Les voitures électriques réduisent les coûts du réseau de 8,5 %
Une nouvelle étude révèle que les véhicules électriques (VE), lorsqu’ils sont regroupés en systèmes de stockage d’énergie virtuel, peuvent réduire significativement les coûts opérationnels des réseaux électriques tout en améliorant leur capacité à gérer la demande de pointe. Réalisée par une équipe de chercheurs de l’Université de technologie de Wuhan et de l’Institut de recherche économique de la State Grid Hubei Electric Power, la recherche démontre une approche innovante pour intégrer les véhicules électriques au marché de l’énergie, en les transformant de simples consommateurs passifs en participants actifs et rémunérés à la stabilité du réseau.
Alors que le monde accélère vers un avenir à faibles émissions de carbone, l’intégration de sources d’énergie renouvelable, telles que l’éolien et le solaire, est devenue fondamentale. Cependant, cette transition comporte un défi majeur : la variabilité inhérente de ces ressources. Le soleil ne brille pas toujours et le vent ne souffle pas toujours, ce qui provoque des fluctuations dans l’offre d’énergie qui ne coïncident pas toujours avec la demande des consommateurs. Cette divergence crée des pics et des creux prononcés dans la charge nette — la demande totale d’électricité après soustraction de la génération renouvelable —, exerçant une pression énorme sur le réseau électrique. Dans de nombreuses régions, ce phénomène a évolué de la courbe du canard bien connue vers une « courbe du canyon » encore plus extrême, avec des creux plus profonds et des rampes plus raides, rendant le travail des centrales thermiques traditionnelles plus difficile et moins efficace pour équilibrer le système.
La solution conventionnelle a consisté à s’appuyer sur les centrales thermiques, principalement au charbon et au gaz, pour « réduire » leur production pendant les périodes de forte génération renouvelable (le creux) et « l’augmenter » pendant les périodes de faible génération ou de forte demande (le pic). Ce processus, connu sous le nom de régulation de pointe, est coûteux et inefficace. Lorsque les centrales thermiques fonctionnent à des niveaux de production très bas, elles deviennent moins efficaces, consommant plus de combustible par unité d’électricité produite et causant une usure supplémentaire de leur équipement. Pour compenser ces coûts, les systèmes électriques mettent souvent en place des marchés de services auxiliaires de régulation de pointe, dans lesquels les centrales thermiques sont payées pour fournir ce service d’équilibrage essentiel.
Cependant, le fardeau financier de ces paiements soulève une question cruciale : qui devrait payer ? Le principe dominant est « celui qui cause, paie ». La production fluctuante des énergies renouvelables est le principal moteur de la nécessité accrue de régulation de pointe. Il est donc logique que les producteurs d’énergie éolienne et solaire contribuent aux coûts des services nécessaires pour équilibrer leur production. Ce concept est central dans la recherche menée par la Professeure Hou Hui et ses collègues.
Bien que l’idée d’utiliser des véhicules électriques comme unités de stockage d’énergie mobiles — souvent appelée technologie Vehicle-to-Grid (V2G) — soit discutée depuis des années, sa mise en œuvre à grande échelle a été entravée par des obstacles pratiques et économiques. Le V2G entièrement bidirectionnel nécessite un matériel spécialisé à la fois dans le véhicule et à la station de recharge, et des cycles de charge et de décharge fréquents peuvent accélérer la dégradation de la batterie, une préoccupation majeure pour les propriétaires de véhicules électriques. La nouvelle étude propose une solution plus pragmatique et immédiatement applicable en se concentrant sur une approche « unidirectionnelle » : la charge gérée, ou « charge intelligente ».
L’innovation centrale de la recherche ne réside pas seulement dans l’utilisation des véhicules électriques pour le déplacement de charge, mais dans la création d’un mécanisme de marché complet et équitable qui incite toutes les parties à participer. L’étude propose un « marché multicomposant pour les services auxiliaires de régulation de pointe », réunissant l’énergie éolienne, photovoltaïque (PV), thermique et le stockage d’énergie virtuel des véhicules électriques comme principaux acteurs du marché. Ce cadre intégré aborde deux problèmes fondamentaux qui ont entravé les tentatives précédentes : l’absence d’un mécanisme clair et équitable de partage des coûts et la difficulté à motiver les propriétaires individuels de véhicules électriques à modifier leur comportement de charge.
Le premier pilier du mécanisme proposé est un modèle de partage des coûts basé sur la capacité pour les services auxiliaires de régulation de pointe. Contrairement à la méthode plus courante basée sur l’énergie, qui attribue les coûts en fonction de la quantité d’électricité produite par chaque générateur renouvelable, ce modèle utilise sa capacité nominale — sa sortie maximale possible. Les parcs éoliens et solaires doivent payer une part de la compensation due aux centrales thermiques et aux agrégateurs de stockage d’énergie virtuel des véhicules électriques, en fonction du rapport entre leur capacité installée et la capacité totale de tous les générateurs renouvelables sur le marché.
