Course à la pile chez les énergéticiens

L'appétit des grandes entreprises de l'énergie pour les spécialistes du stockage d'électricité est le signe d'une « bascule » du marché vers le développement massif des énergies renouvelables.
Dominique Pialot

7 mn

Avec EcoBlade, son système de stockage d'électricité intelligent, Schneider Electric a choisi de se positionner sur le marché du résidentiel, en plein développement au Japon et aux Etats-Unis.
Avec EcoBlade, son système de stockage d'électricité intelligent, Schneider Electric a choisi de se positionner sur le marché du résidentiel, en plein développement au Japon et aux Etats-Unis. (Crédits : Schneider Electric)

Cap sur le stockage de l'énergie. Début mai, le pétrolier Total a lancé une OPA amicale à 950 millions d'euros sur le fabricant de batteries Saft. Au même moment, son concurrent Engie, l'ex-GDF Suez, prenait le contrôle de 80% de l'américaine Green Charge Networks. Deux opérations aux enjeux différents, certes, mais qui confirment que la « course aux piles » est bien engagée.

Présenté comme l'un des derniers freins économiques à un développement plus massif encore des énergies renouvelables et, plus largement, à la transition énergétique, le stockage d'électricité a diverses applications. Le marché du résidentiel se développe - surtout au Japon et aux États-Unis -, sur lequel se positionnent des acteurs aussi différents que Tesla et son Powerwall ou Schneider Electric et son EcoBlade. Dans les pays aux réseaux vieillissants, comme les États-Unis ou le Canada, de très gros systèmes directement branchés aux réseaux sont utilisés pour en stabiliser la fréquence. EDF EN a ainsi récemment équipé le réseau PJM (Pennsylvania New Jersey), dans le Maryland, d'une capacité de 20 mégawatts (MW). Mais ce qui commence aussi à se développer depuis quelques mois, ce sont les batteries couplées à des sites de production d'énergie renouvelable. En toute logique, les premiers projets se sont développés dans des zones mal, voire pas du tout connectées au réseau : Schneider et Saft équipent deux centrales de 1 MW chacune en Corse et EDF EN un site de 1 MW à La Réunion, où Akuo et Saft font également équipe sur un projet de 9 MW. Depuis la création, en 2010, d'une division dédiée aux installations d'énergies renouvelables, Saft aurait installé plus de 80 MW de capacités de stockage.

Total et Engie ne sont pas les premiers énergéticiens à s'intéresser au sujet, comme le montre l'accord de coopération signé en décembre entre E.ON et Samsung pour développer des solutions communes de stockage, notamment pour l'équilibrage des réseaux électriques et le secteur industriel. Tout comme ses nombreuses acquisitions de startups, cet accord s'inscrit dans une évolution profonde de l'entreprise allemande, qui vient de séparer ses activités fossiles de celles relevant de la transition énergétique (énergies renouvelables, gestion de l'énergie, etc.). C'est à la même nécessité de s'adapter à une révolution énergétique plus rapide qu'anticipé que font face les industriels français.

Certes, il n'y a pas grand-chose de commun entre la prise de participation de 80 % de Green Charge Networks par Engie et l'OPA amicale lancée par Total sur Saft. Comme l'a fait E.ON avec Greensmith, spécialisée dans l'intégration et le monitoring de solutions de stockage, en investissant dans cette startup, Engie se positionne sur le modèle économique du stockage « en aval du compteur ». Décidé à devenir « leader de la transition énergétique dans le monde », l'ex-GDF Suez a déjà investi, via son fonds Engie New Ventures, 100 millions d'euros dans une myriade de startups. Sur le stockage, en particulier, Engie a passé un contrat de 50 millions d'euros avec la société de conseil en investissement suisse Susi Partners, qui doit lui permettre de « diversifier le risque de développement de nouveaux modèles opérationnels [...], d'accéder à une nouvelle source de financement pour [son] activité de stockage d'électricité, un secteur dans lequel la technologie et les réglementations évoluent très vite et où les investissements requièrent une approche plus entrepreneuriale ». Green Charge Networks lui permet d'étendre la palette de services énergétiques proposés à ses clients et de les fidéliser face aux nouveaux entrants, issus notamment du numérique.

