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02/01/2018

L’hybride diesel à la conquête des nouveaux marchés de l’électrification

32 milliards de dollars par an : c’est le montant total des investissements à réaliser d’ici 2030 pour développer, au niveau international, l’accès à l’électricité des zones isolées selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE). Dans un contexte de transition, l’électrification décentralisée est en passe de devenir le modèle de référence et constitue aujourd’hui une réelle opportunité de positionnement pour les énergéticiens. Tenant compte de ce potentiel, un nouveau marché se développe autour des systèmes hybrides et plusieurs acteurs commencent à élaborer des offres, dont certaines sont déjà sur le marché.

Le système hybride associe deux technologies pour s’adapter à de multiples usages

La technologie hybride, composée d’un groupe électrogène thermique (généralement diesel) associé à une source renouvelable intermittente, permet une production fiable et flexible d’une électricité de qualité. Le groupe électrogène thermique permet de fournir de l’énergie quand la production d’origine renouvelable est nulle. Alliant sécurité d’approvisionnement et diminution de l’empreinte carbone, le système hybride adresse les principaux enjeux actuels du marché de l’électricité. Il présente également une structure de coûts plus souple que celles des installations thermiques ou renouvelables prises séparément, en équilibrant les dépenses d’investissements (CAPEX) et les dépenses d’exploitation (OPEX) sur la durée du projet, apportant plus de flexibilité aux investisseurs.

Ces systèmes sont d’autant plus plébiscités qu’ils peuvent être dimensionnés en fonction des besoins en électricité des usagers (du kW au MW). Ils s’adaptent donc à un ensemble de secteurs très variés opérant dans des zones isolées des réseaux électriques nationaux, que ce soit pour l’électrification rurale domestique ou pour les secteurs commerciaux et industriels (C&I). Quatre segments du secteur C&I se distinguent particulièrement par leur recours à l’auto-approvisionnement électrique en zone isolée : les industries extractives, manufacturières, l’agriculture et l’hôtellerie.

Pour remédier aux difficultés liées à des réseaux électriques insuffisamment développés (off-grid) ou peu performants (bad-grid), ces professionnels ont aujourd’hui de plus en plus recours à l’autoproduction pour soutenir leur croissance. Le secteur minier sub-saharien constitue par exemple un marché de choix pour l’hybride diesel : il représente aujourd’hui 24% de la demande électrique totale de la région[1], et sa consommation augmente fortement (prévision +53% sur le secteur de 2012 à 20202 contre 36% d’augmentation globale de demande électrique sur la même période[2]). Selon la Banque Mondiale, 18% des mines auront recours à l’auto-approvisionnement en 20202. Le potentiel de marché pour les systèmes hybrides diesel / photovoltaïque (PV) pourrait alors représenter entre 1,4 et 3,3 milliards de dollars d’ici 2020 dans ce secteur selon les hypothèses considérées.

 

Les acteurs commencent à se positionner sur un marché mondial à l’essai

Sur le segment commercial & industriel (C&I), comme dans le secteur résidentiel, l’électrification par des systèmes hybrides est aujourd’hui en pleine expansion, en particulier en Afrique subsaharienne et en Asie du Sud-Est où les taux d’électrification demeurent faibles.

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Initiée par les PME spécialisées du solaire (SMA, Krannich, Dhybrid, Ministry of Solar, AEMP, EREN groupe) et les fabricants de groupes électrogènes thermiques (GELEC Energy) au milieu des années 2000, la technologie hybride attire aujourd’hui les grands énergéticiens internationaux. Dans un secteur en conversion, le déploiement de cette filière permet en effet aux acteurs de sécuriser leur portefeuille clients en anticipant et en répondant aux besoins de qualité du courant, de sécurité d’approvisionnement ou de réduction des émissions de gaz à effet de serre. Au-delà d’un nouveau débouché pour le diesel, la technologie hybride constitue aussi une opportunité pour les énergéticiens de différencier les offres énergétiques : ils peuvent proposer des solutions techniques uniques à leurs clients et les accompagner dans le développement de nouvelles sources de revenus.

Au Burkina Faso par exemple, la compagnie minière IAMGOLD Essakane s’est ainsi lancée en 2016 dans la construction d’une centrale solaire de 15 MWc en complément d’une centrale diesel de 57 MW[3]. L’investissement, qui représente plus de 20 millions de dollars, devrait permettre, à terme, une économie de 6 millions de litres de carburant par an et une réduction annuelle de 18 500 tonnes20 de CO2. La société minière achète l’électricité issue de la centrale PV détenue par EREN RE (promoteur du projet à 90%) et AEMP (actionnaire à hauteur de 10%)20 via la société Essakane Solar SAS. Ce contrat d’achat d’une durée de 15 ans lui permet de réaliser des économies, de se protéger en partie de la volatilité du prix du carburant mais aussi de communiquer sur la réduction des gaz à effet de serre et l’augmentation de l’embauche locale.

 

Les systèmes hybrides représentent un nouveau levier de croissance pour le secteur énergétique

L’équipement d’un système hybride de grande capacité (plus de 500kW) nécessite des investissements conséquents, que seule une rentabilité importante peut encourager.  Le développement de tels projets dépendra donc de l’impulsion donnée par le secteur privé pour élaborer les modèles d’affaires de ce nouveau marché. Plusieurs fournisseurs proposent déjà des offres EPC (« Engineering, Procurement & Construction ») permettant de concevoir et livrer des installations hybrides clé en main, telles que la douzaine d’installations de l’entreprise SMA en fonctionnement à travers le monde. De nouvelles offres commerciales commencent par ailleurs à être pensées selon les spécificités et savoir-faire des entreprises. Un modèle de prestation O&M (Opération et Maintenance) permet par exemple d’envisager des contrats sur le long terme en intégrant la vente de carburant ou encore la location de solutions technologiques. D’autres acteurs, comme EREN Groupe, privilégient aujourd’hui des offres PPA (« Power Purchase Agreement ») qui consistent à vendre de l’électricité et/ou des services énergétiques sur le long terme.

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Si l’électrification rurale décentralisée, sur le modèle de petites installations hybrides inférieures à 100 kW, demeure encore peu rentable pour le secteur privé, le développement des installations de moyenne capacité (entre 100 et 500 kW) dépend de plusieurs facteurs : une baisse du coût des équipements, une impulsion politique, des mécanismes de soutien face aux risques. Il est encore difficile de concevoir une standardisation des systèmes installés tant les besoins, les usages mais surtout les conditions locales différent et limitent la duplication des modèles.

L’arbitrage entre le coût d’extension ou la modernisation du réseau national pour le raccordement des systèmes isolés et le coût d’une production décentralisée reste primordial et demeure force de décision. La hausse du coût des énergies fossiles ainsi que la réduction de leur subvention d’une part, associées à une baisse des coûts des installations EnR pourront favoriser le développement des systèmes hybrides diesel intégrant les énergies renouvelables.

 

Sia Partners

 

Notes & sources

[1] World Bank Group, Direction in development Energy & Mining, The Power of the Mine, 2015

[2] Agence Internationale de l’Energie, Estimations 2015

[3] IAMGOLD, Communiqué de Presse, « IAMGOLD s’associe à EREN RENEWABLE ENERGY et AEMP pour développer une centrale solaire à la mine Essakane », 6 mars 2017

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