Les opérateurs de réseau investissent depuis des années pour résoudre le problème du stockage, et les résultats sont partout. Certains marchés voient les installations croître plus rapidement que prévu, tandis que d'autres ne parviennent pas à obtenir des permis malgré des besoins évidents.
L’inadéquation entre production et charge n’est pas nouvelle. L’énergie solaire ne produit rien la nuit, le vent tombe pendant les périodes calmes et quelqu’un doit malgré tout garder les lumières allumées. Les systèmes de stockage d’énergie à grande échelle continuent de se présenter comme la solution, mais les modèles de déploiement suggèrent que les exigences économiques et techniques varient considérablement en fonction des conditions locales.
Pourquoi déployer des systèmes de stockage d’énergie à grande échelle ?
Il n'y a pas une seule réponse. La régulation de fréquence nécessite des temps de réponse de l’ordre de la milliseconde. L’arbitrage énergétique nécessite des heures de durée. L’écrêtement des pics nécessite des modèles de cycles différents de ceux de l’alimentation de secours. Les opérateurs de réseau ont besoin d'outils capables de répondre à de multiples exigences, et les centrales électriques traditionnelles y parviennent grâce à des caractéristiques inhérentes que les batteries doivent reproduire via des logiciels et des contrôles.
Rien qu'en 2023, la Chine a installé plus de 16 GW de nouveau stockage à l'échelle du réseau. Ce nombre éclipse ce que l’Europe et l’Amérique du Nord réunies ont réussi à déployer. Cet écart reflète les avantages manufacturiers, un soutien politique agressif et la diminution des obstacles réglementaires à la connexion au réseau. On peut se demander si d’autres régions pourront combler cet écart étant donné l’ampleur de ces avantages.
La réserve d'énergie Hornsdale de Tesla en Australie-Méridionale est devenue opérationnelle en 2017 avec une capacité de 100 MW / 129 MWh et s'est amortie en trois ans environ, d'après les rapports des opérateurs de https://arena.gov.au. Mais ce projet a bénéficié de conditions de marché spécifiques en Australie-Méridionale qui n'existent pas partout : - forte volatilité des prix de gros, interconnexions vieillissantes et exigences de régulation des fréquences qui valorisent les temps de réponse rapides plus que la durée.
Compromis entre durée et densité-
Les batteries au lithium-ion vous offrent 2-4 heures de décharge à puissance nominale. La densité énergétique se situe autour de 250-340 Wh/kg pour les produits chimiques actuels. Ces spécifications fonctionnent bien pour les services de cyclisme et de fréquence quotidiens, mais ne suffisent pas lorsque vous avez besoin d'un stockage saisonnier ou d'une capacité de sauvegarde sur plusieurs jours.
Une efficacité aller-retour-de 85 à 95 % semble satisfaisante jusqu'à ce que vous teniez compte de la dégradation sur une durée de vie de projet de 15 à 20 ans. La diminution de la capacité n'est pas linéaire, les charges auxiliaires consomment de l'énergie disponible et la gestion thermique consomme de l'énergie qui n'apparaît pas dans les chiffres d'efficacité globaux.
L’hydroélectricité pompée représente plus de 90 % de la capacité de stockage mondiale et le sera pendant des décennies. Ces installations fonctionnent pendant 50+ ans avec une dégradation minimale, peuvent décharger pendant 6 à 20 heures en fonction de la taille du réservoir et ont des caractéristiques de performance prévisibles. La géographie limite cependant les endroits où de nouveaux sites peuvent être développés, et l'obtention des permis prend des années lorsque des préoccupations environnementales se font sentir.
La dynamique des coûts n'est pas simple
Les prix des batteries se sont effondrés, passant d'environ 1 100 $/kWh en 2010 à moins de 140 $/kWh en 2023, selon le suivi de Bloomberg sur https://bnef.com -, cette trajectoire a transformé l'économie des projets sur plusieurs marchés. Mais les coûts des matériaux créent des prix planchers que l’échelle de fabrication ne peut à elle seule surmonter.
Les prix du lithium ont grimpé de façon spectaculaire en 2022 avant de reculer quelque peu. Les chaînes d’approvisionnement en nickel et en cobalt sont confrontées à leurs propres contraintes. L'hypothèse selon laquelle les coûts continueront de baisser à des rythmes historiques ne tient plus lorsque la disponibilité des matières premières devient la contrainte majeure plutôt que l'efficacité de la production.
Certains marchés voient désormais le stockage rivaliser avec les centrales de pointe au gaz sur des bases purement économiques, sans subventions. D’autres ont encore besoin de paiements de capacité ou d’autres mécanismes pour combler les déficits de financement. L'écart entre ces résultats dépend des prix locaux de l'électricité, des niveaux de pénétration des énergies renouvelables, des contraintes de transport et du mix de production existant, d'une manière qui ne se résume pas à de simples formules.
