraie», explique Greg De Temmerman, un expert en technologies vertes.
Des batteries pour gérer les pics de consommation
Des acteurs historiques, grâce à leur R&D performante, ont motivé 40 projets de gigafactories de batteries sur le continent. Citons les français Saft – racheté par TotalEnergies en 2016 – ou Blue Solutions du groupe Bolloré. Depuis 2017, l’Union européenne a aussi mis en place des programmes comme l’European battery alliance ou le Critical raw materials act. Mais l’Europe reste dépendante de la Chine. Les Chinois contrôlent près de 80% du raffinage des matières premières nécessaires, entre 65 et 100% de la production des composants (précurseur de cathode, matériaux de cathode et graphite pour anode) selon la technologie, et produisent 70% des cellules. Ils fabriquent également les équipements de production et disposent du savoir-faire pour les utiliser. Même la Corée du Sud – deuxième mondial – qui ouvre des usines en Europe après les États-Unis, ne lui fait pas vraiment d’ombre.
Car c’est maintenant la Chine qui donne le tempo technologique. Ses géants, CATL et BYD en tête, mènent la course sur «toutes les chimies», note l’expert Christophe Pillot, le directeur du cabinet Avicenne Energy. Il faut rappeler que les constructeurs automobiles européens ont tous misé sur les batteries Li-ion nickel, manganèse, cobalt (NMC), qui offrent la plus forte densité énergétique, nécessaire pour assurer l’autonomie des puissantes voitures électriques. Tandis que la Chine règne, elle, sans partage sur la technologie Li-ion fer-phosphate (LFP), qui a presque rattrapé le NMC en performance en quelques années, et représente déjà près de 50% du marché mondial. Cette technologie, produite avec des matières moins critiques, est environ 30% moins chère que le NMC et moins sujette au risque d’emballement thermique et d’incendie.
Ce sont ces batteries LFP qui portent le boom du stockage stationnaire ou Bess (Battery energy storage system), l’infrastructure critique de la transition énergétique. Depuis 2019, la puissance installée dans le monde a été multipliée par 14. «Le stockage va devenir l’une des très grandes applications des batteries, pour éviter d’ajouter une centrale nucléaire de plus, juste pour les pics de consommation, alors que des batteries suffisent», avance Christophe Pillot. Le stockage stationnaire représente déjà 20% du marché des batteries lithium-ion. Une proportion qui devrait rester stable alors que ce marché va être multiplié par cinq d’ici à 2035, selon Avicenne. Là encore, c’est la Chine qui tire le marché avec 42% de la demande en 2024. En septembre, elle annonçait même un plan pour presque tripler ses capacités d’ici à 2027. En Europe, il faudrait multiplier par dix la puissance de stockage et atteindre 780 GWh en 2030, contre 61,1 GWh fin 2024, d’après SolarPower Europe.
Aidé des politiques publiques européennes – concentrées sur le soutien aux énergies renouvelables –, le stockage stationnaire est désormais accompagné. Le Royaume-Uni a supprimé la TVA sur les batteries domestiques en 2024 et a mis en place un mécanisme financier pour les Bess. La Pologne a allégé les contraintes administratives pour les projets de petite taille. La Belgique applique des exonérations de tarifs de transport pour les installations de stockage. L’Allemagne, qui subventionne les batteries chez les particuliers, réfléchit, comme l’Espagne, à un mécanisme de capacité. Enfin, pour juguler le prix de son électricité, l’Italie a lancé un appel d’offres pour 10 GWh de stockage sur quinze ans, qui va coûter 2 milliards d’euros. L’Hexagone mise surtout sur le stockage hydraulique. En France métropolitaine, on compte 5 GW de stations de transfert d’énergie par pompage (Step) contre 1,3 GWh de batteries. Ces batteries ont été installées pour répondre à un appel d’offres de capacité du gestionnaire de réseau RTE afin d’assurer les pointes de froid quinze à vingt jours par an. Elles servent de réserve pour l’équilibrage de la tension par RTE, et pour réaliser un arbitrage de prix par les opérateurs. Ces derniers profitent des épisodes de prix négatifs, quand la production, de solaire notamment, dépasse de loin la demande. Ils soutirent alors l’électricité du réseau et en réinjectent lorsque les cours remontent.