Un marché de 8 milliards de dollars en 2026

« Total, lui, fait le pari d'une filière », indique Michael Salomon, fondateur de Clean Horizon, un cabinet de conseil spécialiste du stockage. D'une tout autre envergure, son opération - en attente de l'agrément de l'AMF - rappelle sa prise de participation dans le fabricant de panneaux solaires SunPower, en 2011, qui lui a permis de monter sur le podium mondial. Il choisit à nouveau une entreprise positionnée sur le segment haut de gamme de son marché. Grâce à Saft, qui maîtrise toute la chaîne de valeur et qui est capable de proposer des solutions intégrées et sur mesure dans différents secteurs et environnements, le pétrolier pourra « intégrer dans son portefeuille d'activités des solutions de stockage d'électricité, compléments indispensables à l'essor des énergies renouvelables », a précisé son PDG, Patrick Pouyanné. En attendant de devenir lui-même producteur d'électricité, comme il l'a également annoncé lors de la présentation des résultats annuels.

Le marché alliant photovoltaïque et stockage, en particulier, s'annonce très prometteur. Pour le cabinet américain Lux Research, il pourrait en effet atteindre 8 milliards de dollars en 2026 et permettre au solaire distribué de croître de 25 GW par an dès 2026.

Bien que très différentes, ces acquisitions menées par Total et Engie n'en sont pas moins les signes qu'une nouvelle ère commence pour le stockage d'électricité. Depuis la fin de l'intégration verticale, avec l'obligation de séparer activités de production, de transport et de distribution, il est devenu impossible pour un acteur européen d'investir dans sa forme la plus ancienne et aujourd'hui la plus répandue : les Step (stations de stockage de l'énergie par pompage-turbinage) installées sur les barrages.

« Il faut dix ans pour construire un barrage et une Step, un horizon trop lointain, qui ne permet pas de savoir si les prix de l'électricité permettront de rentabiliser l'investissement », constate Michael Salomon.

Quoique encore trop coûteuses, les différentes technologies de stockage apparues ces dernières années (batteries, volants inertiels, stockage sous forme d'hydrogène...) sont moins capitalistiques et plus simples à mettre en oeuvre dans un délai raisonnable.

Vers l'électrification des zones pauvres

Le coût des batteries lithium-ion, qui représentent plus de 85% du marché, a diminué de 53% entre 2012 et 2015, et devrait baisser encore de 50% d'ici à 2019. Outre les progrès technologiques, cela est dû aux surcapacités liées aux investissements massifs consentis dans cette technologie par de grands groupes comme le coréen LG Chem, le japonais Panasonic ou encore le chinois BYD et initialement destinés à la voiture électrique, qui ne décolle pas aussi vite que prévu. Face à cette offre abondante et moins chère, la demande augmente avec le développement des énergies renouvelables et les besoins de stabilité de réseaux perturbés par un afflux croissant d'énergies intermittentes.

Globalement, le marché, qui a atteint 1.650 MW de projets en 2015, deux fois plus qu'en 2014, semble s'accélérer encore depuis le début de l'année.

« Les prix écrasés rendent certains business cases plus rentables et on commence à voir davantage de projets se monter », observe Michael Salomon.

Mais si les premières réalisations concernent soit des installations hors réseau, soit des réseaux vieillissants dans des pays riches, le vrai changement de paradigme, qui, selon le consultant, pourrait survenir d'ici deux ou trois ans, est celui qui permettra de rendre abordable l'électrification des zones les plus pauvres, hors réseau ou dans un contexte de microréseaux intelligents (microgrids), et d'éteindre les moteurs au diesel utilisés jusqu'à présent.

« Cette évolution viendra probablement d'une autre technologie que le lithium-ion, car elle implique un coût de l'ordre de 200 dollars le kilowattheure pour les systèmes complets (hors installation et conversion), anticipe Michael Salomon. Or, c'est le coût annoncé aujourd'hui par les plus gros fabricants, mais pour les seuls modules. »

En se positionnant dès aujourd'hui sur le marché, les utilities s'assurent un poste d'observation qui devrait leur permettre de coller à ces évolutions...

Dominique Pialot

7 mn