L'appel d'offres allemand vise à maximiser le potentiel d'énergie renouvelable et de stockage en commun

Le mécanisme d'enchères innovant de l'Allemagne se trouve à un carrefour. Bien que le marché des enchères solaires en Allemagne soit en plein essor, sa conception restrictive a entraîné un faible nombre de projets collaboratifs de génération photovoltaïque et de stockage d'énergie, limitant ainsi ses avantages économiques.

Pour assurer le succès à long terme des appels d'offres d'innovation et créer un système énergétique plus rentable pour les utilisateurs, les développeurs de projets de stockage d'énergie partagé doivent voir un meilleur business case et un meilleur retour sur investissement. La possibilité pour les systèmes de stockage d'énergie de se recharger sur le réseau et de générer des revenus supplémentaires grâce à la participation au marché de gros de l'électricité améliorera l'économie des projets et aura le potentiel de réduire les coûts croissants de la réduction des énergies renouvelables en Allemagne. La technologie de stockage d'énergie de pointe et le logiciel intelligent de gestion des performances des actifs permettent aux propriétaires d'actifs de maximiser le rendement de leurs investissements sur le marché.

Depuis 2020, l'Agence fédérale des réseaux (BNetzA) d'Allemagne organise des appels d'offres semestriels pour des capacités visant la construction de génération hybride supplémentaire, y compris des centrales photovoltaïques et des parcs éoliens connectés à des systèmes de stockage d'énergie basés sur des batteries. L'agence a identifié la nécessité de combiner la production d'énergie renouvelable fluctuante avec des technologies de stockage d'énergie pour intégrer plus efficacement l'énergie verte et améliorer la gestion du réseau. Par le biais d'enchères innovantes, elle prévoit d'attribuer jusqu'à 4 GWh de contrats aux développeurs de systèmes de stockage d'énergie distribuée d'ici 2028.

Le mécanisme de passation des marchés est fondamentalement défectueux car il n'autorise pas le stockage d'énergie à participer à tous les marchés d'énergie et de services auxiliaires disponibles. Cela rend le cas d'affaires dépendant des tarifs d'injection plutôt que d'autoriser les propriétaires à maximiser leur retour sur investissement. Cela est illustré par les tours de mise en concurrence de décembre 2022 et de mai 2023, qui ont attribué moins de 100 MW de projets synergiques sur un potentiel de 800 MW. Cependant, avec l'augmentation des tarifs d'injection, le dernier appel d'offres a montré un intérêt renouvelé en septembre, attribuant la capacité totale de 400 MW. L'augmentation de la taille maximale des installations de 20 MW à 100 MW pourrait également avoir contribué à un regain de focus sur des mécanismes de passation de marchés innovants. Les installations plus grandes, avec de meilleures économies d'échelle, pourront participer et être approuvées lors des appels d'offres de mai et septembre 2023.

Au sein de l'industrie, la décision de passer d'un tarif d'injection fixe à une prime de marché flottante a suscité des débats avant que le premier tour des enchères n'échoue en décembre 2022. La structure du tarif d'injection est moins importante que le plafond absolu établi par le régulateur BNetzA. Ces deux nouvelles règles interviennent alors que les pressions inflationnistes, principalement dues à la guerre en Ukraine, commencent à peser sur le secteur de l'énergie, avec des coûts matériels sans précédent pour les développeurs d'énergies renouvelables. Comme l'inflation entraîne une hausse des taux d'intérêt, le coût du capital pour les projets d'énergie renouvelable augmente également. Par conséquent, la deuxième variable principale du financement de projet a changé de manière significative et doit être prise en compte dans la conception des appels d'offres.

En reconnaissant la nécessité d'intervenir, le BNetzA a annoncé en mars 2023 qu'il augmenterait le tarif de rachat maximal pour les systèmes hybrides alimentés par des panneaux photovoltaïques de 25 % pour atteindre 9,18 centimes d'euro/KWh. L'appel d'offres de mai 2023 a reçu plus de soumissions, mais toujours pas suffisamment pour approuver davantage de projets. Une recherche menée par le Centre baden-württembergeois de Recherche sur l'Énergie Solaire et l'Hydrogène (ZSW) montre que le coût moyen d'une centrale hybride entrant en service en 2025 sera de 10,40 centimes d'euro/KWh, ce qui est bien supérieur au prix de l'électricité ajusté.

