La flexibilité, le coeur du nouveau système électrique - Eaton
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Livre Blanc La flexibilité, le cœur du nouveau système électrique. Analyse de l'écart: synthèse de la situation actuelle par rapport à la réglementation idéale du réseau électrique Ce document a été initié et développé par Eaton et l'Association des énergies renouvelables (REA) avec des contributions croisées de l'industrie comprenant les données du marché, et un aperçu des études de cas.
La flexibilité, le cœur du nouveau système électrique
Édition juin 2019
Analyse des écarts: synthèse de la situation actuelle par
rapport à la réglementation idéale du réseau électrique
Dans la section précédente, nous avons constaté que pour devenir • À ce jour, le débat sur l'infrastructure de charge des véhicules
plus écologique et moins cher, le système électrique se basera de plus électriques s'est concentré sur le nombre et la puissance des
en plus sur les énergies renouvelables et la flexibilité. La flexibilité sera points de charge, plutôt que sur le caractère intelligent ou
la fonction de base du fonctionnement du réseau, la pierre angulaire bidirectionnel des chargeurs. Les chargeurs bidirectionnels sont
du réseau. C'est là qu'interviendront les technologies et les modèles nécessaires en raison des services de réseau qu'ils fournissent.
économiques tels que la charge intelligente des véhicules électriques, Cependant, leur coût initial est plus élevé, d'où la nécessité d'une
le stockage sur batterie, la modulation de la consommation, régulation introduisant leurs services sur le marché et imposant leur
l'interconnexion, les « prosommateurs » et les agrégateurs de déploiement.
ressources énergétiques réparties.
La situation actuelle:
Toutefois, le marché actuel des services de flexibilité est • Disponibilité des chargeurs de véhicules électriques standard :
artificiellement limité par un réseau qui fonctionne de manière
les données de l'Agence internationale de l'énergie indiquent
fondamentalement identique depuis plus d'un siècle. Dans cette
que l'Allemagne a dépassé la Grande-Bretagne en matière de
section, nous décrivons quelques exemples pratiques de la façon
déploiement des chargeurs de véhicules électriques accessibles au
dont les réglementations actuelles perpétuent le système électrique
public, tandis que les Pays-Bas sont en tête.
d’antan, par exemple via les redevances de connexion, les exigences
de disponibilité, les seuils de taille minimale, les capacités, et de • Les nouvelles règles de l'UE relatives à la charge mettent l'accent
règles supplémentaires du marché. Ces anciennes réglementations sur le nombre de chargeurs plutôt que sur leur flexibilité
découragent collectivement les investissements dans les solutions • Les bâtiments non résidentiels neufs ou en cours de rénovation
de flexibilité, retardent ainsi le passage aux énergies renouvelables majeure qui disposent de plus de 10 places de stationnement
majoritaires et augmentent les coûts globaux du système. devront être équipés d'au moins un point de charge et d'un
Lorsque la réforme des marchés de l'électricité a lieu de façon conduit d'alimentation pour permettre l'installation ultérieure de
progressive, cela accroît la complexité et l'incertitude. De plus, chargeurs sur 20 % des places de stationnement.
les investisseurs ne disposent que d'une vision limitée de • D'ici 2025, les États membres devront définir un nombre
leur rémunération future et d'une analyse de rentabilité moins minimal de points de charge pour les bâtiments non résidentiels
convaincante. disposant de plus de 20 places de stationnement ainsi que des
La transition vers un système à faibles émissions de carbone est mesures visant à simplifier le déploiement, par exemple en
urgente et exige une approche différente. Par exemple, à court rationalisant les procédures d'autorisation et d'approbation.
terme, nous devrons installer des dizaines de milliers de chargeurs • Il n'est pas obligatoire d'assurer une charge « intelligente », ni
de véhicules électriques intelligents et bidirectionnels au sein des d'installer des chargeurs de type V2G.
réseaux de distribution, afin d'intégrer les véhicules électriques et
d'équilibrer l'offre d'énergie renouvelable. En raison de l'ampleur
• Disponibilité des chargeurs intelligents et bidirectionnels (V2G)
d'un tel projet, nous ferons face à des goulots d'étranglement et cela • En Grande-Bretagne et en Allemagne, il n'existe que peu
prendra plusieurs années. Il n'existe actuellement que peu ou pas de chargeurs intelligents ou de type V2G. Dans le cas des
de régulations en vigueur pour rendre l'utilisation de ces chargeurs chargeurs V2G, la compatibilité avec les véhicules électriques est
obligatoire. Les autorités de régulation semblent surestimer la capacité également limitée.
