Tendances émergentes en matière d'énergies renouvelables à l'échelle du service public

18 février 2021

Par Sohinaz Sotoudeh, directeur principal - Origine et marketing de puissance
EDF Renewables Amérique du Nord

Face à la multiplication des appels en faveur d'un déploiement accru des énergies propres et à la baisse constante du coût des énergies renouvelables, les entreprises de services publics ont augmenté la part des énergies renouvelables dans leurs portefeuilles de production. Le maintien de la fiabilité du réseau électrique et l'optimisation de la valeur pour le contribuable sont d'une importance capitale pour les services publics, deux objectifs qui les rendent intrinsèquement réticents au risque et soucieux de contrôler leur propre destin. Cette situation semble être à l'origine de deux tendances émergentes dans le domaine des énergies renouvelables à l'échelle des services publics.

La première tendance à surveiller est la manière dont les services publics ajoutent la production d'énergie renouvelable à leurs portefeuilles. Elles ont essentiellement trois options : 1) développer et construire elles-mêmes des projets ; 2) acheter de l'énergie à des producteurs indépendants d'électricité (IPP) ; ou 3) conclure des accords de construction-transfert (BTA), un type de structure contractuelle dans laquelle un acheteur s'engage à acquérir un actif de production auprès d'un développeur une fois que l'actif est en exploitation commerciale. Ces dernières années, on a constaté une augmentation de l'utilisation des accords de construction et de transfert pour les actifs renouvelables, combinée à des changements dans la structure de ces contrats qui favorisent les grands développeurs de projets établis.

Pour la plupart des développeurs de projets éoliens et solaires, l'exécution d'un BTA avec un acheteur solvable est essentielle pour pouvoir obtenir un financement de la construction, et ces structures contractuelles sont une pierre angulaire du développement des projets renouvelables depuis de nombreuses années. Pour leur part, les services publics apprécient les BTA car ils leur donnent la possibilité de placer ces actifs dans leur portefeuille. base tarifaire.

Cependant, l'accent mis par les services publics sur la valeur ajoutée pour les contribuables signifie qu'ils veulent s'assurer que les projets sont achevés dans les délais et sans surprises. Cela les a amenées à modifier les conditions des accords BTA de manière à favoriser les promoteurs établis qui ont des antécédents solides et des bilans robustes. À l'avenir, cela pourrait signifier que des promoteurs plus petits et moins expérimentés devront s'associer à des promoteurs plus grands et plus expérimentés pour que leurs projets soient des candidats viables à l'acquisition par les services publics.

Les BTA pour les énergies renouvelables profitent aux contribuables de deux façons : premièrement, l'énergie solaire et éolienne est la source la moins coûteuse de nouvelles ressources de production dans l'ensemble. Deuxièmement, les énergies renouvelables non polluantes remplacent les combustibles fossiles, ce qui est bon pour l'environnement et la santé publique.

D'un point de vue historique, cette tendance vers les BTA peut être considérée comme faisant partie d'un cycle plus large qui s'est déroulé au fil du temps. Au départ, toutes les centrales électriques appartenaient aux services publics. L'avènement de la déréglementation a amené des développeurs indépendants sur le marché et les services publics ont signé des accords d'achat d'électricité (AAE) avec les IPP, mais n'ont pas acquis les actifs sous-jacents. Les compagnies d'électricité se sont ensuite rendu compte qu'elles pouvaient elles aussi développer et posséder des actifs renouvelables, ce qu'elles ont fait - jusqu'à ce que les régulateurs d'État s'inquiètent d'un manque de concurrence et reviennent en faveur d'un approvisionnement basé sur les PPA. Aujourd'hui, les entreprises de services publics qui cherchent à tirer parti des avantages à long terme de la possession d'une production sans frais de combustible se tournent à nouveau vers la propriété d'actifs renouvelables.

La deuxième tendance à souligner est l'utilisation de contrats d'achat ferme pour les énergies renouvelables, en particulier les installations solaires et de stockage. Utilisé depuis longtemps pour les centrales électriques au gaz naturel, le contrat d'achat ferme est un type de contrat d'enlèvement dans lequel l'acheteur paie au vendeur un montant fixe pour "louer" effectivement un actif de production au propriétaire. Le propriétaire est responsable de l'exploitation et de l'entretien de l'actif ainsi que de sa disponibilité, tandis que l'acheteur contrôle sa répartition et assume les coûts de l'installation. risque de base et de compression.

Pour les centrales de pointe à gaz à cycle combiné qui peuvent produire de l'électricité à la demande, la proposition est assez simple. Les signaux d'envoi de la compagnie d'électricité ou de l'opérateur du réseau sont émis en temps réel ou sur la base d'un jour à venir, et la centrale fournit également des mises à jour de la disponibilité en temps réel et sur la base d'un jour à venir.

Avec une ressource renouvelable intermittente comme le solaire, les choses sont légèrement différentes. Une installation solaire dépend de la puissance de la ressource à un moment donné et n'est pas intrinsèquement répartissable, mais le stockage sur batterie change la donne. Comme pour une centrale à gaz, le service public envoie un signal de répartition lorsqu'il a besoin d'énergie, et l'installation solaire avec stockage répond, soit par une production en temps réel, soit par l'énergie stockée dans la batterie. Si l'installation solaire a la capacité de produire de l'électricité mais que cette énergie n'est pas nécessaire, elle peut être stockée dans la batterie. Si la batterie est pleine et qu'aucune énergie supplémentaire n'est nécessaire, l'installation solaire doit réduire sa production jusqu'à ce que l'énergie soit nécessaire.

Les services publics se concentrent sur la fiabilité, et la capacité de contrôler et de répartir les ressources intermittentes est donc un élément qu'ils apprécient.

S'ils sont structurés correctement, les accords de péage peuvent être une solution gagnante pour les services publics, les contribuables et les propriétaires d'installations de production d'énergie renouvelable. En particulier dans les marchés qui reposent sur des accords bilatéraux entre les services publics et les IPP (qui sont différents des marchés structurés autour d'un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre). ISO ou RTO), les services publics disposent de beaucoup plus d'informations sur la disponibilité et la congestion du réseau de transport, de sorte qu'ils contrôlent généralement la répartition de tous leurs actifs de production. Dans de nombreux cas, le service public est mieux placé pour optimiser le système, tandis que l'IPP est mieux placé pour exploiter et entretenir de manière rentable l'actif renouvelable, ce qui permet de maintenir les coûts au plus bas et de maximiser la production d'énergie propre.

La question de savoir si et comment les accords de péage fonctionneront pour les énergies renouvelables reste ouverte. En 2017, puis en 2019, Hawaiian Electric a été la première entreprise de services publics à lancer un appel d'offres pour les énergies renouvelables répartissables sur la base d'un contrat de péage. Plusieurs contrats ont finalement été attribués, et lorsque les installations gagnantes seront construites et deviendront opérationnelles, cela permettra de tester la validité de cette structure. Au moins deux autres appels d'offres pour des installations solaires et de stockage répartissables ont été lancés par la suite.

Le temps nous dira si ces tendances se poursuivront et comment elles pourraient façonner l'industrie des énergies renouvelables de demain, mais elles témoignent du fait que les énergies renouvelables sont passées du statut d'énergie "alternative" à celui de pilier des portefeuilles des services publics.

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