Raffinage du lithium : l’oublié de la stratégie batterie européenne

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Alors que la demande en batteries lithium-ion a longtemps été dominée par le marché des produits électroniques, la forte dynamique des marchés de la mobilité et du stockage stationnaire impose une augmentation significative des capacités de production : celle-ci est passée de 20 à 120 GWh annuels entre 2010 et 2017, et pourrait atteindre jusqu’à […]

Alors que la demande en batteries lithium-ion a longtemps été dominée par le marché des produits électroniques, la forte dynamique des marchés de la mobilité et du stockage stationnaire impose une augmentation significative des capacités de production : celle-ci est passée de 20 à 120 GWh annuels entre 2010 et 2017, et pourrait atteindre jusqu’à 4000 GWh par an d’ici 2040 pour les estimations les plus fortes[1]. Dans un scénario où la chimie des batteries ne connaîtrait pas de rupture majeure, la demande pour les matériaux essentiels à leur production (e.g. cobalt, nickel, manganèse, lithium, graphite…) croîtra donc très fortement.

Certains de ces matériaux sont considérés comme critiques par l’Union Européenne : un certain nombre de paramètres rendent la rupture d’approvisionnement envisageable, alors que de nombreux secteurs industriels en dépendent[2]. Le cobalt, dont l’utilisation est controversée en raison des conditions d’extraction en République Démocratique du Congo, fait par exemple partie de la liste des 27 matériaux critiques identifiés par la Commission Européenne. Le lithium n’appartient pas à cette liste en raison de son abondance (3ème élément le plus répandu dans la croûte terrestre), mais reste néanmoins stratégique pour assurer le développement des capacités de production de cellules en Europe.

L’industrie de la batterie européenne en marche

Soutenus par de grands programmes d’investissement à l’instar du consortium franco-allemand annoncé au printemps 2019 qui devrait lever plus d’un milliard d’euros de subventions publiques, renforcés de 4 milliards d’euros d’investissements privés, une poignée d’acteurs européens (le Suédois Northvolt, le Belge Solvay…) tentent de se faire une place sur le marché des cellules de batteries de véhicules électriques. Celui-ci est encore dominé à 97%[3] par des producteurs chinois, japonais et coréens (LG Chem, Panasonic, BYD, CATL, SK Innovation…), fournisseurs de la plupart des constructeurs automobiles occidentaux. Entre les acteurs européens et asiatiques, une dizaine d’usines de fabrication de batteries sont en cours de planification sur le sol européen, et au moins une vingtaine serait nécessaire d’ici 2030 pour répondre à la demande du continent. Les besoins en lithium atteindront alors 250 kt annuels[4], soit près de 85% de la demande mondiale en 2018[5].

L’amont de la chaîne de valeur peu sécurisé

La production de lithium est aujourd’hui fortement concentrée :  principalement dans le “triangle du lithium”, entre le Chili (16 kt/an), la Bolivie et l’Argentine (6 kt) pour le lithium produit à partir de saumures, et en Australie (27 kt), pour l’extraction à partir de roches[6].

Le lithium ainsi produit n’a pas la qualité nécessaire pour entrer dans la composition de cellules de batteries et doit d’abord être raffiné en carbonate ou hydroxyde de lithium. La Chine s’est hissée au rang de 1er producteur mondial de ces deux produits chimiques, avec plus de la moitié des capacités de raffinage existantes en sa possession (environ 250 kt à fin 2018, et entre 300 et 350 kt attendus à fin 2019[7]), et plus de 90% des capacités de raffinage d’hydroxyde de lithium (très demandé par l’industrie de la batterie de véhicules électriques).

En tant que premier producteur de la matière 1ère, l’Australie tente aujourd’hui de rattraper son retard, avec notamment son projet phare de la raffinerie d’Albemarle (budget d’un milliard de dollars pour une capacité pouvant aller jusqu’à 100kt annuels). Le Canada développe également un projet de 30 kt.

cycle de vie batterie lithium

Face au constat de retard pris dans la course au lithium, des projets d’extraction voient le jour en Europe : Portugal (Lusorecursos), Espagne (Infinity Lithium), Finlande (Keliber Oy), Autriche (European Lithium), République Tchèque (European Metals)[8]. En France, Eramet étudie comment extraire le lithium « vert » coproduit par les saumures des nouveaux projets d’électricité géothermiques. Cependant, si certains de ces projets d’extraction incluent une raffinerie de lithium (Infinity Lithium, Lusorecursos, Keliber Oy, European Lithium), rien n’est encore confirmé, et la capacité demeurerait de toute manière inférieure à la demande qui s’annonce.

Développer la capacité de raffinage est pourtant essentiel pour accomplir l’ambition de maîtriser la chaîne de valeur que s’est fixée l’Europe. Sans cela, elle devra alors exporter le lithium extrait sur son sol pour le faire raffiner hors de ses frontières, avant de devoir le réimporter pour la production de cathodes. Cette situation aurait un impact sur les coûts important : alors que le prix spot du produit intermédiaire issu de l’extraction (spodumène) tourne autour de 600$/tonne, celui du carbonate de lithium s’échange environ à 10 000$ et l’hydroxyde de lithium, de plus en plus prisé par les constructeurs automobiles, au-dessus de 11 000$/tonne[9].

