Course à la pile chez les énergéticiens

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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)
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.

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...

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Commentaires
a écrit le 12/06/2016 à 16:14 :
Tout cet enthousiasme commercial tomberait si le marché des renouvelables et du stockage n'était pas largement subventionné par les États, sous forme de taxes sur les factures d’électricité.
Il est temps que l'Europe interdise ces subventions qui faussent le marché, et ne font que renchérir le coût TTC du kWh alors que son coût HT est tiré vers le bas par le coût du charbon et du gaz.
Enfin, il faut aussi considérer la réalité technique : les batteries Li-ion existent depuis belle lurette et n'arrivent même pas à satisfaire le marché automobile de par leur trop faible autonomie, en plus de leur coût encore trop élevé. Elles sont évidemment inadaptées à la compensation de l'intermittence du solaire et de l'éolien, les énergies mises en œuvre étant des décades au-dessus. Même les STEP n'arrivent qu'à compenser les variations de consommation à l'échelle d'un semaine, pas les variations été-hiver.
En résumé, la technique n'est pas encore au point, et l'économie est faussée par des subventions ; ce qui n'empêche pas les politiques de s'extasier sur la transition énergétique !
L'énergie est un enjeu stratégique pour un pays ; il faudrait le considérer sous l'angle technique, puis économique, enfin politique.
Or l'idéologie de nos dirigeants jointe à leur ignorance quasi totale des lois de la physique, les conduit à faire l'inverse ! Les consommateurs risquent de le payer cher.
a écrit le 11/06/2016 à 17:09 :
Il avait été question avec les dernières inventions de condensateurs plus compacts capables de stocquer autant d'énergie que les accus au plomb.
Ce qui serait intéressant,
pas de pollution ni d'usure et quasiment aucune perte de charge ou de décharge, le seul problème étant, comme tout le monde le sait une tension en décharge extrèmement variable qui poserait des questions en électronique de régulation, ce qui n'est pas réellement un souci pour les techniciens.
Sur les véhicules hybrides de type Lmp1, qui courent au Mans cette semaine, certaines utilisent des gros condensateurs il me semble 10 ou 15 farads, l'énergie récupérée est instantanée et la reprise aussi sans le poids excessif d'une batterie.
Je pense que viendra de la les futures évolutions dans l'énergie verte.
a écrit le 11/06/2016 à 16:21 :
Dans ces régions où règne la pauvreté, ce dont ont besoin ses habitants est une énergie électrique peu chère et abondante. Comment sera t elle peu chère avec l'apport de ces nouvelles technologies dont les coûts de développement devront être amortis sur la facture d'électricité, et comment pourra t elle être abondante avec une électricité dont la caractéristique est de ne pas pouvoir être stockable comme les autres énergies et disponible à la demande ? Quelque soit la forme de stockage, il faut par principe mettre en confinement une énergie qui ne peut être qu'opérationnelle de part sa vitesse proche de la lumière, soit 300.000 km/s !
Autant vouloir mettre à l'arrêt d'un coup un cheval au galop !
Or les autres énergies sont stockables avec un minimum de pertes car elle subissent la gravité terrestre. L'eau peut être facilement stockée, tout comme le pétrole et l'essence, et le gaz naturel confiné en fonction de la pression de stockage dans des citernes extensibles, ou liquéfié, et les matériaux nucléaires inerte et rayonnantes sur place dans les centrales nucléaires. Il faut à la nouvelle voiture Tesla 800 kg de batteries pour parcourir 400 km contre 16 kg avec de l'essence.. Je souhaite à ces nouveaux Diafoirus bien du plaisir !
a écrit le 10/06/2016 à 14:45 :
Il faut s'inquiéter du devenir des ancies "gaziers" ou pétroliers ou autres "utilities". Ces derniers ont tardé à aborder la transition qui s'annonce depuis de longues années dans leurs métiers. De fait les brevets tombent et une multitude d'acteurs déboulent dans leur monde. Edf particulièrement bataille sur une vision obsolète en gaspillant son argent dans des projets à l'avenir incertain mal négociés. Il sera plus pertinent que cet électricien fusionne avec Total pour transformer l'ensemble en un énergéticien d'ampleur mondiale, ce qui concerne toute la filière jusqu'à l'ultra-terminal. Son concurrent Schneider Electric a pris une avance importante. En Allemagne E-ON est en dérive alors qu'un scandale se prépare car les entreprises abandonnent les anciens segments polluants à la charge finale de l'état, puisque les nouvelles entreprises détachées chargées de ces fardeaux vont rapidement faire faillite devant l'impossibilité de l'enjeu. Le point positif est que le grand public semble avoir perçu la réalité du problème, permettant une évolution plus vive.
a écrit le 10/06/2016 à 11:38 :
énergéticien: Un énergéticien est une personne dont la mission est de procurer des soins thérapeutiques à l'aide de transmissions d'énergie.
Définition du dictionnaire.
Réponse de le 10/06/2016 à 16:03 :
Quel dictionnaire ? Selon le Larousse : "Spécialiste d'énergétique".