Le rôle de l'innovation dans les appels d'offres dans la transition énergétique de l'Allemagne

La crise énergétique actuelle a ramené au premier plan la nécessité d'une intégration intelligente de l'énergie renouvelable, et la construction de capacités de production d'énergie verte connaît un essor en Allemagne. Fin octobre 2023, l'Allemagne a vu l'installation de près de 12 GW de nouvelles capacités PV, dépassant déjà l'objectif annuel de 9 GW. Les objectifs annuels pour 2024 et 2025 sont encore plus élevés, atteignant respectivement 13 GW et 20 GW.

En même temps, la forte proportion de solaire dans le système a entraîné des périodes records de tarification négative. Par exemple, le 28 mai, l'Allemagne a connu huit heures consécutives de tarification négative, atteignant un maximum de 130 euros/MWh. À mesure que davantage de photovoltaïque sera intégré, la tarification négative deviendra la norme dans les systèmes électriques européens.

C'est pourquoi les systèmes de production d'électricité connectés au réseau + stockage d'énergie peuvent créer une valeur incrémentielle. Ils peuvent stocker l'électricité lorsque la production photovoltaïque est à son maximum et la restituer aux consommateurs lorsque l'électricité renouvelable est à son minimum. Les systèmes de production renouvelable connectés au réseau et de stockage d'énergie réduisent la volatilité du marché de l'énergie et les écarts de prix, limitent les congestions du réseau et les coûteuses réductions de l'éolien et du solaire, et rendent le système global plus durable et efficace.

La nécessité de modifications dans la conception des offres intelligentes

Les opportunités de revenus pour le stockage d'énergie existent. Malheureusement, la conception actuelle des appels d'offres pour l'innovation n'autorise pas le stockage d'énergie à accéder à ces opportunités.

La solution traditionnelle consiste à augmenter encore plus le plafond des appels d'offres pour l'innovation afin qu'il reflète pleinement l'augmentation des coûts. Cela apportera des garanties de paiement plus élevées aux développeurs de projets et améliorera l'économie des projets. L'inconvénient est que cela pourrait augmenter les paiements des tarifs d'achat et augmenter les coûts pour les utilisateurs finaux, à savoir les contribuables. Cependant, dans les pays où les actifs de stockage d'énergie autonome connaissent une croissance rapide, compter sur les régulateurs pour déterminer les tarifs d'achat appropriés ne devrait pas être la principale approche.

Actuellement, les systèmes de stockage d'énergie contractés dans le cadre d'appels d'offres innovants ne peuvent stocker que de l'électricité produite par des installations de production renouvelable connectées au réseau et ne peuvent pas être rechargés à partir du réseau principal. BNetzA a mis en place cette règle pour éviter le mélange d'électricité verte et d'électricité issue des fossiles et limiter la « verdissement » de l'électricité grise. Cette règle est également considérée comme une mesure de protection pour empêcher que les actifs de stockage d'énergie acquis dans le cadre des appels d'offres innovants ne participent au marché lucratif de régulation de fréquence (FCR), où ils entreraient en compétition avec des actifs de production entièrement commerciaux.

Malheureusement, l'élaboration actuelle des politiques affaiblit le plein potentiel de la technologie de stockage d'énergie et sa capacité à intégrer les énergies renouvelables dans le réseau, ainsi que d'offrir une flexibilité beaucoup nécessaire. En conséquence, les systèmes solaires couplés au stockage restent inactifs pendant une grande partie de l'année, notamment la nuit et pendant les mois d'hiver à faible production. À la place, des centrales électriques au gaz et au charbon ont été mises en service pour combler le déficit d'approvisionnement en électricité. Cela doit changer si l'Allemagne espère encore produire 80 % de son électricité totale à partir de sources d'énergie renouvelable d'ici 2030 et atteindre des émissions nettes zéro dans le secteur de l'électricité d'ici 2035.