Les codes de réseau n'ont pas été conçus pour les installations de batteries de 300 MW qui peuvent faire passer 600 MW sur le système en quelques secondes en passant de la charge à la décharge. Les opérateurs de transport ont dû réécrire leurs systèmes de protection et leurs procédures d'exploitation. Certaines régions se sont adaptées rapidement. D’autres ont créé des goulots d’étranglement qui ont retardé les projets pendant des années malgré des conditions économiques viables.
Les logiciels comptent plus que ce que les gens pensent
Les algorithmes de contrôle font ou défont les projets de stockage à grande échelle-. Optimiser les cycles de charge/décharge, gérer la dégradation, participer simultanément à plusieurs services de marché, coordonner avec les opérateurs de réseau - la sophistication de ces systèmes détermine si les projets répondent aux projections financières. Plusieurs premières installations ont connu des performances médiocres parce que les stratégies de contrôle n'étaient pas adaptées à la complexité à laquelle elles étaient confrontées.
L’empilement des revenus semble simple jusqu’à ce que vous rencontriez des règles de marché qui interdisent de compter plusieurs fois la même capacité ou de participer simultanément à plusieurs marchés. Un système physiquement capable de fournir plusieurs services peut être limité contractuellement ou réglementairement à n’en monétiser qu’un ou deux. Ces contraintes varient considérablement d'une juridiction à l'autre et évoluent à mesure que les régulateurs découvrent comment gérer les ressources de stockage qui ne correspondent pas aux catégories traditionnelles de production ou de charge.
Les technologies alternatives continuent de lutter pour s’imposer
Batteries à flux, stockage d'air comprimé, stockage d'énergie à air liquide -, ces alternatives sont constamment discutées comme des solutions pour une durée plus longue à un coût par MWh inférieur. Les chiffres de déploiement restent cependant minimes.
Highview Power a mis en service une installation à air liquide de 50 MW/250 MWh au Royaume-Uni en 2022, comme indiqué sur https://highviewpower.com, ce qui représente l'une des rares alternatives à l'échelle commerciale-au-delà du lithium-ion et de l'hydroélectricité pompée. Que cela signale une adoption plus large ou reste une application de niche dépend de trajectoires de coûts qui ne se sont pas encore matérialisées.
Il existe un désaccord fondamental sur les exigences en matière de durée. De quelle quantité de 8+ heures de stockage le réseau a-t-il besoin par rapport à des systèmes de-durée plus courte et à des ressources complémentaires ? Les études de différentes organisations aboutissent à des conclusions contradictoires sur les besoins de stockage pour les scénarios de forte pénétration des énergies renouvelables, avec des écarts qui reflètent davantage des hypothèses sur la flexibilité de la demande, l’expansion du transport et la capacité continue des combustibles fossiles que l’analyse technique.
Les banques se familiarisent avec les projets de stockage à mesure que leurs antécédents opérationnels augmentent, même si les conditions de financement varient considérablement. Certains marchés ont des contrats standardisés et des précédents établis. D'autres traitent chaque projet comme une évaluation des risques unique nécessitant une diligence raisonnable personnalisée. Les coûts d'assurance pour le risque d'incendie de batterie ont diminué à mesure que les systèmes de sécurité se sont améliorés, mais restent un élément qui a un impact sur les calculs de viabilité.
Le pipeline de développement montre que des installations de plus grande taille de - 500 MW qui auraient semblé irréalistes il y a dix ans sont désormais monnaie courante, et des projets à l'échelle de 1 GW- sont en phase de planification. Cette mise à l'échelle entraîne des réductions des coûts par -MW grâce à la standardisation et à l'infrastructure partagée tout en concentrant le risque de fiabilité du réseau en des points uniques. La pertinence de ce compromis dépend de votre vision de la fiabilité technologique et des exigences de redondance du réseau.
Les contraintes de fabrication sont plus dures que prévu
La capacité des usines de cellules et de systèmes a considérablement augmenté, mais les chaînes d'approvisionnement restent tendues lors des flambées de la demande. Les délais de livraison pour les principaux composants s'étendent jusqu'à 12 à 18 mois. Les pénuries de matériaux ont entraîné des retards dans les projets qui n'avaient rien à voir avec l'état de préparation technologique ou la disponibilité du financement.
La Chine produit plus de 75 % de la production mondiale de cellules lithium-ion. Cette concentration crée des avantages en termes de coûts en raison des vulnérabilités d’échelle et également de la chaîne d’approvisionnement en fonction des perspectives géopolitiques. D’autres régions investissent des capitaux dans la production nationale, mais rattraper leur retard prend du temps lorsque l’expérience manufacturière compte autant que l’investissement en capital.
Les considérations de résilience climatique sont prises en compte dans le déploiement du stockage au-delà des avantages de l’intégration des énergies renouvelables. La tempête hivernale du Texas en 2021 a montré à quel point la production conventionnelle peut devenir indisponible exactement au moment où on en a le plus besoin. Le stockage offre une capacité de sauvegarde difficile à quantifier dans les mesures de fiabilité traditionnelles, mais de plus en plus appréciée par les régulateurs et les services publics confrontés à des augmentations de fréquences météorologiques extrêmes.
