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[Entretien] Le stockage est-il rentable sur les projets solaires ?

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Corentin est le responsable des activités d’analyse de marché de la société de conseil spécialisée sur le stockage Clean Horizon. Il agit, à ce titre, en tant que chef de projet sur les projets clés d’analyse de marché. Depuis qu’il a rejoint Clean Horizon en 2016, Corentin a aidé plus de 100 clients à comprendre comment le stockage d’énergie peut apporter de la valeur à leur portefeuille. Il contribue au développement commercial de l’entreprise.

pv magazine France : Les installations stockage+solaire sont assez courantes sur le marché résidentiel mais la question du stockage à grande échelle se pose de plus en plus, et notamment pour les développeurs et exploitants de centrales solaires. Concrètement et en France, quels sont les différents types de revenus auxquels un exploitant/développeur d’actif de stockage peut prétendre ?

Corentin Baschet : Il y a aujourd’hui en Allemagne plus de 500 000 systèmes de stockage résidentiel couplés avec du photovoltaïque. Cela signifie qu’il y a l’équivalent de 2.5 GW de batteries résidentielles en Allemagne seulement – l’équivalent d’une centrale nucléaire ! Le marché français du stockage résidentiel est aujourd’hui anecdotique en comparaison, ce qui s’explique notamment par des prix de l’électricité plus bas en France ainsi que par l’absence de subvention pour l’installation de batteries chez les particuliers. Pour ce qui est des grandes centrales solaires au sol aujourd’hui en Allemagne et en France, le couplage à du photovoltaïque relève encore de l’exception.

Aujourd’hui il y a près de 500 MW de batteries installées en Allemagne et 300 MW installés en France métropolitaine qui sont pour la plupart des systèmes de stockage seuls connectés au réseau de distribution ou de transport.

Les modèles économiques associés à ces systèmes de stockage reposent sur la fourniture de services systèmes au réseau de transport, (dont les services de réserve primaire et secondaire) mais aussi l’achat et vente d’électricité sur le mécanisme d’ajustement et les marchés de gros de l’électricité. Le marché français a aussi la spécificité d’avoir un mécanisme de capacité rémunérant les batteries un prix fixe annuel.

En 2021, le gouvernement allemand a lancé les premiers appels d’offre (nommés appel d’offre innovation) dédiés à des systèmes PV plus stockage. Ces appels d’offre requièrent l’installation de 1MW/ 2 MWh de stockage pour 3MWp de PV et garantissent un premium sur l’énergie vendue sur le marché. Ces enchères sont renouvelées tous les ans avec des volumes croissants de 500 MW de PV en 2021 à 850 MW en 2028 : de quoi garantir l’arrivé de projets hybrides outre-Rhin pour quelques années. Côté français, ce type de subventions pour des systèmes hybrides n’existent pas. Cependant certains acteurs comme ZE Energy développent des projets PV plus stockage avec des corporate PPA, bien que ces projets soient actuellement rares, leur nombre devrait croître à l’avenir !

Quels sont les avantages à développer des projets hybrides par rapport au stockage seul ?

Les avantages des projets hybrides sont assez clairs : réduction des frais de connexion au réseau, mutualisation du foncier entre les deux actifs et moins de frais de réseau pour l’électricité chargée dans la batterie. Mais ces avantages ont un coût: le fait que la connexion soit partagée nécessite de faire des arbitrages quant à son utilisation puisque la batterie et le PV ne pourront pas injecter tous les deux simultanément sur le réseau à leur puissance nominale. Puisque les coûts de connexion sont spécifiques au projet et que les visions futures des marchés de gros de l’électricité changent d’un acteur à l’autre il n’y a pas de réponse unique et il faut faire l’étude économique associée à chaque projet pour trancher quant à la rentabilité de ces systèmes.

Quelles dynamiques de développement observez-vous en France métropolitaine aujourd’hui sur le marché du stockage couplé aux EnR à l’échelle commerciale/industrielle ? 

Aujourd’hui en France il y a encore très peu de stockage lié à des renouvelables chez les commerciaux et industriels, les fabricants comme SMA viennent tout juste de lancer leurs produits pour ce segment sur un marché qui en est à ses balbutiements.

Dans les ZNI, les problématiques sont un peu différentes… Pouvez-vous nous en dire plus ?

Les zones non interconnectées (ZNI) sont des territoires français peu mal interconnectés, on compte parmi eux parmi eux la Guadeloupe, Martinique, Corse, Guyane, La Réunion et Mayotte. Dans ces géographies, les réglementations sont très différentes puisqu’il n’y a pas de logique de marché et que la chaîne de valeur de l’électricité est verticalement intégrée et les pénétrations d’énergie renouvelable intermittente pose déjà certains problèmes aux opérateurs de réseau électrique. La loi de transition énergétique prévoit avec ambition que ces territoires soient autonomes en énergie en 2030. C’est dans ce contexte que le gouvernement français a depuis 2012 créé des enchères pour des systèmes hybrides donnant lieu au déploiement de près de 300 MW de PV couplé à au moins 150MW / 150 MWh de stockage. Ces projets ont des contrats sécurisés d’achat de l’électricité (PPA) sur des durées de 20 à 25 ans avec EDF SEI et ne sont pas exposés aux risques de marchés à l’instar de la plupart des projets de stockage seuls en métropole aujourd’hui.

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