du marché à agir rapidement. • En Grande-Bretagne, grâce à un projet de loi sur les véhicules
Dans le reste de cette section, nous résumerons certains des électriques adopté en 2018, le gouvernement peut exiger que les
principaux éléments de régulation nécessaires à la mise en œuvre du chargeurs de véhicules électriques soient intelligents à l'avenir,
nouveau système électrique et nous ferons le point sur la situation par exemple pour faire varier le taux de charge ou de décharge,
actuelle. Nous nous concentrerons sur deux marchés européens par commande automatisée ou à distance. Mais le déploiement
clés, la Grande-Bretagne et l'Allemagne, mais nous ferons également de telles capacités à l'heure actuelle est loin d'être obligatoire.8
référence à d'autres pays et soulignerons les réussites et les Dans son rapport intitulé « Road to Zero » décrivant l’avenir des
meilleures pratiques ailleurs dans le monde à l'aide d'études de cas. véhicules électriques en Grande-Bretagne, le gouvernement
a seulement stipulé que les chargeurs actuels devaient être «
Reconnaître les technologies habilitantes smart ready » (prêts à intégrer des fonctions intelligentes), là
encore sans plus de précisions. La commission britannique sur
1. Chargeurs de véhicules électriques les infrastructures nationales, en revanche, a estimé l'an dernier
intelligents et bidirectionnels que le chargement intelligent permettrait de réduire les coûts du
réseau électrique de 2 milliards de livres sterling par an. Cette
Les éléments nécessaires: commission recommande donc que le « chargement intelligent
• Il existe trois catégories de chargeurs de véhicules électriques : les devienne l’option par défaut pour le chargement à domicile ».
modèles standard qui chargent passivement le véhicule à un rythme • En Allemagne, il existe des incertitudes quant à la base légale
fixe en fonction de la puissance locale disponible ; les modèles applicable aux chargeurs V2G, notamment en ce qui concerne
intelligents qui chargent le véhicule en fonction des besoins du les taxes payables sur les ventes au réseau et l’application des
réseau, en réponse aux signaux de prix ou aux opérateurs distants; règles et normes relatives aux générateurs électriques pour le
et les modèles bidirectionnels ou V2G (Vehicle-to-Grid, du véhicule déchargement vers le réseau.
vers le réseau) qui permettent des chargements mais aussi des
déchargements sur le réseau, offrant ainsi la meilleure flexibilité.
• L'analyse de BNEF, résumée dans la section 1, montre l'importance
des chargeurs intelligents pour intégrer les énergies renouvelables
variables, en faisant coïncider les pointes de demande avec les
périodes d'approvisionnement optimal. La charge intelligente peut
également réduire le coût du système lors de l'ajout de véhicules
électriques. Elle permet par exemple d'éviter la nécessité de mises
à niveau du réseau local et de nouvelles capacités de production
pour répondre à la demande accrue d'électricité liée aux véhicules
électriques.
8
http://www.legislation.gov.uk/ukpga/2018/18/pdfs/ukpga_20180018_en.pdf
2 EATON – Livre BlancLa flexibilité, le cœur du nouveau système électrique
Édition juin 2019
2. D
éploiement de compteurs intelligents La situation actuelle:
et tarification dynamique pour les • Déploiement de compteurs intelligents
consommateurs • Dans les pays nordiques, le déploiement national des compteurs
numériques est déjà quasi-universel.
Les éléments nécessaires:
• En Grande-Bretagne, un grand programme de déploiement de
• Une condition préalable requise pour la mise en place de tarifs compteurs intelligents est actuellement en cours, avec pour
dynamiques est le déploiement de compteurs numériques qui objectif d'équiper tous les foyers d'ici 2020. Cet objectif ne sera
enregistrent la consommation d'électricité en temps réel. pas atteint, mais le déploiement s'accélère. Le programme a
• Les tarifs dynamiques constituent une mesure d’incitation rencontré quelques problèmes au départ, car les compteurs
financière : ils encouragent les consommateurs à changer de déployés perdaient leur fonctionnalité intelligente lorsqu'un client
comportement, par exemple en privilégiant les périodes creuses changeait de fournisseur.
en réaction aux signaux de prix du marché. Comme nous l'avons • En France, Enedis, le principal opérateur, a exécuté plus de la
vu dans la Section 1, cette modulation de la consommation peut moitié d'un programme similaire de déploiement de compteurs
réduire le coût des systèmes dédiés aux énergies renouvelables intelligents à l'échelle nationale.
variables et aux véhicules électriques occupant une part de
marché élevée. En effet, elle limite la nécessité du délestage • En Allemagne, les compteurs intelligents ne sont toujours pas
des énergies renouvelables et de la production d'énergie de disponibles. Pour le moment, un seul fabricant a obtenu la
secours faisant appel aux combustibles fossiles. Avec les tarifs certification requise, et tout déploiement obligatoire devra attendre
dynamiques, les consommateurs peuvent se voir proposer qu’un deuxième produit, au moins, soit disponible sur le marché
différents prix, par exemple en fonction du moment de la journée pour éviter tout monopole. Fin janvier, l'agence fédérale allemande
auquel ils consomment de l’électricité (tarifs en fonction de l’heure pour la sécurité et les télécommunications a précisé que ce
d’utilisation). Ces tarifs dynamiques peuvent aussi inciter les processus de certification était en cours, et que les compteurs
consommateurs à utiliser moins d'électricité à un moment donné intelligents n’étaient pas encore prêts à être déployés.
