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Domaine : Energie & Environnement Document : Rapport d’Ambassade / Consulat Général de France à San Francisco, California Titre : Batteries de véhicule électrique : en route pour une seconde vie stationnaire

Auteur : Pauline Caumon

Date : Décembre 2011 Contact SST : science@consulfrance-sanfrancisco.org

Mots-clefs : énergie, stockage énergétique, réseau électrique, voiture électrique, lithium-ion, batteries, recherche,

recyclage. Résumé : Ce rapport aborde les enjeux et la faisabilité de la réutilisation des batteries Li-ion de véhicules électriques

légers (hors deux-roues) pour des applications stationnaires. Plusieurs projets de recherche américains et quelques industriels s’intéressent à ce sujet très prospectif, qui se situe à la croisée de trois domaines ; le transport individuel, la gestion des déchets et la gestion du système électrique. Le succès de cette idée n’est pas assuré. D’une part la multiplicité des acteurs complexifie les scénarios de réutilisation des batteries. D’autre part il semble peu probable que les acteurs concernés se coordonnent seuls si les bénéfices anticipés sont faibles. En l’occurrence, aucun modèle d’affaire évident n’est apparu lors des discussions avec les différents interlocuteurs américains rencontrés.

NB : Retrouvez toutes nos publications sur http://www.bulletins-electroniques.com, l’accès est libre et gratuit.

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Batteries de véhicule électrique : en route pour une seconde vie stationnaire ?

Réflexions sur le concept et cartographie du sujet aux États-Unis

Décembre 2011

Pauline Caumon pauline.caumon@consulfrance-sanfrancisco.org +1 (415) 591-4834

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Table des matières

Synthèse.................................................................................................................................................................................... 7

Préambule ............................................................................................................................................................................... 13

Introduction ............................................................................................................................................................................ 13

Contexte ............................................................................................................................................................................. 13

Le concept de seconde vie ................................................................................................................................................. 14

1 – La seconde vie des batteries, un sujet complexe .............................................................................................................. 17

1.1 Qu’est-ce qu’une batterie automobile en fin de « première vie » ? ............................................................................ 17

1.1.1 Une grande variété de technologies .................................................................................................................... 17

1.1.2 Les différentes conceptions de batteries ............................................................................................................. 19

1.1.3 La batterie d’un véhicule électrique est dans tous ses états en fin de vie ........................................................... 22

1.1.4 Ordres de grandeur sur les marchés (véhicule électrique et batteries) ............................................................... 25

1.1.5 Conclusions sur le parc de batteries disponibles .................................................................................................. 27

1.2 Le stockage stationnaire .............................................................................................................................................. 28

1.2.1 Présentation globale ............................................................................................................................................ 28

1.2.2 Quel stockage stationnaire avec des packs de batteries de véhicules électriques ? ............................................ 32

1.2.3 Conclusions .......................................................................................................................................................... 40

1.3 Réflexions sur les modèles d’affaire et les acteurs ...................................................................................................... 43

1.3.1 Réutilisation d’objets ayant déjà servis ................................................................................................................ 43

1.3.2 Qui organiserait la seconde vie stationnaire ? ..................................................................................................... 46

1.3.3 Analyse de la concurrence sur le stockage stationnaire ....................................................................................... 48

1.3.4 Conclusions .......................................................................................................................................................... 54

2 - Cartographie du sujet aux États-Unis ................................................................................................................................. 57

2.1 Projets de la recherche ................................................................................................................................................ 57

2.1.1 Projet financé par la California Energy Commission ............................................................................................. 58

2.1.2 Projet du National Renewable Energy Laboratory ............................................................................................... 60

2.1.3 Projet du Rochester Institute of Technology......................................................................................................... 62

2.2 Annonces des constructeurs automobiles ................................................................................................................... 62

2.3 Le point de vue des producteurs d’électricité .............................................................................................................. 64

Conclusions et pistes d’étude ................................................................................................................................................. 67

Références .............................................................................................................................................................................. 68

Annexes .................................................................................................................................................................................. 77

I - Li-ion battery manufacturing ......................................................................................................................................... 77

II – Services systèmes (ancillary services) sur le marché de CAISO .................................................................................... 79

III - Simulations des capacités de suivi de charge et de contrôle automatique en Californie ............................................ 80

IV – Processus proposé par les Sandia National Laboratories ........................................................................................... 82

V – Projections du coût de production des batteries entre 2010 et 2025 ......................................................................... 83

VI - Analyse de la chaîne de valeur des batteries de véhicule électrique .......................................................................... 85

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Je tiens à remercier chaleureusement toutes les personnes qui m’ont aidé à constituer ce rapport en m’apportant leur appui et leur expertise technique. Cela m’a été utile autant lors des visites que lors de la rédaction et la relecture du rapport. Mes remerciements vont en particulier à Thomas Deschamps, l’Attaché Scientifique de San Francisco, qui m’a encouragée et conseillée

tout au long du projet. Les autres contributeurs se reconnaîtront.

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Synthèse

Ce rapport a été rédigé par la Mission Scientifique et Technologique du consulat général de France à San Francisco, dont l’activité est centrée sur les « technologies propres ».

Le véhicule électrique sera l’un des moyens de locomotion du futur. Cependant, son développement

à grande échelle repose essentiellement sur le développement technologique des batteries. D’une part, le coût des batteries est aujourd’hui trop élevé pour faire du véhicule électrique une alternative économiquement rentable. D’autre part, si les batteries étaient plus performantes, cela diminuerait les besoins en infrastructures de recharge et atténuerait les appréhensions sur le fait de tomber en panne d’électricité (range anxiety), deux des principales barrières à l’adoption du véhicule électrique. Le département de l’énergie américain ne s’y est pas trompé : lors du plan de relance de 2009 (1), environ deux tiers des aides directes au développement du véhicule électrique ont été attribués à des projets sur les batteries.

Le stockage énergétique stationnaire désigne communément l'ensemble des moyens permettant de

stocker de l’énergie à un endroit donné, sous quelque forme que ce soit, pour la récupérer ensuite sous forme d'électricité. Il se différencie du stockage énergétique embarqué qui est destiné à être installé dans des véhicules. Aux États-Unis, le stockage stationnaire est perçu comme un des éléments-clés des réseaux électriques « intelligents » (smart grids) de demain, notamment pour aider à l'insertion massive d'énergies renouvelables, dont certaines sont intermittentes (le pays vise une production annuelle de 152 TWh d'origine renouvelable en 2035). Hormis le stockage hydraulique, les technologies du stockage stationnaire sont encore en développement, et le marché est émergent.

Ce rapport aborde les enjeux et la faisabilité de la réutilisation des batteries Li-ion de véhicules

électriques légers (hors deux-roues) pour des applications stationnaires.

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Quel sera le parc de batteries de véhicule électrique en fin de vie dans une vingtaine d’année ?

Comme pour tout marché naissant, de nombreux paramètres sont indéterminés dans l’évolution du marché des véhicules électriques et il est hasardeux de donner des estimations. Cependant, il est possible d’avancer quelques ordres de grandeur. Il est probable que le marché sera non-négligeable à l’horizon 2020 : dix ans plus tard, les batteries en fin de vie automobile représenteront plusieurs gigawatt-heures de stockage encore utilisables disponibles chaque année aux États-Unis. Si 10 GWh de batteries sont dans les voitures produites en 2020, qu’elles perdent 20% de capacité en 10 ans et que 25% d’entre elles ne sont pas disponibles (non collectées ou non réutilisables), 6 GWh est un chiffre plausible dès 2030.

Avec les hypothèses supplémentaires rassemblées dans le tableau ci-dessous, il apparaît que les véhicules tout-électriques (15% des packs) représenteraient la moitié des capacités de stockage en énergie tandis que les véhicules hybrides non-rechargeables (60% des packs) en représenteraient 10%. Les caractéristiques en puissance seront différentes selon les packs, ainsi que le rapport puissance/énergie.

Estimation de la quantité de packs de batteries disponible aux États-Unis en 2030

De plus, rien que pour les batteries Li-ion, technologie dominante, il y aura presque une dizaine de

compositions chimiques différentes (cinq principales). Au niveau des cellules, deux géométries différentes co-existeront : cyclindrique et parallélépipédique.

Enfin, au sein d’une même catégorie, l’état de de dégradation pourra être très variable. En effet, il dépendra du mode d’utilisation du véhicule électrique (charge rapide ou lente, fréquence des recharges, etc.) et de l’environnement où il a évolué, notamment des températures auxquelles il a été soumis.

Quels services de stockage stationnaire ?

Il paraît intéressant d’utiliser les batteries Li-ion pour participer au soutien du réseau grâce leur rapidité de réactivité et à la rémunération attractive de ces services.

Les batteries de véhicules hybrides non-rechargeables, voire celles de voitures hybrides rechargeables ont un dimensionnement puissance/énergie qui convient à cet usage. Les batteries de véhicules tout-électriques pourraient aussi fournir du réglage de fréquence, mais il serait alors plus rentable de combiner cet usage avec d’autres pour tirer profit de leur réserve d’énergie. Conjuguer différentes applications permet également de s’affranchir d’un problème : la taille du marché du réglage de fréquence est relativement restreinte et elle le restera même après l’augmentation de la production d’énergies renouvelables.

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Alors que la taille des packs de batteries de véhicules électriques permet de les placer auprès des consommateurs (et incite à le faire), les projets actuels de démonstration dans le réglage de fréquence avec batteries Li-ion sont dimensionnés à l’échelle du mégawatt avec des unités de stockage situées en amont du réseau. Toutefois la fréquence est une grandeur globale du système électrique, ce qui signifie que des batteries assurant son réglage peuvent être placées à n’importe quel niveau du réseau. Plusieurs projets de stockage distribué envisagent d’ailleurs de faire du soutien au réseau et en particulier du réglage de fréquence.

Le concept de stockage distribué est encore à définir, tant dans les configurations d'architecture

que dans les applications attendues ou encore du modèle d'affaire associé. De plus, la rentabilité des systèmes de stockage distribués est encore plus incertaine que celle des larges systèmes.

On distingue le stockage commercial et résidentiel, qui est à l’échelle d’une maison ou d’un commerce et piloté localement, du stockage communautaire, qui est à l’échelle d’un groupe de bâtiments et piloté à distance par un gestionnaire de réseau.

Dans la majorité des projets de démonstrations, le dimensionnement du stockage distribué tel qu’il est envisagé actuellement est similaire à celui des batteries utilisées dans les véhicules tout-électriques. D’ailleurs, les constructeurs de batteries du stockage distribué et du transport électrique sont souvent les mêmes.

Enfin si le concept de vehicule to grid (V2G) se développait il n’y aurait qu’un pas à franchir vers la réutilisation des batteries en seconde vie. Le V2G envisage d’utiliser les batteries de véhicules électriques pour assurer un soutien au réseau dès leur « première vie » aux moments où les voitures sont en recharge.

Environnement d’une entreprise commercialisant des batteries de seconde main

Les clients « naturels » d’une batterie électrique Li-ion de seconde main sont les compagnies

d’électricité. L’apposition d’un label par un tiers, une garantie, un prix très compétitif ou plus probablement ces trois éléments réunis seront des arguments de vente nécessaires pour que les batteries de véhicules électriques usagées remplissent le cahier des charges de ces industriels. Or, la diversité des batteries et l’étendue des connaissances actuelles ne permettront pas forcément d’y parvenir dans un futur proche.

De manière globale, l’environnement du stockage stationnaire pour une entreprise vendant des

batteries de seconde main semble difficile, tout du moins au début (de 2020 à 2030). En synthétisant à l’aide de la méthode des cinq forces de Porter (cf Figure 29), il apparaît que :

Même s’il y a des barrières à l’entrée du marché du stockage stationnaire (risque élevé, activité nouvelle), c’est un secteur d’avenir et stratégique, de surcroît souvent soutenu par l’état comme c’est le cas États-Unis. Beaucoup de sociétés peuvent être tentées par l’aventure dans ce secteur attractif.

Bien que les batteries seront a priori disponibles en grand nombre, rassembler de grandes quantités, les tester et les reconditionner demandera des efforts logistiques et financiers.

Les compagnies d’électricité sont habituées à investir dans la qualité et dans des équipements de longue durée. De plus, le secteur électrique est concentré (même aux États-Unis) : le pouvoir de négociation des clients sera donc fort.

Enfin, l’environnement est très concurrentiel, o au niveau des autres formes de stockage o et au niveau des substituts (demand response et moyens de production dispatchables).

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Une entreprise vendant des batteries de véhicule électrique de seconde main pour une utilisation stationnaire aura du mal à dégager des bénéfices car l’analyse de son environnement révèle qu’elle est relativement contrainte par des forces qui lui sont extérieures.

Certains modèles d’affaire pourraient atténuer les difficultés, comme par exemple des acteurs

intégrés (pas de coûts pour obtenir les batteries usagées, moins ou pas du tout de relations fournisseur et de relations clients), la ré-utilisation des batteries près des points de collecte, opérer de petites unités de stockage(réduction des coûts de reconditionnement et d’assemblage), etc.

Intérêt pour le sujet aux États-Unis

Actuellement, on recense trois principaux projets de recherche sur le sujet de la seconde vie des batteries aux États-Unis. Les deux projets principaux, à l’initiative d’une part de la California Energy Commission (CEC) et du National Renewable Energy Laboratory (NREL) d’autre part, sont en train de fusionner.

Dans le projet de la CEC, les expériences sont supervisées par le California Center for Sustainable Energy. L’entreprise Aerovironment travaille à un processus pour tester les batteries et déterminer la performance des différents packs. Cependant, la dégradation observée avec ce type de tests reste une grande inconnue : d’une part l’industrie manque de standards et d’autre part il est incertain que cela reflète l’utilisation réelle. C’est pourquoi des études sur des batteries de trois technologies différentes et utilisées en conditions réelles pendant 2 à 5 ans sont en cours.

Les réflexions sur les aspects économiques de la seconde vie du projet de recherche sont menées par le Transportation Sustainability Research Center de l'Université de Berkeley. Avec un système où les batteries sont louées aux conducteurs pendant la « première vie », les frais de location pourraient être réduits d'environ 30% grâce à la valorisation des batteries après leur vie automobile.

La vision actuelle du NREL sur la seconde vie des batteries est que le stockage communautaire doit

être privilégié, car il permet de s’affranchir des problèmes inhérents à celui d’une utilisation à plus grande échelle. La sécurité, notamment, dépend de la chimie de la batterie et de l’utilisation qui en a été faite. Assembler des batteries de différentes technologies ajouterait beaucoup d’étapes de tests.

A l’inverse des études de Berkeley, celles du NREL montrent que les batteries ne devraient pas être sorties des voitures avant d’avoir effectué le maximum des applications de transport qu’elles peuvent

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assurer. Pour le moment la 1ère vie est estimée à 8-10 ans en se basant sur les garanties des constructeurs auto (8 ans ou 100.000 miles).

Enfin, même si à long terme les véhicules hybrides rechargeables devraient représenter une grande partie du marché, leurs batteries ne seront pas forcément réutilisables.

Par ailleurs, de nombreux acteurs du secteur automobile annoncent qu'ils cherchent à valoriser au

mieux les batteries en fin de vie à travers des projets de recherche sur une utilisation stationnaire. Cependant, au-delà de la communication, peu d’éléments concrets sur les plans de recherche ou les premiers résultats sont encore disponibles.

L’enthousiasme pour le sujet au sein des compagnies d’électricité est mitigé car, d’après l’Electric

Power Research Institute, il est difficile d’établir un modèle d'affaire rentable. C’est uniquement dans un cas où elles seraient fournies gratuitement que les clients envisageraient éventuellement d’en utiliser.

Hypothèses de l’EPRI sur le prix des batteries. En considérant une batterie de seconde main obtenue gratuitement en 2019, le prix du pack prêt à fonctionner est de 6.250 $ contre 9.250 $ pour un pack neuf dont la capacité énergétique et la durée de vie seront meilleures et plus fiables. Conclusion

Réutiliser des batteries de véhicule électrique pour un usage stationnaire est un sujet très prospectif. Néanmoins, s’il est pertinent de réutiliser les batteries avant de les recycler il semble judicieux de les concevoir dans l’optique d’une seconde vie, et c’est pourquoi il est nécessaire de se poser dès aujourd’hui les bonnes questions.

Le sujet est à la croisée de trois domaines ; le transport individuel, la gestion des déchets et la gestion du système électrique. D’une part, cette multiplicité des acteurs complexifie les scénarios de réutilisation des batteries. D’autre part il semble peu probable que les acteurs concernés se coordonnent seuls si les bénéfices anticipés sont faibles. En l’occurrence, aucun modèle d’affaire évident n’est apparu lors des discussions avec les différents interlocuteurs américains rencontrés.

Enfin, nous avons étudié un cas particulier de la réutilisation des batteries de véhicules électriques.

Stabiliser les réseaux électriques de pays émergents ou en développement dont les caractéristiques sont différentes pourrait être une autre application stationnaire. Enfin, plusieurs options paraissent intéressantes dans l’éventualité d’une seconde vie embarquée : les véhicules qui ne parcourent que des petites distances ou le marché des deux-roues en sont des exemples.

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Préambule

Au sein des ambassades et consulats de France, la Mission pour la Science et la Technologie effectue une veille quotidienne sur des thèmes scientifiques d’intérêt pour les chercheurs français universitaires et d’entreprise. Dans trente-six pays, cette activité se concrétise par deux types de publication: des articles accessibles en ligne dans les Bulletins Electroniques(2) et plusieurs rapports annuels, qui permettent d’approfondir certains sujets.

Ce rapport a été rédigé par le bureau du consulat général de San Francisco dont le travail est centré sur les « technologies propres » -un terme qui englobe énergie renouvelables, efficacité énergétique, véhicule électrique, stockage électrique, smart grids, etc (3)-.

