Ben Hertz Shargel, responsable mondial de Grid Edge chez Wood Mackenzie
Les technologies et innovations distribuées connues collectivement sous le nom de périphérie du réseau feront partie intégrante de l'alimentation efficace d'un monde électrifié. Alors, d'où viendra le capital pour le financer ? Et quel rôle les services publics joueront-ils dans son avenir ?
L'augmentation de l'électrification et la croissance spectaculaire des ressources énergétiques distribuées, telles que l'énergie solaire sur les toits, représentent un doublement de la dépendance de la société vis-à-vis du réseau électrique. Dans le même temps, les catastrophes naturelles, les phénomènes météorologiques extrêmes et la hausse des prix du carburant exercent une pression sans précédent sur les infrastructures existantes.
Recâblage du réseau
Des centaines de milliards de dollars seront nécessaires pour améliorer la transmission régionale et interrégionale, permettant à la population et aux centres commerciaux d'accéder à une énergie propre produite à des centaines voire des milliers de kilomètres, là où la ressource naturelle existe. Les nouvelles technologies d'amélioration du réseau (GET) telles que les technologies de flux d'énergie dynamique et d'évaluation des lignes seront inestimables pour maximiser la capacité des lignes de transmission. Pendant ce temps, les compteurs intelligents - une exigence pour des tarifs de services publics avancés, une facturation efficace et des informations sur la consommation d'énergie des clients - doivent être entièrement déployés. Jusqu'à présent, après des dizaines de milliards de dollars investis, seulement 63 % des foyers et des entreprises ont un compteur intelligent installé.
Construire de nouvelles classes d'infrastructures
Cependant, investir dans les réseaux de transport et de distribution n'est qu'un début. Les demandes des clients en matière d'électrification des bâtiments et des transports, de production décentralisée et de résilience énergétique nécessitent de nouvelles classes d'infrastructures en périphérie du réseau :
Bornes de recharge pour VE : Plus de 36 millions de véhicules électriques seront en circulation aux États-Unis d'ici 2030 ; la recharge à domicile prédominera, mais une infrastructure de recharge publique robuste sera nécessaire pour les conducteurs qui n'ont pas accès au stationnement hors voirie ou qui voyagent.
Micro-réseaux : Les entreprises, les gouvernements, les établissements d'enseignement et les centres de population à risque exigent de plus en plus des micro-réseaux pour fournir une alimentation de secours lorsque le réseau tombe en panne.
Stockage de la batterie: Le stockage « derrière le compteur » dans les foyers et les entreprises est de plus en plus utilisé non seulement par le client final pour la résilience et les économies de factures, mais aussi par les services publics en tant que capacité énergétique locale à faible émission de carbone lorsque leur réseau est limité.
Comment sera-t-il payé ?
Les dépenses annuelles consacrées aux infrastructures de périphérie de réseau non traditionnelles devraient atteindre 20 milliards de dollars américains d'ici 2026 (voir la répartition du marché ci-dessous).
Projection de la taille du marché des bordures de réseau aux États-Unis en 2026 par type
Infrastructure de recharge des véhicules électriques (ECVI)
10.1bn USD
Entreposage résidentiel
6.0bn USD
Microgrids
4.2bn USD
Entreposage commercial et industriel (C&I)
1.7bn USD
Une question clé est d'où viendra le capital pour financer cette nouvelle infrastructure ? Il existe trois options principales : les clients finaux, les capitaux privés ou les services publics.
Responsabiliser les clients finaux
Une option consiste pour les propriétaires et les entreprises à posséder les actifs qui les desservent localement. Cependant, le coût du capital est élevé pour les clients finaux, qui sont souvent incapables de payer le coût initial. De plus, la propriété des actifs s'accompagne de responsabilités de maintenance et d'exploitation pour une technologie de plus en plus complexe. Bien que cela puisse être sous-traité, l'achat de l'actif expose le client à des risques liés à la performance et à la durée de vie de l'actif.
Faire appel à des capitaux privés
Une deuxième possibilité est que les fonds de capital-investissement, les gestionnaires d'actifs et d'autres investisseurs fournissent les capitaux nécessaires. Le capital des investisseurs est déployé par les développeurs de ressources énergétiques distribuées (DER) à travers ce que l'on appelle généralement des offres « energy-as-a-service ». Dans ce modèle, l'investisseur finance l'installation et conserve l'actif dans son bilan, tandis que le client paie des frais de service récurrents pour l'utiliser. Il s'agit généralement d'une solution clé en main, les frais de service couvrant les opérations, la maintenance et même les mises à niveau des actifs. Les sociétés de capital-investissement et les fournisseurs de technologie créent souvent des coentreprises, qui agissent comme un développeur avec un énorme bilan.
Dans l'espace des micro-réseaux, la part de marché de cette approche est passée de 18 % en 2019 à 44 % en 2022. Pendant ce temps, malgré la baisse du coût de possession, l'énorme prime de prix initiale pour les véhicules électriques rend le modèle de flotte en tant que service critique pour les startups cherchant à électrifier les petites flottes de véhicules utilitaires et de bus.
L'un des avantages du modèle d'énergie en tant que service pour les développeurs est qu'ils sont libres de monétiser l'actif en offrant des services énergétiques sophistiqués aux services publics ou au marché de gros de l'électricité. Bien qu'il s'agisse de flux de valeur risqués, certains développeurs sont prêts à les souscrire, réduisant ainsi les frais de service aux clients en fonction des revenus attendus sur la durée du contrat.