Cette approche est conçue pour être plus stable et prévisible. La production d’énergie des sources renouvelables peut varier considérablement d’un jour à l’autre en raison des conditions météorologiques, rendant un tarif basé sur l’énergie volatil et potentiellement injuste. Un tarif basé sur la capacité, en revanche, est lié à l’infrastructure physique qui a été construite et qui est la cause première de la plus grande variabilité du réseau. Il fournit un signal plus cohérent aux développeurs d’énergies renouvelables, les incitant à tenir compte de l’impact sur le réseau de leurs projets dès le départ. En internalisant une partie des coûts d’équilibrage du système, ce mécanisme favorise un développement plus holistique et durable du système électrique.
Le deuxième pilier, et peut-être le plus révolutionnaire, est le système de compensation individualisée pour les propriétaires de véhicules électriques. Les modèles précédents traitaient souvent une flotte de véhicules électriques comme une seule batterie monolithique, en rémunérant l’agrégateur, mais en laissant le propriétaire individuel du véhicule avec peu d’incitations financières directes. Ce nouveau modèle change cette dynamique. Il reconnaît que tous les véhicules électriques ne contribuent pas de la même manière à la régulation de pointe. Un véhicule électrique qui arrive à un parking avec la batterie presque pleine et qui est chargé lentement pendant la nuit a un impact différent de celui qui arrive avec la batterie faible et qui est prêt à reporter sa charge du pic du soir au surplus solaire de midi.
Pour saisir cette nuance, les chercheurs ont développé une méthode pour calculer la contribution spécifique à la régulation de pointe de chaque véhicule électrique individuel. Cette contribution est quantifiée par la quantité d’électricité dont la charge de son véhicule est déplacée d’une période de forte demande à une période de faible demande. Par exemple, si un propriétaire de véhicule électrique accepte que sa voiture soit chargée pendant l’après-midi, lorsque l’énergie solaire est abondante, plutôt que lorsqu’il rentre chez lui le soir, le volume de cette énergie déplacée est sa contribution.
Fait crucial, le propriétaire du véhicule électrique est ensuite rémunéré directement pour cette contribution. L’étude introduit une « compensation pour service de régulation de pointe », calculée en fonction de la quantité d’énergie déplacée et du prix de marché en vigueur de l’électricité. Cela transforme le véhicule électrique d’un simple appareil en un participant actif au marché. Le propriétaire n’est plus seulement un consommateur ; il est un fournisseur de services, vendant un service d’équilibrage du réseau précieux. Cette récompense financière directe est la clé pour « mobiliser leur enthousiasme », comme le disent les auteurs, à participer à la régulation de pointe. Elle aligne l’intérêt personnel du propriétaire sur l’objectif plus large de la stabilité du réseau.
Le modèle intègre également un concept appelé « initiative de régulation de pointe ». Il s’agit d’une garantie pour assurer l’équité et la durabilité. Il stipule que, pour tout participant au marché — qu’il s’agisse d’un parc éolien, d’une centrale solaire, d’une centrale thermique ou de l’agrégateur de stockage d’énergie virtuel des véhicules électriques —, son profit tiré de la participation au service de régulation de pointe doit être positif. Une centrale thermique n’acceptera que le cycle profond, coûteux et dommageable, si sa compensation pour le faire dépasse ses coûts opérationnels supplémentaires (comme la consommation accrue de combustible et l’usure de l’équipement). De même, un agrégateur de véhicules électriques n’offrira ses services que si la compensation qu’il reçoit est suffisante pour couvrir les paiements qu’il doit faire aux propriétaires individuels de véhicules électriques. Cette « contrainte de rentabilité » garantit que le mécanisme de marché est autosuffisant et qu’aucun participant n’est contraint de subventionner le système à perte.
Pour tester l’efficacité de ce modèle intégré, l’équipe de recherche a mené une simulation détaillée en utilisant un système IEEE à 30 nœuds modifié, représentatif d’un réseau régional dans la province de Hubei, en Chine. Le scénario comprenait 100 MW d’énergie éolienne, 800 MW d’énergie solaire, cinq unités thermiques au charbon et une flotte simulée de 50 000 véhicules électriques. La simulation a été effectuée sur une période de 24 heures, divisée en intervalles de 15 minutes, pour capturer les détails fins des fluctuations de charge et de génération.