L’évolution technologique dépasse l’adaptation du cadre réglementaire. Ce qui était logique pour la planification du réseau il y a cinq ans ne reflète plus les capacités ou les coûts actuels. Cette lacune crée des opportunités pour des projets qui peuvent avancer rapidement alors que les services publics établis travaillent selon des cycles de planification et des processus d'approbation plus longs qui n'ont pas été conçus pour les ressources de stockage.
La trajectoire du secteur suggère que la croissance rapide se poursuivra, même si la répartition entre les régions et les applications reste inégale. Les capacités techniques ont largement répondu aux exigences. - les cadres économiques et réglementaires déterminent désormais davantage les taux de déploiement que l'état de préparation technologique.
La participation au marché devient vite compliquée
Différents marchés de gros de l’électricité ont des règles différentes quant à la manière dont le stockage peut participer et aux services pris en compte dans les obligations de capacité. PJM traite le stockage différemment de CAISO, qui utilise des structures différentes de celles d'ERCOT. Les projets doivent comprendre la conception du marché local avant de finaliser les spécifications techniques, car ce qui fonctionne sur un marché peut ne pas être optimal ailleurs.
Les marchés des services auxiliaires génèrent des revenus importants dans certaines régions mais existent à peine dans d’autres. La valeur de la régulation de fréquence varie en fonction des caractéristiques du réseau, de la composition du parc de générateurs existant et des niveaux de pénétration des énergies renouvelables. Un projet qui a du sens dans une interconnexion peut avoir du mal à s'étendre sur 200 milles sous un autre opérateur de réseau avec des règles de marché différentes.
Les files d'attente d'interconnexion sont encombrées par des projets de stockage en attente d'études d'impact sur le réseau et d'allocations de coûts de mise à niveau. Les délais d'attente s'étendent sur plusieurs années dans certaines régions. Pendant ce temps, la technologie ne cesse de s'améliorer et les coûts continuent de baisser, ce qui signifie que les projets qui étaient en attente il y a deux ans pourraient avoir besoin d'être repensés pour intégrer des équipements plus récents et moins chers au moment où ils obtiendront l'autorisation de s'interconnecter.
Le soutien politique varie énormément
Les crédits d’impôt à l’investissement ont transformé l’économie des projets dans certaines juridictions. D’autres régions s’appuient sur des marchés de capacité ou des mandats en matière d’énergies renouvelables qui encouragent indirectement le stockage. Quelques endroits n'ont presque rien fait en termes de politique-mais voient toujours un déploiement car les fondamentaux du marché fonctionnent sans subventions.
La durabilité du soutien politique compte autant que sa générosité. Les investisseurs doivent être assurés que les cadres ne changeront pas radicalement au cours des 20 années de vie des projets. Les changements de politique rétroactifs sur certains marchés européens ont effrayé les développeurs et ont ralenti le déploiement pendant des années, même après la mise en œuvre de cadres plus stables.
Aux États-Unis, les politiques au niveau des États créent une mosaïque d'exigences et d'incitations qui rendent difficiles les stratégies de développement à l'échelle nationale. Les exigences de stockage agressives de la Californie ont conduit à un déploiement précoce, mais ont créé des goulots d'étranglement dans la chaîne d'approvisionnement alors que les développeurs se disputaient une capacité de fabrication limitée. D’autres États ont progressé plus lentement et ont bénéficié des enseignements tirés et d’une meilleure disponibilité technologique.
Les processus de planification du transport doivent être mis à jour pour tenir compte des capacités de stockage. La planification traditionnelle supposait que les ressources de production restaient dans des emplacements fixes, mais les batteries pouvaient être déployées presque partout avec une connexion au réseau. Cette flexibilité crée de la valeur que les planificateurs de transport n'ont pas encore compris comment intégrer dans leurs modèles et leurs analyses coûts-bénéfices.
Les décisions de déploiement derrière-le-compteur ou à l'avant-de-compteur impliquent différents groupes de parties prenantes, structures de financement et surveillance réglementaire. Certaines applications appartiennent clairement à une catégorie, mais beaucoup pourraient aller dans un sens ou dans l’autre en fonction des modèles de propriété et des stratégies d’optimisation des revenus. La répartition entre ces modes de déploiement évolue à mesure que les marchés évoluent et que les réglementations changent.
Les exigences en matière de sécurité incendie continuent d’être révisées à mesure que l’expérience opérationnelle s’accumule. Les premières installations utilisaient des systèmes de gestion thermique plus simples qui se sont révélés inadéquats dans certains modes de défaillance. Les projets les plus récents intègrent plusieurs systèmes de sécurité redondants qui augmentent les coûts mais réduisent les primes d'assurance et le contrôle réglementaire. Le point d’équilibre entre les dépenses de sécurité et le risque acceptable ne cesse de changer à mesure que l’industrie évolue.