Une autre possibilité consiste à céder les actifs sous forme de titres adossés à des actifs, permettant à d'autres d'investir dans des tranches en fonction de leur tolérance au risque. Les détaillants solaires le font déjà pour les contrats d'achat d'électricité (PPA) et les baux qu'ils vendent aux foyers et aux entreprises au lieu de leur vendre le système solaire pur et simple.
L'un des défis est que l'infrastructure de périphérie du réseau doit rivaliser pour le capital avec des investissements renouvelables coûteux et à grande échelle. Les projets sont plus petits et plus risqués que les fonds d'infrastructure auxquels ils sont habitués, tandis que les taux de rendement peuvent ne pas satisfaire leur tolérance au risque - en particulier pour les bornes de recharge pour véhicules électriques, qui souffrent actuellement de factures de services publics élevées mais d'une faible utilisation.
Il convient également de noter que les propriétaires optent de plus en plus pour des prêts à faible taux d'intérêt plutôt que pour des PPA. Cependant, l'APP
Miser sur les services publics
Une troisième option consiste pour les services publics à financer des projets de périphérie de réseau. Dans presque tous les États, les services publics appartenant à des investisseurs (IOU) sont incités à faire des investissements en capital, sur lesquels ils peuvent obtenir un taux de rendement réglementé. En règle générale, ces investissements concernent les poteaux et les câbles, mais les services publics ambitieux considèrent de plus en plus l'infrastructure de périphérie du réseau comme une opportunité de revenus.
Dix-huit services publics aux États-Unis et au Canada ont mis en place leurs propres réseaux publics de recharge de véhicules électriques, tandis qu'au moins quatre ont demandé l'approbation réglementaire pour des offres de résilience en tant que service - où ils posséderaient et exploiteraient des batteries installées chez les clients. Et 27 États américains – tous situés sur la côte ouest ou dans le sud-est – ont des services publics qui ont déployé des micro-réseaux. En même temps qu'ils investissent dans ces actifs qui génèrent un rendement réglementé, de nombreux services publics ont essaimé leurs activités non réglementées, dont les investissements comportent des risques.
Les partisans soutiennent que l'infrastructure de périphérie du réseau est un bien public dont le coût devrait être supporté par tous les abonnés des services publics. Les opposants craignent que les services publics n'étouffent la concurrence en affirmant leur pouvoir de marché. De plus, il peut être difficile de justifier que les contribuables paient la facture d'un actif alors que des capitaux privés sont prêts à le financer.
Utilitaires en tant qu'opérateurs
L'alternative aux services publics possédant une infrastructure de périphérie de réseau est la tendance bien établie à tirer parti des actifs tiers - des thermostats intelligents résidentiels aux systèmes de batterie à l'échelle des services publics - pour répondre à leurs besoins de fiabilité de manière rentable. Dans les programmes d'apport de votre propre appareil (BYOD), par exemple, les clients des services publics peuvent inscrire leur thermostat, leur batterie, leur chargeur de VE, leur VE lui-même ou même un chauffe-eau connecté pour fournir des services de réseau au service public.
Alors que les clients continuent d'adopter des ressources énergétiques distribuées et cherchent à les monétiser, il peut devenir plus difficile pour les décideurs politiques et les régulateurs d'éviter l'approche consistant à tirer parti des actifs existants plutôt que de compenser les services publics pour construire les leurs. Les juridictions qui sont soit des îlots électriques ou qui font face à une adoption particulièrement rapide des ressources distribuées sont à l'avant-garde de l'évolution vers des approches réglementaires alternatives qui soutiennent ce modèle.
En Californie, la Public Utility Commission a décidé qu'à l'avenir, les services publics ne pourraient investir que dans l'infrastructure électrique derrière les bornes de recharge, laissant l'investissement dans les bornes elles-mêmes à d'autres entreprises. L'État a également promulgué un cadre qui oblige les services publics à se procurer des services de réseau auprès de tiers, et envisage de découpler entièrement les revenus des services publics de l'investissement en capital dans une procédure réglementaire historique.
À Hawaï, les régulateurs sont allés encore plus loin en adoptant un nouveau paradigme de tarification basé sur la performance qui pénalise services publics pour posséder des actifs de production plutôt que de se procurer le service de réseau auprès de tiers. D'autres juridictions peuvent évoluer dans cette direction à mesure qu'elles approchent de leurs propres points de basculement de l'adoption de l'énergie distribuée.
Les services publics sont motivés, mais attention au capital-investissement
Il est peu probable que les propriétaires et les entreprises soient en mesure de financer les investissements substantiels dans les infrastructures de périphérie du réseau nécessaires pour décarboner le réseau tout en permettant une électrification généralisée et en garantissant la fiabilité. Cela laisse la responsabilité – et l'opportunité – aux marchés de capitaux privés et aux services publics.
À moins que la réglementation conventionnelle qui récompense les services publics pour leurs investissements dans les infrastructures ne soit réformée, les entreprises de services publics poursuivront agressivement ces types d'investissements. Cependant, tous les regards devraient être tournés vers la volonté de grands fonds de capital-investissement de se manifester. En investissant à grande échelle dans l'infrastructure de périphérie du réseau, les fonds signaleront sans équivoque aux décideurs politiques et aux régulateurs qu'ils sont prêts à financer la transition énergétique.
Ben prendra la parole à Sommet de l'innovation Grid Edge de Wood Mackenzie à Phoenix, en décembre. Cliquez ici pour en savoir plus.
Source : https://www.forbes.com/sites/woodmackenzie/2022/11/26/grid-edge-infrastructure-powering-the-energy-transition/