Deux rapports parus précédemment traitaient des batteries automobiles du futur (4) et des smart grids (5).

Introduction

Contexte

Le véhicule électrique sera l’un des moyens de locomotion du futur. D’une part, c’est une solution de long-terme à la raréfaction des ressources pétrolières et qui permet d’atténuer les problèmes géopolitiques de l’approvisionnement en pétrole, dont la dépendance aux pays producteurs. D’autre part, ce moyen de locomotion ne produit aucune émission de gaz à effet de serre localement et permet de réduire fortement les émissions de gaz à effet de serre lorsque l’électricité utilisée est “faiblement carbonée”. Au Danemark, où 30% de l’électricité est produite par l’énergie éolienne, le véhicule électrique est même envisagé comme une solution à l’intermittence des énergies renouvelables, permettant de stocker les excédents de production lorsque le vent souffle la nuit (6). Enfin, les gouvernements y voient un moteur de croissance. Les équipes de recherches du monde entier sont en lice pour mettre au point des véhicules électriques performants et prendre les premières parts de marché.

L’enjeu technologique repose fortement sur la batterie, cœur du véhicule électrique. En effet, si les batteries étaient plus performantes, cela diminuerait les besoins en infrastructures de recharge et atténuerait les appréhensions sur le fait de tomber en panne d’électricité (range anxiety), deux des principales barrières à l’adoption du véhicule électrique. Outre des impératifs de sécurité non-négociables, la batterie devra ainsi être toujours plus compacte, légère, capable à la fois d’emmagasiner de nombreux kWh pour l’autonomie et de délivrer de larges puissances pour l’accélération, sans compromis sur la durée de vie. Le département de l’énergie américain ne s’y est pas trompé : lors du plan de relance de 2009 (1), environ deux tiers des aides directes au développement du véhicule électrique ont été attribués à des projets sur les batteries (voir Figure 1). Notons que le gouvernement ne se limite pas à apporter un soutien au niveau de la recherche mais souhaite réellement accompagner le transfert de l’innovation pour qu’il soit efficace et contribue à l’apparition de nouvelles usines. En particulier, le programme Electric Drive Vehicle Battery and Component Manufacturing Initiative - qui a reçu une subvention de 2 milliards de dollars - a l’ambition de permettre le développement d’une industrie nationale sur cet enjeu de taille.

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Figure 1: Répartition des aides apportées au secteur du véhicule électrique aux États-Unis en millions de dollars (7)

Le concept de seconde vie

Le coût des batteries est aujourd’hui trop élevé pour faire du véhicule électrique un choix économiquement rentable. Il compte actuellement pour 35% à 60% du coût total du véhicule d’après Lux Research (8). Un rapport de la Deutsche Bank (9) a évalué le surcoût lié à la batterie dans un véhicule électrique par rapport à un véhicule thermique à l’horizon 2015 : de 1.350 $ pour une voiture hybride, celui-ci passe à plus de 12.000 $ pour un véhicule tout-électrique! Ainsi, toutes les options doivent être considérées pour abaisser ce surcoût rédhibitoire.

D’autre part, il est fort peu probable que les conducteurs acceptent de restreindre le nombre de

kilomètres qu'ils peuvent parcourir en un trajet au fur et à mesure que leur voiture vieillit. Il est généralement admis que les batteries de véhicules électriques devront être changées

lorsqu'elles n'auront plus que 80% de leur capacité de stockage initiale, soit 8 ou 10 ans après leur mise en circulation (estimation qui demandé à être vérifiée) ou au bout d’environ 150.000 km.

Le stockage énergétique stationnaire est un marché qui désigne communément l'ensemble des

moyens permettant de stocker à un endroit donné de l'énergie, sous quelque forme que ce soit, pour la récupérer ensuite sous forme d'électricité. Il se différencie du stockage énergétique embarqué qui est destiné à être installé dans des véhicules. Aux États-Unis, plusieurs acteurs peuvent bénéficier du stockage stationnaire et donc être susceptibles de faire la promotion de cette solution ou en être client. D’une part le gouvernement fédéral, qui est responsable de la planification des réseaux de transmission

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d'électricité inter-régionaux. D’autre part les gouvernements locaux, responsables du bon approvisionnement en électricité de leurs états. Enfin, les producteurs et distributeurs d'électricité.

Dès lors apparaît l’idée de seconde vie des batteries : pourquoi ne pas trouver un autre usage à cet

objet qui possède encore 80% de sa capacité initiale et qui est cher à produire, au lieu de le jeter ou même de le recycler ?

Figure 2: L’origine du concept de seconde vie stationnaire

Bien que le concept soit simple, de nombreuses questions l’entourent :

d’une part sur les modèles d’affaire, et d’autant plus qu’il est très rare qu’un produit soit réutilisé dans une branche différente de celle pour laquelle il a été conçu (ici, dans le secteur de l’électricité après avoir servi le secteur automobile). Par exemple, o Qui sera intéressé par les batteries de seconde main ? o Qui bénéficiera de la valorisation résiduelle en fin de première vie ? o Qui aura l’obligation de la recycler ? o Etc.

d’autre part des interrogations techniques, liées aux limites des connaissances actuelles sur les batteries Li-ion. o Comment estimer la date de la fin de la vie automobile ? o Quelle sera la durée de vie en usage stationnaire ? o Est-il aisé de reconvertir une batterie de véhicule électrique? o Faudra-t-il prendre en compte le cahier des charges de la seconde vie lors de la

conception initiale ? o Etc.

Ce rapport est divisé en deux chapitres. Le premier aborde les enjeux et la faisabilité de la

réutilisation des batteries Li-ion de véhicules électriques légers (hors deux-roues) pour des applications stationnaires. Pour cela, il a paru judicieux de commencer par déterminer ce qu’était une batterie de véhicule électrique en fin de vie automobile, puis d’évaluer les usages stationnaires auxquels

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ces batteries pourraient convenir, avant de s’intéresser aux acteurs intéressés et aux différents modèles d’affaires. Les trois sous-parties sont quasiment indépendantes, de sorte qu’un lecteur déjà averti sur l’un des sujets traités pourra ignorer la partie correspondante.

Le deuxième chapitre, plus court, fait l’état des lieux des recherches en cours sur le sujet aux États-Unis.

Sans prétendre être exhaustive, cette étude a pour objectif d’éclairer ce sujet complexe et d’identifier les éléments favorables et défavorables à l’émergence d’un marché pour la réutilisation des batteries en fin de vie d’utilisation automobile.

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1 – La seconde vie des batteries, un sujet complexe

1.1 Qu’est-ce qu’une batterie automobile en fin de « première vie » ?

Avant de discuter de la ré-utilisation d’un objet, il semble important de connaître ses caractéristiques intrinsèques et la manière dont il a été utilisé lors de sa « première vie ». Or, il existe une grande variété de technologies et d’usages des batteries pour le véhicule électrique. De plus, la composition et le volume du parc de batteries usagées dépendent des choix des constructeurs et du développement du marché du véhicule électrique. Ces thèmes sont abordés dans le paragraphe qui suit.

1.1.1 Une grande variété de technologies

Plusieurs technologies de batterie sont utilisées dans les véhicules électriques. La plupart des voitures hybrides actuelles, à l’instar de la Prius de Toyota, utilisent des batteries nickel-hydrure métallique (NiMH) (10).

Les batteries “Zebra” sodium chlorure de nickel (Na-NiCl2) sont apparues un temps comme une technologie d’avenir (11) et seront d’ailleurs utilisées dans la Smart ForTwo (4). Cependant, leur haute température de fonctionnement (supérieure à 250°C) les cantonnent à un usage intensif pour minimiser le coût du maintien en température et les rend moins “compatibles” à un usage dans les transports (12).

Enfin, la technologie lithium-ion, qui présente d’excellentes performances en puissance et énergie, est promise à un bel avenir. Le National Renewable Energy Laboratory prévoit que les batteries NiMH précitées seront remplacées d’ici cinq ans par les batteries Li-ion dans les voitures hybrides (13). De fait, d’après un rapport du Boston Consulting Group, la prédominance de cette famille de technologies dans les véhicules électrique serait assurée jusqu’en 2020 (14) et c’est pourquoi nous nous attacherons à décrire plus spécialement cette technologie.

L’appellation “Li-ion” concerne des batteries dont le fonctionnement consiste en un transfert d’ion lithium. On distingue ensuite plusieurs types de matériaux pour la cathode, l’anode et l’électrolyte. Cinq types de cathode et deux types d’anode sont utilisés par les constructeurs qui commercialisent déjà leurs produits. Les abréviations définies au Tableau 1 seront utilisées dans la suite du rapport.

Tableau 1: Composition chimique des principaux types d’électrodes.

A ce stade, la combinaison gagnante n’est pas encore déterminée et les producteurs, grandes

entreprises ou start-ups, ne font pas tous les mêmes choix comme le montre le Tableau 2. Au niveau de la recherche, les nanotechnologies apparaissent prometteuses, pour augmenter

notamment la densité énergétique de l’anode qui est traditionnellement en graphite. Certaines start-

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ups tentent de faire des batteries sèches (Seeo, Sakti3) tandis que Leyden Energy mise sur un électrolyte à partir d’imide (15).

Tableau 2: Les producteurs de batteries en Amérique du Nord. Sources principales: (9) (4)(13)(16).

Le schéma de la Figure 3, tiré d’une étude du Boston Consulting Group (14), illustre les

performances des cinq principales variations de batteries Li-ion. Il apparaît qu’aucune n’obtient des résultats satisfaisants sur l’ensemble des six critères d’évaluation qui sont le coût, l’énergie spécifique, la

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puissance spécifique, la durée de vie, la sécurité et la performance1. Par exemple, si les batteries LFP sont abordables et très sûres, leur énergie spécifique est moins élevée que celles des autres. En contrepartie les batteries NCA et NMC, prisées dans l’électronique pour leurs bonnes caractéristiques en énergie et en puissance, sont chères à cause du cobalt contenu dans leurs cathodes.

Certaines conclusions de ce graphique peuvent être soumises à contestations : par exemple d’après un expert (17), l’énergie spécifique d’une batterie LFP est supérieure à celle avec anode en titanate (LTO), son coût au moins égal et sa durée de vie plus faible, ce qui ne transparaît pas sur la figure.

Figure 3: Les cinq principales technologies Li-ion : des compromis sont nécessaires (14).

D’après les chiffres présentés par Sam Jaffe d’IDC Energy Insights à la conférence Energy Storage Association 2011 (18), la répartition des différentes variantes de batteries Li-ion produites en 2013 tous usages confondus sera la suivante : - 42% de batteries avec des cathodes à partir de cobalt (LC, NCA et NMC avec les notations précédentes); - 26% avec des cathodes à base de phosphate de fer (LFP); - 26% avec des cathodes utilisant du manganèse dans des structures de type spinelle (LMO); - 6% avec des anodes en oxyde de titane (LTO).

1.1.2 Les différentes conceptions de batteries

« La » batterie d’un véhicule électrique est en réalité un assemblage de divers composants, avec trois niveaux d’intégration. La brique unitaire est la cellule où à lieu la réaction d’oxydoréduction. Il

1 Notons qu’un coût élevé conduira à une faible note sur l’échelle (ex : les batteries LTO sont les plus chères). D’autre part, le

critère « performance » se réfère à la capacité des batteries à s’adapter aux différentes conditions climatiques.

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existe deux géométries principales de cellules, cylindrique et prismatique (cf.Figure 4), la première étant la plus répandue. Les cellules sont connectées entre elles selon des configurations qui dépendent des constructeurs et associée à un circuit de contrôle et de sécurité. L’ensemble conditionné constitue le module. Enfin, plusieurs modules sont assemblés avec des circuits de contrôle supplémentaire, un système de gestion thermique et de l’électronique de puissance pour former un pack de batteries (Figure 5). Le processus de production total comporte de multiples étapes (cf. Annexe I pour plus de détails).

Figure 4: les deux géométries de cellule – cylindrique (à gauche) et prismatique (à droite)

Figure 5: exemple de packs de batterie pour différents constructeurs automobiles (13)

Outre les différences de conception, les batteries n’ont pas les mêmes caractéristiques selon les

types de voitures, comme l’illustre la Figure 6 qui montre les différentes manières dont les batteries sont sollicitées. Ainsi, le ratio puissance/énergie doit être fort pour les voitures hybrides (HEV) et faible pour les voitures tout-électriques (EV). Le nombre de cycles dits « profonds », correspondant à une décharge complète, doit également être plus élevé pour les voitures hybrides. Quant aux hybrides rechargeables (PHEV), elles sont conçues pour fonctionner selon deux modes, la diminution de charge (charge depleting) et le soutien de charge (charge sustaining).

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Figure 6: les différents modes d’utilisation selon le type d’application (i.e. de véhicule) – d’après (19) et (20)

Le Tableau 3 rassemble les objectifs du Department of Energy et de l’US Advanced Battery Consortium pour les propriétés des batteries. Notons que la « durée de vie » des batteries est comptée selon deux métriques : le nombre de cycles qu’elles peuvent soutenir et le nombre d’années où elles sont utilisables (ou « vie calendaire »).

Tableau 3: Objectifs de performance du DOE et d’USABC (13).

Enfin, plusieurs stratégies s’offrent aux constructeurs automobiles. Pour le moment, la plupart

semblent surdimensionner la batterie pour se prémunir contre une baisse de capacité prématurée.

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Ainsi, d’après Kandler Smith du National Renewable Energy Laboratory (20), seulement 10% à 25% de l’énergie est utilisée dans les véhicules hybrides (pour la Prius de Toyota, moins de 300 Wh sur les 1,2 kWh disponibles) et 50% dans les hybrides rechargeables (8 kWh sur 16 kWh dans la Volt de Chevrolet). Cependant, certains pourraient choisir des batteries à durée de vie plus réduite qu’ils remplaceraient régulièrement. L’avantage serait de bénéficier continuellement des améliorations techniques (14) et les propriétés attendues des batteries seraient alors différentes.

En conclusion, l’architecture et les propriétés du pack de batterie d’un véhicule dépendent de choix

industriels sur l’optimisation entre les coûts de production de ce pack et le niveau de qualité désiré, ainsi que du type du véhicule (hybride à tout-électrique). Le grand degré de liberté sur les paramètres de conception mène à des objets structurellement très variés.

1.1.3 La batterie d’un véhicule électrique est dans tous ses états en fin de vie

Les deux modes de vieillissement –cyclage et vie calendaire- affectent différemment les batteries. Au fil des cycles d’utilisation, des dégradations mécaniques et chimiques apparaissent même si la batterie est inutilisée, ce qui induit une perte de capacité (se traduisant par une perte d’autonomie), un accroissement de sa résistance interne (se traduisant par une perte de puissance) et un accroissement de son auto-décharge (Figure 7). Le National Renewable Energy Laboratory (NREL) a mis au point des modèles semi-empiriques pour décrire ces phénomènes encore mal compris (Figure 9).

Les modifications structurelles qui sont à l’origine des dégradations sont localisées à plusieurs endroits. La couche de l’interface électrolyte/électrode s’épaissit, affectant à la fois le fonctionnement de l’électrolyte et de l’électrode. Au sein des électrodes, les matériaux actifs se fragilisent: apparition de dendrites liée à des réactions parasites, micro-fissures liées à l’insertion/désinsertion des ions lithium, dissolution de certaines espèces, transition de phase, changement de structure des électrodes composites…

Au niveau du système global, les phénomènes observables de la dégradation de la batterie sont la perte de capacité (énergie), l’affaiblissement de puissance lié à l’augmentation de la résistance, et une variation du potentiel de travail. L’ampleur des dégradations dépend de plusieurs paramètres : la composition chimique de la batterie, les conditions extérieures dans lesquelles elle a évoluée et la manière dont elle a été utilisée.

1. D’après les comparaisons du CAS (12), les cathodes résistent le mieux au vieillissement dans cet

ordre : NCA, NMC, LFP, LMO. Pour les deux derniers types, la dissolution d’ion ferreux dans l’électrolyte (si le LFP n’est pas assez pur, ce qui dépend de la qualité de production) dans un cas et celle du manganèse dans l’autre sont mises en cause. Au niveau de l’anode, le LTO résiste largement mieux que le graphite, puisqu’il n’a pas besoin de la couche de passivation issue de la dégradation maîtrisée de l’électrolyte lors du formatage en usine de la batterie.

2. La température de fonctionnement a de l’importance. Alors qu’une basse température pendant la charge favorise l’apparition de dendrites et de lithium métallique, les températures trop élevées sont encore plus dommageables car, même si dans l’immédiat elles accélèrent les réactions et peuvent conduire à une augmentation de la puissance fournie, elles provoquent aussi la formation de couches d’interface électrolyte/électrode. D’après le NREL, la dégradation de capacité au bout de 10 ans d’utilisation peut varier de 20% selon les différences de climat (Figure 8).

23

3. Un usage intensif conduira évidemment à une dégradation plus rapide de la batterie, puisque sa vie est limitée par un certain nombre de cycles. Par ailleurs, il faut éviter les états de charge extrêmes (trop élevés ou trop bas) ; la vitesse et l’amplitude des cycles de charges/décharges influent également sur le vieillissement. Ainsi, d’après un graphique de Johnson Controls daté de 2003, il est théoriquement possible de lier le nombre de cycles y qu’une batterie Li-ion peut effectuer et l’amplitude x de ces cycles comptée en % de la capacité (Figure 10).

