Simon Dupond, conseiller politique sur les marchés et les investissements dans les énergies renouvelables chez SolarPower Europe
Les systèmes photovoltaïques hybrides, c’est-à-dire la combinaison de l’énergie solaire photovoltaïque avec une autre source de production ou avec le stockage par batterie, deviennent de plus en plus importants pour résoudre des problèmes tels que la rareté du réseau ou les prix négatifs de l’électricité. Ces types de centrales électriques peuvent changer la donne pour la transition énergétique en faisant correspondre la production d’électricité à la consommation et en utilisant plus efficacement les ressources.
Simon Dupond, conseiller politique sur les marchés et les investissements dans les énergies renouvelables chez SolarPower Europe, décrypte les défis auxquels les systèmes photovoltaïques hybrides sont toujours confrontés et sur les meilleures pratiques dans différents pays européens. SolarPower Europe a récemment publié le rapport Embracing the Benefits of Hybrid PV Systems.
Quels défis voyez-vous pour l’intégration des systèmes photovoltaïques hybrides dans les systèmes énergétiques existants et comment le rapport propose-t-il de les surmonter ?
Simon Dupond : Si nous voulons profiter pleinement des avantages du photovoltaïque hybride, nous devons nous éloigner de l’ancienne vision de la production d’électricité centralisée et autonome. Nous vivons maintenant dans une nouvelle réalité où, si nous voulons décarboniser le système électrique, nous avons besoin d’une production d’électricité décentralisée, coordonnée et hybride. Pour cela, nous aurons besoin d’un cadre réglementaire approprié. L’ancienne vision du système électrique rend l’intégration des systèmes hybrides dans l’UE techniquement et économiquement difficile. Le défi technique consiste en la difficulté de construire et de connecter des hybrides aux réseaux. Cela est principalement dû à des processus d’autorisation obsolètes, mais aussi à des procédures de réseau complexes.
Les défis économiques résident dans la difficile analyse de rentabilité des systèmes hybrides, car les règles d’accès au marché et la conception des régimes de soutien n’ont pas été adaptées à ce type de projets. Dans le rapport, nous faisons des propositions sur la manière d’améliorer ces règles et d’améliorer les interactions entre les systèmes hybrides et les gestionnaires de réseau. Par exemple, comment pouvons-nous accélérer la mise en œuvre de raccordements au réseau pour les centrales solaires photovoltaïques existantes lorsqu’elles souhaitent simplement ajouter une batterie ? Nous présentons également quelques bonnes pratiques sur la manière de concevoir des dispositifs de soutien. Aujourd’hui, la plupart des systèmes existants n’ont pas été correctement adaptés ou comportent des règles restrictives sur la participation du stockage à d’autres marchés.
« Au niveau européen, nous avons besoin d’un ensemble concret de politiques, d’un paquet de flexibilité et d’un plan d’action pour le stockage »
Quelles sont les mesures politiques ou réglementaires nécessaires pour favoriser la diffusion des systèmes photovoltaïques hybrides en Europe ?
SD : Nous avons besoin de subventions adaptées à ces nouveaux types de projets. Il sera important que tous les régimes d’aide envisagent la possibilité d’ajouter de l’énergie éolienne ou du stockage à un système photovoltaïque existant. Au niveau européen, nous avons besoin d’un ensemble concret de politiques, d’un paquet de flexibilité et d’un plan d’action pour le stockage. L’une des questions à résoudre est la double facturation des tarifs de réseau pour les batteries. L’application d’un tarif à la fois au moment de la charge et au moment de la décharge aggrave considérablement l’analyse de rentabilité des batteries.Ce qui devrait également être abordé au niveau européen, ce sont les marchés de capacité, car les hybrides ne sont pas sur un pied d’égalité lorsqu’ils sont en concurrence avec les combustibles fossiles sur ces marchés. Un autre cadre à l’échelle de l’UE qui devrait être abordé prochainement est le cadre des garanties d’origine. À l’heure actuelle, nous ne disposons pas d’une méthodologie claire pour certifier l’électricité renouvelable qui a été stockée avant d’être distribuée. Trouver une solution à ce problème ouvrira de nombreux marchés, en particulier pour les contrats d’achat d’énergie renouvelable (PPA) avec certificats.
Cela signifie-t-il que cela a une implication sur le certificat d’origine si j’ai une batterie qui se charge à partir du réseau et charge également de l’énergie renouvelable ?
SD : Oui. Idéalement, nous aimerions pouvoir suivre. Cela serait possible avec un système de comptage capable de suivre le flux d’électricité entre le solaire photovoltaïque et la batterie. Mais pour l’instant, nous n’avons pas de méthodologie précise.
« Au Royaume-Uni, les systèmes hybrides peuvent participer aux enchères traditionnelles d’énergie renouvelable pour l’énergie solaire »
Étude de cas au Royaume-Uni : Selon le rapport, 62 % de toutes les centrales hybrides PV + BESS (Battery Energy Storage Systems) en Europe sont situées au Royaume-Uni. Quelles mesures réglementaires ou de soutien ont contribué à la percée de ce type de système ?