(tarifs aux heures de pointe). Des tarifs plus élaborés pourraient • Introduction de tarifs dynamiques
favoriser la répartition des charges au sein des ménages, avec
• En Grande-Bretagne, grâce au déploiement de compteurs
différents tarifs pour les charges contrôlables comme le chargement
d’un véhicule électrique ou le chauffage électrique, et pour les intelligents, les tarifs dynamiques sont en train d’arriver sur le
charges non-contrôlables, comme la préparation des repas. Avec un marché. Par exemple, Octopus Energy a introduit un tarif « Agile
tel modèle, les véhicules électriques pourraient être rechargés de » qui permet de suivre les prix de gros pour l'électricité et qui
manière beaucoup plus dynamique, à des prix très élevés pendant conseille les clients 24 heures à l’avance sur les périodes les
les heures de pointe et à des prix très avantageux pendant les plus avantageuses (voir l’encadré ci-dessous).
heures creuses, notamment tard le soir et tôt le matin. • En Allemagne, il n’y a pas de tarifs dynamiques en raison de
l’absence de compteurs numériques. En France, des tarifs
dynamiques devraient bientôt être mis en place car le programme
de déploiement de compteurs intelligents est en cours.
Étude de cas: des tarifs domestiques qui favorisent Étude de cas: selon Octopus Energy, les nouveaux tarifs
l'écrêtement des pointes en Norvège mis en place en Grande-Bretagne ont permis de réduire
À mesure que les véhicules électriques (VE) deviennent de la demande d'un quart
plus en plus courants en Norvège, les consommateurs ont de L’an dernier, le fournisseur d'énergie britannique Octopus
plus en plus intérêt à contrôler leur consommation aux heures Energy a introduit un tarif « Agile » qui permet aux clients
de pointe, notamment lorsqu'ils rechargent leur VE à domicile. équipés de compteurs numériques de connaître les prix de
Actuellement, les consommateurs rechargent leur VE le plus gros de l’électricité un jour à l’avance, et donc d’adapter leur
souvent le soir, aux heures de pointe ; une situation qui n’est consommation en fonction de ce prix.
plus tenable, notamment parce que de nombreuses habitations Dans le cadre du tarif Agile, Octopus actualise ses prix unitaires
se trouvent aux extrémités de longues lignes électriques basse tous les jours à 16h00, pour chaque intervalle d'une demi-
tension. heure le jour suivant. Le fournisseur suit et facture ensuite
En 2020, la Norvège devrait mettre en place des tarifs « la consommation sur la base de ces prix à la demi-heure.
de pointe » pour les particuliers, avec les mêmes mesures Généralement, les prix sont plus élevés entre 16h00 et 19h00,
d’incitation que celles déjà proposées aux clients commerciaux et plus avantageux entre 23h00 et 05h00. Octopus a ainsi
et industriels. En vertu de ces tarifs, le fournisseur calcule la permis aux clients d’automatiser leur réaction aux prix du
consommation de pointe moyenne sur les trois périodes de marché. Ils n’ont plus besoin de surveiller les prix ni d'éteindre
pointe, de 15 minutes chacune, au cours d’un mois précis. et d’allumer leurs appareils ménagers manuellement. Pour ce
Le client paie des frais d’environ 15 €/kW pour cette énergie faire, le système est appairé avec l’application IFTTT, qui peut
calculée en kW. Les clients paient aussi une facture énergétique commander plusieurs appareils numériques via le compteur
normale par unité d’électricité consommée (par kWh). intelligent, afin qu'ils ne fonctionnent que dans une plage
Ainsi, le client a tout intérêt à réduire sa consommation de prix donnée. Suite à l’introduction de ce tarif, Octopus a
d'électricité aux heures de pointe, et le réseau est donc moins constaté une baisse de la demande aux heures de pointe de
sollicité. Ce type de tarif peut contribuer à lisser la demande 28 % en moyenne. Les économies potentielles réalisées en
électrique liée au chargement des VE. Les clients peuvent évitant des mises à niveau du réseau pourraient donc être
réduire leur consommation aux heures de pointe en rechargeant considérables si des tarifs similaires étaient plus largement
leur VE la nuit, ou en utilisant une batterie qu'ils peuvent déployés. Les propriétaires de VE sont ceux qui ont le plus réduit
recharger aux heures creuses, puis utiliser à leur guise. Ces leur consommation aux heures de pointe. Ce sont eux qui ont
comportements plus intelligents peuvent éviter de coûteuses également réalisé le plus d'économies.
mises à niveau des réseaux locaux.