24

Figure 7: La résistance interne augmente avec le temps et la température de fonctionnement (20)

Figure 8: Impact de la région sur la dégradation de la capacité. D’après le NREL, « Phoenix est l’exemple typique du pire scénario, sur lequel les constructeurs peuvent se baser pour la conception. Les conditions de vieillissement y sont les mêmes que si la température ambiante était constamment à 30°C ». (20)

Figure 9: modélisation de la vie de la batterie par une modèle prédictif prenant en compte des observations réelles et des scénarios de cyclage (20)

Figure 10: Nombre de cycles théoriques d'une batterie Li-ion selon l'amplitude de sa sollicitation. Plage d’état de charge balayée : 20-30% pour les véhicules hybrides et 60-80% pour les véhicules tout-électriques. (D’après (20) et (12)).

25

1.1.4 Ordres de grandeur sur les marchés (véhicule électrique et batteries)

Le niveau d'incertitude sur la vitesse à laquelle les véhicules électriques pénétreront le marché automobile est grand. De plus, une certaine confusion existe dans les termes utilisés pour désigner les différents types de véhicules électriques. Dans ce paragraphe et par la suite, nous adopterons les appellations suivantes :

Véhicules électriques = {tout-électriques, hybrides rechargeables, hybrides non- rechargeables} Véhicules électriques rechargeables = {tout-électriques, hybrides rechargeables} Véhicules hybrides = {hybrides rechargeables, hybrides non- rechargeables }

Figure 11: Définitions

D'après le cabinet de conseil JD Power and associates (21) les voitures électriques, qui

représentaient en 2010 2,2% des 44,7 millions de voitures vendues dans le monde, ne représenteront que 7,3% du marché en 2020 ; alors que Carlos Ghosn, PDG de Renault, mise sur un taux de pénétration de 10% à cette date (22). La Figure 12 reflète cette grande disparité d’estimation.

Figure 12: Prévisions du taux d’insertion des véhicules électriques rechargeables en 2020 dans différentes régions

(monde, États-Unis, Californie), par différents analystes (23).

26

Quant au nombre total de voitures vendues en 2020, il pourrait être selon les études de 62 millions

(24), 71 millions (21), 89 millions (25) ou même 107 millions (26). Par ailleurs, la répartition des segments est également incertaine. A l'horizon 2020, le cabinet JD

Power and Associates prévoit un tiers de véhicules tout-électriques et deux-tiers de véhicules hybrides (21) tandis que le cabinet Dundee Capital Markets prévoit 14% de voitures tout-électriques, 29% de voitures hybrides rechargeables et 57% de voitures hybrides (24). Un rapport d’août 2011 du Pike Research (27) estime quant à lui les ventes cumulées en 2017 à 5,2 millions de véhicules électriques rechargeables et 8,7 millions de véhicules hybrides non-rechargeables, l’ensemble représentant 3% du marché automobile mondial de l’année 2017.

Aux États-Unis, un rapport du Department of Energy prévoit qu’un million de voitures électriques

rechargeables aura été produit localement dès 2015 (28). Avec la répartition annoncée il apparaît que 7,7 GWh de batteries seront sous les capots des véhicules sortis des usines pendant l’année 2015 (29). Notons que les chiffres annoncés dans ce rapport sont ambitieux. Par exemple, le constructeur automobile Th!nk, qui devait produire 2.000 voitures en 2011, a manqué de disparaître en juin et son avenir n’est pas encore déterminé (30).

En comparaison, en France un plan national pour le développement a été lancé en octobre 2009,

avec un objectif de 2 millions de véhicules électriques mis en circulation à l’horizon 2020 (31). Fin octobre, le gouvernement a annoncé la commande groupée de 18.700 véhicules (32), qui a permis d’organiser et de fédérer les besoins des entreprises publiques, de 18 entreprises privées (ADP, Air France, Areva, Bouygues, EDF, ERDF, Eiffage, France Telecom Orange, GDF Suez, Suez environnement, GRT Gaz, GrDF, RATP, SAUR, SNCF, SPIE, Vinci et Veolia), des collectivités locales et de l’état, afin d’atteindre une masse critique permettant de faire naître une offre de véhicules électriques compétitive et pérenne. Notons cependant qu’un volet de cette commande a été abandonné car les prix étaient trop élevés.

Au niveau du marché des batteries, de nombreuses usines de production sont actuellement en

construction pour satisfaire le besoin créé par le développement du véhicule électrique. D’après Sam Jaffe d’IDC Insights (18), la production mondiale de batteries Li-ion (tous usages confondus) aura été presque décuplée entre 2010 et 2013 et atteindra à cette date 12,5 GWh dont 27% en provenance d’Amérique du nord, contre 60% d’Asie et 12% d’Europe.

Selon Lux Research (33), les véhicules électriques devraient rapidement prendre de l’importance sur le marché, en GWh et surtout en dollars à cause du prix élevé des batteries NiMH et Li-ion. Ainsi sur ce segment, les ventes devraient passer de 1,7 GWh en 2011 (710 millions de dollars) à 5,7 GWh en 2016 (2,1 milliards de dollars).

Toutefois, le cabinet Roland Berger a soulevé en 2010 un problème dû au développement spectaculaire de la production: “les investissements annoncés auront pour conséquence une forte surcapacité dans la période 2014-2017” et “seulement six à huit producteurs mondiaux de batteries devraient subsister d’ici à 2017” (34). Bloomberg New Energy Finance estime en septembre 2011 que 35 GWh seront produits en 2013 pour une demande de 18 GWh (35), des chiffres bien plus importants que ceux d’IDC Insights. De récents articles de presse vont également dans le sens d’une surproduction(36)(37).

27

1.1.5 Conclusions sur le parc de batteries disponibles

Comme pour tout marché naissant, de nombreux paramètres sont indéterminés dans l’évolution du marché des véhicules électriques et il est hasardeux de donner des estimations. Cependant, il est possible d’avancer quelques ordres de grandeur. Il est probable que le marché sera non-négligeable à l’horizon 2020 : dix ans plus tard, plusieurs gigawatt-heures de batteries en fin de vie automobile et encore utilisables seront donc disponibles chaque année aux États-Unis. Si 10 GWh de batteries sont dans les voitures produites en 2020, qu’elles perdent 20% de capacité en 10 ans et que 25% d’entre elles ne sont pas disponibles (non collectées ou non réutilisables), 6 GWh est un chiffre plausible dès 2030.

Avec les hypothèses supplémentaires rassemblées dans le tableau ci-dessous, il apparaît que les

véhicules tout-électriques (15% des packs) représenteraient la moitié des capacités de stockage en énergie tandis que les véhicules hybrides non-rechargeables (60% des packs) en représenteraient 10%. Les caractéristiques en puissance seront différentes selon les packs, ainsi que le rapport puissance/énergie.

Tableau 4: Estimation de la quantité de packs de batteries disponible aux États-Unis en 2030.

Les parts de marché des différents véhicules sont celles proposées par (24). La production qui en découle pour l’année 2020 est de 540 000 véhicules rechargeables (rappel : le gouvernement américain prévoit que la production passera de 45 600 véhicules rechargeables en 2011 à 368 000 en 2015).

De plus, rien que pour les batteries Li-ion, technologie dominante, il y aura presque une dizaine de

compositions chimiques différentes (cinq principales). Au niveau des cellules, deux géométries différentes co-existeront : cyclindrique et parallélépipédique.

Enfin, au sein d’une même catégorie, (ex : batteries LFP de véhicules tout-électriques), l’état de de

dégradation pourra être très variable. En effet, il dépendra du mode d’utilisation du véhicule électrique (charge rapide ou lente, fréquence des recharges, etc.) et de l’environnement où il a évolué, notamment des températures auxquelles il a été soumis.

28

1.2 Le stockage stationnaire

Le stockage énergétique stationnaire désigne communément l'ensemble des moyens permettant de stocker de l’énergie à un endroit donné, sous quelque forme que ce soit, pour la récupérer ensuite sous forme d'électricité. Il se différencie du stockage énergétique embarqué qui est destiné à être installé dans des véhicules.

Aux États-Unis, plusieurs acteurs peuvent bénéficier du stockage stationnaire et donc être susceptibles de faire la promotion de cette solution ou en être client. D’une part le gouvernement fédéral, qui est responsable de la planification des réseaux de transmission d'électricité inter-régionaux. D’autre part les gouvernements locaux, responsables du bon approvisionnement en électricité de leurs états. Enfin, les producteurs et distributeurs d'électricité.

Après avoir une introduction générale sur le stockage stationnaire, ce paragraphe vise à étudier les utilisations stationnaires les plus prometteuses pour des batteries de véhicules électriques au Li-ion.

1.2.1 Présentation globale

1.2.1.1 Qu’est-ce que le stockage stationnaire ?

Comme le système électrique présente des caractéristiques qui font que l'offre et la demande doivent être égales à chaque instant, l’insertion de stockage stationnaire agissant comme "réservoir d'électricité" permet une plus grande flexibilité dans la gestion de ce système.

Ainsi, les unités de stockage peuvent assurer des fonctions traditionnellement assumées par les outils de production (centrales) ou de transmission (réseau) et de plus fournir de nouveaux services. Les usages d’une unité de stockage stationnaire sont très variés. Citons quelques exemples d’applications:

Contribuer à la qualité de fourniture (réduction du temps de coupure) ou à la qualité technique (réglage de la fréquence et de la tension) de l'électricité fournie. Ceci correspond aux applications à temps de réponse rapide, situées sur la gauche de la Figure 13.

Restituer de l’énergie préalablement stockée, aux endroits où elle manque aux heures de fortes consommations. Le double bénéfice est alors de réduire l'appel à une production chère et polluante généralement utilisée dans ces cas (ex : centrale à charbon) et de décongestionner des câbles très sollicités. Les applications 6, 13 ou 20 de la Figure 13 en sont des exemples.

Assurer une solution au problème d'intermittence de certaines énergies renouvelables comme l'éolien, le solaire ou l'énergie marémotrice. En France, la commission de régulation de l'électricité a d'ailleurs lancé à cet effet un appel d'offre portant sur la construction de fermes éoliennes avec stockage dans les îles (38). Les applications 10 ou 19 de la Figure 13 en sont des exemples.

29

Figure 13: les vingt-deux usages du stockage stationnaire répertoriés par l'entreprise South California Edison (39)

Le marché du stockage stationnaire est naissant et son développement est encore incertain. Aujourd'hui, l'essentiel des services de stockage est assuré par des stations hydrauliques de

pompage-turbinage : d'après l'institut Fraunhofer et l'Electric Power Research Institute, elles représentent 127 GWe soit 99% des capacités de stockage mondiales (40). En effet, cette technologie bien maîtrisée bénéficie des coûts les plus compétitifs tout en offrant de larges capacités de stockage. Néanmoins, comme le souligne le professeur Donald Sadoway du Masschusset Institute of Technology (41), il est aujourd'hui très difficile d'obtenir des permis de construire et d'implanter de nouveaux sites de pompage-turbinage et certains emplacements n'ont pas la configuration géographique nécessaire pour le développement de l'hydraulique.

Ainsi, une opportunité existe pour d’autres technologies voulant se positionner sur un nouveau segment de marché. Les choix sont variés: stockage pneumatique (air comprimé), électrochimique (larges batteries et super condensateurs), mécanique (volants d’inertie), magnétique (bobines supra-conductrices), thermique (sels fondus dans les centrales solaires thermodynamiques à concentration). Chaque solution offre des propriétés particulières en énergie et en puissance (cf. Figure 14). Les batteries Li-ion par exemple sont des systèmes pouvant être dimensionnés sur une gamme de puissance assez large, d’environ 1 kW à 1 MW, et pouvant délivrer cette puissance pendant des périodes d’une ou deux heures au maximum.

30

Figure 14: comparaison des caractéristiques générales en puissance et en énergie des solutions technologiques de stockage stationnaire (40).

1.2.1.2 Le stockage stationnaire avec de nouvelles technologies est encore en développement

Aux États-Unis, le stockage d'énergie est perçu comme un des éléments-clés des réseaux électriques « intelligents » (smart grids) de demain, notamment pour aider à l'insertion massive d'énergies renouvelables, qui sont souvent intermittentes (le pays vise une production annuelle de 152 TWh d'origine renouvelable en 2035).

Mark Johnson, directeur de programme à l'agence dédiée à la recherche à haut risque en matière d'énergie (ARPA-E) a d’ailleurs rappelé lors d’une conférence sur le sujet en juin 2011 (18) que six des trente-sept projets subventionnés concernent le stockage stationnaire, ce qui le place devant tous les autres secteurs (biocarburants, capture et stockage du carbone, énergies renouvelables...). Le Department of Energy a également subventionné une quinzaine de projets de démonstration dans le cadre du plan de relance de l’économie en 2009 (42). Comme pour le stockage embarqué, le but est de créer une industrie et de positionner les États-Unis parmi les leaders mondiaux.

D’autre part, 29% des investissements de capital-risque dans les éco-technologies concernent aujourd'hui le stockage d'énergie (43).

Toutefois, le développement du marché se heurte à quelques difficultés pour pénétrer le secteur de

la gestion des systèmes d’électricité, venant nuancer cet enthousiasme. Compte-tenu du coût encore élevé des nouvelles technologies, il n’est pas aisé de convaincre les potentiels clients de les adopter dans le système et de leur expliquer ce à quoi il peut être utile à l’aide d’exemples de projets qui marchent.

31

En effet, l’approvisionnement en électricité fonctionne déjà bien avec les éléments existants, ce qui prouve que le stockage stationnaire n’est pas indispensable: pour se développer, il doit donc proposer des qualités de service bien meilleures que celles des solutions actuelles ou bien se présenter comme une alternative plus compétitive. Les prix de production des systèmes de stockage étant encore très élevés (surtout pour les batteries Li-ion), c’est plutôt sur la qualité de service et de nouvelles fonctionnalités qu’insistent les constructeurs.

De surcroît, la diversité du stockage stationnaire peut le desservir si l’utilisateur se trouve confronté à un trop grand nombre de choix. Car, en plus de la technologie et de l’usage qu’il veut en faire, le client devra par exemple choisir un emplacement pour son unité de stockage : au plus proche des centrales ? auprès des transformateurs le long des réseaux de transports ? ou encore au niveau des consommateurs ? (cf Figure 15). Notons que certains constructeurs proposent des « batteries mobiles », installées dans un camion qui peut être installé à l’endroit le plus propice selon les besoins.

Figure 15: La chaîne du secteur électrique – le stockage pourrait être installé à plusieurs emplacements physiques (39).

Le stockage stationnaire s'intègre de façon transversale dans une industrie qui, pour des raisons

historiques, est divisée en quatre piliers (production, transmission, distribution, consommation). Comme les règles de fonctionnement du secteur électrique n’ont pas été pensées en le prenant en compte, cela peut bloquer son accès au marché. C'est pourquoi une "révolution" est à l'œuvre actuellement aux État-Unis : de nombreuses concertations ont lieu pour modifier les textes et intégrer le stockage dans le système électrique, tant au niveau fédéral (44) qu'au niveau local (45) (46).

Enfin d’après Philip Moeller, commissaire à la Federal Energy Regulatory Commission (47), depuis l'été 2008 certains éléments jouent en défaveur des énergies renouvelables et a fortiori du stockage énergétique. En premier bien sûr la crise économique, qui a ralenti l'économie mondiale et fait chuter les prix des marchés de gros de l'énergie, en particulier ceux du gaz et de l'électricité. Par ailleurs, la découverte de gisements de gaz de schistes importants aux États-Unis redessine les perspectives du pays : le prix modéré du gaz semble assuré à moyen terme, voire à long terme. Enfin, le marché du carbone national qui était prévu n'est pas encore mis en place, il n'existe pas d'objectif global d'insertion des énergies renouvelables et il est peu probable qu'une loi contraignante sur l'énergie soit adoptée. Néanmoins, soulignons que certains états peuvent offrir un éco-système plus favorable, comme la Californie par exemple.

Malgré les obstacles, de nombreuses entreprises croient au développement commercial prochain du

stockage stationnaire (48). De plus, les futurs clients sont en train de se former sur les possibilités qu’il offre et les différentes technologies disponibles. Ainsi, plusieurs entités américaines ont récemment publié des rapports (49) décrivant les différentes applications du stockage et estimant les revenus qu'il peut générer. Pour assurer la rentabilité économique, les analystes soulignent qu’une unité de stockage stationnaire ne devra pas assurer un seul service mais une combinaison de plusieurs.

32

1.2.2 Quel stockage stationnaire avec des packs de batteries de véhicules électriques ?

Aujourd’hui, les projets de stockage stationnaire utilisant des batteries Li-ion sont essentiellement des projets de démonstration. Quelques applications sont pertinentes pour cette technologie.

Il s’agit d’une part des applications les plus rémunératrices, notamment le réglage de fréquence, car les batteries Li-ion sont une des options de stockage stationnaire les plus onéreuses2 (40). La Figure 16 montre une analyse de la rémunération par l’Electric Power Research Institute. Il y apparaît que les services de soutien au réseau ou « services systèmes » (grid support ou ancillary services) représentent une opportunité financière. Dans les zones de marché dérégulé aux États-Unis, les services de réglage secondaire de fréquence (regulation) sont par exemple rémunérés autour de 30-45 $/MW par heure, avec des taux horaires variant largement autour de cette moyenne (50)3. Il s’agit de l’application n°3 de la Figure 13.

Figure 16: Rémunération et taille du marché pour les applications du stockage. Le service le mieux rémunéré est le réglage de fréquence. Toutefois la taille de ce marché est limitée, les acteurs ont donc intérêt à se positionner rapidement (40).

D’autre part, comme les batteries Li-ion sont compactes et disponibles à petite échelle, une

solution judicieuse semble de les disposer auprès des utilisateurs (ou end-users). Il s’agit des applications n°19, 20, 21 et 22 de la Figure 13. Ce second format est à un stade encore plus précoce de développement et la viabilité économique du stockage distribué reste à démontrer.

