Le stockage partagé réduit les coûts de recharge des VE
Une étude pionnière menée par des chercheurs du Nanjing Institute of Technology et de l’Université de technologie électrique du Nord de Chine révèle une stratégie révolutionnaire pour réduire drastiquement les coûts opérationnels des stations de recharge pour véhicules électriques (VE). En intégrant un modèle de « stockage d’énergie partagé », la recherche démontre des économies significatives tant sur les investissements initiaux que sur les dépenses opérationnelles quotidiennes, offrant une feuille de route économique convaincante pour l’avenir de l’infrastructure des véhicules électriques. Les résultats, publiés dans la revue Electric Power Engineering Technology, présentent un cadre d’optimisation en deux niveaux détaillé qui pourrait transformer la manière dont les réseaux de recharge sont planifiés et exploités.
Alors que la transition mondiale vers la mobilité électrique s’accélère, la demande d’une infrastructure de recharge robuste et efficace croît rapidement. Cependant, la croissance fulgurante de la possession de véhicules électriques pose un défi majeur : la nature imprévisible et souvent irrégulière de la demande de recharge peut surcharger les réseaux électriques locaux et générer des factures d’électricité élevées pour les exploitants de stations. Les solutions traditionnelles, comme l’installation de systèmes de batteries individuels et de propriété privée dans chaque station, sont intensives en capital et souvent sous-utilisées, ce qui en fait une proposition économique peu idéale. C’est là qu’intervient le concept de stockage d’énergie partagé, qui abandonne une approche cloisonnée au profit d’un modèle plus collaboratif et basé sur la communauté.
La recherche, dirigée par la Dr. Haihong Bian du Nanjing Institute of Technology, aborde ce défi de front en proposant un modèle d’optimisation en deux niveaux complet. L’idée centrale consiste à remplacer ou compléter les batteries individuelles de chaque station par une seule installation de stockage d’énergie centralisée qui dessert plusieurs stations de recharge dans une zone locale. Cette batterie partagée, gérée par un opérateur dédié, agit comme une banque énergétique communautaire. Au lieu que chaque station supporte le coût total d’une batterie importante, les exploitants paient une redevance de service pour accéder à la ressource partagée, réduisant ainsi considérablement leur investissement initial. Le modèle de l’étude est conçu pour répondre à deux questions critiques : premièrement, quelle est la capacité énergétique et de puissance optimale pour cette batterie partagée (le niveau de planification) ? Et deuxièmement, comment la batterie doit-elle être utilisée au quotidien pour minimiser les coûts opérationnels (le niveau opérationnel) ?
Le niveau supérieur du modèle se concentre sur la planification à long terme. Son objectif principal est de minimiser le coût annuel total, qui est une combinaison du coût d’investissement initial pour la batterie partagée et des coûts opérationnels continus. Le coût d’investissement est calculé en fonction de la capacité totale en énergie de la batterie (en kilowattheures) et de sa puissance de sortie maximale (en kilowatts), en tenant compte du coût du matériel et de l’installation, amorti sur sa durée de vie prévue. Le coût opérationnel, dérivé des résultats du niveau inférieur, inclut le coût quotidien de maintenance de la batterie et le coût cumulé de l’électricité achetée au réseau principal au cours de l’année. Ce niveau détermine essentiellement la « taille » idéale de la ressource partagée qui offre le meilleur équilibre entre dépenses en capital et économies à long terme.
Le niveau inférieur du modèle déplace l’accent sur les opérations à court terme et quotidiennes. Son objectif est de minimiser le coût opérationnel total pour une journée typique. Ce coût est principalement dicté par la facture d’électricité de la station, qui est fortement influencée par le tarif de l’électricité basé sur le temps. L’électricité est beaucoup moins chère pendant les heures creuses (par exemple, la nuit) et nettement plus chère pendant les périodes de pointe (par exemple, en milieu d’après-midi et en début de soirée). Le modèle utilise une optimisation sophistiquée pour programmer les cycles de charge et de décharge de la batterie partagée, ainsi que la charge des véhicules électriques eux-mêmes, afin d’exploiter ces différences de prix. Par exemple, le système chargera la batterie partagée avec de l’électricité bon marché du réseau ou avec de l’énergie renouvelable excédentaire (à partir de panneaux solaires ou d’éoliennes sur site) pendant les périodes de faible coût. Plus tard, pendant les coûteuses heures de pointe, la batterie se déchargera pour alimenter les stations de recharge, réduisant, voire éliminant, le besoin d’acheter de l’électricité coûteuse sur le réseau. Ce processus, connu sous le nom de « lissage des pics et des creux », est un mécanisme clé pour la réduction des coûts.