EATON – Livre Blanc 3La flexibilité, le cœur du nouveau système électrique
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Étude de cas: Good Energy lance des tarifs pilotes qui Étude de cas: proposition d’une facturation forfaitaire
identifient individuellement les appareils ménagers des frais de réseau au Royaume-Uni : une mauvaise
Good Energy estime que ses clients accordent plus idée ?
d'importance au développement durable que les Ofgem, le régulateur de l'énergie en Grande-Bretagne, étudie
consommateurs d'énergie moyens, car ils sont prêts à payer un actuellement un projet visant à changer la manière dont les
peu plus pour les produits renouvelables que cette entreprise frais de réseau résiduels sont facturés aux particuliers. Jusqu'à
propose. Par conséquent, le fournisseur pourrait adopter des maintenant, les frais de réseau étaient calculés par unité de
approches innovantes en matière de gestion de la demande. consommation d'électricité. Par conséquent, les ménages qui
À travers d'un projet financé par l’UE, intitulé « Best RES », Good investissaient dans des panneaux solaires et qui consommaient
Energy a pu évaluer les avantages que peuvent apporter les moins d'électricité sur le réseau payaient des frais de réseau
données énergétiques figurant sur les factures d'électricité et le moindres.
rôle qu'elles jouent dans les besoins énergétiques des ménages. Ofgem a jugé que cette situation était injuste et qu’elle
Good Energy a fourni aux clients participants des informations sur risquait d’entraîner une surfacturation des frais de réseau aux
la répartition de leur charge, au niveau des appareils ménagers consommateurs les plus pauvres qui ne pouvaient pas se
individuels, et sur l’heure à laquelle ces appareils étaient utilisés. permettre d'installer des panneaux solaires. Le régulateur a
Le but était d'encourager les clients à réfléchir davantage à donc proposé d'augmenter la composante fixe des factures
leur consommation d'énergie pendant les heures de pointe d’électricité, en la faisant passer à 64 livres sterling par an pour
et pendant les heures creuses. Good Energy a proposé des tous les consommateurs. Cela signifie que les ménages seront
tarifs destinés à récompenser les clients qui ont davantage moins incités à installer des panneaux solaires et des batteries
consommé pendant les heures creuses. Le projet pilote a de stockage réduisant leur dépendance vis-à-vis du réseau. De
permis de se faire une idée des avantages que présentent les plus, les ménages ayant déjà installé des panneaux solaires
tarifs variables en fonction de l'heure de consommation. En et/ou des batteries de stockage seront les plus touchés. Le
répartissant les charges, les fournisseurs d'électricité peuvent graphique ci-dessous, fourni par Ofgem, montre comment les
inciter les clients à modifier leur mode de consommation, factures actuelles (« Baseline ») vont augmenter en raison des «
notamment pour les charges non soumises à des contraintes frais fixes » proposés pour les consommateurs ayant installé des
horaires, comme le chargement des VE. panneaux solaires ou des batteries de stockage.
Figure 1.
Améliorer l'accès aux marchés
énergétiques et non-énergétiques La situation actuelle:
Traitement fiscal et facturation réseau • Actuellement, le stockage est généralement considéré à la fois
comme un moyen de production et comme une consommation,
équitables pour les actifs distribués nécessitant deux connexions au réseau pour l’importation et
Les éléments nécessaires: l'exportation, ce qui peut entraîner une double facturation.
• Le stockage, la modulation de la consommation et la production • En Grande-Bretagne et en Allemagne, les opérateurs de batteries
distribués devraient être traités équitablement, de la même manière paient des frais de réseau standard pour le chargement à partir du
que la génération d'électricité à grande échelle classique. Par réseau et pour le déchargement vers ce même réseau. En Grande-
exemple, le stockage sur batterie ne devrait pas entraîner de frais Bretagne, le gouvernement prévoit de définir le stockage comme
de réseau pour le chargement puis le déchargement de la même une sous-catégorie de production, pour plus de clarté à court terme.
électricité, comme c'est souvent le cas actuellement. En Allemagne, aucun projet de régulation n’est à l'étude.
4 EATON – Livre BlancLa flexibilité, le cœur du nouveau système électrique
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Accès équitable aux services auxiliaires et aux −− De plus, chaque actif doit posséder un fréquencemètre pour
mesurer la fréquence du réseau local qu’il doit suivre et à
marchés des capacités laquelle il doit répondre. Le prix d’un fréquencemètre s'élève
Les éléments nécessaires: à environ 250 livres sterling, ce qui représente un coût
supplémentaire de 5 % pour une batterie de taille moyenne
• L'électricité sera de plus en plus souvent fournie et gérée par
après compteur. Ces règles ont été élaborées à l’origine
de petites installations éoliennes et solaires décentralisées, par
pour les grandes centrales électriques centralisées, dont les
la modulation de la consommation, par des batteries et par des
coûts de fonctionnement s'élèvent à des dizaines voire des
chargeurs VE intelligents, au lieu de grandes centrales électriques
centaines de millions de livres, et pour lesquelles le coût
centralisées. Cependant, de nombreux marchés sont en retard dans
supplémentaire d’un fréquencemètre est donc négligeable.
ce domaine.
