Stations multi-énergies chinoises boostent la rentabilité
Un nouveau modèle d’optimisation démontre comment les stations-service nouvelle génération en Chine – desservant les véhicules électriques, à hydrogène et au gaz naturel – peuvent augmenter leurs bénéfices opérationnels de plus de 11 % grâce à une tarification dynamique et une gestion intelligente de la charge. Cette avancée, développée par des chercheurs de NARI Technology et du State Grid Electric Power Research Institute, intègre des signaux de prix en temps réel avec une conversion énergétique flexible – production d’hydrogène par électrolyse, power-to-gas et stockage multimodal – pour transformer les stations en acteurs actifs du réseau plutôt qu’en simples points de ravitaillement passifs. Dans un système simulé avec 2 000 véhicules répartis sur trois types de carburant, la tarification dynamique à elle seule a amélioré les revenus quotidiens de 5,3 % ; l’ajout d’un décalage de charge coordonné a porté ce gain à 11,3 %. Point crucial, le modèle préserve la satisfaction des conducteurs en garantissant la neutralité énergétique – aucune perte nette de charge, d’hydrogène ou de gaz par véhicule – tout en remodelant la demande pour qu’elle corresponde aux pics de production renouvelable. Cela marque une étape pivot vers une infrastructure de ravitaillement évolutive et réactive au réseau, alors que la Chine s’efforce de déployer plus de 25 millions de véhicules à énergie nouvelle d’ici 2025 – et plus de 160 millions d’ici 2035.
L’innovation repose sur un changement de conception simple mais puissant : traiter le prix de ravitaillement du véhicule non pas comme un tarif fixe, mais comme une variable décisionnelle en temps réel qui s’optimise conjointement avec l’approvisionnement énergétique, la dispatch du stockage et la modulation de la charge. Contrairement aux études antérieures qui fixaient les frais de recharge ou de ravitaillement – ou les traitaient comme des inputs exogènes – ce modèle les endogénéise sur un horizon quotidien de 96 intervalles (pas de 15 minutes), soumis uniquement à une ancre de prix moyenne qui préserve la stabilité des prix régionaux. Le résultat est un modèle de tarification en escalier : des tarifs plus bas pendant les afflux solaires de midi, des taux plus élevés durant les pics du soir – reflétant le comportement du marché spot de l’électricité émergeant actuellement dans les programmes pilotes du Guangdong, du Zhejiang et du Sichuan. Cela permet aux stations d’absorber l’excédent d’énergie éolienne et solaire lorsque les prix du réseau baissent, de le convertir en hydrogène ou en gaz naturel de synthèse via électrolyse et méthanisation, de le stocker et de le vendre plus tard aux heures de pointe – tout en incitant simultanément les conducteurs à faire le plein lorsque l’offre est abondante.
Les données de terrain de l’étude montrent à quel point le prix et le comportement sont étroitement liés. Lorsque les frais de recharge ont chuté de 18 % entre 10h et 14h, la charge des véhicules électriques (VE) a augmenté de 22 % – motivée non pas par des subventions, mais par des signaux transparents et différenciés dans le temps. Parallèlement, le ravitaillement en hydrogène – souvent critiqué pour son coût élevé – a vu sa charge se déplacer plus tôt dans la journée car les stations ont priorisé l’utilisation du surplus solaire pour l’électrolyse au lieu d’acheter de l’hydrogène coûteux provenant du réseau. Le ravitaillement en gaz naturel est resté plus uniformément réparti, mais sa courbe de prix s’est aplatie car les stations ont tiré parti d’une électricité hors pointe moins chère pour comprimer et stocker le gaz. L’économie du système repose sur trois capacités superposées : la conversion flexible, l’arbitrage temporel via le stockage et la demande responsive.
Premièrement, la conversion d’énergie. La station est équipée d’une éolienne de 800 kW et d’un panneau photovoltaïque en toiture de 1 MW – standard pour les hubs énergétiques chinois modernes. Lorsque la production renouvelable dépasse la demande locale, l’excédent d’énergie alimente deux voies : un électrolyseur à 55 % d’efficacité produisant de l’hydrogène, et une unité power-to-gas à 60 % d’efficacité générant du méthane. L’hydrogène est prioritaire pour la conversion en raison de son prix de marché plus élevé (26 RMB/kg contre 2,6 RMB/m³ pour le gaz naturel), offrant une marge plus importante lors du stockage et de la revente. Ce n’est que lorsque le stockage d’hydrogène approche de sa capacité que l’excédent d’énergie est redirigé vers la synthèse du méthane. Un compresseur – fonctionnant à 80 % d’efficacité avec un rapport de pression de 250:1 – prépare ensuite le gaz basse pression pour une utilisation véhiculaire. Cette logique en cascade garantit que chaque kWh supplémentaire d’énergie solaire ou éolienne remplace l’achat externe le plus coûteux.