Pour valider leur modèle, les chercheurs ont mené une simulation détaillée impliquant trois stations de recharge pour véhicules électriques distinctes, chacune avec des caractéristiques uniques. Une station était équipée d’une production solaire, tandis que les deux autres dépendaient de l’énergie éolienne. Les stations avaient également des charges journalières différentes, simulant un scénario réaliste où certaines stations desservent plus de clients que d’autres. L’étude a comparé quatre scénarios opérationnels différents afin d’isoler les avantages du modèle de stockage partagé.
Le premier scénario a servi de référence : chaque station fonctionnait avec sa propre batterie privée et distribuée et permettait aux véhicules électriques de se charger de manière incontrôlée et « aléatoire ». Ce scénario, bien que courant, s’est avéré être le plus coûteux. La charge incontrôlée des véhicules électriques coïncidait souvent avec les prix maximaux de l’électricité, générant de hauts coûts d’achat sur le réseau. Pour compenser, le modèle a attribué des batteries grandes et coûteuses à chaque station, augmentant encore le coût total de l’investissement. Le deuxième scénario a amélioré cela en introduisant la « charge ordonnée », où la charge des véhicules électriques était programmée pour se produire pendant les heures creuses moins chères. Cela a conduit à une réduction substantielle des coûts opérationnels, démontrant le pouvoir de la gestion de la demande.
Le troisième scénario a introduit le « stockage d’énergie interconnecté », où les trois stations, chacune avec sa propre batterie privée, pouvaient partager de l’énergie entre elles via un réseau local. Ce modèle a montré des améliorations supplémentaires, car une station avec une production renouvelable excédentaire pouvait charger les batteries de ses voisines, augmentant ainsi l’efficacité globale. Cependant, le coût de construction des lignes d’alimentation interconnectées et le besoin continu de trois systèmes de batteries séparés ont limité le potentiel d’économie.
Le quatrième et dernier scénario a mis en œuvre le modèle proposé de « stockage d’énergie partagé ». Ici, les trois stations étaient connectées à une seule batterie centralisée. Les résultats ont été impressionnants. Par rapport au modèle de stockage distribué avec charge ordonnée, le modèle de stockage partagé a permis une réduction de 12,5 % des coûts opérationnels totaux et une réduction de 7,9 % de la quantité totale d’électricité achetée sur le réseau. La différence la plus spectaculaire concernait la capacité de batterie requise. Le modèle partagé nécessitait une batterie 61,2 % plus petite en capacité énergétique et 63,0 % plus petite en puissance de sortie que la capacité combinée des trois batteries séparées dans le modèle distribué. Cette réduction massive du matériel requis se traduit directement par une énorme économie sur l’investissement initial, qui est la plus grande barrière à la mise en œuvre à grande échelle du stockage d’énergie.
Les avantages économiques du modèle partagé sont multiples. Premièrement, il atteint un taux d’utilisation plus élevé pour la batterie. Une seule batterie plus grande qui dessert plusieurs stations avec des schémas d’utilisation différents est beaucoup moins susceptible de rester inutilisée que trois batteries plus petites, chacune soumise aux fluctuations aléatoires de la demande de sa propre station. Deuxièmement, il exploite la « diversité » de la charge. Lorsqu’une station connaît une demande de pointe, une autre pourrait être calme, permettant à la batterie partagée d’équilibrer efficacement la charge sur l’ensemble du réseau. Troisièmement, il simplifie la maintenance et la gestion, car un seul opérateur est responsable d’un seul actif important au lieu de plusieurs plus petits.
Un composant critique du modèle de stockage partagé est le mécanisme de tarification du service. L’étude propose un nouveau système de tarification interne basé sur l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en temps réel au sein du réseau de stations de recharge. Lorsque la production renouvelable combinée des stations dépasse leur charge totale, le système a un excédent, et le prix interne pour utiliser la batterie partagée afin de stocker cette énergie excédentaire est fixé plus bas. Inversement, lorsque la charge combinée dépasse la production, le système est en déficit, et le prix interne pour puiser de l’énergie dans la batterie est fixé plus haut. Ce prix dynamique incite les stations à utiliser la ressource partagée de manière efficace, en la chargeant lorsque l’énergie est abondante et bon marché, et en la déchargeant lorsqu’elle est rare et chère. La recherche a constaté que ce coût de transaction interne pour les utilisateurs était plus faible dans le modèle partagé par rapport au modèle interconnecté, augmentant ainsi son attrait économique.
