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Stocker l'énergie renouvelable : vers des opérateurs intégrés ?
La flexibilité des réseaux électriques montre aujourd'hui ses limites avec le développement massif des énergies renouvelables, éoliennes principalement. Alors que les technologies de stockage d'énergie se diversifient, de nouveaux opérateurs intégrant les métiers de la production et du stockage d'énergie pourraient voir le jour.
Comme en France, la législation allemande donne priorité à l’injection sur le réseau pour l’électricité éolienne. Pourtant, les contraintes techniques liées au maintient de l’équilibre offre-demande empêchent l’Allemagne de tirer totalement parti de la part renouvelable de son mix de production. 0.4% de l’électricité produite par les éoliennes en 2010 a ainsi dû être perdue ; un chiffre certes faible en relatif, mais en croissance de 69% par rapport à 2009 (1), et qui représente tout de même 150GWh.
Ce problème technique se traduit directement par une volatilité accrue des prix de l’électricité sur les marchés spots (de -500 à plus de 1000€ en 2009/2010 en Allemagne) et lève le voile sur le défi que représente la gestion de l’intermittence des sources d’énergies renouvelables aujourd’hui. Et la situation devrait devenir encore plus critique avec l’objectif européen de 34% de production électrique à partir de renouvelables d’ici à 2020.
Le problème technique devient presque un lieu commun aujourd’hui et pourtant les cadres économiques et réglementaires ne sont pas encore à la hauteur : il n’y a aujourd’hui aucune rétribution au service du stockage d’énergie. Quel développeur de parc éolien investirait un euro pour compenser les intermittences qu’il crée dans le réseau alors que sa production est toujours prioritaire, comme c’est le cas en France ou en Allemagne (2)? Les gestionnaires de réseaux européens, eux, n’ont pas le droit de posséder ni d’opérer d’installations de stockage.
Pour compenser ces intermittences, on utilise aujourd’hui la flexibilité des centrales à combustion. Cela a cepandant des limites et conduit parfois à les faire tourner « Full speed no load » (3) (sans vente sur le réseau) pour pouvoir prendre le relais des renouvelables. Le développement des interconnexions permet également de mieux répartir les besoins sur le réseau mais ces projets subissent des contraintes administratives et sociétales qui les repoussent sans cesse (14 ans de négociation pour la ligne France-Espagne).
C’est pourquoi l’autre alternative, le stockage d’énergie, sera de plus en plus à l’ordre du jour dans les prochaines années. D’ailleurs la pression réglementaire s’accroit sur les nouveaux projets renouvelables : une récente loi californienne (4) et le dernier appel d’offre Français (5) pour des projets éoliens en Corse et en Outre-mer imposent à présent de construire des capacités de stockage en parallèle de projets d’énergies intermittentes. Les technologies se diversifient également, de systèmes éprouvées comme le pompage hydraulique à des technologies aujourd’hui plus expérimentales comme le stockage d’hydrogène. Les systèmes à air comprimé (CAES et systèmes adiabatiques) ou les batteries pourraient également présenter des opportunités intéressantes (6). Le coût de tels systèmes, bien que très élevé aujourd’hui, devrait décroitre massivement dans les prochaines années. Des marchés de niches, les milieux insulaires par exemple, peuvent d’ores et déjà être rentables et serviront de rampe de lancement au marché de masse.
Intégrer adroitement les systèmes de stockage d’énergie et les fermes éoliennes sera demain un levier concurrentiel puissant sur le marché des technologies de production énergétique verte, et pourrait mener à la création de nouveaux acteurs d’intégration dans l’écosystème. Des compétences mixtes sont nécessaires, et commencent à être développées par les acteurs clefs du secteur.
Au-delà de la technologie, une telle transition repose également sur l’évolution pressante des contraintes règlementaires. C’est une condition sine qua non à la naissance de compétences et de business models permettant la gestion de la transition énergétique vers un mix soutenable durablement, de la production d’énergie renouvelable à son injection dans le réseau.
Louis-Marie Jacquelin, Responsable Stockage d'énergie, ENEA Consulting
Luc Payen, Consultant nouveaux modèles d'affaire et innovation technologique, ENEA Consulting
Sources :
1. Ecofys. Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach EEG 2009. Berlin : s.n., 2011.
2. THE EUROPEAN PARLIAMENT. Directive on the promotion of the use of energy from renewable sources. 23/04/2009. ici.
3. A.I.S.B.L., European Turbine Network. Enabling the Increasing Share of Renewable Energy in the Grid. 31/05/2011. ici.
4. California legislature—2009–10 regular session. ASSEMBLY BILL No. 2514. 19/02/2010. ici.
5. Ministère de l'écologie. Appel d'offre pour l’installation d’éoliennes Outre-Mer et en Corse. 12/11/2010. ici.
6. Enea Consulting. Facts & Figures : Le Stockage d'énergie. Enea Consulting. Jan 2011. ici.
La flexibilité des réseaux électriques montre aujourd'hui ses limites avec le développement massif des énergies renouvelables, éoliennes principalement. Alors que les technologies de stockage d'énergie se diversifient, de nouveaux opérateurs intégrant les métiers de la production et du stockage d'énergie pourraient voir le jour.