C’est pourquoi nous présenterons dans ce paragraphe les services de soutien au réseau et en

particulier le réglage de fréquence, puis le concept de stockage distribué. A travers ce choix, l’ambition n’est pas de dresser un bilan exhaustif des solutions mais d’en donner un aperçu. Par exemple, le réglage en tension aurait pu faire l’objet d’un paragraphe mais n’a pas été retenu4.

2 Si l’utilisation de batteries de seconde main disponibles à un prix plus abordable représente une voie parallèle pour rendre la

technologie Li-ion rentable pour les compagnies d’électricité, les producteurs de batteries veulent avant tout vendre leur produit neuf. 3 Un tableau disponible en Annexe II détaille le fonctionnement du marché des services systèmes en Californie.

4 C’est une autre de forme de soutien au réseau, qui s’effectue au niveau de la distribution et pour lequel les technologies de

stockage pourraient être utilisées, tout comme les onduleurs photovoltaïques (145).

33

1.2.2.1 Le soutien au réseau : principes et opportunités pour les batteries Li-ion

Le gestionnaire d’un réseau électrique a la responsabilité de garder la fréquence dans un intervalle

donné (en Californie entre 59,6 Hz et 60,1 Hz (51)), ce qui n’est pas toujours aisé à cause des contraintes rappelées dans l’encadré ci-dessus. Afin de remplir sa tâche, il réserve des capacités de réglage -le plus souvent sur des groupes de production- qui sont à sa disposition lorsqu’il désire les solliciter. Selon l'horizon de temps auquel la capacité sera disponible, on parle de réglage de fréquence primaire, secondaire ou tertiaire, comme l'illustre la Figure 17.

En fonctionnement normal, dans un intervalle infra-horaire de quelques dizaines de minutes le

gestionnaire de réseau parvient à maintenir l'équilibre offre / demande et donc à ajuster la fréquence grâce à deux types de dispositifs (Figure 19):

Le réglage secondaire (regulation) par contrôle automatique (Automatic Generation Control) Des instructions sont envoyées à distance par une entité centrale (le gestionnaire de réseau) aux unités de production (toutes les 4 secondes en Californie (52)). Le processus est complètement automatisé.

Le réglage tertiaire par ajustements manuels, ou suivi de charge (load following ou ramping). Un plan de production heure par heure est établi un jour à l'avance. En "temps réel", le gestionnaire de réseau affine les instructions selon ses prévisions et la consommation observée. En Californie, l'opérateur CAISO travaille par intervalle de temps de 5 minutes avec des outils semi-automatisés. Dans cet état, le suivi de charge n'est pas un produit de marché mais pourrait le devenir (39).

Les besoins de capacité réservés pour ces ajustements augmentent avec l'intégration d'énergies renouvelables et intermittentes dans le mix électrique. En Californie par exemple, le besoin de réglage instantané à la hausse (besoin de produire plus) est le plus important au printemps, le matin et le soir lorsque la production solaire débute tandis que le besoin de réglage à la baisse (besoin de réduire la production) le plus important a lieu en été au milieu de l'après-midi à cause de l'augmentation de production éolienne. Entre 2006 et 2012, l'augmentation des besoins de capacités sur la période estivale à la hausse et à la baisse serait de +37% et -11% respectivement (53). Plus de détails, comme les ordres de grandeurs de la puissance nécessaire, se trouvent en Annexe III.

Rappels

Pour l'électricité, l'équilibre production / consommation doit être assuré à chaque instant, ce qui oblige les gestionnaires du système électrique à s'adapter en permanence au niveau de consommation, qui est fluctuant.

Dans le cas d'un fonctionnement sans incident, l'électricité est délivrée avec une fréquence quasi-constante (50 Hz en France et 60 Hz aux Etats-Unis par exemple).

Un déséquilibre dans l'adéquation offre / demande a une influence sur la fréquence : la fréquence augmente lorsque la production dépasse la consommation, et réciproquement.

34

Figure 17: Horizon de temps des différents types de réglage de fréquence (52)

Figure 18: Chute de la fréquence en cas d’incident (d’après (53))

Figure 19: Exemple de la différence entre la consigne de production et la consommation réelle (d’après (53))

* projet au Chili (54)

Tableau 5: Liste non-exhaustive de projets de soutien au réseau par des entreprises de batteries Li-ion américaines (d’après (55)). Notons l’arrivée récente de l’entreprise Ionex sur le marché (56).

35

Lorsque le système électrique fait face à un événement imprévu tel que la perte d'un groupe de production5, la fréquence chute immédiatement de sa valeur de référence (voir Figure 18). Et ce, d'autant plus vite que l'inertie globale du système (comptée en MW/Hz et fournie par exemple par l’inertie mécanique des parties mobiles commes les turbines, l’arbre d’alternateur…), est faible. Plusieurs mécanismes fonctionnent alors: 1. Le réglage de fréquence primaire. Le régulateur de vitesse pour les groupes de production réagit à la

baisse de fréquence et modifie sa commande afin d'augmenter la production. Ceci a pour but de stopper la chute de fréquence, dont la valeur minimale atteinte est appelée nadir.

2. Par le biais de réglages de fréquence secondaire, les moyens de production asservis au réglage secondaire accroissent leur production pour ramener la fréquence à sa valeur de référence (dans les dix minutes qui suivent l'incident).

3. Enfin, grâce au réglage tertiaire des unités de production supplémentaires sont sollicitées, pour compléter l’action du réglage secondaire dans les 10 minutes suivant l’incident et/ou pour reconstituer les marges nécessaires pour faire face aux prochains incidents : pour cela, des centrales produisant déjà mais pas à leur maximum (la capacité restante est dite réserve "tournante" ou spinning reserve) augmentent leur production , des moyens de production sont démarrés…

D'après Southern California Edison (SCE), une unité de stockage fournissant un service de réglage de fréquence doit être dimensionnée avec un fort rapport puissance / énergie, car le besoin identifié est une puissance élevée pendant quelques minutes6. De plus, elle doit disposer d’un nombre élevé de cycles de charges-décharges peu profonds. En effet des dizaines de cycles courts sont nécessaires, voire des milliers quand la réponse est de l'ordre de la seconde. Enfin, pour cette application SCE propose une taille unitaire de 20 MW et un emplacement proche des centrales de production (39).

Ainsi, alors que le stockage d'énergie par les batteries Li-ion parvient à maturité, de bonnes

raisons incitent les acteurs américains à l’utiliser pour le soutien au réseau:

bien que ce soit un marché de niche, le réglage de fréquence est un des usages du stockage les mieux rémunérés (39);

comme d’autres technologies de stockage (volants d'inertie et batteries au plomb de nouvelle génération), les batteries Li-ion ont un temps de réaction bien plus rapide que celui des moyens conventionnels (turbines de centrale thermique ou hydroélectrique), ce qui permet d'apporter un service de meilleure qualité (55);

les programmes pilotes en cours, recensés au Tableau 5, sont très satisfaisants. Soulignons enfin que Robert Misback, le dirigeant d'Altairnano, pense que le réglage primaire de

fréquence est un usage sur lequel le stockage peut vraiment faire la différence grâce à une réponse en charge ou décharge très rapide (de l'ordre de la milliseconde)(18). Ses réflexions ont été alimentées par deux rapports récents du Lawrence Berkeley National Laboratory : commandités par la Federal Energy Regulatory Commission, ces études se penchent sur les problèmes techniques pouvant arriver suite à un incident sur le réseau (52) (57), un type d’événement qui pourrait arriver plus souvent avec l’insertion d'énergies intermittentes qui diminuent l'inertie du système électrique tout en augmentant les besoins de réglage secondaire. Il apparaît que ce sont les quelques secondes suivant l'incident qui sont primordiales pour stopper la chute de fréquence. Dans un scénario catastrophe, si le réglage secondaire

5 Autres aléas possibles : perte d’une charge ou d’une ligne d’interconnexion, erreur de prévision de consommation (due par

exemple à des températures différentes des normales de référence pour les usages thermosensibles, ou à une nébulosité différente de celle qui a été prévue pour l’éclairage), erreur de prévision de la production d’énergies renouvelables intermittentes (148). 6 À nuancer dans le cas du réglage de fréquence tertiaire.

36

venait à manquer, le primaire pourrait à certains moments ne pas se reconstituer assez rapidement. On trouve alors une idée dans des travaux de thèse en France sur le stockage dans les îles (où le réseau est moins stable): instaurer un nouveau service de "soutien dynamique" qui conjointement au réglage de fréquence primaire, pallierait la réponse trop lente de certains groupes de production (58).

1.2.2.2 Le stockage distribué

Le stockage distribué vise à intégrer le stockage stationnaire dans la partie décentralisée du système électrique (réseau de distribution ou lieu de consommation). De taille réduite, il est dimensionné à l’échelle d’un bâtiment ou d’un quartier et pourra constituer une « brique élémentaire » des smart grids (5). Beaucoup d’acteurs s’intéressent aujourd’hui à la gestion de l'énergie dans les éco-quartiers; Bouygues et Alstom ont par exemple récemment créé une entité commune offrant des services sur ce créneau nommée EMBIX (59).

Les technologies de stockage envisagées pour une utilisation distribuée sont principalement les batteries, mais parfois aussi les supercondensateurs, les piles à combustibles ou les systèmes de volants d'inertie (60)(61) . Parmi les batteries, celles au lithium-ion semblent favorites.

L'application la plus intuitive du stockage individuel concerne les maisons ou les commerces

équipés de panneaux solaires. Panasonic a d'ailleurs prévu depuis 2009 la commercialisation en 2011 d'une batterie de maison prévue à cet effet (62). D'après le Pike Research Institute, les installations photovoltaïques résidentielles pourraient représenter 3 GW aux États-Unis en 2020, donc si le stockage pénétrait seulement 10% du marché avec des batteries Li-ion à 345 $/kW il représenterait une opportunité de 100 millions de dollars (63).

Par exemple, d’après Jon Eric Thalman de la compagnie d’électricité Pacific, Gas & Electricity (PG&E)

(18), une batterie couplée à une installation photovoltaïque permet de lisser la courbe d’électricité afin que le gestionnaire de réseau dispose d’une production prévisible (cf. Figure 20).

Figure 20: exemple de lissage de la production photovoltaïque avec une batterie (d’après(18)).

D’autres applications du couplage photovoltaïque / stockage ont été listées par le Sandia National

Laboratory (Tableau 6). On y voit les interactions fortes avec la mise en place des smart grids et surtout avec la tarification dynamique de l'électricité.

37

Tableau 6: Applications possibles du stockage couplé à une installation photovoltaïque résidentielle ou commerciale (60)

La tarification dynamique, un concept expliqué à la page suivante, apparaît en effet nécessaire

pour le développement d’un stockage résidentiel possédé par les usagers, afin que ces derniers y trouvent une incitation financière. Kenneth Munson, président et co-fondateur de l'entreprise Sunverge, en est convaincu : « Un système photovoltaïque de 2 kW couplé à 8,8 kWh de batteries au lithium-ion coûte le même prix qu'un système photovoltaïque de 4 kW. Cependant, les factures d'électricité seront de 20% à 30% inférieures dans les régions qui appliquent un système de tarification dynamique ». D'après lui, les utilisateurs pourraient de surcroît se faire rémunérer par les compagnies d'électricité s'ils laissaient ces dernières programmer la batterie comme ils l'entendent (64). Notons que Sunverge intègre des batteries au lithium-ion du constructeur français Saft dans son système, qui est en démonstration sur 34 maisons à Sacramento (Californie) (65).

Ainsi, le stockage à l'échelle du particulier sera certainement développé en complément de systèmes de production individuels, et c'est d'ailleurs l'objectif en Californie avec le programme de subvention Self-Generation Incentive Program qui existe depuis le début des années 2000 (66). Cependant, il semble qu'il y ait de l’intérêt à profiter de l'interconnexion de ces systèmes individuels et à utiliser l'expertise des gestionnaires de réseau d'électricité comme le propose Kenneth Munson. Pour les fournisseurs d'électricité, gérer du stockage distribué pourrait par exemple réduire le temps de coupure de l'électricité qui, aux États-Unis, est en constante augmentation depuis 15 ans. D'après l’Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), il est de 92 minutes dans le Midwest et 214 minutes pour le nord-est du pays lors d'une année normale (hors événements extraordinaires) et le coût annuel de ces black-outs est de 49 milliards de dollars (67). A titre de comparaison, le temps de coupure moyen est de 4 minutes au Japon et de 85 minutes en France (68). La société American Electric Power (AEP), qui s'intéresse depuis longtemps au stockage de plus grande taille connecté au réseau, a développé le concept de community energy storage où l’unité de stockage serait gérée par le gestionnaire de réseau.

38

Le principe de la tarification dynamique est de différencier le prix d’un bien l'électricité selon l'heure de la journée afin de refléter les coûts de production de l'électricité, qui sont plus élevés aux heures de forte consommation.

Une forme simplifiée existe en France avec les tarifs horo-saisonniers de l'opérateur historique EDF, qui propose un concept d'heures "pleines" (HP) et d'heures "creuses" (HC). Le système est de plus répandu dans le secteur de la téléphonie mobile.

Cependant, la transition vers les tarifs dynamiques semble difficile aux États-Unis, à cause de différences de situation avec la France:

Aux États-Unis, l'utilisation de la tarification dynamique est quasi-systématiquement liée à l'installation de compteurs intelligents. Or, plusieurs distributeurs d'électricité rencontrent des problèmes dans le déploiement de ceux-ci (69) car ils sont globalement mal compris et mal acceptés par le public. Les usagers dénoncent notamment l'atteinte à la vie privée que représente un relevé horaire de leur consommation et l'impact négatif des ondes électromagnétiques sur la santé.

Les américains sont habitués à consommer beaucoup et sans contrainte, ce qui n'est pas une différence culturelle négligeable. Mike Keesee du fournisseur SMUD pense d'ailleurs qu'il faudrait un signal-prix très élevé pour modifier le comportement des américains. Selon lui, seuls des programmes où les fournisseurs d'énergie peuvent contrôler certains appareils électriques directement chez les utilisateurs sont en mesure de faire baisser la consommation aux heures de pointes (70).

D'après le site internet d'EDF, le tarif HP/HC est d’autant plus intéressant si les clients sont équipés de chauffage électrique à accumulation, de machine à laver programmable ou de chauffe-eau électriques. Or ceci représente une bien plus large proportion de la population en France qu'aux États-Unis, où les chauffe-eau et les systèmes de chauffage sont traditionnellement au gaz.

Enfin, en Californie il est délicat de combiner la tarification dynamique avec les tarifs progressifs

7

sans complexifier l'information pour le consommateur.

Avec la tarification dynamique, un signal prix incite les consommateurs à réduire leur appel de puissance aux heures de pic. C’est donc une opportunité pour le stockage, qui permettra d’éviter les tarifs en heure de pointe sans changer son mode

de consommation. La Figure 22 montre un exemple

présenté en conférence par Carl Lenox, Principal Engineer chez SunPower. L’électricité a trois prix (base, pic partiel et pic) et la batterie est gérée en fixant des seuils de consommation à ne pas dépasser lorsque la tarification n’est pas au prix de base.

7 Dans cet Etat, à l’inverse du système communément répandu de prix régressifs, le prix unitaire du kWh augmente avec la

consommation (150). Ceci est rendu possible grâce à la dissociation entre les revenus des fournisseurs d’électricité et leur volume de ventes (decoupling) (149).

Figure 21: Phénomène de pic de la consommation globale (en vert) et contribution du secteur résidentiel (en rouge) pour la Californie (d’après une étude du Lawrence National Berkeley Laboratory)

Figure 22: Exemple de gestion opérationnelle d’un système photovoltaïque (PV) + batterie (151)

39

L’idée du Community Energy Storage (CES), illustrée Figure 23, est d'installer une batterie par transformateur secondaire (240V|120V), soit une batterie pour un groupe d'environ cinq maisons aux États-Unis. Autrement dit, il s'agit d'unité de stockage d'environ 25 kWh, distribuée « à chaque coin de rue » (71). Le contrôle de plusieurs batteries est effectué à distance en fonction de nombreuses informations comme le niveau de charge des batteries, la consommation des résidents ou des demandes du centre de dispatching (72).

Figure 23: Architecture du stockage communautaire envisagé par AEP. D’après www.aeptechcentral.com.

AEP travaille actuellement sur un projet de démonstration de smart grids dans l'Ohio touchant

110.000 consommateurs. Le budget de 150 millions de dollars est financé à 50% par le Department of Energy (73). Une partie du projet comportera des systèmes de CES occupant à peu près le même volume qu'un réfrigérateur et contenant chacun une batterie au lithium-ion de 25 kW de la société International Battery. D'ici à la fin de l'année, quatre-vingt systèmes seront installés puis testés jusqu'en 2013. Pour commencer, AEP prévoit de se concentrer sur le confort des particuliers en leur offrant un service continu même en cas de coupure de courant, avant d'étudier le report de charge, et pour finir la participation au réglage en fréquence et en tension du réseau. Comme le souligne le journal GigaOm, c’est une bonne stratégie de commencer par impliquer et intéresser les ménages au développement du stockage communautaire en leur apportant une amélioration de service, pour éviter les revers que connaissent les compteurs intelligents (74).

Dans le cadre du même fonds de démonstration, Detroit Edison a obtenu 5 millions de dollars pour un autre projet (73) comportant deux niveaux de stockage: d’une part 500 kW / 250 kWh seront associés à une centrale photovoltaïque de 500 kW et d’autre part des batteries de 25 kW / 50 kWh seront insérées au niveau des transformateurs basse tension, assurant ainsi du CES. A123 fournira les batteries, d'une durée de vie estimée à 1000 décharges profondes. Elles seront enterrées pour réduire l'empreinte au sol.