• Dévaluation du marché des capacités
• Toutes les ressources devraient bénéficier de conditions
concurrentielles équitables, notamment sur les marchés • En 2017, l’opérateur britannique National Grid a réduit
d'équilibrage, où l'opérateur du réseau assure la correspondance (dévalué) les paiements reçus par les batteries de stockage
entre l'offre et la demande en temps réel, sur les marchés des participant au marché des capacités, en se basant sur le
services auxiliaires, qui sous-traitent des actifs pour assurer fait que le marché des capacités nécessitait des actifs
la stabilité du système et la fréquence du réseau, et enfin sur capables de fournir de l’énergie pendant 4 heures, alors
les marchés des capacités, qui allouent une certaine capacité que le stockage était limité à 1 heure. Les fournisseurs de
minimale plusieurs années à l'avance pour éviter les coupures. solutions de stockage ont contesté cette modification, car
Dans la plupart des pays, la régulation actuelle applicable aux elle était inattendue, mais aussi parce qu'il était peu probable
réseaux favorise les actifs de production centralisés, par le biais que les fournisseurs de capacités aient un jour à fournir une
de dispositions de connexion, de test et de comptage, de besoins alimentation électrique de secours pendant 4 heures.
de disponibilité, de décotes sur le paiement des capacités pour les
actifs de stockage, et d’autres coûts administratifs et seuils de taille • Combinée aux nouvelles limites d'émissions imposées par
minimale. Ces obstacles pénalisent les agrégateurs de petits actifs la directive européenne sur les installations de combustion
distribués par rapport aux grandes centrales électriques. de taille moyenne, qui empêchent les générateurs diesel
• Il faut mettre en place de nouvelles solutions pour réduire les de participer aux marchés des capacités, la dévaluation
coûts et les obstacles administratifs qui freinent la participation appliquée aux batteries de stockage a incité les investisseurs
des ressources d'énergie distribuées aux marchés énergétiques privés à investir sans relâche dans des centrales au gaz, ce
modernes. qui est contre-productif quand on sait que l’objectif était
d'atteindre une empreinte carbone nulle pour le réseau à
La situation actuelle:
moyen terme.
• L'an dernier, aux États-Unis, la Federal Energy Regulatory
Commission (FERC) a voté une ordonnance (« Order 841 ») obligeant
• En Allemagne, la participation aux marchés de régulation de
les huit opérateurs du marché de gros américain à s’assurer que le fréquence est soumise à un seuil de taille minimale de 1 MW.
stockage bénéficie de conditions concurrentielles équitables sur tous • Les agrégateurs dont les actifs agrégés ont une capacité
les marchés disponibles, y compris les marchés de l’énergie, des minimale de 1 MW peuvent participer aux marchés de régulation
services auxiliaires et des capacités. Aucune mesure équivalente de fréquence, mais ils doivent être certifiés individuellement, et
n’a été prise en Europe. Toutefois, la règle imposée par la FERC ne leur disponibilité individuelle doit être garantie.
précise pas clairement le rôle du stockage distribué agrégé. • Cependant, des discussions sont en cours afin d’établir des
• En Grande-Bretagne, il y a trois ans, National Grid a introduit un critères de pré-qualification collectifs, pour permettre aux
marché de réponse de fréquence améliorée inférieure à la seconde flottes de VE de fournir des services de flexibilité. Cela peut
pour gérer l'augmentation de volatilité attendue en raison de l'essor passer par une pré-approbation administrative de tous les
des énergies éolienne et solaire. En raison de leur temps de réponse points de recharge de conception spécifique, au lieu d'évaluer
rapide, les batteries sont idéalement adaptées à ce type de marché. individuellement chaque point de recharge afin d'établir sa
Toutefois, il existe un certain nombre de barrières sur ce marché conformité aux normes.
et sur d'autres marchés qui pénalisent encore les petites batteries • En France, les agrégateurs de batteries doivent dépasser un seuil
agrégées. Il s'agit notamment de seuils de dimensionnement de taille de 1 MW pour participer aux marchés de régulation de
et de tests des actifs qui sont autant d'obstacles financiers et fréquence. Ce seuil constitue un obstacle pour les agrégateurs de
administratifs. milliers de sites résidentiels, mais pas pour les sites commerciaux
• Seuils de dimensionnement et industriels.
−− Marchés des services auxiliaires : les actifs de petite taille, • En Finlande, dans le cadre de l'initiative « Fortum Spring », le
à partir de 1 mégawatt, peuvent déjà participer aux marchés fournisseur Fortum a signé des contrats avec plus de 2 000 clients
des services auxiliaires britanniques. Et en théorie, les actifs qui l’autorisent à réguler leurs chauffe-eau à distance la nuit pour
individuels encore plus petits peuvent également y participer lisser la période de consommation de pointe en soirée, ce qui
au sein d'un portefeuille agrégé. contribue à équilibrer le réseau.
−− Mécanisme d’équilibrage : National Grid envisage
actuellement de permettre aux actifs individuels à partir de
1 MW de participer au mécanisme d'équilibrage, au sein de
portefeuilles agrégés de plus grande taille proposés par des «
parties leaders virtuels ».
−− Marché des capacités : les actifs énergétiques à partir de 0,5
MW peuvent participer.