Deuxièmement, le décalage temporel via le stockage. Trois réservoirs indépendants – des batteries pour l’électricité, des réservoirs haute pression pour l’hydrogène et des cuves tampon en cascade pour le gaz naturel – permettent de découpler la production de la livraison. Le cyclage des batteries est le plus actif, se chargeant pendant les pics solaires et se déchargeant en début de soirée pour répondre à la demande des VE sans puiser sur le réseau. Le stockage de l’hydrogène connaît deux remplissages majeurs : en milieu de journée (électrolyse solaire) et durant la nuit (électricité du réseau à bas coût). Le stockage du gaz, quant à lui, fonctionne plus régulièrement, absorbant la production comprimée provenant à la fois du gaz acheté et synthétisé, puis le libérant pendant les afflux de l’après-midi et du soir. Point crucial, toutes les unités de stockage appliquent des conditions aux limites cycliques : le stock en fin de journée est égal aux niveaux de début de journée. Cela empêche les stratégies de « saignée » qui sacrifient la résilience à long terme pour des gains à court terme – garantissant ainsi la durabilité sur plusieurs jours, et pas seulement sur une seule journée.
Troisièmement, et peut-être le plus novateur, est la gestion de la charge comme outil de revenu, et pas seulement comme une obligation de service réseau. Le modèle permet un ajustement à la hausse ou à la baisse allant jusqu’à 20 % de la demande véhiculaire dans toute fenêtre de 15 minutes – ainsi un VE pourrait être invité à retarder sa recharge de 30 minutes, ou un camion à hydrogène pourrait accepter un remplissage légèrement plus lent – pour s’aligner sur une offre moins chère. Une compensation est versée pour chaque ajustement (par exemple, 224 RMB/jour dans un scénario), mais l’effet net est fortement positif : les stations réduisent les importations coûteuses du réseau de 11,5 % tout en augmentant les ventes de carburant autoproduit à haute marge. Important, l’énergie totale livrée par véhicule reste inchangée. Aucun conducteur ne reçoit moins d’électricité, d’hydrogène ou de gaz – seulement un timing différent. Cela évite les problèmes d’équité qui ont entaché certains pilotes de réponse à la demande.
L’analyse de sensibilité révèle où les rendements plafonnent. Élargir la variation de prix autorisée de ±5 % à ±25 % booste les revenus de manière régulière – mais les gains diminuent fortement au-delà de 25 %, suggérant que des plafonds réglementaires autour de cette fourchette pourraient être économiquement rationnels. De même, augmenter la flexibilité de la charge de 10 % à 30 % de la demande instantanée produit des rendements accélérés ; au-delà de 30 %, l’avantage marginal décline, laissant entrevoir des plafonds comportementaux ou techniques sur la tolérance des conducteurs ou des systèmes véhiculaires au reprogrammation. Ces seuils offrent des orientations pratiques pour les décideurs politiques : imposez une variation de prix modérée et des tolérances de retard modestes, et laissez les forces du marché faire le reste.
Stratégiquement, le modèle s’aligne sur le double mandat de Pékin : accélérer le transport propre et intégrer les renouvelables. D’ici 2025, la Chine prévoit plus de 25 millions de véhicules à énergie nouvelle sur les routes – contre 16,2 millions mi-2023. Pourtant, la croissance des infrastructures de recharge a pris du retard, surtout pour les camions à hydrogène et GNL. Un goulot d’étranglement est économique : les stations hydrogène autonomes perdent souvent de l’argent en raison d’une faible utilisation et d’un capex élevé. Cette approche intégrée change la donne. Un site unique desservant les VE, les bus à pile à combustible et les camions de logistique GNL peut se cross-subsidier : la recharge rapide des VE à haute marge finance l’électrolyse de l’hydrogène ; l’excédent solaire compense l’électricité du compresseur ; la tarification flexible lisse la trésorerie. Cela transforme l’infrastructure d’un centre de coût en un nœud de profit dans la transition énergétique.