L'utilisation efficace des systèmes de stockage d'énergie réduira également les coûts du réseau, car les opérateurs de réseau paient actuellement des frais importants aux propriétaires d'actifs pour la réduction de l'éolien et du solaire lorsque les réseaux sont surchargés et incapables d'intégrer plus d'énergie renouvelable. En 2022 seulement, l'Allemagne a abandonné 8 billions de wattheures d'énergie renouvelable, principalement issue de l'énergie éolienne. Il s'agit d'une perte massive de puissance verte. Cependant, cette énergie peut être stockée et transmise au système de stockage d'énergie. La même année, la perte financière causée par l'encombrement des infrastructures du réseau électrique allemand a atteint jusqu'à 4,25 milliards d'euros.

Permettre l'optimisation des actifs de stockage d'énergie sur le marché de gros réduira non seulement les congestions du réseau et les réductions de production éolienne et solaire, mais augmentera également l'efficacité du marché de gros et améliorera l'économie des projets d'offres innovants, ce qui réduira les coûts pour les contribuables et les consommateurs d'électricité. Fluence est activement impliqué (avec les parties prenantes de l'industrie et les associations) dans la promotion de ces changements réglementaires.

Maximiser le retour sur investissement des actifs connectés au réseau

En plus de la conception des appels d'offres et des partenaires technologiques, l'optimisation des performances tout au long de la durée de vie de l'actif est le troisième facteur le plus important affectant l'économie du projet.

La complexité des projets pour les énergies renouvelables et les actifs de stockage connectés au réseau est plus élevée, obligeant les propriétaires et exploitants à équilibrer soigneusement la maximisation des revenus et le contrôle des coûts. Les défis auxquels sont confrontées les équipes de gestion d'actifs sont souvent liés à la quantité de données traitées. Pour de nombreux portefeuilles composés de plusieurs centrales électriques avec différentes technologies et fabricants, les méthodes traditionnelles de collecte de données manuelles peuvent devenir une contrainte, poussant les équipes à rechercher des outils modernes de gestion de la performance des actifs (APM).

APM permet aux propriétaires de projets d'énergie renouvelable hybride et de stockage d'énergie de découvrir les problèmes de performance cachés, minimisant les temps d'arrêt et améliorant l'efficacité opérationnelle et la performance globale des actifs. Avec le développement rapide de la technologie APM, l'intelligence artificielle (IA) joue un rôle pivot dans la surveillance des performances et l'optimisation complète. Certaines fonctionnalités de l'IA qui améliorent l'APM sont liées à la capacité d'analyser rapidement de grandes quantités de données pour découvrir des modèles complexes et des anomalies que les équipes ne peuvent pas détecter en analysant les signaux SCADA.

Par exemple, l'IA soutient les exploitants d'actifs de stockage d'énergie en prédisant quand la température des batteries sera plus élevée que prévu. Le modèle prédit quelle devrait être la température maximale de la batterie dans des conditions de fonctionnement données et émet une alerte lorsque la température mesurée dépasse un certain seuil minimal de cette valeur ou affiche une tendance inquiétante. Quelque chose de similaire s'applique à la prédiction anticipée des éventuelles pannes des actifs de production d'énergie renouvelable.

en conclusion

L'appel d'offres à l'innovation en Allemagne est un pilier important de la transition énergétique du pays, car il aide à encourager l'intégration efficace de grands volumes d'électronique verte fluctuante sur le marché allemand de l'électricité. La construction pour soutenir l'énergie renouvelable combinée au stockage d'énergie renforcera également la sécurité de l'approvisionnement et introduira des options de flexibilité dans un système énergétique de plus en plus décentralisé.

Cependant, le cadre réglementaire pour les appels d'offres doit être mieux adapté à l'environnement commercial actuel. Avec les pressions inflationnistes créant des risques pour les dossiers économiques des projets, des mesures plus approfondies sont nécessaires pour réformer le mécanisme d'appel d'offres en matière d'innovation.

Les conceptions intelligentes d'enchères permettent aux systèmes de stockage d'énergie de se recharger à partir du réseau et de générer des revenus supplémentaires grâce à la participation au marché de gros, ce qui améliorera l'économie des projets et pourrait potentiellement réduire les coûts de limitation de l'énergie renouvelable en croissance en Allemagne. En même temps, les propriétaires et développeurs de projets doivent également travailler avec des fournisseurs de technologies expérimentés et de confiance pour minimiser les risques et maximiser les avantages.