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- Une série A menée par la banque publique britannique
- Neuf ans de laboratoire avant la première commande
- Ce que le manganèse change dans l’équation économique
- Le lithium-ion et le vanadium tiennent déjà le terrain
- L’écrêtement, un coût qui grossit plus vite que les réseaux
- Le calendrier des réseaux, juge de paix du stockage long
Le réseau électrique européen produit désormais, certains jours, plus d’électricité renouvelable qu’il ne peut en absorber. Quand le vent souffle la nuit sur la mer du Nord et que la demande reste basse, une partie des mégawattheures ne trouve aucun débouché. Ce gaspillage porte un nom technique, l’écrêtement, et la facture atterrit chez le consommateur.
Le stockage longue durée, ou LDES dans le vocabulaire des gestionnaires de réseau, désigne les technologies capables de restituer de l’électricité pendant plusieurs heures, voire plusieurs jours, là où une batterie lithium-ion tient rarement au-delà de quatre heures. Il constitue le chaînon manquant entre production intermittente et demande continue.
La société britannique Certain Energy vient d’y planter un jalon. Elle a bouclé le 26 août une série A de 10 millions de livres, menée par la British Business Bank, pour industrialiser ses batteries à flux au manganèse : une chimie qu’elle annonce dix fois moins coûteuse que la référence du secteur. Que peut construire une somme de cet ordre face à des concurrents installés depuis une décennie ?
Une série A menée par la banque publique britannique
Le tour de table réunit des profils qui disent quelque chose de la maturité du dossier. La British Business Bank, institution financière détenue par l’État britannique, y a engagé 3,5 millions de livres à elle seule. À ses côtés figurent l’énergéticien Centrica, le fabricant de piles à combustible Ceres Power Holdings, coté à Londres, ainsi que le fonds Catalytic Capital for Climate and Health du Temasek Trust.
Ces 10 millions de livres, soit environ 11,6 millions d’euros, situent l’opération dans la moyenne haute des levées européennes en technologies énergétiques, à peine sous les 14 millions signés par l’aviation hybride toulousaine. L’opération scelle surtout la sortie du giron de Ceres Power, un essaimage qui s’accompagne d’un changement de nom : RFC Power est devenue Certain Energy.
Neuf ans de laboratoire avant la première commande
L’entreprise est née en 2017 d’un essaimage d’Imperial College London. Sous le nom de RFC Power, elle a passé près d’une décennie sur un électrolyte breveté, loin des levées spectaculaires. Ce temps long est la norme dans le stockage stationnaire, où un cycle de validation industrielle se compte en années et non en trimestres.
Sa technologie repose sur un principe connu, la batterie à flux : l’énergie est stockée non dans les cellules mais dans des électrolytes liquides conservés en cuves extérieures. Allonger la durée de décharge revient à agrandir les réservoirs, si bien que puissance et capacité deviennent deux paramètres indépendants. Le pari propre à Certain Energy tient au choix du matériau actif, le manganèse, quand les batteries à flux commercialisées jusqu’ici s’appuient sur le vanadium.
Ce que le manganèse change dans l’équation économique
Les chiffres avancés par l’entreprise dessinent un profil cohérent avec un usage réseau, sans rupture spectaculaire sur le rendement.
- un rendement aller-retour supérieur à 75 %, suffisant pour concurrencer le lithium-ion sur les services réseau les plus rémunérateurs ;
- une durée de vie de conception de 20 ans, avec une dégradation de capacité annoncée comme limitée ;
- un coût marginal de stockage ramené à environ un dixième de celui des batteries à flux au vanadium comparables ;
- une décharge modulable de quelques heures à plusieurs jours par simple augmentation du volume des cuves.
Le rendement de 75 % mérite d’être lu correctement. Il reste inférieur à celui d’un système lithium-ion, qui dépasse couramment 85 %, mais l’arbitrage ne se joue pas là. Sur des cycles longs, ce qui compte est le coût du mégawattheure stocké : le vrai avantage se trouve dans le prix du réservoir, poste dominant dès que la durée s’allonge.
L’argument de l’abondance rejoint une préoccupation devenue centrale pour les acheteurs industriels européens, celle de l’accès sécurisé aux matières premières critiques. Douzième élément le plus abondant de la croûte terrestre, le manganèse n’échappe pas aux tensions d’approvisionnement, mais il ne relève pas de la même rareté que le vanadium. Cet écart pèse dans les décisions d’achat autant que la performance brute.
Le lithium-ion et le vanadium tiennent déjà le terrain
La concurrence n’est ni théorique ni lointaine. Les batteries lithium-ion équipent l’essentiel des projets raccordés en Europe, avec des coûts en baisse continue depuis dix ans et une chaîne d’approvisionnement industrialisée. Elles restent imbattables sur les durées courtes, deux à quatre heures, qui concentrent aujourd’hui la majorité des revenus de flexibilité.
Les batteries à flux au vanadium occupent déjà le créneau des longues durées, portées par des acteurs asiatiques disposant d’usines en fonctionnement. Leur handicap est connu, un investissement initial élevé largement dicté par le prix du métal. C’est exactement sur ce point que Certain Energy attaque, en promettant un coût marginal divisé par dix à performance comparable.
La réponse, c’est le stockage longue durée, et Certain Energy dispose de la technologie et désormais du financement pour livrer des batteries efficaces et abordables, fondées sur des matériaux abondants, afin de faire de cette réponse une réalité.
Mike Selby, président exécutif de Certain Energy, à l’annonce de la levée de fonds, le 26 août 2026
Le discours est celui d’un dirigeant qui lève des fonds, et il faut le lire comme tel. Aucune installation de taille commerciale ne fonctionne encore sur cette chimie, et la promesse de coût repose sur des projections d’industrialisation. Le passage du prototype au mégawattheure raccordé reste le filtre qui a éliminé la plupart des concurrents de la génération précédente.
L’écrêtement, un coût qui grossit plus vite que les réseaux
Derrière la levée se cache un chiffre qui explique l’intérêt du secteur public britannique. Selon Mike Selby, le coût de l’écrêtement de la production renouvelable au Royaume-Uni pourrait atteindre 8 milliards de livres par an à l’horizon 2030. Cette somme correspond à de l’électricité produite puis volontairement effacée, faute de réseau capable de l’acheminer.
Le problème n’a rien de britannique. Les mêmes tensions apparaissent en Allemagne, en Espagne et, dans une moindre mesure, en France, à mesure que la part intermittente progresse. Ces arbitrages traversent aussi le plan européen consacré à une industrie propre. Chaque mégawattheure écrêté est un actif financé puis gaspillé, ce qui rend le stockage long attractif pour un investisseur public bien avant qu’il ne le soit pour un opérateur privé.
Le calendrier des réseaux, juge de paix du stockage long
Le produit de la levée est fléché sur trois chantiers : un système raccordé de classe mégawattheure en Inde, l’agrandissement du centre de recherche britannique et la constitution d’une chaîne d’approvisionnement réplicable. Ce choix géographique dit beaucoup de la stratégie, en plaçant la première démonstration là où les réseaux saturent le plus vite et où le coût d’installation reste maîtrisé.
La question posée dépasse le cas d’une société britannique de 10 millions de livres. Elle porte sur la capacité de l’Europe à faire émerger ses propres fournisseurs de stockage long avant que les réseaux n’arbitrent en faveur de solutions déjà disponibles ailleurs. La réussite de ce pari se mesurera moins à la prochaine levée qu’à la première commande passée par un opérateur qui n’est ni actionnaire ni financeur public : c’est ce signal-là qui départagera les technologies dans les cinq années qui viennent.