• Tests pratiqués sur les actifs
−− Actuellement, pour accéder aux marchés des services
auxiliaires et au mécanisme d’équilibrage, les actifs distribués
doivent être testés individuellement, pour prouver qu'ils
peuvent suivre la fréquence, par exemple. Ces tests sont très
détaillés, notamment en ce qui concerne l’exécution du test,
l’extraction et la présentation des données pertinentes.
EATON – Livre Blanc 5La flexibilité, le cœur du nouveau système électrique
Édition juin 2019
Étude de cas : Amsterdam Arena – L'accès équitable les propriétaires et les opérateurs, mais aussi avec les
aux marchés des services de réseau bénéficie aux négociants en électricité, les fournisseurs d'électricité et les
batteries de stockage à grande échelle exploitants de systèmes pour permettre aux blocs agrégés
de ressources distribuées de participer à divers marchés
L’an dernier, Eaton et ses partenaires commerciaux ont mis en
énergétiques et non-énergétiques.
service un système de stockage d'énergie de 3 MW, composé
de batteries de VE Nissan neuves et de 2e vie, dans le stade En Grande-Bretagne, Upside Energy veut qu’un accès
Johan Cruijff d’Amsterdam. L'AFC Ajax et l’équipe nationale équitable au mécanisme d'équilibrage et aux marchés des
des Pays-Bas y jouent à domicile. On y organise également services auxiliaires soit réservé aux ressources énergétiques
des concerts, des spectacles de danse et des évènements distribuées. Actuellement, National Grid impose que les actifs
d'entreprise. La batterie de 3 MW est couplée à un système individuels soient testés pour s'assurer qu'ils puissent suivre la
solaire de 1 MWc installé sur le toit. fréquence du réseau ; une condition importante pour que ces
actifs puissent fournir des services tels qu’une régulation de
Ce projet a bénéficié du soutien de plusieurs sources de
fréquence rapide. Une approche moins coûteuse pour éviter
financement. Le rôle principal du système combiné batterie/
de devoir tester individuellement des centaines voire des
panneaux solaires est de fournir au stade une source
milliers de batteries consisterait à définir la capacité de suivi
d’alimentation sans coupure pendant les heures de pointe,
de la fréquence comme une norme industrielle de fabrication.
en cas de panne du réseau. Ce système est capable de
Il suffirait alors aux autorités de régulation de tester à l’usine
fournir de l'électricité pendant 1 heure pendant la période de
et de manière aléatoire la conformité des batteries aux normes
consommation maximale, ce qui évite d’avoir recours à des
industrielles.
générateurs diesel supplémentaires sur site, contribuant ainsi
à réduire les émissions de carbone. Lorsque le stade n'est Pour éviter le coût lié à l’installation de fréquencemètres sur
pas utilisé à pleine capacité, la batterie a trois sources de les batteries individuelles, Upside Energy estime préférable
revenus supplémentaires. Premièrement, elle peut vendre des que National Grid fournisse des signaux de fréquence de
services de regulation de fréquence, en accédant au marché réseau régionaux, que tous les acteurs devront suivre,
du contrôle de fréquence néerlandais. Deuxièmement, elle étant donné que la fréquence varie à peine en fonction
accroît l'autoconsommation du système de génération solaire de la localisation des batteries individuelles. Ces réformes
sur site, ce qui permet d'économiser l'électricité du réseau concernant les procédures de test de National Grid pourraient
(plus coûteuse) et d'exporter le surplus. Et troisièmement, elle contribuer à débloquer l’énorme potentiel de flexibilité des
favorise l’arbitrage des prix de l’électricité entre les périodes batteries VE, déjà disponibles en très grands nombres, mais
creuses bon marché et les périodes de pointe plus coûteuses. elles n'auraient que peu ou pas d’impact positif sur la stabilité
des systèmes. Upside Energy souhaite favoriser l’accès des
Étude de cas: Royaume-Uni: Upside Energy – VE aux marchés des services auxiliaires via son logiciel de
Signification d'un accès au marché équitable pour les négoce. Les procédures actuelles de mesure de la fréquence
ressources énergétiques distribuées de National Grid constituent un obstacle supplémentaire, car
Upside Energy développe des plateformes commerciales les véhicules n’ont pas de localisation fixe. Par conséquent, en
logicielles pour permettre aux ressources énergétiques vertu des règles actuelles, il pourrait être nécessaire de tester
distribuées, allant des batteries de stockage aux véhicules les multiples sites de recharge en plus des véhicules. La mise
électriques (VE) en passant par la génération à petite échelle, en œuvre de tous les changements évoqués ci-dessus pourrait
d'accéder au marché. L'entreprise travaille avec les fabricants, contribuer à résoudre ce problème.
