Evolution des marchés du stockage dans le monde et perspectives

22/12/2018
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2018-5:24900
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Evolution des marchés du stockage dans le monde et perspectives

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50 ZREE N°5/2018 DOSSIER 1 LE STOCKAGE PAR BATTERIES DANS LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES Corentin Baschet Michael Salomon Clean Horizon Évolution des marchés du stockage dans le monde et perspectives This article tackles the evolution of the stationary storage markets globally based on Clean Horizon’s understanding of the applications and contracts that storage systems benefit from. In the past five years, a couple of markets have demons- trated the interest of having energy storage systems such as PJM, Germany and California. During these years, the electricity market has become more structured as proven by the purchase by large companies of integrators or software compa- nies providing energy management solutions such as Younicos and Greensmith. On the hardware side, the building block of stationary storage solutions became a commodity: lithium ion cells and modules manufacturers have standardized their products which represent more than 98% of the installed capacity in 2017. In the past year, a large number of markets have opened to energy storage solu- tions and the applications have diversified significantly, shifting from frequency regulation to renewable energy integration and capacity firming as the regu- lations evolved to adopt these solutions. Additionally, two main mechanisms have emerged to remunerate storage systems: Power Purchase Agreements for storage coupled to renewable power plants on the one hand, that pays for each kWh injected into the grid, and, on the other hand, capacity contracts that remunerate storage systems for their availability to deliver a service to the grid (such as reserves or capacity mechanisms). Finally, if lithium ion batteries are set to lead the stationary market for the 5 years to come, this time frame could enable other technologies to mature and position themselves as competitors. Indeed, in five years time, Clean Horizon believes that lithium ion batteries price could reach a plateau due to the increa- sing cost of material, therefore leaving room for other technologies to take over. Cet article traite de l’évolution des marchés du stockage fixe à l’échelle mon- diale, en s’appuyant sur la compréhension de Clean Horizon des applications et des contrats bénéficiant de systèmes de stockage. Au cours des cinq der- nières années, plusieurs marchés ont démontré l’intérêt de disposer de sys- tèmes de stockage d’énergie, notamment PJM, l’Allemagne et la Californie. Au cours de cette période, le marché de l’électricité s’est davantage structuré, comme le prouve l’achat par de grandes entreprises d’intégrateurs ou de so- ciétés de logiciels fournissant des solutions de gestion de l’énergie, telles que Younicos et Greensmith. Du côté matériel, les modules constitutifs des solutions de stockage fixes sont devenus une commodité: les fabricants de modules et de cellules lithium-ion ont normalisé leurs produits, qui ont représenté plus de 98 % de la capacité installée en 2017. Au cours de l’année écoulée, un grand nombre de marchés s’est ouvert aux solutions de stockage d’énergie et les applications se sont considérablement diversifiées, passant de la régulation de fréquence à l’intégration des énergies renouvelables et à la consolidation des capacités au fur et à mesure que l’évo- lution des réglementations permettait d’adopter ces solutions. De plus, deux mé- canismes principaux sont apparus pour rémunérer les systèmes de stockage : d’une part les contrats d’achat d’électricité pour des systèmes de stockage cou- plés à des centrales d’énergie renouvelable, rémunérés pour chaque kWh injecté dans le réseau, d’autre part, les contrats de capacité rémunérant les systèmes de stockage à hauteur de leur capacité et de leur disponibilité à fournir des services au réseau tels