40

Enfin, notons que certains acteurs proposent des solutions de tailles différentes. Exergonix par exemple, a obtenu un contrat avec Kansas City pour 1 MW (75) et développe aussi des systèmes communautaires de plus petite taille (25 kWh) (76).

1.2.3 Conclusions

Alors qu’’il existe un besoin accru lié à l'intégration d’importantes quantités d'énergies intermittentes

incapables de fournir des réserves, il paraît intéressant d’utiliser les batteries Li-ion pour participer au soutien du réseau grâce leur rapidité de réactivité et à la rémunération attractive de ces services.

Comme le soulignent certains analystes, les batteries de véhicules électriques ont un dimensionnement puissance/énergie qui convient à cet usage (77) (78). Le cahier des charges du réglage de fréquence (39) dressé par un grand fournisseur d’électricité de Californie (SCE) correspond en effet à ce que peuvent offrir des batteries de voitures hybrides non-rechargeables, voire de voitures hybrides rechargeables. Les batteries de véhicules tout-électriques pourraient aussi fournir du réglage de fréquence, mais il serait alors plus rentable de combiner cet usage avec d’autres pour tirer profit de leur réserve d’énergie. L’ordre de priorité pour les services rendus serait alors être fixé par des critères économiques. La Figure 24 montre un exemple avec du report de charge des heures de la journée vers les heures de la nuit.

Figure 24: Opportunité de revenus simultanés avec une batterie de 2MW (d’après (18))

Conjuguer différentes applications permet également de s’affranchir d’un problème : la taille du

marché du réglage de fréquence est relativement restreinte et elle le restera même après l’augmentation de la production d’énergies renouvelables. En Californie par exemple, un état qui représente 12,5% du PIB américain et un peu moins de 12% de la population (79) (80), les besoins moyens pour le contrôle automatique de charge du gestionnaire de réseau principal étaient de 732 MW entre 2006 et 2008 (81) soit environ 37.000 packs de batteries de véhicules rechargeables hybrides capables de délivrer une puissance de 20 kW pendant une demi-heure.

Alors que la taille des packs de batteries de véhicules électriques permet de les placer auprès des

consommateurs (et incite à le faire), les projets de démonstration avec batteries Li-ion les plus ambitieux aujourd’hui dans le réglage de fréquence sont dimensionnés à l’échelle du mégawatt avec des unités de stockage situées en amont du réseau. AES a par exemple récemment répondu à un appel d’offre de Long Island Power Authority en proposant l’installation de 400 MW de batteries Li-ion, qui

41

éviterait la construction de nouveaux moyens de production sur cette île de l’état de New York (82). Toutefois la fréquence est une grandeur globale du système électrique, ce qui signifie que des batteries assurant son réglage peuvent être placées à n’importe quel niveau du réseau8. Plusieurs projets de stockage distribué envisagent d’ailleurs de faire du soutien au réseau, dont du réglage de fréquence.

Le concept de stockage distribué est encore à définir, tant dans les configurations d'architecture

que dans les applications attendues ou encore du modèle d'affaire associé (qui sera propriétaire de la batterie?). De plus, la rentabilité des systèmes de stockage distribués est encore moins assurée que celle des larges systèmes.

On distingue le stockage commercial et résidentiel, qui est à l’échelle d’une maison ou d’un commerce et piloté localement, du stockage communautaire, qui est à l’échelle d’un groupe de bâtiments et piloté à distance par un gestionnaire de réseau.

Le Tableau 7 résume les exemples de stockage distribué évoqués précédemment: dans la majorité des projets, le dimensionnement retenu est d’une demi-heure à trois heures de stockage pour une puissance d’environ 5 kW par maison. Ainsi, le dimensionnement du stockage distribué tel qu’il est envisagé actuellement est-il similaire à celui des batteries utilisées dans les véhicules tout-électriques.

D’ailleurs, les constructeurs de batteries du stockage distribué et du transport électrique sont les mêmes. Par exemple, la start-up Seeo (Californie) utilise sa technologie au départ réservée aux véhicules électriques pour développer une batterie de 25 kWh dédiée aux applications réseau et plus particulièrement au stockage communautaire. Ce projet de 12 millions de dollars est sponsorisé à 50% par le DoE (73).

Tableau 7: Récapitulatif des projets de stockage résidentiels (en vert) et communautaires (en rouge) avec batteries Li-ion.

Enfin, mentionnons en conclusion le concept de vehicule to grid (V2G), évoqué dès 2001 dans des

publications aux États-Unis (83), qui envisage d’utiliser les batteries de véhicules électriques pour assurer un soutien au réseau dès leur « première vie », aux moments où les voitures sont en recharge.

Dans le cadre d’un partenariat université-industrie, l’University of Delaware, Pepco Holdings, PJM Interconnect et Green Mountain College ont mené une étude (50) dont les résultats peuvent être pertinents pour le thème de la seconde vie des batteries. Des expériences réelles sont concluantes mais font apparaître certaines limites du concept, comme le montre la Figure 25. Dans ce cas particulier, la batterie a été utilisée de nuit pour effectuer du contrôle de charge un jour où les besoins de réglage étaient essentiellement à la baisse (surplus d’énergie sur le réseau). La batterie, s’étant chargée graduellement, n’est plus en mesure de suivre le signal de réglage à la fin de la nuit.

8 Leur emplacement pourra cependant être optimisé en prenant en compte les points de congestion du réseau.

42

Figure 25: Exemple d’utilisation V2G pour du réglage automatique de fréquence. Peu après 3h du matin on constate un différentiel entre la puissance et le signal de régulation car le SOC (state of charge) a atteint sa valeur maximale.

D’après une étude britannique de mai 2011 (84) il ne serait rentable d’installer des infrastructures

de V2G que dans certains cas, par exemple si les coûts pouvaient être mutualisés sur plusieurs véhicules comme dans les flotte d’entreprise.

Cependant si le V2G se déployait comme l’espère Nuvve, une spin-off de l’université du Delaware qui vise le marché du réglage de fréquence au Danemark (85), il n’y aurait qu’un pas à franchir vers la réutilisation des batteries en seconde vie.

43

1.3 Réflexions sur les modèles d’affaire et les acteurs

Dans ce paragraphe, on cherche à évaluer la position d’un acteur souhaitant commercialiser des batteries Li-ion de véhicules électriques pour des usages stationnaires.

Les thèmes abordés seront donc les difficultés liées au développement d’un marché d’objet ayant déjà servis, les intérêts et les positionnements possibles des acteurs économiques, et enfin l’environnement du stockage stationnaire (concurrence interne, produits de substitution, etc.).

1.3.1 Réutilisation d’objets ayant déjà servis

Aujourd'hui, les considérations environnementales et les tensions sur les ressources en matières premières conduisent à éviter les déchets finaux et encouragent la réutilisation des objets tels quels ou après une "remise à niveau" (remanufacturing) partielle ou complète, pour un autre usage et/ou par un autre utilisateur9.

1.3.1.1 Généralités

La réutilisation de tout ou partie d’un objet n'est possible que si le deuxième utilisateur accorde une certaine confiance au premier utilisateur. En effet, il ignore le plus souvent la date de fabrication de l'objet, la raison pour laquelle il a été écarté et la durée de vie résiduelle qu'il peut en attendre. De plus lors de la transaction, le client peut s’interroger sur les raisons qui poussent le vendeur à se défaire de l'objet. L'introduction de garanties de la part du vendeur ou de labels délivrés par un tiers "neutre" compensent l’asymétrie d'information et augmentent la confiance.

Dans le cas des particuliers, le système de notation des vendeurs disponible sur le site internet e-bay en est un exemple. Cependant, si cela rassure le client, les effets bénéfiques escomptés ne sont pas toujours évidents. Au Royaume-Uni, une étude de l'Office of Fair Trading (OFT) (86) a montré que lors de l'achat d'un véhicule d'occasion, les consommateurs qui passent par un concessionnaire acceptent de payer un supplément pour la tranquillité d'esprit que cela leur apporte. Bien que leurs attentes varient selon la taille du concessionnaire et la relation qu'ils ont avec lui, les clients pensent que celui-ci va assurer au minimum le service requis par la loi. Or, l'étude de l’OFT montre que ce n'est souvent pas le cas en pratique. Parmi les personnes interrogées, presque un consommateur sur cinq a eu un problème avec sa voiture d'occasion, dont la grande majorité assez rapidement après l'achat du véhicule (70% des problèmes sont décelés dans les premiers mois suivant la vente); ce qui laisse supposer que les défauts ou les causes du problème étaient présents au moment de la transaction.

En ce qui concerne les clients industriels, ils n’ont pas forcément besoin de savoir qu’ils achètent des objets de seconde main ou constitués d’éléments de seconde main : il suffit que ceux-ci remplissent un certain cahier des charges avec des garanties de la part du vendeur. Cependant, des études soulignent la difficulté de mettre au point un processus objectif et automatique permettant de savoir si un produit doit être réparé pour qu'il puisse resservir, ou bien désassemblé (87). C’est sans doute pourquoi peu d’acteurs se risquent à vendre à des industriels des objets ayant déjà servi auparavant.

Un des seuls exemples recensés de remise à niveau en milieu industriel est celui du rechapage des pneus, une opération par laquelle les pneus usagés sont inspectés, réparés et subissent un nouveau revêtement (ou chape) (88)(89). En Amérique du Nord, on compte aujourd'hui 850 usines utilisant ce procédé -qui date du début du 20ème siècle- et le marché des pneus rechapés dépasse trois milliards de

9 Intuitivement, il apparaît que remettre en condition un objet usagé par rapport à en produire un neuf permet d’économiser

de l’énergie. Cependant un article récent du Massachusetts Institute of Technology (MIT) montre que cette assertion n’est pas toujours vraie, surtout si l’on prend en compte l’énergie consommée pendant les phases d’utilisation de l’objet (153).

44

dollars. Grâce à la réduction de coûts par rapport à la production d'un pneu neuf, le prix de vente d'un pneu rechapé est entre 30% et 50% moins élevé (90).

Enfin, certains acteurs ont des intérêts opposés au développement d’un marché de seconde main,

ce qui a été démontré par des chercheurs en économie dans le cas des voitures d'occasion. En effet dans la plupart des cas l'existence d'un tel marché se fait au détriment des producteurs de biens neufs (91). Ceux-ci ont alors intérêt à concevoir des objets qui ne soient pas trop résistants, un phénomène appelé obsolescence programmée (92). D'autres études nuancent ces conclusions car certains bénéfices peuvent se dégager pour les producteurs initiaux. Dans le secteur de l'informatique par exemple, ceux-ci pourraient demander au deuxième acheteur de payer à nouveau la licence d'utilisation des produits qu’ils commercialisent (93). A terme, l'existence d'un marché secondaire peut permettre aussi l'augmentation du prix initial des objets, lorsqu'ils ont fait preuve de durabilité -et donc de la possibilité de les revaloriser- .

1.3.1.2 Le cas des batteries de véhicules électriques

Les Sandia National Laboratories relevaient en 2003 certains cas de commercialisation de batteries utilisées et reconditionnées (94). Par exemple :

- Les opérateurs de radio amateurs acquièrent régulièrement des cellules de batteries Pb-acide (gel) retirées d’instruments médicaux par des hôpitaux.

- Il existe un commerce établi de batteries de transpalettes usagées, de batteries automobiles (starters, éclairage et démarrage) reconditionnées et de batteries lithium-ion reconditionnées pour des ordinateurs portables, ainsi qu’un commerce de batteries de diverses technologies réutilisées dans de petits systèmes de production d’énergie renouvelable.

Cependant, le marché des batteries de seconde main est aujourd’hui très restreint.

Dans le secteur de l’électricité, les acteurs sont habitués à investir dans des unités de production pour qu’elles durent des dizaines d’années et la robustesse des systèmes revêt une importance particulière. Or, nous l’avons montré dans la partie 1.1, les processus de vieillissement des nouvelles batteries comme celles au Li-ion sont encore mal connus. D’une part ils sont le reflet de mécanismes complexes et d’autre part il y a actuellement peu de retour d’expérience sur les batteries ayant servi dans les véhicules électriques. Les constructeurs de batteries et de véhicules prévoient certainement d’observer attentivement les dégradations sur leurs premiers modèles afin de les améliorer par la suite mais pour le moment les prévisions reposent sur des modèles et des tests de vieillissement accéléré, qui ne sont que des simulations des conditions réelles d’utilisation. Il est donc délicat de construire des modèles d’affaire et d’offrir des garanties lorsqu’il est impossible de quantifier le risque de défaillance.

Dès lors, attendre que le retour d’expérience soit suffisant (en 2020-2025) sera sans doute nécessaire pour caractériser la batterie en fin de première vie et créer une confiance suffisante sur la possibilité de leur réutilisation pour que des acteurs se positionnent en revendeurs et assument le risque en offrant des garanties de performances.

Par ailleurs l’organisation de la seconde vie pose des problèmes de logistique accrus par

l’hétérogénéité du parc des batteries usagées (démontrée en partie 1.1). Ainsi, un acteur économique désirant revendre ou réutiliser ces batteries sera amené à réfléchir aux points listés ci-dessous (liste non exhaustive). Notons que certaines étapes sont simplifiées ou disparaissent dans certains cas de figure de l’utilisation et de l’emplacement choisis pour la seconde vie ; par exemple si l’utilisateur du véhicule reste propriétaire de la batterie et l’installe chez lui.

45

Définir un seuil pour la fin de la première vie Ex : nombre de cycles, nombre d’années depuis la production, capacité restante NB : Les facteurs psychologiques sont susceptibles d’influencer ce seuil et la première vie pourrait être beaucoup plus courte ou beaucoup plus longue qu’on ne l’envisage.

Organiser la récolte des batteries usagées (cela inclue-t-il l’électronique et les câbles ?) NB : Aux États-Unis, des réseaux existent déjà pour les batteries automobiles au plomb et les batteries Li-ion -de l’électronique- d’un poids inférieur à 5,5 kg (cf paragraphe 1.3.3.3).

Mettre en place un protocole pour évaluer l’état de la batterie (idéalement : puissance, énergie, nombre de cycle) Ex : observation au cours de la vie automobile, test en fin de vie

Définir comment juger si la batterie est réutilisable Ex : « test rapide » au moment de la collecte NB : Une ou deux cellules peuvent affecter le test du pack entier.

Décider d’un processus de tri (selon la seconde vie envisagée : tri des packs ou tri des cellules après désassemblage des packs) Ex : selon l’état de performance, la géographie, la taille, la chimie, le constructeur automobile, le constructeur de batteries NB : Le développement des véhicules électriques conduira peut-être à une standardisation des packs, des modules ou des cellules des batteries. Il peut être difficile d’anticiper quel standard sera retenu, comme le montre l’exemple de HD-DVD contre Blu-Ray dans un autre secteur (95).

Spécifier les caractéristiques attendues pour la deuxième utilisation visée

Reconditionner les packs ou les cellules pour leur prochain usage

Tester, valider, certifier et garantir le nouveau produit Dans une étude de 2003 (94), les Sandia National Laboratories proposaient un processus détaillé de

conversion des batteries de véhicules électriques pour une ré-utilisation en stockage stationnaire (cf Annexe IV). Ce document souligne également que le coût du reconditionnement pourrait être important. En effet, contrairement à l’exemple du rechapage, pour le sujet qui nous intéresse l’usage et éventuellement le propriétaire des objets sont différents dans la première et dans la seconde vie.

Notons que la sécurité est un point primordial à prendre en compte dans les étapes de collecte: d’après Shep Wolsky, conseiller chez OnTo Technology(96), le Department of Transportation américain n’autorise pas le transport de cargaisons contenant plusieurs technologies de batteries.

Enfin, en ce qui concerne les intérêts des différents acteurs au développement d'un marché

d'occasion, ils seront différents selon le modèle d'affaire retenu pour les batteries de véhicule électrique (qui variera peut-être selon les constructeurs, les pays et les contextes politiques). Ils peuvent également fluctuer en fonction du stade de maturité du marché primaire. Par exemple, si la valorisation résiduelle à travers un marché secondaire permet de lancer le marché des véhicules électriques, les producteurs de batteries seront gagnants. L'adéquation entre l'offre et la demande sera un autre facteur

46

d’influence: une surproduction de batteries mènera les producteurs à combattre le prolongement de la vie de leurs produits.

Même si certaines entreprises comme General Electric (97) ou Renault (98) envisagent de louer des batteries aux propriétaires de véhicules électriques, pour les premiers modèles de véhicules électriques sortis aux États-Unis (99), on constate que la commercialisation est similaire à celle des véhicules thermiques. Les utilisateurs sont propriétaires de l’ensemble de la voiture et de la batterie ; elle n’est qu’un composant supplémentaire sur lequel le constructeur automobile appose une garantie. L’intérêt présumé des différents acteurs pour la seconde vie avec le schéma classique où l’automobiliste est propriétaire de la batterie a été listé dans le Tableau 8.

Tableau 8: Analyse de l’intérêt des différents acteurs

1.3.2 Qui organiserait la seconde vie stationnaire ?

Dans le paragraphe précédent, il est apparu que la question du modèle d’affaire, liée à celle de la propriété de la batterie lors sa vie automobile, était un point central dans l’analyse du potentiel commercial des batteries usagées. Les propriétaires possibles d’une batterie à chaque étape de sa vie sont résumées dans le Tableau 9 .

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Tableau 9: Propriétaires possibles d’une batterie à chaque étape de sa vie Certaines entreprises pourraient se positionner sur plusieurs activités (ex : le producteur de batteries et le constructeur automobile pourraient être le même acteur).

