Quatrième de six textes sur les batteries. Mercredi, c’était la réparation. Aujourd’hui : ce qui arrive au bloc quand il sort de l’auto pour de bon.
Le mythe, cette fois, est un mythe gentil. Celui qu’on entend dans les conférences : la batterie finit sa vie dans un conteneur qui stocke l’électricité du réseau. Deuxième vie, économie circulaire, tout le monde applaudit.
C’est vrai. Ça existe pour de vrai. Mais c’est petit, et je vais vous dire pourquoi.
Commençons par ce qui existe. B2U Storage Solutions, en Californie et au Texas, c’est le plus gros exploitant de seconde vie en Amérique du Nord. Il a mis en service un projet de 28 MWh près de San Antonio le 9 septembre dernier. Au total, l’entreprise exploite environ 100 MWh de stockage et gère plus de 5 000 blocs de véhicules électriques reconditionnés.
Au Nevada, Redwood Materials et Crusoe ont branché 63 MWh de blocs usagés pour alimenter un centre de données. Et au Canada, Moment Energy a ouvert à Vancouver, fin juin, une usine de reconditionnement bâtie en six semaines, avec Mercedes-Benz Energy comme fournisseur de batteries. Sa cible : 1 GWh d’ici 2030. Une cible, pas une réalité.
Maintenant, l’ordre de grandeur, parce que c’est là que ça se gâte. Le plus gros exploitant de seconde vie en Amérique du Nord, c’est 100 MWh. Le projet Oneida, en Ontario, un seul site, avec des batteries neuves : 250 MW et 1 000 MWh. Dix fois plus d’énergie, à lui tout seul, en service depuis le 8 mai 2025.
Alors pourquoi ça ne décolle pas? L’Agence internationale de l’énergie l’a écrit noir sur blanc en mai dernier : la chute du prix des batteries neuves réduit l’intérêt économique du reconditionnement. Les blocs LFP coûtent maintenant plus de 40 % de moins par kilowattheure que les NMC, et ils représentaient plus de 55 % des batteries installées dans le monde en 2025.
Autrement dit, le neuf est devenu tellement bon marché que démonter, tester, trier et réassembler du vieux ne se paie plus.
Un travail de Stanford, en août 2024, tranche par chimie. Pour le LFP, une batterie qui sort d’une auto garde généralement plus de 40 % de la valeur d’une batterie neuve : la seconde vie se défend. Pour les chimies au nickel et au cobalt, la justification est marginale, et pour la Chine les auteurs concluent qu’il vaut mieux recycler tout de suite.
Mercedes était arrivé à la même conclusion bien avant, et a abandonné le stockage résidentiel de seconde vie vers 2018 : aucun bénéfice économique.
Il y a aussi une affaire que personne ne sait. Combien de temps dure une deuxième vie? Cinq ans? Sept? Dix? Des opérateurs l’ont dit à Londres l’automne dernier : tant qu’on ne le sait pas, on ne peut pas financer un projet. Une banque ne prête pas sur un actif dont la durée est inconnue.
Personne ne sait non plus quelle proportion des blocs prend ce chemin-là. Le seul pourcentage sourcé que j’ai trouvé date de 2018 : environ la moitié des batteries en fin de vie n’arrivent jamais chez un recycleur. Huit ans, c’est vieux. Et les prévisions de volume pour 2030 divergent d’un facteur dix selon qui les publie. Quand les experts ne s’entendent pas sur l’ordre de grandeur, ça veut dire que personne ne sait.
Le Québec, maintenant. Ce n’est pas une belle histoire.
Il n’existe aucune entreprise québécoise qui exploite du stockage à partir de blocs usagés. EVLO, la filiale d’Hydro-Québec, fait du stockage neuf, pas de la seconde vie : son plus gros projet québécois, à Parent, fait 4 MW et 20 MWh. Hydro-Québec a mis fin le 19 juin dernier aux activités de recherche sur les matériaux de batterie de son centre d’excellence, en disant que ce développement « ne correspond plus au rôle d’Hydro-Québec ». Et le Plan d’action 2035 parle de « quelques centaines de mégawatts » de solaire et de stockage par batterie d’ici 2035, sans un mot sur la seconde vie.
Il y a une affaire que je veux dire en mon nom, et je la présente comme une possibilité logique, pas comme un fait documenté. Un parc éolien, ça produit quand le vent souffle, pas quand on en a besoin. Dans ma tête, ça prend du stockage quelque part.
Alors j’ai cherché. Ce que j’ai trouvé, c’est que le stockage existe, mais qu’il est sur le réseau, pas au pied de l’éolienne. En Ontario, l’exploitant du réseau a contracté 1 784 MW de stockage dans un appel d’offres et 880 MW dans un autre, sans que j’aie pu relier un seul de ces projets à un parc éolien. Au Québec, la cible est de plus de 10 000 MW d’éolien d’ici 2035, et le stockage se compte en quelques centaines de mégawatts, solaire inclus.
Donc oui, il y a du stockage. Non, il n’est pas attaché aux éoliennes. Et non, ce n’est pas de la seconde vie : c’est du neuf.
Mercredi, la cinquième partie : le recyclage. Je vous avertis tout de suite, j’avais préparé une bonne nouvelle.
Votre avis? Une batterie qui a fait 300 000 km dans un char, ça vous rassurerait dans un conteneur à côté d’un poste électrique?
Sources : B2U Storage Solutions, communiqué du 9 septembre 2026 · Crusoe et Redwood Materials, 26 juin 2025 · Moment Energy, communiqué du 13 mai 2026 · Agence internationale de l’énergie, Global EV Outlook 2026, 20 mai 2026 · Stanford Graduate School of Business, document de travail 4203, août 2024 · Energy-Storage.news, panel Galp, 1er octobre 2025 · Circular Energy Storage pour le Forum économique mondial, décembre 2018 · Hydro-Québec, communiqué du 19 juin 2026 · Hydro-Québec, Plan d’action 2035 · EVLO, fiche du projet Parent · SIERE de l’Ontario, Oneida et appels d’offres LT1 et E-LT1