que des mécanismes de réserve ou de capacité. Enfin, si les batteries lithium-ion sont censées dominer le marché des applications stationnaires pour les cinq prochaines années, ce laps de temps pourrait permettre à d’autres technologies de mûrir et de se positionner en tant que concurrents. En effet, dans cinq ans, Clean Horizon estime que le prix des batteries au lithium ionique pourrait atteindre un plateau en raison du coût croissant des matériaux, laissant ainsi la place à d'autres technologies pour prendre le relais. Electrical and mechanical services department headquarters photovoltaics. Crédit : Wikimedia Commons. REE N°5/2018 Z 51 Évolution des marchés du stockage dans le monde et perspectives Les marchés du stockage se dével- loppent à grande vitesse dans le monde entier, quelles sont les logiques de ce développement et que peut-on présager des marchés futurs ? Introduction Le secteur du stockage d’électricité stationnaire a connu un très fort déve- loppement au cours de ces cinq der- nières années, poussé notamment par l’essor des véhicules électriques qui a permis de réduire le prix des batteries. Cette croissance du marché se caracté- rise par un volume croissant de projets installés dans le monde, qui est pas- sé de 96 MW en 2013 à 658 MW en 2017. Le volume de ce marché a donc été multiplié par plus de six en moins de cinq ans [1]. Cette croissance du marché s’est ac- compagnée d’évolutions des solutions techniques au niveau des applications concernées par le stockage, et de la structuration de la filière et des modèles d’achats. L’analyse de ces tendances et des raisons qui les sous-tendent permet de dégager certaines projections pour les cinq années à venir. Evolution des marchés du stockage au cours des cinq dernières années Quelques marchés ont démon- tré l’intérêt et la fiabilité du stockage pour les réseaux électriques Au cours des cinq dernières années, quelques marchés isolés se sont déve- loppés permettant de disposer de re- tours d’expérience sur des projets com- merciaux à grande échelle et de valider ainsi la fiabilité des systèmes ainsi que leur capacité à répondre aux besoins du réseau électrique. Le déploiement de solutions de stoc- kage commerciales à large échelle a été initié en Californie, en Allemagne – dont le marché s’est ouvert dès 2014 –, dans les îles françaises ou encore dans le réseau nord-américain PJM qui re- groupe 14 états du Nord-Est des Etats- Unis. Dans ce dernier cas, le stockage s’est développé pour assurer le réglage de fréquence. Les premières batteries y ont été installées dès 2011, suite à la mise en place d’un signal neutre en énergie appelé “RegD” qui a été par- ticulièrement bénéfique au stockage, du fait de sa tolérance à la participa- tion de batteries de courtes durées (en moyenne moins de 30 minutes) donc moins coûteuses. Aujourd’hui, 345 MW de stockage sont installés sur ce réseau, auxquels 53 MW devraient s’ajouter dans les prochains semestres. Ce po- tentiel de près de 400 MW de batteries fournit plus de la moitié du volume de l’enchère de réglage de fréquence né- cessaire sur le réseau PJM. Cet engoue- ment pour les batteries prouve qu’elles sont capables de fournir un service au réseau à un coût compétitif avec les technologies traditionnelles comme les centrales thermiques. La brique élémentaire des solu- tions de stockage est devenue une commodité En 2013, le lithium-ion représen- tait déjà 76 % des projets de plus de 500 kW installés dans le monde, comme présenté dans la figure 1, lais- sant les 24 % restants aux autres tech- nologies comme les batteries Na-S ou au plomb, les volants d’inertie, les bat- teries à circulation, les super-capacités et les batteries au zinc. Mais en 2017, Figure 1 : Parts des différentes technologies de stockage installées en 2013 et en 2017 (à l’exclusion des STEP). 