Plusieurs combinaisons sont possibles, par exemple :

Un producteur de batteries peut offrir des services de rénovation ou de reconditionnement. Il aura alors intérêt à concevoir des objets durables dès le début.

Afin de vendre plus facilement un véhicule électrique, le constructeur automobile peut louer la batterie neuve ou d’occasion selon l’autonomie souhaitée et le budget de l’utilisateur. Il pourrait par exemple faire alliance avec une compagnie d’électricité pour lui revendre à bas prix les batteries usagées.

Un utilisateur de véhicule électrique peut récupérer la batterie pour l’installer chez lui en usage stationnaire après qu’elle a perdu en capacité ; il sera dans ce cas plus incité à la ménager pendant sa conduite.

Le concept de seconde vie pourrait d’autre part intéresser des entreprises se spécialisant déjà sur la

gestion des batteries, comme par exemple la startup BetterPlace, qui se propose de les « opérer »

Le modèle innovant de BetterPlace L’idée est de créer un écosystème où conduire un véhicule électrique est simple, confortable et accessible financièrement. Les automobilistes achètent un véhicule sans payer la batterie et se reposent sur BetterPlace, moyennant un abonnement mensuel, pour que le niveau d'énergie de leur véhicule soit toujours suffisant, quel que soit le parcours envisagé. L'offre est donc multiple : - Installation de stations de recharge dans les maisons individuelles. Cette forme de charge devrait assurer environ 90% des besoins de "faire le plein". - Service d'échange de batterie en 60 secondes pour les 10% de trajets plus longs (voir (154) pour la vidéo). - Confort amélioré pendant la conduite, avec une tablette électronique multifonction comportant un GPS qui localise les stations d'échange les plus proches, un indicateur de niveau pour la batterie...

48

pendant leur vie automobile (cf. encadré ci-dessous); MegaWatt Storage Farms, qui conçoit, développe, possède et opère des solutions de stockage stationnaire connectées au réseau électrique ou encore Sunverge déjà citée au paragraphe 1.2.2.2 sur le stockage distribué.

Bien que risqué, le secteur du stockage est attractif car perçu comme stratégique ; c’est un secteur clé pour la gestion des transports et pour l’insertion des énergies renouvelables.

1.3.3 Analyse de la concurrence sur le stockage stationnaire

1.3.3.1 Concurrence interne au secteur : les autres options de stockage

Nous l’avons indiqué précédemment, les batteries constituent une option onéreuse pour l’utilisation stationnaire. Le tableau ci-dessous montre qu’elles sont en compétition notamment avec le stockage hydraulique (STEP) et le stockage par air comprimé (CAES).

Néanmoins, les batteries possèdent des avantages déjà évoqués au paragraphe 1.2 par rapport à ces 2 solutions:

Les STEP et les unités de CAES sont de grosses installations qui ne peuvent se faire que sous condition de disponibilité géographique et nécessitent l’obtention de nombreux permis administratifs. En contrepartie, les batteries peuvent être disposées n’importe où10 et elles sont disponibles dans des gammes de puissance plus faible, ce qui permet leur utilisation distribuée.

Le temps de réponse des batteries est bien plus faible ce qui les rend particulièrement adaptées au réglage de fréquence. Les volants d’inertie sont en compétition avec les batteries Li-ion sur ce créneau, mais cette technologie à peine mature fait aujourd’hui face à des déboires : Beacon Power, une société soutenue par le gouvernement américain, est instance de faillite depuis fin octobre 2011 (100).

Figure 26: Comparaison de différentes technologies de stockage (liste non exhaustive). Les valeurs sont des ordres de grandeur donnés à titre indicatif (101). Notons que le lithium-ion est une des technologies de batterie les plus chères.

10

Il faut certes des permis d’installation, qui peuvent être difficiles à obtenir s’il y a un risque d’explosion, mais leur emplacement n’est pas soumis à la présence d’une ressource naturelle.

49

Au sein des technologies de batteries, les batteries Li-ion sont relativement chères car légères et compactes, et c’est pourquoi aux États-Unis des entreprises parient sur les batteries à flux continu ou redox-flow (47). Cependant l’avantage des batteries à flux continu réside surtout dans la possibilité de construire des systèmes à grande échelle, elles ne représentent donc pas plus que les STEP et le CAES une concurrence pour les installations de moins d’un mégawatt. De fait, les concurrents les plus importants des batteries Li-ion de seconde main dans le secteur du stockage distribué de petite taille pourraient être les batteries Li-ion neuves.

Pour évaluer la compétition entre une batterie usagée et une batterie neuve de même type pour

l’usage stationnaire, on peut imaginer un modèle simple dans lequel les revenus sont proportionnels à l’énergie de la batterie.

Soit D la durée de vie calendaire de cette sorte de batterie (en années) et d la durée de la vie automobile pour la batterie usagée Soient x la perte de capacité annuelle de la batterie, et t le taux d’actualisation représentant l’inflation. Alors r, le rapport (en %) des revenus de la batterie usagée sur ceux de la batterie neuve, est le suivant :

On suppose enfin qu’un malus est associé à l’achat d’un objet de seconde main ; ce peut être par

exemple un facteur psychologique dans le cas des particuliers ou une « assurance risque » dans un cadre industriel. Si ce malus est de m % du prix de l’objet neuf, alors la batterie usagée ne sera choisie que si son prix est inférieur à (r-m)% du prix de la batterie neuve.

Avec les hypothèses numériques rassemblées dans l’encadré suivant, il apparaît qu’une vieille

batterie ne sera compétitive que si son prix une fois reconditionnée ne dépasse pas 22% du prix d’une batterie neuve (encore moins si la batterie « meurt » subitement, un peu plus si on écourte la première vie pour allonger la seconde vie).

Hypothèses :

D = 15 ans

d = 10 ans

x = 2,2% de la capacité (de sorte qu’au bout de 10 ans la capacité s’est dégradée de 20%)

l’espérance de vie ne s’est pas améliorée entre la conception de la génération 1 et de la génération 2 et la dégradation lors de la première vie est équivalente à la dégradation pour une même période avec l’usage de la seconde vie. Ainsi, la durée de vie stationnaire de la batterie usagée est D-d.

t = 2%

m = 10 La batterie usagée ne sera choisie que si son prix est inférieur à r-m = 22 % du prix de la batterie neuve. Analyse de sensibilité (un seul paramètre modifié à chaque fois): Si la vie totale de la batterie ne dure que 13 ans (D=13), r-m = 14% Si la vie automobile ne dure que 8 ans (d=8), r-m = 36% Si la nouvelle batterie ne se dégrade que de 1,5% par an (x=1,5%), r-m = 24% Si le taux d’actualisation t vaut 1%, r-m = 21% et s’il vaut 3%, r-m=24%.

50

Or entre 2010 et 2020 le prix des batteries de véhicules électriques devrait baisser significativement, d’une part grâce aux économies d’échelles dues à l’augmentation des capacités de production et plus temporairement à cause de la surcapacité de production de batteries que nous avons évoquée au paragraphe 1.1.4. Bloomberg New Energy Finance estime ainsi que les coûts de production vont passer de 800-1000 $/kWh en 2010 à 350 $/kWh en 2020 (35). Des graphes disponibles en Annexe V montrent les estimations d’autres analystes.

Si le coût de production baissait de 50% seulement (hypothèse basse) cela signifierait que, pour être compétitive avec batterie neuve en 2020, une batterie produite en 2010 ne pourrait pas être valorisée à plus de 11 % de son prix initial, prix du reconditionnement inclus. Bien sûr, les coûts ne baisseront pas infiniment et ils devraient se stabiliser vers 2020. Ils pourraient même ré-augmenter par la suite d’après (102), puisque plus sensibles aux cours des matières premières qui constitueront alors la majeure partie des coûts de production. Les batteries de seconde main seront donc plus à même de concurrencer les batteries neuves en 2030 qu’en 2020.

Enfin les batteries des véhicules en première vie feront également partie de l’environnement

concurrentiel si le concept de vehicle to grid vient à se développer.

1.3.3.2 Les substituts du stockage stationnaire : moyens de production dispatchables et demand response

Comme nous l’avons abordé plus haut, le coût de production de l’électricité n’est pas constant car la production électrique doit « suivre » en permanence la consommation. Lors des pics de consommation - période d’intense utilisation d’électricité par une population - il est alors nécessaire de faire appel à des centrales qui ne servent que quelques heures par an pour permettre l’égalité consommation-production à chaque instant. En Californie les pointes de consommation arrivent pendant l’été et d’après Jim Detmers, ex-directeur opérationnel du gestionnaire de réseaux CAISO, 10 GW sont ainsi inexploités pendant 96% du temps (103).

Les centrales servant ponctuellement et les centrales qui réservent une partie de leur capacité (spinning reserve) sont les moyens de production dits dispatchables, avec lesquelles le stockage stationnaire est en compétition. Il devra prouver qu’il peut apporter le même service à un coût plus avantageux. Ce n’est pas encore le cas d’après Thomes Weaver, chef de la plannification des systems de distribution chez AEP, qui considère que les centrales de pointe (peaker plants) sont encore moins chères que les solutions de stockage (104).

Un autre type de service qui est à peu près au même niveau de développement que le stockage est

en concurrence avec lui: la Demand Response, une stratégie de gestion du réseau par laquelle les consommateurs finaux modifient leur profil de consommation électrique en réponse à un signal économique traduisant les coûts instantanés de production (105)11. Lorsqu’elle est automatisée, la Demand Response ne requiert pas d’action de la part du client une fois qu’il a signé un contrat. Le système d’un opérateur de réseau ou d’un agrégateurs intermédiaire entre les clients et les compagnies d’électricité détecte les besoins et envoie automatiquement des instructions aux appareils électriques des clients pour diminuer la consommation. La réponse à une variation de fréquence peut ainsi être très rapide ce qui permet de participer aux services systèmes (ou ancillary services), en compétition directe avec les batteries Li-ion.

D’après un rapport du Pike Research Institute daté d’avril 2010, une forte croissance du secteur de la Demand Response serait à prévoir à l’horizon 2013. Selon un scenario “modéré”, le marché pourrait

11

Les tarifs “Effacement Jours de Pointe” d’EDF sont un exemple de Demand Response.

51

passer de 1,4 milliard en 2010 à 8,2 milliards de dollars d’ici à 2020 (106). Cependant, l’essor de la Demand Response pourrait bien être plus précoce que prévu. En effet, son importance en tant que ressource du réseau a été démontrée durant l’été 2011 lors des vagues grandes de chaleur qui ont frappé le pays, causant des délestages de charge à des niveaux sans précédent. À ces moments, les pics de consommation sont causés par les climatiseurs, qui représentent des charges facilement contrôlables.

Le 22 juillet dernier, les gestionnaires de réseaux PJM et New York Indepedent System Operator (ISO) dans le Nord-Est des États-Unis se sont ainsi délestés de 2300 mégawatts et 1 743 mégawatts respectivement; tandis que le 4 juillet au Texas un black out a pu être empêché lors que l’Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) a fait appel à 1150 mégawatts de Demand Response (107).

Ces événements sont survenus comme pour appuyer les avancées majeures au niveau de la réglementation qui avaient été décidées plus tôt dans l’année. Tout d’abord la Federal Energy Regulatory Commission, qui s’intéresse à la Demand Response depuis plusieurs années (108), a émis en mars la “décision 745”. Ce texte oblige maintenant les opérateurs du marché de gros à rémunérer la Demand Response à la même hauteur que des capacités de productions d’électricité (109). Auparavant les différents marché de gros des États-Unis, bien qu’interconnectés, compensaient différemment les services de Demand Response (110). D’autre part, le Green Building Council des États-Unis a intégré en juillet la Demand Response dans le système Leadership in Energy and Environmental Design (LEED) de standardisation des bâtiments à haute qualité environnementale. Ainsi, les immeubles de bureaux et les commerces seront incités à participer à des programme de Demand Response puisque ceux-ci leurs permettront d’obtenir des points dans le classement LEED (111).

1.3.3.3 Le recyclage

Le recyclage n’est à proprement parler un substitut de la seconde vie en usage stationnaire, puisqu’il ne fournit pas les mêmes services. Cependant c’est une option concurrente une fois la vie automobile terminée. En effet, si le processus de recyclage est maîtrisé il pourrait être moins risqué et plus rémunérateur que la seconde vie : les gains dans le cas du recyclage dépendent du coût des matériaux les plus chers de la batterie (cobalt et nickel pour la technologie Li-ion) et dans un contexte de ressource finie (112), leurs cours ne devraient pas baisser12(113). Comme nous le soulignions dans la partie 1.3 les entreprises de recyclage n’ont pas intérêt à ce qu’un marché de seconde main des batteries se développe13 ; Leur intérêt est au contraire que le cycle de vie des objets soit le plus court possible.

Notons qu’une seconde vie avant le stade « déchet » n’empêche aucunement que l’objet soit recyclé. Le marché du recyclage des batteries de véhicules électriques est donc par essence plus important car il englobe celui de la seconde vie. De plus, il est amené à se développer plus tôt car il s’adresse également aux possesseurs de batteries détériorées et devenues inutilisables avant ou à la fin de la première vie. Enfin, le recyclage des batteries de véhicules électriques présente des similarités avec celui des batteries de l’électronique.

Les batteries plomb-acide, qui sont les plus utilisées actuellement, sont composées pour 60% à 80%

de matériaux recyclés et 90% d'entre elles sont recyclées en fin de vie avec un procédé bien maîtrisé(114) comme le montre la Figure 27. Dès lors, on peut imaginer une structure de cycle similaire pour les batteries au lithium.

12

Entretien téléphonique avec … ? 13

A moins évidemment qu’elles ne se positionnent sur la seconde vie.

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Figure 27: Cycle de recyclage des batteries au plomb. D’après(115) et (116).

Le premier projet de recyclage des piles lithium-ion a débuté en 1992 initié par Sony et Sumitomo

Metals un an après la commercialisation de piles (117)(118). Depuis, plusieurs compagnies ont des procédés de recyclage qui pourraient isoler le lithium et permettre la réutilisation de presque la quasi-totalité du matériau, notamment Kinsbursky Brothers aux États-Unis (société mère de Toxco implanté en Californie) et Umicore en Belgique.

Dans les usines de Kinsbursky Brothers, les batteries sont écrasées puis les débris sont triés sélectivement. Un procédé de cryogénisation permet de refroidir les batteries à environ -200°C avec de l'azote liquide pour les désactiver au préalable (119).

Umicore utilise quant à lui une fonderie : les métaux mis sous forme de granulés puis récupérés tandis que les échappements de gaz sont traités (120). Notons qu’une société française, Recupyl maîtrise le recyclage de batteries Li-ion et qu’elle a une

filiale aux États-Unis (121). Enfin, une start-up nommée OnTo Technology a développé un procédé qui permet de récupérer les matériaux de cathode et d'anode pour qu'ils soient réutilisés directement dans des batteries. Ce processus innovant évite de repasser par le stade élémentaire et serait moins énergivore (122).

Aux États-Unis, recycler les batteries au lithium n’est pas imposé par le gouvernement fédéral mais

peut l’être dans certains états. En Californie par exemple, le Rechargeable Battery Recycling Act (123) oblige les vendeurs au détail à prévoir un mécanisme de reprise et de recyclage de toutes les batteries rechargeables. Le Department of Toxic Substances Control (chargé de surveiller la bonne application de cette loi) conseille aux vendeurs de faire appel aux services gratuits de la Rechargeable Battery Recycling Corporation, une organisation à but non lucratif qui fonctionne grâce aux revenus générés par l’apposition de ses labels. Son programme Call 2 Recycle organise le rassemblement et l’envoi des batteries pour être recyclées. Les batteries Li-ion de moins de 11 livres (environ 5,5 kg) sont envoyées au Canada où la compagnie Xstrata récupère le cobalt qu’elles contiennent.

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Rien n’est prévu pour le moment pour les batteries de véhicules électriques, ce qui pousse les constructeurs automobiles à envisager d’autres solutions, comme le californien Tesla Motors qui a contracté avec Umicore et Kinskbursky Brothers (Figure 28).

Figure 28: Cycle de recyclage des batteries chez Tesla (124).

Frost & Sullivan a étudié la chaîne de valeur des batteries de véhicules électriques (illustration en

Annexe VI). D’après ce cabinet, un nombre important de batteries commenceront à être jetées en 2016 et c’est alors que le recyclage des batteries de véhicules électriques se développera. En 2022, 500.000 batteries auraient besoin d’être recyclées dans le monde et la valeur du marché pourrait atteindre 2 milliards de dollars (125).

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1.3.4 Conclusions

Le coût des batteries (il serait de 650 $/kWh pour la Nissan Leaf (126)) explique en partie que les ventes de véhicules électriques aient du mal à progresser. Exploiter leur valeur résiduelle en les revendant apparaît alors comme un levier séduisant pour développer le marché : soit les véhicules sont vendus moins cher -si le constructeur est propriétaire de la batterie et la revend après utilisation automobile-, soit les conducteurs acceptent plus facilement le prix élevé des véhicules électriques puisqu’ils peuvent tirer profit de la batterie en fin de vie.

Les clients « naturels » d’une batterie électrique Li-ion de seconde main sont les compagnies d’électricité. L’apposition d’un label par un tiers, une garantie, un prix très compétitif ou plus probablement ces trois éléments réunis seront des arguments de vente nécessaires pour que les batteries de véhicules électriques usagées remplissent le cahier des charges de ces industriels. Or, la diversité des batteries et l’étendue des connaissances actuelles ne permettront pas forcément d’y parvenir dans un futur proche.