Étude de cas: la technologie EnergyAware d’Eaton Ces deux études pilotes montrent que la technologie UPS
permet aux grandes charges commerciales de rendre est parfaitement adaptée aux services de type régulation de
de l'énergie au réseau fréquence rapide. Dans ce contexte, la régulation de fréquence
se focalise davantage sur les variations de fréquence à très court
Les centres de données sont un bon exemple de grande charge
terme (de l’ordre de quelques secondes) causées par d’infimes
commerciale susceptible de soutenir le réseau électrique et
variations de la production, par des perturbations et par une inertie
d’être rémunérée pour les services de flexibilité fournis. Les
réduite dans le réseau. Eaton utilise les processeurs de signaux
opérateurs de centres de données nécessitent des infrastructures
numériques (DSP) intégrés à ses systèmes d’UPS pour effectuer
électriques résilientes capables de fonctionner même en cas de
un échantillonnage en temps réel de la forme d’onde AC, ce qui
panne du réseau. C'est pourquoi ils déploient généralement des
permet à l'équipement de réagir de manière autonome à ces
systèmes d’UPS (ou systèmes d’alimentation sans coupure) et
variations de fréquence en quelques millisecondes au lieu de se
des installations de production sur site dotées de générateurs
baser sur un signal de réseau central.
de secours. La technologie Energy Aware d’Eaton permet à ses
clients opérateurs de centres de données comme Microsoft Même si aujourd'hui, les systèmes UPS ne sont pas utilisés
[www.eenews.net/stories/1060089417] de gagner de l’argent pour réduire les pics de demande ni le temps d’utilisation, cela
grâce à leurs systèmes UPS existants en aidant les fournisseurs pourrait certainement devenir possible à condition d’investir dans
d’énergie à équilibrer la demande d'énergie durable. Les grands des batteries de plus grande taille. La technologie UPS pourrait
opérateurs de data centers, comme les fournisseurs de services facilement être liée à divers programmes de gestion de l'énergie
de colocalisation et de services Cloud, peuvent être rémunérés en aval compteur, ou à des programmes de soutien du réseau
pour effectuer des ajustements immédiats de la demande plus exigeants. Avec les nouveaux modèles commerciaux,
d'électricité, ce qui aide le réseau à éviter les coupures sans comme le partage des revenus et l'investissement des
compromettre les charges critiques. agrégateurs dans le matériel supplémentaire nécessaire à la
fourniture de services plus lucratifs, cela est désormais possible.
Eaton a mené deux études pilotes en collaboration avec les GRT.
Une avec Svenska Kräftnet, et une autre avec Statnett, en Norvège.
6 EATON – Livre BlancLa flexibilité, le cœur du nouveau système électrique
Édition juin 2019
Marchés de flexibilité La situation actuelle:
• Aux États-Unis, certains fournisseurs d'électricité ont lancé des appels
Les éléments nécessaires: d’offres portant sur les puissances renouvelables garanties, via des
• Pour reconnaître et encourager la flexibilité, la première étape enchères inversées portant sur les énergies renouvelables variables
consiste à la définir dans la législation principale. Cette définition plus stockage, comme Xcel Energy, au Colorado. De manière générale,
permettra d'établir le produit, sa tarification et les modalités de le stockage fonctionne mieux avec le solaire, en raison du cycle diurne
participation à divers marchés. prévisible et de la facilité de chargement et de déchargement des
batteries. De tels appels d’offres n’existent pas en Europe.
• Les marchés de flexibilité sont importants pour informer les
investisseurs sur les prix et pour renseigner les opérateurs de • Toujours aux États-Unis, certains opérateurs régionaux sont incités à
réseau sur la disponibilité. recruter des prestataires de flexibilité externes au lieu de développer
leurs infrastructures réseau. C’est le cas par exemple à New York, où le
• De manière générale, les marchés de l'électricité pourraient être
microréseau de Brooklyn a opté pour une « alternative sans fil ».
réformés afin de limiter la participation à la puissance garantie.
Par exemple, Dieter Helm, analyste dans le secteur de l’énergie, • En Europe, les marchés de flexibilité locaux sont pratiquement
a proposé de combiner les enchères sur le marché des capacités inexistants. Toutefois, en vertu du « Clean Energy Package »
et les enchères portant sur les énergies renouvelables par le biais récemment adopté par l’UE, les opérateurs de réseaux de distribution
d’une nouvelle exigence de « puissance garantie équivalente ». d'électricité (ORD) doivent désormais devenir des gestionnaires de
Ainsi, la charge de base (comme le gaz et le nucléaire) serait en réseaux plus proactifs, tout comme les opérateurs de systèmes
compétition avec les énergies renouvelables variables (éolienne et de distribution (OSD). Le but est de gérer les réseaux locaux de
solaire) et le stockage.9 manière plus économique et d’intégrer des ressources énergétiques
distribuées (RED) au lieu de se contenter de gérer et de moderniser
• Les opérateurs de réseaux locaux pourraient avoir recours à des les câbles et les sous-stations. Suite à ce changement, les opérateurs
appels d’offres pour les services de flexibilité au lieu de moderniser de réseaux pourraient être amenés à assumer un plus large rôle,
leur réseau. Généralement, les opérateurs bénéficient d’un taux incluant l’approvisionnement en services de flexibilité issus de RED, via
de rendement régulé sur une base de capitaux qui comprend les des plateformes d'enchères locales.