52 ZREE N°5/2018 DOSSIER 1 LE STOCKAGE PAR BATTERIES DANS LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES le lithium domine complétement les autres technologies et représente 98 % de la capacité de stockage installée dans le monde. Cette place prééminente du lithium-ion dans le marché du stoc- kage stationnaire s’explique d’abord par la baisse du coût de cette technologie grâce à l’industrialisation de la produc- tion de cellules et de modules pour les véhicules électriques. En effet, la capaci- té de production de batterie Li-ion a été multipliée par presque trois en moins de six ans (28 GWh en 2010 contre 80 GWh produits en 2016 pour toutes les applications confondues1 [2]). Les effets d’économie d’échelle ont fait for- tement diminuer le coût de cette tech- nologie qui présente par ailleurs des avantages techniques indéniables, tels que son rendement, sa densité énergé- tique ou sa durée de vie. Enfin, pour des raisons commerciales, les batteries lithium-ion sont favorisées par les clients finaux du stockage sta- tionnaire car les grands fabricants sont 1 Ces applications incluent les équipements électroniques, l’automobile, le médical et les vélos électriques. des multinationales capables d’offrir des garanties et inspirant la confiance des in- vestisseurs dans les projets de stockage. Ainsi, en cinq ans, les modules de batteries est devenu un marché de commodités pour les intégrateurs qui se fournissent auprès de quelques ven- deurs pour leurs projets de stockage. La figure 2 [1] montre que, sur l’ensemble des projets de stockage ayant recours à la filière lithium-ion et dont les noms des fabricants sont rendus publics, Samsung SDI et LG Chem représentent à eux seuls près des deux tiers des ca- pacités installées entre 2016 et 2018. Le secteur du stockage station- naire se consolide Les rachats d’entreprises montrent une industrie mature Dans le même temps, beaucoup d’acteurs majeurs se sont positionnés sur le segment du stockage station- naire, entraînant ainsi une structura- tion du secteur. Beaucoup d’intégra- teurs de solutions de stockage ou de fournisseurs de systèmes embarqués ont été rachetés par de grands acteurs de l’énergie cherchant à se position- ner dans le secteur du stockage. Cet engouement pour le rachat d’intégra- teurs montre que leur rôle est clé dans cette industrie où la fabrication de mo- dules est très compétitive et l’assem- blage des solutions demande du sa- voir-faire et une bonne compréhension des besoins du client final. La figure 3 présente quelques acquisitions réali- sées entre 2016 et 2018 qui illustrent les mouvements des acteurs dans la chaîne de valeur vers la brique d’inté- gration. Les marchés du stockage ont cru au cours des cinq dernières années La figure 4, représentant les pro- jets de stockage installés chaque an- née entre 2013 et 2017, montre que les marchés se sont diversifiés et que Figure 2 : Parts de marchés des vendeurs de solutions de stockage pour les projets stationnaires installés entre 2016 et 2018. Figure 3 : Acquisitions récentes dans le domaine du stockage d’électricité. REE N°5/2018 Z 53 Évolution des marchés du stockage dans le monde et perspectives les volumes se sont largement accrus au cours de la période. Par exemple, les Etats-Unis qui représentaient plus des deux tiers du marché mondial en 2013, en représentent moins d’un tiers en 2017 et se trouvent quasiment à égalité avec le marché britannique, le Royaume-Uni devenant ainsi le plus grand marché européen. Cette évolu- tion récente du marché britannique s’ex- plique par l’ouverture au stockage du marché du réglage de fréquence (avec notamment l’appel d’offres « enhanced frequency response » de 200 MW). On peut aussi noter le cas de l’Australie, avec entre autres le projet de Tesla de 100 MW en Australie du Sud, ainsi que de nombreux autres projets annoncés à la suite, dans les autres Etats tels que Victoria et Queensland. L’année 2017 a vu aussi éclore plus de 50 MW de projets dans des nou- veaux marchés tels que la République dominicaine, le Chili, les Philippines. Cette tendance à l’ouverture de nou- veaux marchés ne pourra que se confir- mer dans les années à venir. En effet, le stockage a maintenant fait ses preuves et est reconnu par les gestionnaires de réseau et les producteurs d’électricité comme un outil permettant de fournir des services au système électrique à