De manière globale, les points développés dans la partie 1.3 montrent que l’environnement du

stockage stationnaire pour une entreprise vendant des batteries de seconde main semble difficile, tout du moins au début (de 2020 à 2030). En synthétisant à l’aide de la méthode des cinq forces de Porter (cf Figure 29), il apparaît que :

Même s’il y a des barrières à l’entrée du marché du stockage stationnaire (risque élevé, activité nouvelle), c’est un secteur d’avenir et stratégique, de surcroît souvent soutenu par l’état comme c’est le cas États-Unis. Beaucoup de sociétés peuvent être tentées par l’aventure dans ce secteur attractif.

Bien que les batteries seront a priori disponibles en grand nombre, rassembler de grandes quantités, les tester et les reconditionner demandera des efforts logistiques et financiers.

Les compagnies d’électricité sont habituées à investir dans la qualité et dans des équipements de longue durée. De plus, le secteur électrique est concentré (même aux États-Unis) : le pouvoir de négociation des clients sera donc fort.

Enfin, l’environnement est très concurrentiel, o au niveau des autres formes de stockage o et au niveau des substituts (demand response et moyens de production dispatchables).

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Figure 29: Les cinq forces de Porter. Une entreprise vendant des batteries de véhicule électrique de seconde main pour une utilisation stationnaire aura du mal à dégager des bénéfices car l’analyse de son environnement révèle qu’elle est relativement contrainte par des forces qui lui sont extérieures.

Cependant, certains modèles d’affaire seraient peut-être en mesure d’atténuer ces difficultés,

comme par exemple des acteurs intégrés (pas de coûts pour obtenir les batteries usagées, moins ou pas du tout de relations fournisseur et de relations clients), la ré-utilisation des batteries près des points de collecte, opérer de petites unités (réduction des coûts de reconditionnement et d’assemblage), etc.

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57

2 - Cartographie du sujet aux États-Unis

2.1 Projets de la recherche

Dès 2003, les Sandia National Laboratories ont publié un rapport très complet déjà cité plus haut sur la réutilisation de batteries de véhicules automobiles usagées pour des usages stationnaires, étudiant les aspects technologiques et la rentabilité économique (94).

A l’époque, des batteries nickel-hydrure métallique (NiMH) étaient utilisées dans les véhicules électriques et c’est sur cette technologie que l’Argonne National Laboratory avait effectué des tests entre 1996 et 1997 sur huit batteries. Après 500 cycles dynamiques simulant une utilisation automobile, quatre régimes de vieillissement accéléré avaient été appliqués, dont un où les batteries assuraient des services de réglage de fréquence et de réserve tournante. La séquence utilisée est illustrée à la Figure 30 : chaque cycle comprenait 3 sessions de 160 minutes de réglage de fréquence (32 segments de 5 minutes répartis asymétriquement et à trois niveaux de puissance différents) puis une décharge constante de 15 minutes suivie d’une rampe de 15 minutes jusqu’à une puissance nulle. La batterie était rechargée à 100% avant le début du cycle suivant. Les résultats des deux batteries NiMH soumises à ce test ont été satisfaisants et meilleurs que ceux de batteries au plomb neuves.

Figure 30: Cycle de simulation du réglage de fréquence et de réserve tournante.

En conclusion de ce rapport, les auteurs rapportaient qu’ils n’avaient pas rencontré de barrières

techniques insurmontables qui pourraient empêcher la réutilisation des batteries de véhicules électriques. Cependant, ils soulignaient que l’absence de standardisation rendrait difficile l’interconnexion des batteries de véhicules différents et le problème de garantir les batteries au vu de l’incertitude sur la performance que l’on peut attendre de batteries usagées. L’étude économique a révélé le coût élevé du reconditionnement, mais quatre usages stationnaires pour la deuxième vie ont été estimés comme viables ou intéressants du point de vue financier : soutien au transport de l’électricité, suivi de charge dans les bâtiments commerciaux, groupe de secours pour des relais de télécommunication et suivi de charge chez les particuliers.

Actuellement, on recense trois projets de recherche sur le sujet de la seconde vie des batteries

aux États-Unis (cf. Figure 31). Les deux projets les plus importants, à l’initiative d’une part de la

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California Energy Commission et du National Renewable Energy Laboratory d’autre part, sont en train de fusionner.

Figure 31: Principales initiatives de recherche sur le sujet de la seconde vie des batteries aux États-Unis.

2.1.1 Projet financé par la California Energy Commission

A travers l'université californienne de Davis, la California Energy Commission a octroyé en 2010 presque un million de dollars au California Center for Sustainable Energy (CCSE) pour effectuer des recherches sur la faisabilité technique de la seconde vie (tache n°1 et n°2), tandis que Berkeley a reçu presque 100 k$ pour mener une étude économique (tache n°3) (127) : Tache n°1 Etablir les conditions nécessaires à plusieurs usages potentiels de réutilisation des batteries Li-ion. Tache n°2 Développer un usage spécifique de seconde vie : une unité de stockage à installer à la maison à base de batteries automobiles au lithium usagées. Tache n°3 Développer une méthode de calcul pour déterminer la valeur de la première et de la deuxième vie des batteries Li-ion dans un cas optimisé.

2.1.1.1California Center for Sustainable Energy

Pour effectuer ses taches, le CCSE s’appuie sur les compétences de trois entreprises : Aerovironment (spécialisée dans les drônes), la compagnie d’électricité San Diego Gas & Electric et Flux Power, une compagnie commercialisant batteries et systèmes de gestion personnalisés de celles-ci.

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Depuis la fin de l’année 2010, l’équipe a commencé à récolter des batteries auprès de constructeurs automobiles et de producteurs de batteries. De trois différentes technologies (anodes en oxyde de lithium titane, cathode en phosphate de fer et de lithium, cathode en oxyde de manganèse) et âgées de 2 à 5 ans, les batteries rassemblées ont été soumises à des nombres de cycles variés. Lors de notre entretien avec Mike Ferry, responsable du programme transports à CCSE, en mai 2011 certains packs de batteries avaient été testés pour comparer les états d’usure.

Aucun test de vieillissement accéléré n’a été entrepris pour le moment, mais Aerovironment travaille à un processus pour tester les batteries et déterminer la performance des différents packs de batteries. Cependant, la dégradation observée avec ce type de tests reste une grande inconnue : d’une part l’industrie manque de standards et d’autre part il n’est pas du tout certain que cela reflète l’utilisation réelle. C’est pourquoi des expériences « en environnement réel » ont dû commencer en octobre 2011.

Enfin la vision globale de Mike Ferry sur la seconde vie des batteries de véhicules électriques est la suivante :

• Les recherches débutent tout juste, mais il est important de se pencher la question avant qu’il soit trop tard. En effet, préparer un marché, développer des logiciels et construire la confiance des consommateurs prend du temps.

• Les cas d’application pressentis sont l’utilisation chez des particuliers (batteries d’environ 10 kWh) pour faire de la gestion d’énergie, le stockage communautaire à l’échelle de petits commerces ou de bâtiments industriels ou encore en support dans les postes sources. Étant donné qu’il s’écoulera encore beaucoup de temps avant que des packs de batteries soient disponibles en très grand nombre, les installations à l’échelle du mégawatt ne sont pas à l’ordre du jour.

• En ce qui concerne le modèle d’affaire, rien n’est encore fixé et le propriétaire durant la seconde vie pourrait aussi bien être le client (particulier ou commerce), que la compagnie d’électricité ou un troisième acteur.

• Le stockage distribué dans les maisons pourrait se développer suivant le même schéma que les installations photovoltaïques résidentielles, le programme SGIP (128) en est un exemple. Ceci serait facilité par une tarification élevée lors des pics critiques de consommation d’électricité ou même une tarification variant en « temps réel ».

2.1.1.2 University of California Berkeley

Les réflexions sur les aspects économiques de la seconde vie du projet de recherche sont menées par deux chercheurs du Transportation Sustainability Research Center de l'Université de Berkeley.

Dans un article publié en février 2011 (129), Brett Williams et Timothy Lipman envisagent un système où les batteries sont louées à l’automobiliste dès la première utilisation afin que celui-ci n'endosse pas leur prix. Grâce à la valorisation des batteries après leur vie automobile, les frais de location pourraient être réduits d'environ 30%.

Les chercheurs considèrent que le marché sera plus favorable aux voitures hybrides rechargeables et c'est pourquoi ils se sont d’abord intéressés à un modèle pour les batteries de capacité plutôt limitée (6 kWh). Le prix de location mensuel "de référence", c’est-à-dire sans seconde vie est de 131 dollars. Il est calculé pour le cas où l'utilisation automobile dure dix ans avec un coût initial des batteries estimé à 9.000 dollars - soit 1.250 $/kWh pour les modules et 1.500 dollars pour les éléments auxiliaires -.

60

Dans le scénario "deuxième vie", les batteries sont retirées des véhicules au bout de 5 ans alors qu'elles ont encore 90% de leur capacité en énergie. Notons que cette hypothèse est assez originale, on évoque plus souvent 80% de capacité restante comme seuil marquant le début de la seconde vie. Les batteries doivent être reconditionnées, c'est-à-dire associées à un nouvel emballage et de nouveaux éléments auxiliaires pour remplacer ceux qui sont restés dans la voiture (électronique de contrôle, onduleur, sécurité,...), un processus estimé à 7.000 dollars. Puis, elles servent de batterie stationnaire et assurent différents services pour le réseau électrique. Cette utilisation est jugée moins contraignante car d'une part les batteries sont moins sollicitées (en puissance et en énergie), et d'autre part elles ne subissent pas les variations environnementales générées par la mobilité dans leur première vie.

Parmi les sources de revenu envisagées, la plus rémunératrice est la participation aux services système. Cet usage pourrait générer, pour la première année de vie stationnaire, 1.850 dollars pour la participation au réglage de fréquence du réseau électrique et 60 dollars pour la contribution à la réduction du pic de consommation. Les autres applications envisagées rapporteraient 120 dollars supplémentaires (toujours pour la première année de la deuxième vie). En détail :

- La participation au réglage de fréquence du réseau, sur une durée estimée de 706 heures annuelles, serait rémunérée à la fois pour l'énergie (11,5 c$/kWh) et la puissance mises à disposition (3,3 c$/kW). On considère donc la réponse à des appels de puissance sur 30 minutes pour augmenter la puissance disponible des batteries - soit 8,6 kW au lieu de 4,3 kW-.

- La participation au pic de consommation aurait quant-à-elle lieu pendant 150 heures par an, sur des plages de 4 heures à faible puissance. On estime le revenu unitaire à 50 c$/kWh.

- Un positionnement dans les marchés pendant quelques heures de l'année très favorables ("arbitrage") rapporterait environ 110 dollars.

- 10 dollars de crédits carbone pourraient être obtenus lorsque les batteries servent à emmagasiner de l'énergie éolienne à des moments de faible consommation où les turbines auraient dû être déconnectées.

Ainsi calculés et avec un taux d'actualisation de 7%, la valeur actualisée nette des revenus sur 10 ans

atteint 5.000 dollars soit 60% du prix initial du pack de batteries. Cette prise en compte d'un revenu potentiel futur se reflète sur le prix de la location sur cinq ans, qui est ramené à 90 $/mois soit 30% de moins que les 131 $/mois du scénario sans deuxième vie.

L'étude de sensibilité des différents paramètres montre que les gains augmentent lorsque le prix de

départ du pack de batterie diminue. Le résultat est également sensible au taux d'actualisation. Enfin, bien qu'une capacité de batterie accrue (dans le cas de véhicules tout-électriques par exemple) signifie généralement une meilleure rentabilité, "bigger is not always better" d'après les auteurs.

2.1.2 Projet du National Renewable Energy Laboratory

Le National Renewable Energy Laboratory (NREL) est le plus grand laboratoire de recherche sur les énergies renouvelables aux États-Unis ; il est donc naturel que des recherches sur le stockage y soient entreprises pour élaborer des stratégies de gestion de l’intermittence de cette production dite « fatale ». Comme nous l’avions mentionné au paragraphe 1.1.3, le NREL travaille en particulier sur les batteries Li-ion et sur des modèles de vieillissement de celles-ci.

Le projet sur la seconde vie des batteries a vu le jour il y a presque deux ans. Au sein d’un groupe de 15 à 20 chercheurs, 5 personnes sont impliquées, notamment Jeremy Neubauer et Ahmad Pesaran. L’objectif est de voir comment la seconde vie peut ajouter de la valeur aux batteries (de 8 à 20% si possible) afin de rendre leur coût initial plus acceptable. Le projet d’étude compte trois étapes (130) :

61

1. Identifier, évaluer et vérifier la rentabilité des différentes applications secondaires des batteries des véhicules électriques.

2. Mettre en place des programmes d'essais à partir de batteries Li-ion produites en masse, de préférence avec des batteries usagées mais à défaut avec des batteries ayant subi des tests de vieillissement en laboratoire.

3. Diffuser les résultats, les outils développés et les données pour informer les acteurs du marché potentiel, proposer des standards aux batteries des VE qui faciliteraient leur ré-utilisation et des mécanismes régulatoires incitatifs.

Lors d’un entretien téléphonique en mai 2011, Jeremy Neubauer nous a expliqué ses conclusions sur

la seconde vie des batteries.

Le stockage communautaire doit être privilégié car il permet de s’affranchir des problèmes inhérents à une plus grande échelle. La sécurité, notamment, dépend de la chimie de la batterie et de l’utilisation qui en a été faite. Assembler des batteries de différentes technologies ajouterait beaucoup d’étapes de tests.

A l’inverse des études de Berkeley, celles du NREL montrent que les batteries ne devraient pas être sorties des voitures avant d’avoir effectué le maximum d’applications de transport. Pour le moment la 1ère vie est estimée à 8-10 ans en se basant sur les garanties des constructeurs auto (8 ans ou 100.000 miles). Il souligne cependant l’incertitude qui règne sur ce qui est garanti exactement –il s’agit probablement de 70 % de la capacité-.

Même si à long terme les véhicules hybrides rechargeables devraient représenter une grande partie du marché, leurs batteries ne seront pas forcément réutilisables.

Ces points sont développés dans un article intéressant publié en juin 2011(131). Quant aux alternatives concurrentes à la seconde vie, Mr Neubauer pense que la vitesse de

réduction de coût des batteries grâce aux effets d’échelle est surestimée (il n’y a pas d’élément actuellement pour miser sur des réductions dues à une rupture technologique). Enfin, le recyclage lui apparaît comme une solution à plus long terme. Il existe peu d’entreprises dans ce secteur et elles s’intéressent uniquement aux technologies qui contiennent du cobalt pouvant être valorisé.

Il apparaît que les recherches du NREL et du projet californien exposé au paragraphe précédent présentent de nombreuses similarités et c’est pourquoi il a été décidé courant 2011 de faire un projet commun, d’un budget total de 1,3 million de dollars dont 700 k$ sont fournis par le NREL (132).

Ces recherches conjointes permettront d’aller plus en profondeur et notamment de regarder d’autres applications (off grid, autres usages pour les transports). En plus des tests d’Aerovironment sur des batteries usagées et de la réflexion sur comment déterminer « l’état de santé » des batteries, l’université de San Diego lancera des tests pour au moins un an à partir de la fin de l’année 2011. L’étude portera sur trois segments de véhicules électriques : les véchiules tout-électriques (≈24 kWh), les hybrides rechargeables à portée moyenne (30-40 miles ou environ 16 kWh) et les hybrides rechargeables de type Prius (6 kWh). En ce qui concerne l’évaluation économique, un modèle de location des batteries sera considéré dans la continuité des travaux de l’université de Berkeley.

Les résultats préliminaires seront présentés début 2012 ou peut-être même fin 2011, et le rapport complet sera disponibles fin 2012 ou début 2013.

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2.1.3 Projet du Rochester Institute of Technology

Sans être uniquement axé sur la seconde vie des batteries, le Rochester Insitute of Technology (RIT) a un projet de travail sur le vieillissement et la fin de vie des batteries Li-ion pour lequel il a obtenu 195.869 dollars de fonds de NYSERDA, le consortium new-yorkais sur le stockage d'énergie (133). L’objectif est d’évaluer les paramètres économiques, environnementaux et énergétiques des différentes options lors de la fin de vie des batteries Li-ion : test et réutilisation, remanufacturing, ou recyclage des matériaux avec reconstitution des matériaux actifs.

Au début de l’année 2011, l’équipe de ce projet était composée de Barry Liebowitz (project manager), Gabrielle Gaustad et Brian Landi (co-principle investigators) et les recherches n’avaient pas débutées. Les axes d’études choisis étaient les suivants :

Engager la discussion avec des acteurs des batteries pour les informer des solutions les plus efficaces aux niveaux économiques et environnementaux sur la fin de vie.

Caractériser la composition des batteries de grandes puissances, à la fois lorsqu’elles sont neuves et en fin de vie.

Caractériser les propriétés galvanique et électrochimiques des batteries neuves et en fin de vie.

Caractériser la pollution d’une éventuelle mise à la décharge des batteries.

Simuler par des modèles physiques et évaluer le potentiel de récupération des solutions de recyclages et de réutilisation des batteries en fin de vie.

Evaluer le coût du cycle de vie, les impacts environnementaux et énergétiques des scénarios de recyclage, des scénarios de réutilisation après tests et des scénarios de remanufacturing.

2.2 Annonces des constructeurs automobiles

De nombreux acteurs du secteur automobile annoncent qu'ils cherchent à valoriser au mieux les batteries en fin de vie à travers des projets de recherche sur une utilisation stationnaire. Cependant, au-delà de la communication, peu d’éléments concrets sur les plans de recherche ou les premiers résultats sont encore disponibles.

Figure 32: Partenariats avec des constructeurs automobiles sur la seconde vie des batteries

GM et ABB D’après le journal GreenTech Media (104), des batteries usagées de la Volt seront couplées à des

onduleurs d’ABB pour faire des prototypes de 25 kW/50 kWh soit environ l’approvisionnement de cinq maisons américaines.