sous-stations, les transformateurs et les câbles. Cette approche
peut favoriser le développement des réseaux par rapport à des • En Grande-Bretagne, il y a deux ans, le ministère de la stratégie
moyens plus économiques d’intégrer les énergies renouvelables commerciale, énergétique et industrielle (BEIS) et le régulateur de
variables, comme la signature de contrats de sous-traitance avec l’énergie Ofgem ont publié un « Plan relatif aux systèmes intelligents
des fournisseurs tiers de batteries de stockage et de réponse à et à la flexibilité ».
la demande. Les opérateurs de réseaux pourraient être incités à • Ce plan prévoyait que les opérateurs de réseaux deviennent des
privilégier cette dernière option s’ils pouvaient rentabiliser leurs opérateurs de systèmes, par exemple en développant des marchés
dépenses d'exploitation. Ils n’auraient plus de raison de vouloir à privilégiant la flexibilité comme alternative moins coûteuse à
tout prix posséder et exploiter leurs actifs au lieu de payer des tiers l’amélioration des réseaux.
assurant des services de flexibilité locaux pour équilibrer le réseau.
• UK Power Network (UKPN) est l’un des ORD les plus avancés en ce
• Les marchés de flexibilité actuels, lorsqu'ils existent, offrent qui concerne la création de plateformes d’appels d'offres en ligne.
souvent une visibilité à court terme sur les flux de trésorerie En mai, UKPN a lancé son plus gros appel d’offres à ce jour sur sa
possibles pour les actifs de flexibilité. Pour assurer une visibilité plateforme Piclo Flex, portant sur 18 MW de puissance flexible.
des flux de trésorerie à long terme, il faudrait idéalement que les
• En Grande-Bretagne, les marchés sur lesquels les batteries de
marchés de flexibilité, quelle que soit leur organisation, fournissent
stockage ont un avantage concurrentiel ont généralement des
des flux de trésorerie prévisibles sur le long terme. Par exemple via
contrats plus courts que les marchés favorisant les grandes centrales
une combinaison de contrats multi-annuels et d'enchères annuelles
électriques. Par exemple, les marchés de régulation de fréquence
garanties sur plusieurs années.
garantie se caractérisent par des contrats d’une semaine, une réserve
d'exploitation à court terme de quatre mois et une puissance réactive
d’un an. Rien à voir avec les contrats de puissance de 15 ans que l'on
trouve généralement sur le marché des capacités britanniques.
Étude de cas: Grande-Bretagne: Drax - comment nature expérimentale des marchés de flexibilité émergents au
les mesures d’incitation en faveur de la flexibilité niveau de la distribution, et la courte durée des contrats établis
pourraient fonctionner pour les services de flexibilité à l'échelle de systèmes entiers.
Le groupe britannique Drax était autrefois connu comme le Drax envisage deux options pour rendre la flexibilité plus
propriétaire de la plus grande centrale électrique au charbon attractive. Tout d’abord, les opérateurs de systèmes doivent
d’Europe occidentale. Aujourd'hui, il s'est diversifié dans assurer une plus grande transparence quant à l'évolution probable
de multiples alternatives et il s’efforce d'élargir son offre des futurs besoins de services sur le long terme. Pour ce faire,
dans un contexte de transition énergétique et de réduction une solution possible consisterait à lier ou à cumuler les contrats
des émissions. Ces alternatives comprennent la production de flexibilité avec les contrats des marchés de capacités. Un
d'électricité flexible à basses émissions, notamment à partir meilleur partage des informations, permettant de mieux prévoir
de la biomasse et de centrales hydroélectriques à pompage- les résultats pour l’ensemble des systèmes et de prédire
turbinage et au fil de l’eau, mais aussi des services énergétiques l'évolution des besoins des systèmes dans les années à venir, est
en aval, grâce à l'acquisition de deux fournisseurs B2B, Haven nécessaire pour prendre de meilleures décisions d’investissement
Power et Opus Energy. et ainsi limiter les coûts généraux pour les consommateurs.
Deuxièmement, Ofgem pourrait réduire les objectifs de coûts
Dans le cadre de cette expansion en aval, Drax est en train
pour les opérateurs de systèmes électriques (OSE) de National
d'étudier s'il peut commercialiser du stockage en aval compteur
Grid et encouragerles OSE à utiliser une combinaison de contrats
à ses nouveaux clients. Une première étape consiste à réduire
à court terme et à long terme pour gérer la volatilité des coûts.
les coûts d’installation lors des essais des batteries. L'étape
Cela permettrait de réduire les risques liés aux prix pour les
suivante consiste à conquérir de nouveaux marchés, car Drax
consommateurs, tout en donnant des signaux d'investissement
est actuellement confronté à un manque de visibilité en Grande-
plus clairs aux fournisseurs de flexibilité.
Bretagne. Deux problèmes majeurs : les volumes faibles et la
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https://www.gov.uk/government/publications/cost-of-energy-independent-review
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