des prix compétitifs. La seule barrière limitant l’ouverture de ces nouveaux marchés est le besoin d’adaptation des règles de marché et des réglementations en vigueur pour les opérateurs des systèmes électriques. Cependant, les premiers retours d’ex- périence aidant, les régulateurs dans la plupart des pays commencent à s’inté- resser et à légiférer sur le sujet du stoc- kage. Des tendances des marchés du stockage se dessinent pour les années à venir Les applications vont se diver- sifier et la durée de stockage installée va augmenter S’il existe de nombreuses applications possibles pour le stockage, les modèles d’affaires se développent plus rapide- ment pour certaines d’entre elles, no- tamment du fait des structures de coûts associées aux technologies de batteries. Pour une batterie lithium-ion, augmenter le dimensionnement en énergie revient à ajouter plus de modules et augmente donc significativement le coût du pro- jet. A l’inverse, dans une batterie à flux, augmenter l’énergie stockée nécessite simplement d’ajouter du volume d’élec- trolyte d’un coût relativement faible et le coût marginal de l’heure de stockage ad- ditionnelle est ainsi moins élevé. Les applications intensives en puis- sance et nécessitant des durées de stockage d’une heure ou moins ont été les premières à bénéficier de modèles économiques viables et jouissent donc des plus forts déploiements, comme il- lustré sur la figure 5. En effet, le réglage de fréquence est l’application la plus visée par les systèmes de stockage Figure 4 : Capacité de stockage installée par territoire géographie entre 2013 et 2017. Figure 5 : Répartition des applications des systèmes de stockage installés dans le monde en 2018 par continent. 54 ZREE N°5/2018 DOSSIER 1 LE STOCKAGE PAR BATTERIES DANS LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES installés dans le monde. Le report de charge se place comme seconde ap- plication avec comme championne la Californie et ses systèmes de stockage de quatre heures qui sont installés pour pallier la fuite de gaz d’Aliso Canyon ainsi que dans le cadre de l’application de la loi AB2514 obligeant les fournis- seurs à installer des systèmes de stoc- kage dans la région. La troisième ap- plication la plus visée est l’intégration des renouvelables, avec des systèmes de stockage installés sur le même site qu’une centrale éolienne ou solaire de manière à lisser l’injection sur le réseau de l’électricité produite. Si l’on s’intéresse aux projets de plus de 500 kW annoncés mais qui ne sont pas encore installés, et aux applications que les développeurs ont annoncé vou- loir viser avec ces projets, la figure 6 montre que les applications devraient se diversifier. Ceci est le cas aux USA et en Australie, avec l’installation prévue de nombreuses centrales couplant solaire et stockage. Le réglage de fréquence demeure cependant une opportunité importante, notamment aux Etats-Unis et en Europe. Enfin, les différentes en- chères de capacité en Grande Bretagne devraient conduire au développement de plus de 500 MW de projets dans les années à venir. Cette diversification des applications devrait s’accompagner de l’augmenta- tion des durées de stockage des sys- tèmes installés, et ce pour plusieurs raisons. La première est liée aux appli- cations visées par les développeurs. En effet les applications telles que l’inté- gration de l’énergie solaire, le report de charge et la réduction de la facture des consommateurs industriels requièrent typiquement des durées de stockage de plus de deux heures. Ensuite, le prix des modules baissant structurellement pour les cinq années à venir, le coût margi- nal du kWh de stockage par site dimi- nue. Enfin, de nouvelles opportunités s’ouvrent pour le stockage avec l’évolu- tion des réglementations, permettant la participation du stockage à de nouveaux marchés d’énergie comme les méca- nismes d’ajustement ou l’arbitrage sur les marchés de gros de l’électricité. Cette tendance s’illustre par exemple par le projet de 4 heures à Bristol (Royaume Uni) de Hazel Capital qui a été lauréat du marché de capacité et a emporté un