Le responsable de programme d’ABB Pablo Rosenfeld aurait déclaré que la solution GM-ABB avait fait ses preuves en laboratoires et que les expériences avaient produits des résultats intéressants qui permettraient de résoudre les problèmes techniques. Les premiers pilotes sur le réseau électrique

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devraient voir le jour en 2012. GM souligne de son côté que le temps ne presse pas, car la première vague de batteries usagées n’arrivera que dans dix ans au plus tôt.

Nissan et Sumitomo L’alliance de Nissan et Sumitomo sur ce sujet a débuté à la fin de l’année 2009 par une étude

commune. Une joint venture a par la suite été créée : le nom, « 4R », fait référence aux quatre verbes anglais Reuse, Resell, Refabricate et Recycle. Cette entreprise va travailler sur les objectifs de gestion de la batterie sur l’ensemble de la chaîne de valeur et sur les solutions de stockage énergétique s’appuyant sur des projets de démonstration et des études économiques. La réflexion sur les possibilités commerciales de la seconde vie sera centrée sur la voiture Leaf de Nissan. Les marchés visés sont le Japon et les États-Unis (134). Peut-être que le nouveau centre de recherche de Renault (partenaire stratégique de Nissan) dans la Silicon Valley se penchera également sur ces questions ?

Duke Energy, Enerdel et Itochu Cet autre projet visant à étudier la faisabilité technique et la viabilité commerciale de la seconde vie

des batteries de véhicules électriques montre l’intérêt que les japonais et les américains portent au sujet pour évaluer si cela peut réduire les coûts lors de la vie automobile. Au moins 2.000 kWh de batteries Li-ion d’Ener1 utilisées dans des voitures Th!nk doivent être testés dans les laboratoires de Duke Energy dans l’Indiana pour déterminer les performances que l’on peut attendre en seconde vie. Des applications stationnaires seront alors envisagées au niveau des maisons, du quartier et des bâtiments commerciaux grâce à l’expertise d’Itochu (135). Cette entreprise a déjà participé avec Enerdel en 2009 à un projet de démonstration où des batteries étaient installées dans un bâtiment résidentiel (136) et au programme publique-privé Plug-IN sur les véhicules électriques avec Duke Energy à Indianapolis (137).

DTE Energy et Chrysler Chrysler participe à une expérience de smart grids à l’échelle du quartier dans laquelle de vieilles

batteries automobiles Li-ion seront intégrées à partir de mi-2013. Les applications qui seront explorées par DTE Energy (Detroit Edison) dans ce projet concernent le soutien au réseau : réglage en fréquence et en tension, report du pic et lissage de la production d'énergie solaire, demand response et enfin ilôtage (138).

BetterPlace Enfin, BetterPlace dont nous avons expliqué le modèle d’affaire au paragraphe 1.3.2, mentionne la

seconde vie dans ses communications. Positionnée sur le créneau de la gestion des batteries de véhicules électriques, l’entreprise pense qu’elle sera la première à les amener ensuite sur le marché de la seconde vie de manière organisée et en apportant pour chacune l’historique détaillé et vérifié de la première vie et un diagnostique de performance.

La seconde vie apparaît pour BetterPlace comme un levier pour maximiser les revenus à partir d’une ressource finie. Elle permettra de plus de favoriser l’intégration des renouvelables ou, pourquoi pas, d’aider les populations des pays émergents (en installant par exemple les batteries dans un hôpital) (139). Deux buts louables pour s’orienter… vers un monde « meilleur » !

64

2.3 Le point de vue des producteurs d’électricité

Nous l’avons expliqué dans la partie 1, il faudra convaincre les compagnies d’électricité que la seconde vie des batteries de véhicules électriques est une bonne idée: d’une part le stockage stationnaire n’est pas une solution communément adoptée aujourd’hui et d’autre part acheter un objet de seconde main est une prise de risque supplémentaire par rapport à acheter le même objet à l’état neuf.

En illustration du premier point, citons l’exemple d’une table ronde consacrée au "point de vue des

utilisateurs" sur le stockage stationnaire s’étant tenue à la conférence Cleantech Open de San Francisco en mars 2011. D’après le modérateur de la session, si les coûts et la fiabilité des technologies constituent de réels défis pour les porteurs de solutions de stockage, l'art de répondre aux besoins du client l’est également.

En effet, il apparaît que les utilisateurs ne connaissent pas toujours leurs propres attentes en matière de stockage : d’après Helen Whittaker de BC Hydro, même si les besoins techniques sont connus, les différentes possibilités qu'offre le stockage soulèvent de nombreuses questions pratiques: où l'insérer? quels services seront les plus efficaces? à quels niveaux d'insertion? etc. Le contexte (technique, réglementaire, géographique,...) est déterminant pour répondre à ces question et c’est pourquoi il est difficile pour les clients d'indiquer ce qu'ils désirent de manière générale.

Hank Habicht, partenaire chez Sail Venture Partners, a cependant modéré ces problèmes en notant les améliorations notables du secteur. Les principales compagnies productrices d'électricité s'intéressent en effet aujourd'hui au domaine du stockage, ce qui n'était pas le cas il y a à peine deux ans. Il est maintenant acquis que le stockage peut avoir une place à tous les niveaux du système électrique, ce qui inclut des installations de plusieurs dizaines de mégawatts. Enfin des entreprises telles que Xtreme Power, avec 30 MW de batteries installées en soutien à des installations solaires et éoliennes, sont en train de constituer un premier retour sur expérience qui permettra d'apporter des éléments tangibles quant aux services qu'elles sont en mesure de fournir.

Aux États-Unis où coexistent de nombreuses compagnies d’électricité, celles-ci s’allient pour mener

des projets de recherche communs, coordonnés par l’Electric Power Research Institute (EPRI). Afin d’évaluer la position des compagnies d’électricité sur la seconde vie des batteries de véhicules électriques, nous avons donc interrogé en avril 2011 Haresh Kamath, directeur de programme à l’EPRI.

Kamath a commencé par rappeler que fin 2010, plus de 99% des capacités mondiales de stockage

électrique installées sur les réseaux sont des systèmes hydrauliques (127 GW) et que le reste était constitué pour l’essentiel de stockage à air comprimé (440 MW), puis de batteries électrochimiques (401 MW) et que parmi ce dernier segment, les batteries au lithium ne représentaient que 20 MW.

Cependant, dans le cas où la seconde vie serait amenée à se développer, plusieurs emplacements et applications seraient envisageables d’après l’EPRI.

Services de réglages de fréquence et de tension : les batteries pourraient être installées sur des camions pour que le service soit modulaire et déplacé en fonction des besoins prévisionnels.

Stockage distribué : placé au niveau du réseau de basse ou moyenne tension, proche d'une centrale photovoltaïque ou au niveau d'un poste source pour une petite dizaine de maisons par exemple. Pour un service de 25 kW pendant 2 heures, trois packs de batteries de Chevrolet Volt pourraient par exemple être utilisés. (Notons que l’EPRI travaille sur le Community Energy Storage avec AES (140)).

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Stockage résidentiel ou commercial : dans ce cas, un pack 16 kWh pourrait par exemple fournir 4 heures de stockage à 4 kW et il n'y aurait pas besoin d'assembler de batteries ayant servi dans différents véhicules.

Comme nos autres interlocuteurs, Kamath a de plus

soutenu que l’utilisation en stockage de grande capacité est techniquement possible mais semble peu probable (pour une petite unité -1 MW pendant 4 heures- il faudrait déjà 250 packs de batteries de 16 kWh!) et que du point de vue économique, il n'est intéressant d'utiliser des batteries que si elles participent à plusieurs services à la fois. Ainsi, un pack de 16 kWh pourrait rapporter 13.000 dollars s'il contribuait aux services systèmes, au soutien en tension et en inertie au réseau, à l'amélioration de la qualité du courant et la fiabilité de l'alimentation, tout en permettant le report de la modernisation des réseaux de distribution et de transmission (cf Figure 33). Les hypothèses sous-jacentes pour parvenir à ce résultat (ex: durée d'exploitation considérée) n'ont pas été détaillées.

Les coûts d’installation des batteries sont toujours importants : une batterie ne peut être exploitée

seule dans un réseau, c'est pourquoi le prix du stockage dans son ensemble n'est pas égal au prix de la batterie mais environ trois fois plus cher. Tout d'abord, un système de gestion de la puissance (power conditioning system) doit être utilisé pour effectuer la conversion AC/DC, contrôler l'état de charge, gérer la gestion de puissance réactive et l'insertion sur le réseau. De plus, des éléments annexes (balance of plant) doivent être ajoutés, comme un système d'acquisition et de contrôle des données, un système de gestion thermique et une enveloppe structurelle. Il faut également prendre en compte les coûts d'acheminement et d'installation. Dans le cas de batteries de seconde main, Haresh Kamath souligne l'existence de frais supplémentaires incompressibles pour reconditionner la batterie d'un usage vers l'autre, plus les frais généraux (overheads).

L'ensemble de ces coûts doit être inférieur à la valorisation attendue pour que l'installation de batteries soit envisageable et dans le cas de la seconde de batteries de véhicules électriques, un modèle d'affaire rentable semble difficile à établir. Même dans un scénario simplifié faisant abstraction d'obstacles majeurs (comme la compétition avec d'autres solutions ou l'incertitude sur la qualité du service par des batteries usagées), il n'est pour l'instant pas intéressant financièrement d'utiliser des batteries de seconde main. En effet, il serait plus avantageux d'utiliser des batteries au lithium neuves à cause de la réduction de prix attendue pour les prochaines années. D'après l'EPRI, un pack de 20 kWh neuf coûte 10.000 dollars en 2011 tandis qu'un pack neuf vaudra 6.000 dollars en 2015 et 5.000 dollars en 2020. Ainsi en 2019, lorsque les premières batteries de seconde main feront leur apparition après 8 ans d'utilisation dans un véhicule électrique, une compagnie d'électricité pourra se procurer une batterie neuve de 20 kWh à 5.250 dollars. Puisqu'une batterie usagée nécessite un reconditionnement à 2.250 dollars et qu'elle aura de plus perdu 80% de sa capacité, la conclusion de ce raisonnement est que la batterie de seconde main doit être fournie gratuitement pour que les clients envisagent éventuellement de l'utiliser.

Figure 33: decomposition des revenus escomptés avec une batterie de 16 kWh.

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Figure 34: Hypothèses de l’EPRI sur le prix des batteries. En considérant une batterie de seconde main obtenue gratuitement en 2019, le prix du pack prêt à fonctionner est de 6.250 dollars contre 9.250 dollars pour un pack neuf dont la capacité énergétique et la durée de vie seront meilleures et plus fiables.

D’autre part, deux questions cruciales demeurent à ce jour sans réponse : les performances et la

durée de vie résiduelle que l’on peut attendre d’une batterie de seconde main. Or les acteurs du secteur de l'électricité, sommés d'assurer un approvisionnement constant et de qualité, sont particulièrement sensibles à ces paramètres.

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Conclusions et pistes d’étude

Réutiliser des batteries de véhicule électrique pour un usage stationnaire est un sujet très prospectif : la commercialisation des véhicules électriques est actuellement naissante, donc une éventuelle collecte de batteries usagées ne pourra débuter que dans une dizaine d’année. Néanmoins, s’il est pertinent de réutiliser les batteries avant de les recycler il semble judicieux de les concevoir dans l’optique d’une seconde vie, et c’est pourquoi il est nécessaire de se poser dès aujourd’hui les bonnes questions.

Le sujet est à la croisée de trois domaines ; le transport individuel, la gestion des déchets et la gestion du système électrique. D’une part, cette multiplicité des acteurs complexifie les scénarios de réutilisation des batteries. D’autre part il semble peu probable que les acteurs concernés se coordonnent seuls si les bénéfices anticipés sont faibles. En l’occurrence, aucun modèle d’affaire évident n’est apparu lors des discussions avec les différents interlocuteurs américains rencontrés.

Nous avons étudié un cas particulier de réutilisation des batteries de véhicules électriques: l’usage

stationnaire intégré à un système électrique semblable à ceux que l’on trouve aux États-Unis ou en Europe. Ce choix, justifié par notre emplacement géographique et le besoin de définir un sujet plus précis, laisse de facto certaines pistes inexplorées.

On pourrait par exemple étudier l’utilisation de ces batteries pour stabiliser les réseaux électriques de pays émergents ou en développement moins robustes ou même inexistants dans certaines zones. Un système de stockage de seconde main peu onéreux pourrait alors fournir de l’électricité dans les structures publiques en cas de coupure (ex : hôpitaux ou école), ou encore être couplé à des systèmes de production photovoltaïques.

Plusieurs options intéressantes apparaissent également dans l’éventualité d’une seconde vie embarquée. Les batteries pourront par exemple être réutilisées dans des véhicules qui ne parcourent que des petites distances du fait d’un usage dédié (ex : livraison postale en ville) ou du territoire dans lequel ils évoluent (ex : îles comme Hawaï). Cette option est séduisante par sa simplicité ; nul besoin en effet dans ce cas de reconditionner les packs. Autre alternative, le marché des deux-roues pourrait également représenter une énorme opportunité pour la réutilisation des batteries de véhicules électriques (si celles-ci sont conçues dans cette optique). Le nombre d’e-bikes combinant puissance pédalée et propulsion par batteries circulant en Chine était estimé l’année dernière à 120 millions de bicyclettes. C’est un marché en pleine expansion et où aucune marque ne domine les autres pour le moment (141).

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Annexes

I - Li-ion battery manufacturing

Ce paragraphe est intégralement tiré de (142). Given the variety of materials used and various sizes and formats of Li-ion battery cells, it is not

straightforward to characterize Li-ion production with a single manufacturing process. However, since the cylindrical type is currently the most common, that is the process described here, with differences for prismatic cell construction noted. The description is based on the production processes described in (Anderman, et al., 2000) and (Gaines & Cuenca, 2000). Li-ion cell production begins with the manufacture of the cathode and anode, with the process being very similar for each. For the cathode, the active material is combined with a binder and other additives in a solvent to make a cathode paste which is then deposited onto the current collector, usually aluminum foil, in a coating process. For the anode, typically a graphite paste is made and deposited onto copper foil in an identical process. The coated electrode foils are then dried, and the thickness of the deposited material on the foil is made uniform through a process called calendaring. The foils are trimmed and cut to the proper size, and wound up withthe separator material between them. (In the case of prismatic cells, the electrodes are not wound, but cut into rectangular shapes and stacked.) Tabs are also welded to the cathode and anode to provide electrical connections. The wound electrodes and separator are inserted into the canister, electrolyte is added (called “wetting”), ancillary components such as vents and safety devices are attached, and the cell canister is closed by crimping or welding a cover to the container. Individual cells are then packaged together into modules, which are further integrated with other systems into a complete battery pack as previously discussed. Figure 5 on the following page summarizes the Li-ion battery manufacturing process.Though the manufacturing process is virtually the same for Li-ion cells for the consumer electronics industry as it is for automotive applications, quality control is typically much higher in the automotive industry (Chu, 2008; Hendrix, 2008). Thus, additional process controls and the resulting lower yields contribute to the higher cost of automotive Li-ion batteries.

78

Figure 35: Battery Manufacturing Process

79

II – Services systèmes (ancillary services) sur le marché de CAISO

Figure 36: Ancillary services du marché du gestionnaire de réseau principal en Californie (143).

80

III - Simulations des capacités de suivi de charge et de contrôle automatique en Californie

Le CAlifornia Independent System Operator (CAISO) a effectué une étude sur l’insertion de 20% d’électricité dans le réseau qu’il opère (53), car ce taux est l’objectif 2013 du gouvernement californien. Les variations maximales de suivi de charge à la hausse et à la baisse pour 2012 par saison sont respectivement de 194 MW/min (été) et -198MW/min (hiver). L’augmentation des besoins par rapport à 2006 peut donc atteindre ± 30-40 MW/min.

Figure 37: Capacités de suivi de charge à la hausse (en haut) et à la baisse (en bas) requises par par horaire pendant l’été

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Les besoins en contrôle automatique à la hausse et à la baisse simulés pour 2012 sont respectivement de 502 MW (printemps) et -763 MW (été). Comme le montre la Figure 38, pendant l’été les besoins maximaux à la hausse sont typiquement le matin et le soir lors des variations de production des énergies éolienne et solaire. Les besoins à la baisse sont plutôt durant les heures du milieu de l’après-midi. Enfin, les variations maximales obtenues dans les simulations de 2012 sont de 122 MW/min (printemps) et -97 MW/min (été).

Figure 38: Capacités de contrôle automatique à la hausse (en haut) et à la baisse (en bas) requises par par horaire pendant l’été

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IV – Processus proposé par les Sandia National Laboratories

Figure 39: Processus de conversion des batteries (94)

83

V – Projections du coût de production des batteries entre 2010 et 2025

La variété des technologies de batteries et les différentes applications automobiles expliquent la large gamme de prévisions de coûts des analystes observées dans les graphiques ci-dessous. De surcroît, les coûts pris en compte dans leurs estimations globales ne sont pas toujours bien précisés. Or, à chaque niveau d’intégration correspondent des coûts spécifiques. Nous avons retenu autant que possible le coût (et non le prix) au niveau du pack complet (et non de la cellule ou du module).

Figure 40: Estimation du coût des batteries pour les véhicules hybrides rechargeables d’après des données de (144).

84

Figure 41: Estimation du coût des batteries pour les véhicules tout-électriques d’après des données de (144).

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VI - Analyse de la chaîne de valeur des batteries de véhicule électrique

Figure 42: Analyse du cabinet Frost and Sullivan en fin d’année 2010 (125)