Comme en France, la législation allemande donne priorité à l’injection sur le réseau pour l’électricité éolienne. Pourtant, les contraintes techniques liées au maintient de l’équilibre offre-demande empêchent l’Allemagne de tirer totalement parti de la part renouvelable de son mix de production. 0.4% de l’électricité produite par les éoliennes en 2010 a ainsi dû être perdue ; un chiffre certes faible en relatif, mais en croissance de 69% par rapport à 2009 (1), et qui représente tout de même 150GWh.
Ce problème technique se traduit directement par une volatilité accrue des prix de l’électricité sur les marchés spots (de -500 à plus de 1000€ en 2009/2010 en Allemagne) et lève le voile sur le défi que représente la gestion de l’intermittence des sources d’énergies renouvelables aujourd’hui. Et la situation devrait devenir encore plus critique avec l’objectif européen de 34% de production électrique à partir de renouvelables d’ici à 2020.
Le problème technique devient presque un lieu commun aujourd’hui et pourtant les cadres économiques et réglementaires ne sont pas encore à la hauteur : il n’y a aujourd’hui aucune rétribution au service du stockage d’énergie. Quel développeur de parc éolien investirait un euro pour compenser les intermittences qu’il crée dans le réseau alors que sa production est toujours prioritaire, comme c’est le cas en France ou en Allemagne (2)? Les gestionnaires de réseaux européens, eux, n’ont pas le droit de posséder ni d’opérer d’installations de stockage.
Pour compenser ces intermittences, on utilise aujourd’hui la flexibilité des centrales à combustion. Cela a cepandant des limites et conduit parfois à les faire tourner « Full speed no load » (3) (sans vente sur le réseau) pour pouvoir prendre le relais des renouvelables. Le développement des interconnexions permet également de mieux répartir les besoins sur le réseau mais ces projets subissent des contraintes administratives et sociétales qui les repoussent sans cesse (14 ans de négociation pour la ligne France-Espagne).
C’est pourquoi l’autre alternative, le stockage d’énergie, sera de plus en plus à l’ordre du jour dans les prochaines années. D’ailleurs la pression réglementaire s’accroit sur les nouveaux projets renouvelables : une récente loi californienne (4) et le dernier appel d’offre Français (5) pour des projets éoliens en Corse et en Outre-mer imposent à présent de construire des capacités de stockage en parallèle de projets d’énergies intermittentes. Les technologies se diversifient également, de systèmes éprouvées comme le pompage hydraulique à des technologies aujourd’hui plus expérimentales comme le stockage d’hydrogène. Les systèmes à air comprimé (CAES et systèmes adiabatiques) ou les batteries pourraient également présenter des opportunités intéressantes (6). Le coût de tels systèmes, bien que très élevé aujourd’hui, devrait décroitre massivement dans les prochaines années. Des marchés de niches, les milieux insulaires par exemple, peuvent d’ores et déjà être rentables et serviront de rampe de lancement au marché de masse.
Intégrer adroitement les systèmes de stockage d’énergie et les fermes éoliennes sera demain un levier concurrentiel puissant sur le marché des technologies de production énergétique verte, et pourrait mener à la création de nouveaux acteurs d’intégration dans l’écosystème. Des compétences mixtes sont nécessaires, et commencent à être développées par les acteurs clefs du secteur.
Au-delà de la technologie, une telle transition repose également sur l’évolution pressante des contraintes règlementaires. C’est une condition sine qua non à la naissance de compétences et de business models permettant la gestion de la transition énergétique vers un mix soutenable durablement, de la production d’énergie renouvelable à son injection dans le réseau.
Louis-Marie Jacquelin, Responsable Stockage d'énergie, ENEA Consulting
Luc Payen, Consultant nouveaux modèles d'affaire et innovation technologique, ENEA Consulting
Sources :
1. Ecofys. Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach EEG 2009. Berlin : s.n., 2011.
2. THE EUROPEAN PARLIAMENT. Directive on the promotion of the use of energy from renewable sources. 23/04/2009. ici.
3. A.I.S.B.L., European Turbine Network. Enabling the Increasing Share of Renewable Energy in the Grid. 31/05/2011. ici.
4. California legislature—2009–10 regular session. ASSEMBLY BILL No. 2514. 19/02/2010. ici.
5. Ministère de l'écologie. Appel d'offre pour l’installation d’éoliennes Outre-Mer et en Corse. 12/11/2010. ici.
6. Enea Consulting. Facts & Figures : Le Stockage d'énergie. Enea Consulting. Jan 2011. ici.