Energétique : "Science et technique de la production de l'énergie, de ses emplois et des conversions de ses différentes formes"

Aucun rapport avec les soins thérapeutiques donc
a écrit le 10/06/2016 à 11:31 :
Quelque soit la techno, 1 kg de batteries stocke 1 % de l'énergie contenue dans un litre d'essence. Tout est dit, tout est là
Réponse de le 10/06/2016 à 14:53 :
je ne demande qu'à vous croire, mais vous avez une source, parce qu'effectivement ce seul chiffre rafraichit tout de suite ceux qui pense que la techno va nous sauver.
Réponse de le 10/06/2016 à 16:06 :
Les batteries n'ont pas vocations à remplacer les énergies fossiles, leur principale utilité réside dans le lissage de la production des énergies renouvelables, par définition difficile à contrôler car intermittente
Réponse de le 11/06/2016 à 1:12 :
Mauvais calcul, normal venant de poutine marchand de pétrole quand il n' envahit pas ses voisins. En terme d'efficacité énergétique les véhicules électriques actuels ont une consommation moyenne au km de 160 Wh/km, des voitures thermiques équivalentes une moyenne de 795 Wh/km soit quelques 4.855 fois plus ! Les voitures (thermiques) sont donc un "gouffre" en terme financier. L'argent que vous dépensez à la pompe est de l'argent que vous "brûlez" (+ polluez et réchauffez le climat etc). De plus le moteur à essence a un rendement de 25%, et le meilleur moteur diesel de 30%. Le rendement d'une voiture électrique est lui > à 90%. Enfin il faut quelques 250 millions d'années en moyenne pour former du pétrole dans au moins 4 conditions spécifiques. On fait mieux avec de simples panneaux solaires en terme de rendement !
Réponse de le 11/06/2016 à 16:30 :
Les puissances que vous mentionnez dans votre commentaire sont des puissances de sortie. Ce qui veut dire que le moteur à combustion subit moins de pertes entre le moteur et les roues a l'instar de l'électrique qui vu la multiplicité des transmission subit une énorme perte en ligne à la sortie sur les roues... A votre avis ou se répand cette prête en ligne ? Dans l'atmosphère avec les dégagements de chaleur, nocives pour l'atmosphère et les particules métalliques dues aux multiples frottements... Ou est donc l'écologie dans tout cela ?
Réponse de le 11/06/2016 à 21:37 :
@ réponse : votre raisonnement est inverse de la réalité scientifique. Les pertes de transmissions sont évidemment dans le moteur thermique et non dans l'électrique qui a au contraire un rendement proche de 100%. Le thermique ou moteur à essence est donc une aberration car on chauffe l'air, c'est en outre un mauvais chauffage, avec une énergie au départ solaire qui a demandé quelques 250 millions d'années à être captée dans au moins 4 conditions bien spécifiques.

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