contrat de capacité de 15 ans à compter de l’hiver 2021. Ce projet de 30 MW/120 MWh cherchera probablement à faire de l’arbitrage sur le mécanisme d’ajustement ou sur les marchés de gros qui nécessitent des durées de stockage plus longues que le réglage de fréquence. Le fait que les investisseurs se tournent vers ces nou- velles opportunités est aussi accentué par le fait que le marché de réglage de fréquence en Grande-Bretagne est satu- ré, ce qui a entraîné une chute des prix ces deux dernières années pour cette application. Deux modèles d’achats distincts se mettent en place pour les systèmes de stockage Les multiples applications du stockage stationnaire à grande échelle (plus de 500 kW) voient deux modes de rémuné- ration distincts s’imposer comme moyens de contractualiser un système de stoc- kage : s UNPAIEMENTÌLÏNERGIEPRODUITE PAR exemple pour une centrale combinant énergie renouvelable intermittente et stockage ou pour un système de stockage arbitrant sur les marchés de l’énergie ; s UNPAIEMENTÌLAPUISSANCEDISPONIBLE pour un service système, comme le réglage de fréquence. Contrat d’achat de l’énergie pour une centrale renouvelables + stockage : vers des contrats longs L’application « intégration des énergies renouvelables » illustrée par la figure 6, présente les MW de projets de stockage de grande échelle (>500 kW) annoncés dans le monde. Ces projets de stockage ont un mode opératoire qui dépend di- rectement de la production de renouve- lable localisée sur le même site.2 2 Il existe en effet des projets couplant éner- gies renouvelables et stockage mais dont l’opération est parfaitement disjointe, c’est par exemple le cas de la centrale de 22 MW /16,5 MWh de Vatenfall à Pen y Cymoedd [4] qui est installée sur un site éolien de 228 MW mais qui ne sert qu’à fournir du réglage de fréquence et non à pallier directement l’inter- mittence de la production des éoliennes atte- nantes. Figure 6 : Applications visées par les systèmes de stockage annoncés et non construits, par continent. REE N°5/2018 Z 55 Évolution des marchés du stockage dans le monde et perspectives Les contrats d’achats à l’énergie (en F/MWh) qui permettent le déploie- ment de stockage et renouvelables sont souvent appelées Power Purchase Agreement (PPA), comme dans le cas de centrales solaires seules, bien qu’il y ait entre stockage et production une différence fondamentale : le profil d’in- jection compte et la rémunération peut être variable suivant les heures d’injec- tion. C’est par exemple le cas dans les îles françaises ou encore dans celui du projet de Tucson Electric Power en Arizona qui a obtenu un contrat d’achat de l’énergie sur 20 ans à 45 USD/MWh pour une centrale de 100 MWp de pro- duction solaire et 30 MW/120 MWh de stockage. Ces contrats valorisent l’éner- gie fournie à la pointe (souvent le soir) et sont établis sur l’ensemble de la du- rée de vie des systèmes (souvent 10 ou 20 ans). Ces contrats devraient se développer dans les années à venir et permettre à beaucoup de projets de voir le jour particulièrement dans les régions où le profil de demande ne correspond pas au profil d’irradiation solaire. Paiement à la capacité pour les services systèmes : vers des durées de contrat courtes Le deuxième type de contrats qui s’est imposé dans les différents mar- chés consiste en un paiement à l’heure, la journée ou la semaine et lié à la ca- pacité d’un système de stockage mis à disposition. Autrement dit le paiement ne dépend pas de la quantité d’énergie qui est injectée ou soutirée mais simple- ment de l’opération du système suivant une consigne donnée. Ces contrats sont typiquement ceux qui sont signés pour des services de réglage de fréquence. La tendance observée sur l’évolution de ces contrats ne porte pas sur leur structure mais sur leur durée. En effet, les régulateurs des marchés tendent à réduire la durée des contrats afin de garantir l’achat des services au meilleur prix, car des courtes durées permettent à un maximum d’acteurs de participer. Un tel mouvement vers des contrats courts s’observe notamment dans l’en- chère de réserve primaire en