L’étude a également effectué une analyse de sensibilité pour comprendre comment les variables clés impactent l’économie globale. L’une de ces variables est la redevance de service facturée par l’opérateur de stockage partagé. La recherche a constaté qu’au fur et à mesure que cette redevance augmente, le coût opérationnel total pour les stations de recharge augmente naturellement. Cependant, la relation n’est pas linéaire. Avec des redevances de service très basses, les stations sont incitées à dépendre fortement de la batterie partagée, minimisant leurs achats sur le réseau. À mesure que la redevance augmente, les stations constatent qu’il est plus économique de réduire leur utilisation de la batterie et d’acheter plutôt plus d’électricité directement sur le réseau, surtout pendant les heures creuses. Ce compromis signifie que la redevance de service optimale est un équilibre qui encourage une utilisation efficace de l’actif partagé sans le rendre prohibitivement cher.
Un autre facteur crucial est le coût associé à l’usure de la batterie du véhicule électrique. Lorsqu’un véhicule électrique décharge sa batterie pour alimenter le réseau ou une station de recharge (un processus connu sous le nom de Véhicule vers le réseau, ou V2G), cela cause de l’usure sur la batterie du véhicule. Pour que ce service soit viable, les propriétaires de véhicules électriques doivent être compensés pour cette « perte de décharge ». L’étude a intégré ce coût dans son modèle et a constaté qu’au fur et à mesure que le coût de compensation augmente, la quantité d’énergie extraite des véhicules électriques diminue. À un certain seuil, il devient trop coûteux pour la station de recharge d’utiliser l’énergie V2G, et le système dépend davantage de la batterie partagée et du réseau. Cela met en évidence un défi clé : les bénéfices économiques du stockage partagé sont maximisés lorsque le V2G est disponible, mais seulement si la compensation pour l’usure de la batterie est maintenue à un niveau raisonnable.
Les implications de cette recherche sont profondes pour l’avenir de l’industrie de la recharge des véhicules électriques. Elle fournit un argument clair et fondé sur des données selon lequel le stockage d’énergie partagé n’est pas seulement un concept théorique, mais une solution pratique et hautement économique. Pour les exploitants de stations de recharge, elle offre un chemin vers la rentabilité en réduisant drastiquement leurs deux plus grandes dépenses : l’électricité et l’investissement en capital. Pour les compagnies d’électricité et les opérateurs de réseau, un réseau de stations de recharge utilisant un stockage partagé peut agir comme une ressource précieuse pour le réseau, aidant à lisser la demande et à intégrer davantage d’énergie renouvelable. Pour les urbanistes et les décideurs politiques, elle présente un modèle pour construire une infrastructure énergétique urbaine plus résiliente et durable.
Le succès du modèle dépend de la collaboration. Il nécessite un changement de mentalité des exploitants de stations individuelles qui pensent uniquement à leurs propres coûts vers une approche plus coopérative où plusieurs parties prenantes bénéficient d’un actif partagé. Cela pourrait être facilité par une entreprise de services énergétiques tierce qui possède et exploite la batterie partagée, ou par une coopérative formée par les propriétaires mêmes des stations de recharge. Le modèle économique précis devra être développé, mais la faisabilité technique et économique sous-jacente a désormais été clairement démontrée.
En outre, l’intégration de sources d’énergie renouvelable comme le solaire et l’éolien est centrale pour l’efficacité du modèle. La batterie partagée agit comme un amortisseur, stockant l’énergie renouvelable excédentaire lorsque le soleil brille ou que le vent souffle et la libérant lorsqu’elle est nécessaire. Cela réduit non seulement les coûts, mais augmente également la part globale d’énergie propre utilisée pour alimenter les véhicules électriques, amplifiant ainsi les bénéfices environnementaux de l’électrification. L’étude montre que, dans le scénario de stockage partagé, toute l’énergie renouvelable générée par les stations a été entièrement utilisée, sans « curtailment » ni gaspillage.
En conclusion, le travail de Bian, Li et Tong présente une approche transformatrice de l’économie des stations de recharge pour véhicules électriques. En passant d’un modèle de stockage isolé et de propriété privée à une ressource partagée et coopérative, la recherche libère des économies significatives et des gains d’efficacité opérationnelle. Le modèle d’optimisation en deux niveaux fournit un cadre robuste pour concevoir et exploiter ces systèmes, garantissant qu’ils sont à la fois économiquement viables et techniquement solides. Alors que le monde construit son réseau de recharge pour véhicules électriques, cette recherche offre une vision convaincante d’un avenir plus intelligent, efficace et durable. Les résultats constituent une étape significative vers la rendue de la propriété de véhicules électriques non seulement responsable sur le plan environnemental, mais aussi économiquement durable pour toutes les parties prenantes.
Haihong Bian, Nanjing Institute of Technology; Can Li, Nanjing Institute of Technology; Yuxuan Tong, North China Electric Power University. Electric Power Engineering Technology. DOI: 10.12158/j.2096-3203.2024.05.017