Les résultats ont été convaincants. Lorsque le modèle complet — avec le stockage d’énergie virtuel des véhicules électriques et le mécanisme de partage des coûts basé sur la capacité — a été mis en œuvre (appelé « Scénario 1 »), le coût total de fonctionnement du système a été minimisé. La découverte la plus frappante était que l’inclusion du stockage d’énergie virtuel des véhicules électriques a réduit le coût total de fonctionnement du système de 8,5 % par rapport à un scénario où les véhicules électriques n’étaient pas utilisés pour la régulation de pointe. Cette économie significative est le résultat direct des véhicules électriques absorbant l’excédent d’énergie solaire pendant la journée et déplaçant leur charge de recharge du pic du soir, réduisant ainsi le besoin de cycles profonds coûteux et inefficaces dans les centrales thermiques.
L’analyse de différents scénarios a fourni des informations supplémentaires. Lorsque le stockage d’énergie virtuel des véhicules électriques a été retiré de la simulation (Scénario 3), la dépendance du système aux centrales thermiques pour la régulation de pointe a augmenté de façon spectaculaire. Les unités thermiques ont été contraintes de fonctionner à des niveaux de sortie beaucoup plus bas, les poussant dans un mode « d’injection d’huile de combustion » pour maintenir la stabilité, ce qui entraîne un coût supplémentaire substantiel. Ce scénario a entraîné une augmentation de 9,5 % du coût total du système par rapport au scénario de référence, démontrant clairement la valeur économique des véhicules électriques en tant que ressource flexible.
L’étude a également examiné l’impact du mécanisme de partage des coûts lui-même. Lorsque le partage basé sur la capacité n’a pas été appliqué, le fardeau financier sur les centrales thermiques n’a pas été entièrement compensé, rendant économiquement inviable pour elles de fournir des services de régulation de pointe profonde. Cela obligerait le système à réduire la production d’énergie renouvelable (en gaspillant de l’énergie propre) ou à faire face à une instabilité potentielle, deux résultats indésirables. Le mécanisme proposé garantit que les centrales thermiques sont justement compensées, maintenant leur volonté de fournir ce service essentiel.
L’une des découvertes les plus élégantes de la recherche est la manière dont le modèle de charge des véhicules électriques complète naturellement la génération solaire. La simulation a montré que les propriétaires de véhicules électriques qui arrivent au travail le matin créaient une demande de charge naturelle. En utilisant le système de charge intelligente, cette demande a été déplacée vers les heures de midi (vers 12h00), ce qui coïncidait parfaitement avec le pic de production des centrales solaires. Cette synergie signifie que l’énergie solaire, qui serait autrement réduite en raison d’une faible demande, est utilisée pour charger les véhicules électriques. C’est une situation gagnant-gagnant : les producteurs solaires peuvent vendre plus de leur énergie, les propriétaires de véhicules électriques sont chargés à un coût effectif plus bas (ou même gagnent de l’argent) et le réseau évite un pic coûteux le soir.
Les implications de cette recherche sont vastes. Elle fournit un plan pratique aux entreprises d’électricité, aux opérateurs de réseau et aux décideurs politiques sur la manière de libérer le potentiel énorme de la flotte croissante de véhicules électriques. Elle va au-delà de la faisabilité technique de la charge intelligente pour aborder les questions économiques et de conception du marché cruciales pour une adoption à grande échelle. En créant un système équitable et transparent où les coûts sont partagés selon la causalité et les contributions sont récompensées, elle favorise un écosystème collaboratif.
Pour les propriétaires de véhicules électriques, ce modèle représente une nouvelle source de revenu passif. Au lieu de simplement payer pour l’électricité, ils peuvent être rémunérés pour la flexibilité que fournit la batterie de leur véhicule. Cela pourrait être un puissant incitatif à l’adoption des véhicules électriques, transformant un actif personnel en un outil générant des revenus. Pour les développeurs d’énergies renouvelables, cela fournit une image plus claire des coûts du système pour lesquels ils sont responsables, favorisant une planification de projet plus responsable. Pour les opérateurs de centrales thermiques, cela garantit qu’ils sont rémunérés pour les services vitaux d’équilibrage qu’ils fournissent dans un réseau en transition.
L’étude, publiée dans la prestigieuse revue Proceedings of the CSEE, représente un pas significatif vers l’intégration des systèmes de transport et d’énergie. Elle reconnaît que l’avenir d’un réseau résilient et à faibles émissions de carbone ne sera pas construit sur une seule technologie, mais sur l’orchestration intelligente de ressources diverses. Les véhicules électriques, avec leurs millions de batteries distribuées, sont destinés à jouer un rôle central dans cet avenir. Cette recherche fournit le cadre de marché pour rendre cet avenir non seulement possible, mais aussi rentable et équitable pour toutes les parties prenantes.
Les auteurs, Hou Hui, Wang Zhihua, Hou Tingting, Fang Rengcun, Huang Liang et Xie Changjun, de l’Université de technologie de Wuhan et de l’Institut de recherche économique de la State Grid Hubei Electric Power, ont publié leurs résultats dans les Proceedings of the CSEE, DOI : 10.13334/j.0258-8013.pcsee.240840.