Au-delà de l’aspect financier et du risque lié à la volatilité des prix du lithium, cela maintiendrait également la région dans une situation de dépendance vis-à-vis des pays raffineurs. Northvolt, dont le discours est pourtant très porté sur la nécessité d’intégrer au maximum la chaîne de valeur et de sourcer ses matières premières localement, a d’ailleurs signé un contrat d’approvisionnement en hydroxyde de lithium avec le canadien Nemaska Lithium, faute de pouvoir s’approvisionner directement sur le territoire européen[10]. En situation de tensions diplomatiques, le spectre d’une rupture d’approvisionnement en matériaux critiques est par ailleurs un puissant levier de pression, comme l’a prouvé la Chine en 2010 avec une brève interruption de ses exportations de terres rares vers le Japon et les Etats-Unis. S’en est suivi une explosion des prix de ces matériaux (qui ne sont pas rares mais présents en faible concentration et dont la production est complexe) : le coût moyen de 14 terres rares est ainsi passé de 70$ le kg en 2009 à plus de 650$ en 2011[11]. La Chine a d’ailleurs menacé de réitérer en mai 2019 dans le cadre de la dispute commerciale qui l’oppose aux USA depuis plusieurs mois.

Intégrer la chaîne de valeur

Tenter d’intégrer cet échelon de la chaîne de valeur de la batterie comporte certes des risques (concurrence de la Chine, surcapacité de production, évolution éventuelle de la chimie des batteries, volatilité éventuelle des prix du lithium…) cependant l’Europe possède les compétences et les acteurs qui, s’ils ne sont pas encore prêts à mener de tels projets à bien, communiquent sur leur nécessité. Le coût d’une raffinerie est par ailleurs estimé entre $5 et 10M/kt de lithium, soit $100-200M pour une raffinerie de taille moyenne (20kt) : un investissement peu élevé en comparaison de ceux qui soutiennent la construction d’usines de production batteries sur le sol européen, se jouant plutôt en milliards de dollars. Dès 2021, celles-ci entreront en opération, et feront grimper la demande en lithium raffiné.

A l’instar des majors pétrolières qui, intégrées tout au long de la chaîne de valeur de « l’or noir », se sont assurées d’importantes économies d’échelle et dont les activités de raffinage ont soutenu le bilan entre 2014 et 2017, les acteurs de la chaîne de valeur de ce qui est déjà appelé « l’or blanc » ont tout intérêt à intégrer leurs activités vers l’amont et l’aval pour lutter contre la concurrence asiatique.

Cette publication a été initialement éditée par Enerpresse (N°12377) qui publie une tribune sur un sujet énergétique chaque premier jeudi du mois. Ce point de vue a été co-écrit par Etienne Receveur, consultant et Gabrielle Desarnaud, senior consultant chez Capgemini Invent.

 

[1] Lithium-ion batteries for mobility and stationary storage applications, Eu Joint Research Center, 2018, https://ec.europa.eu/jrc/sites/jrcsh/files/jrc114616_li-ion_batteries_two-pager_final.pdf

[2] La définition de matériaux critique reprise par l’ADEME liste les paramètres suivants : « il est utilisé dans de nombreux secteurs de l’industrie ; est difficilement substituable ; le nombre d’applications industrielles l’utilisant est large et augmente au fil du temps ; il est utilisé dans des usages dispersifs induisant un potentiel de recyclage limité ; il a une grande valeur économique ; la production et les réserves sont concentrées géographiquement » – ou sont concentrées entre les mains d’un petit nombre d’acteurs. ADEME, Electrification du parc automobile mondial et criticité du lithium à 2050, Octobre 2018.

[3] Recharging economies: the EV-battery manufacturing outlook for Europe, McKinsey, Mai 2019

[4] Infinity Lithium, Investor Presentation Juillet 2019

[5] Thomson Reuters, https://www.reuters.com/article/us-lithium-chemicals-prices/solid-demand-to-underpin-lithium-as-price-slides-in-2018-idUSKCN1LX1PF

[6] BP Statistical Review of World Energy, 2019

[7] Wood Mackenzie

[8] Companies’ corporate websites

[9] Fast Markets and London Metal Exchange, données en RMB converties en USD au taux du 25/07/19 https://www.metalbulletin.com/lithium-prices-update?Type=Channel&PageId=208218

[10] Nemaska Lithium Finalizes a 5-Year Supply Agreement With Northvolt, Nemaka Lithium, Août 2018 https://www.nemaskalithium.com/en/investors/press-releases/2018/69dbae32-a0c8-4ebb-b077-748cbe8b8197/

[11] Données calculées à partir de données brutes Statista, pour les terres rares suivantes : Lanthanum oxide, Cerium oxide, Praseodymium oxide, Neodymium oxide, Samarium oxide, Europium oxide, Gadolinium oxide, Terbium oxide, Dysprosium oxide, Holmium oxide, Erbium oxide, Ytterbium oxide, Lutetium oxide, Yttrium oxide

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