La mise en œuvre est déjà en cours. Dans la province du Jiangsu – domicile des auteurs de l’étude – le groupe NARI a piloté des stations multi-énergies similaires à Nanjing et Suzhou, les reliant aux essais du marché spot provincial. Les premiers résultats montrent une utilisation des actifs de 8 à 12 % plus élevée par rapport aux sites mono-carburant conventionnels. Au niveau national, la Commission nationale du développement et de la réforme (CNDR) a signalé son ouverture à la tarification dynamique dans ses lignes directrices 2024 pour les « infrastructures énergétiques intelligentes », à condition que les tarifs moyens restent dans les fourchettes guidées par le gouvernement. C’est précisément la contrainte intégrée dans ce modèle : il optimise dans des garde-fous de stabilité, satisfaisant à la fois l’efficacité du marché et l’équité sociale.
Pour les observateurs internationaux, les implications dépassent la Chine. Le Règlement européen sur les infrastructures pour carburants alternatifs (AFIR) et le programme américain NEVI mettent tous deux l’accent sur l’interopérabilité et l’intégration au réseau – mais manquent de mécanismes de tarification pour les inciter. Ce modèle chinois offre un template : intégrer la réactivité aux prix au niveau de la station, utiliser le stockage et la conversion comme tampons, et laisser les conducteurs « voter avec leur portefeuille » pour un timing énergétique plus propre et moins cher. Cela ne nécessite pas de subventions – juste une architecture tarifaire plus intelligente. Alors que des constructeurs comme Stellantis et Hyundai déploient des camions à hydrogène, et que Tesla et BYD étendent leurs réseaux de recharge rapide, la question n’est pas de savoir s’il faut construire des hubs multi-carburants – mais comment les exploiter de manière rentable. La réponse de la Chine : tarifer dynamiquement, stocker flexiblement et décaler la demande intelligemment.
Critiquement, l’approche évite la terminologie politisée. Il n’est pas question de « prospérité commune » ou de « double circulation ». Au lieu de cela, elle est formulée en termes universels d’ingénierie et d’économie : maximisation des revenus, satisfaction des contraintes, alignement sur le coût marginal. Cela améliore l’applicabilité globale. Une station à Hambourg ou Houston pourrait adopter la même logique – remplacer le yuan par l’euro, le RMB/kg par l’USD/kg – et obtenir des gains comparables, en supposant des structures matérielles et de marché similaires. Cette transférabilité est clé pour la confiance des investisseurs : il ne s’agit pas d’une manœuvre politique spécifique à la Chine, mais d’une amélioration opérationnelle reproductible.
Pour l’avenir, l’équipe reconnaît deux frontières. Premièrement, l’incertitude : les heures d’arrivée réelles des VE, les horaires des camions à hydrogène et les prévisions renouvelables sont stochastiques – pas déterministes comme dans le cas de base. Les travaux futurs intégreront une programmation probabiliste ou une optimisation robuste pour se prémunir contre la variabilité sans sacrifier trop de potentiel. Deuxièmement, la coordination spatiale : optimiser une station est précieux, mais optimiser un réseau – permettant à la charge de se déplacer entre les sites proches via des incitations basées sur une app – pourrait débloquer des efficacités à l’échelle du système. Les premières simulations suggèrent des gains de 15 à 18 % au niveau du cluster, surtout dans les corridors urbains denses comme le Delta du Yangtsé.
Pour l’instant, le message central est clair : la tarification dynamique n’est pas seulement pour les marchés de l’électricité. Appliquée à la vente au détail d’énergie pour véhicules – avec une conception soigneuse pour protéger le bien-être des utilisateurs – elle devient un levier puissant pour la rentabilité des stations, l’intégration des renouvelables et la résilience de la chaîne d’approvisionnement. Alors que la flotte de VE chinoise gonfle vers 100 millions d’unités cette décennie, réussir l’économie du ravitaillement pourrait s’avérer aussi crucial que la chimie des batteries ou l’efficacité des moteurs. Cette recherche montre comment.
Auteurs : Jun Wang, Xin Wang, Jinda Zhu, Wei Du
Affiliations : NARI Technology Co., Ltd. ; NARI Group Corporation (State Grid Electric Power Research Institute) ; Laboratoire clé national de la technologie et des équipements de prévention des risques d’exploitation du réseau électrique, Nanjing, Chine
Revue : Automation of Electric Power Systems, Vol. 48, No. 22, 25 novembre 2024
DOI : 10.7500/AEPS20230808007