Allemagne et dans cinq pays frontaliers dont la France, pour laquelle les contrats sont actuellement hebdomadaires mais de- viendront journaliers en novembre 2018 et ne dureront plus que quatre heures au premier juillet 2020 [3]. Une relève pour le lithium-ion pourrait-elle commencer à se dessiner dans cinq ans ? La batterie lithium-ion a bénéficié des réductions de coût liées au véhi- cule électrique et s’est imposée comme la solution la plus économique. D’ici Figure 7 : Coûts de matériaux associés à la fabrication d’une cellule NMC. LES AUTEURS Corentin Baschet est ingénieur de l’Ecole des ponts et chaussées et est diplômé d’un master en énergies renouvelables à l’Imperial College à Londres. Il a re- joint Clean Horizon début 2016, une société de conseil spécialisée dans le stockage d’électricité où il travaille en tant qu’analyste ainsi qu’en déve- loppeur d’affaires. Michaël Salomon est ingénieur de l’Ecole des mines ParisTech et de Stanford. Après avoir été quelques années consul- tant chez McKinsey à Paris, il a fondé Clean Horizon Consulting en 2009 pour fournir des services de bureau d’étude technique sur les systèmes de stockage et analyser le dévelop- pement des marchés à la maille mondiale. 56 ZREE N°5/2018 DOSSIER 1 LE STOCKAGE PAR BATTERIES DANS LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES 2023, il est probable que le coût de ces batteries se rapprochera de son asymp- tote basse et deviendra très largement exposé aux fluctuations des cours des matières premières. La figure 7 montre que le cobalt re- présente aujourd’hui 21 % du coût des matériaux d’une cellule de batterie li- thium-ion de la famille NMC 1-1-1 (c’est- à-dire que les métaux nickel, manganèse et cobalt sont présents dans des propor- tions stœchiométriques), soit deux fois plus que le lithium en se fondant sur les coûts actuels de matériaux. Les prix du cobalt ont été multipliés par plus de quatre entre 2016 et 2018 [5], ce qui peut être expliqué par la faible diversité des pays exploitant ce minerai : la répu- blique du Congo assure à elle seule en 2016 plus de la moitié de la production mondiale de cobalt [6]. Les fabricants de batteries se tournent vers des configurations réduisant la quantité de cobalt comme 5-3-2 ou 6-2-2 qui sont déjà utilisés pour les vé- hicules électriques afin de réduire les coûts de matériaux. Cette réduction de la quantité de cobalt a pour effet inverse d’augmenter les coûts de fabrication par rapport à la configuration 1-1-1. En effet, le marché du stationnaire a 3 à 5 ans de retard sur le marché des véhicules élec- triques, ce qui devrait permettre aux configurations 5-3-2 et 6-2-2 d’arriver dans le stationnaire d’ici 2 à 3 ans et des configurations innovantes comme 8-1-1 actuellement en cours de développe- ment d’ici 3 à 5 ans. Ainsi, il reste à voir si dans cinq ans, une technologie concurrente du lithium- ion, peut-être poussée par une autre industrie, pourrait remettre en cause sa suprématie. Un tel bouleversement est possible, au vu notamment de la rapidité avec laquelle le paysage a changé depuis 2013 : il est cependant éminemment dépendant de la capacité de ces nouvelles technologies à offrir des coûts à la fois plus faibles que le lith- ium-ion et plus robustes face à l’évolu- tion des coûts des matières premières, tout en offrant des performances au moins comparables. Bibliographie [1] Base de données de Clean Horizon, 2018 [2] Rapport Avicenne 2017 [3] TSOs proposal following EU regula- tion from 2nd August 2017 [4] https://corporate.vattenfall.co.uk/ projects/batterypyc/ [5] https://minerals.usgs.gov/minerals/ pubs/commodity/cobalt/mcs-2018- cobal.pdf [6] h t t p s : / / w w w . l m e . c o m / e n - G B / M e t a l s / M i n o r- m e t a l s / Cobalt#tabIndex=0] Configuration NMC 1-1-1 5-3-2 6-2-2 8-1-1 Proportion de cobalt dans la cathode (mol) 33% 20 % 20 % 10 % Statut commercial Dans les véhicules électriques et le stationnaire Dans les véhicules électriques Dans les véhicules électriques Pas encore commer- cialisé Tableau 1 : Configurations de batteries NMC, part de cobalt et pénétration des marchés.