SD : L’une des principales politiques du Royaume-Uni pour stimuler les investissements dans les systèmes hybrides est la conception progressive des enchères. Les systèmes hybrides peuvent participer aux enchères traditionnelles d’énergie renouvelable pour l’énergie solaire. Cela rend les choses vraiment fluides. Des plans sont en cours pour ajouter trois gigawatts (GW) de capacité de batterie aux centrales solaires photovoltaïques du Royaume-Uni qui ont reçu un financement entre 2022 et 2024. Dans le cas des installations solaires qui bénéficient d’un soutien dans le cadre d’un contrat sur différence (CfD), la batterie intégrée peut fonctionner librement sur différents marchés. Il peut fournir des services pour stabiliser le réseau même si les actifs solaires adjacents reçoivent un soutien. Cela change vraiment la donne car cela rend l’analyse de rentabilité beaucoup plus attrayante. Et la batterie peut répondre à la demande du réseau.
Pouvez-vous nous donner un aperçu des principaux marchés des centrales hybrides, par exemple la Pologne pour le photovoltaïque et l’éolien, et l’Espagne pour le photovoltaïque et le BESS ?
SD : Le marché du photovoltaïque et de l’éolien polonais est encore très petit. Nous avons assisté à des entraînements inspirants en Pologne. Cela pourrait également être une raison pour laquelle c’est le premier marché aujourd’hui. Ils disposent d’un cadre très clair pour l’exploitation de plusieurs actifs au même endroit et pour la façon dont ils interagissent avec le réseau. Cela signifie que vous pouvez très facilement modifier les accords de raccordement au réseau chaque fois que vous ajoutez une batterie ou une éolienne à une installation photovoltaïque – ou l’inverse. La centralisation des communications rend les choses très fluides. Nous appelons cette pratique les entrées de produits multiples.
Il existe en Espagne une pratique prometteuse qui permet aux développeurs de combiner plus facilement des technologies au sein d’une même connexion au réseau : le gestionnaire de réseau de transport (GRT) définit la différence entre la capacité d’injection dans le cadre d’un contrat de raccordement au réseau et la capacité installée. Si le solaire, l’éolien et les batteries sont combinés dans la même connexion au réseau, cela ne signifie pas que la même quantité sera effectivement injectée, car ils sont complémentaires. Cette pratique améliore considérablement l’analyse de rentabilisation des raccordements au réseau.
« Les batteries seront extrêmement utiles à la fois pour la réponse à la demande à court terme et l’approvisionnement à long terme »
Compte tenu du succès de l’Espagne avec cette pratique, quels sont les obstacles qui empêchent une adoption plus large des systèmes photovoltaïques par batterie et hybrides ?
SD : Le marché solaire espagnol a été principalement tiré par les PPA au cours des deux dernières années. Il n’y a pas eu d’enchères pour l’énergie solaire. La colocation n’a pas non plus fait partie des enchères prévues. L’un des principaux obstacles était que l’obtention d’un financement au titre d’un régime d’aide allait de pair avec des limitations de la tarification du réseau. La situation est similaire au Portugal et en Allemagne. Avec la prise en charge CapEx pour votre batterie et votre système photovoltaïque, la fourniture de services de réseau est limitée, voire impossible. Cela ne profite ni à l’argument d’investissement pour les batteries ni au système énergétique dans son ensemble. L’absence d’un marché de capacité en Espagne, dont la mise en œuvre est prévue l’année prochaine, est également un facteur contributif. Par rapport aux États-Unis, par exemple, il existe un fort marché de capacité qui a stimulé le déploiement des batteries.
Cela signifie-t-il que les marchés de capacité seront un moteur clé pour le déploiement des batteries en Europe au cours des deux prochaines années ?
SD : Il faut s’y attendre. Les batteries seront extrêmement utiles à la fois pour la réponse à la demande à court terme et l’approvisionnement à long terme. Ils permettent de planifier la demande d’électricité des mois à venir, voire de la prochaine saison. Idéalement, vous aimeriez utiliser des batteries dans toutes les plages horaires du marché. Mais cela nécessite les bons signaux.
Quel peut être le rôle des CFD pay-as-produit dans la promotion du PV+BESS ?
SD : Nous avons examiné plus en détail la conception des CFD au Royaume-Uni afin de comprendre le déploiement à grande échelle de l’énergie solaire et des batteries dans ce pays. Ce que le Royaume-Uni fait en termes de conception des contrats, c’est qu’il crée des CFD qui fonctionnent comme des contrats de paiement au fur et à mesure. Cela signifie que la rémunération de l’électricité est basée sur la production produite, et que les paiements ne peuvent être réclamés que pour les exportations directes d’énergies renouvelables. Cela signifie que les exploitants d’installations peuvent charger leurs batteries avec de l’électricité solaire lorsque les prix sont bas ou négatifs. Au Royaume-Uni, les CFD cessent de recevoir une rémunération lorsque les prix sont négatifs. Lorsqu’il y a beaucoup d’électricité dans le système, vous pouvez charger votre batterie avec l’actif solaire et la transférer à des heures ultérieures. La seule exigence est que la production et le stockage soient correctement séparés par le système de comptage. Cela permet aux opérateurs de système et aux régulateurs de mesurer exactement ce qui entre et ce qui sort du système solaire et du système de batterie. Les contrats offrent la flexibilité d’optimiser le flux de revenus et de passer du mode de fonctionnement CFD à la charge et à la répartition des batteries.