Un cadre pour gagner en visibilité
Une possibilité qui rend l’investissement dans les batteries géantes, disposées dans des conteneurs, toujours plus attractif. «En France, les batteries se développent toutes seules», constate Dominique Jamme, le directeur général de la Commission de régulation de l’énergie (CRE). En août dernier, le groupe britannique Harmony Energy a ainsi mis sous tension une batterie stationnaire de 100 MW à Nantes (Loire-Atlantique). Et RTE annonce avoir 13 GW de demande de raccordement de batteries en attente.
Mais pas question de laisser faire n’importe quoi n’importe où ni n’importe quand. Pour placer des Bess, les opérateurs devront s’engager à ne pas injecter d’électricité lors des heures de pointe dans les zones solaires ou à ne pas soutirer dans les zones de congestion de consommation. De son côté, la CRE va moduler le tarif d’accès au réseau (Turpe 7) à partir d’août 2026, selon de bonnes pratiques d’injection-soutirage. Ce nouveau cadre donne de la visibilité aux électriciens, pour lesquels développer du stockage devient indispensable afin de signer des contrats de ventes de renouvelables ou PPA (Power purchase agreement). À l’été, le cabinet Ember a même façonné le concept de «baseload solar», pour parler des zones ensoleillées où un mix de photovoltaïque et de batteries suffirait à répondre aux besoins électriques à 97% du temps. «Très bon complément au solaire, les batteries sont moins adaptées pour l’éolien. Dans ce cas, on aura besoin de moyens de production flexibles de plus longue durée comme les centrales à gaz», juge Sophie Chevalier, la vice-présidente Flexible power & integration de TotalEnergies.
Il reste une grosse ombre au tableau. Comme pour les panneaux solaires, les opérateurs n’ont pas vraiment le choix d’approvisionnement. Toutes les batteries du stationnaire LFP viennent de Chine. Même le français Saft fabrique ses cellules là-bas, mais avec sa chimie et son propre design. «Les cellules de batteries sont issues à 100% de Chine, confirme Pascal Renaud, le directeur des énergies renouvelables et des batteries d’Engie. Mais on garde le contrôle du design de nos Bess et de l’électronique qu’il y a dedans.» Toutefois, rien n’est définitivement joué. «Ce marché est en telle croissance qu’il y a de la place pour tout le monde», positive Christophe Pillot. Et d’autres chimies de batteries, comme le sodium, peuvent encore émerger.
Un problème structurel de compétitivité
Le lithium-ion devrait, lui, demeurer roi. Porté par la transition énergétique, son marché «vit une croissance exceptionnelle depuis dix ans avec +30% par année», observe l’expert d’Avicenne Energy. D’ici à cinq ans, il devrait tripler à nouveau, si tous les projets annoncés sont réalisés, indique l’AIE. Or, comme dans les autres technologies vertes, la Chine produit pour exporter. «Son outil industriel serait trois à quatre fois supérieur aux besoins du marché chinois. Et l’on voit arriver des surcapacités aux États-Unis, avec la baisse de la demande de véhicules électriques», s’inquiète Diana Gherasim, la responsable des politiques européennes de l’énergie et du climat à l’Institut français des relations internationales.
Dans ce contexte, l’Europe, qui mise sur le recyclage et la fabrication des batteries made in Europe pour ses véhicules, doit revoir sa politique. Le plan Battery Booster, annoncé en mars, prévoit de mobiliser 1,8 milliard d’euros du fonds innovation pour l’industrialisation de batteries européennes pour l’automobile. Il semble encore bien «dérisoire» face aux «centaines de milliards de dollars investis par la Chine et les États-Unis, qui subventionnent 30% du prix des batteries», analyse l’expert d’Avicenne Energy. D’autant que les usines européennes souffrent, structurellement, d’un problème de compétitivité. Alors que la Chine a une chaîne de valeur intégrée – des métaux au produit fini –, «en Europe, on additionne les coûts à chaque étape», observe Diana Gherasim.
Que peut faire l’Europe ? «Certains pensent qu’il faut mettre les moyens pour rattraper les Chinois. D’autres que ce sera impossible, et qu’il faut passer à la technologie suivante. Mais en réalité, on ne les rattrapera pas : ils sont en avance et vont plus vite que nous. Et eux aussi innovent. La bonne façon de faire n’est pas d’affronter la Chine, mais de collaborer. Maintenant, ils sont en avance et c’est à nous d’être leur élève», explique Christophe Pillot. Hélas, la seule chose que l’Europe peut offrir à la Chine en échange des transferts de technologie, c’est son marché intérieur. Elle va devoir le partager.
