130128 traduction etude stockage 2013 fraunhofer

ÉTUDE SUR LE STOCKAGE 2013 Courte analyse sur l’estimation et le classement des effets énergétiques, économiques et autres

d’un soutien aux dispositifs de stockage électrochimique localisés

- janvier 2013 -

Titre du document original : SPEICHERSTUDIE 2013

Kurzgutachten zur Abschätzung und Einordnung energiewirtschaftlicher, ökonomischer und anderer Effekte bei Förderung von

objektgebunden elektrochemischen Speichern

Traduction du Bureau de coordination énergies renouvelables/

Koordinierungsstelle Erneuerbare Energien e.V.

Traduction publiée en février 2013 Traduction non-officielle / Nichtamtliche Übersetzung

ÉTUDE SUR LE STOCKAGE 2013

Courte analyse sur

l’estimation et le classement des effets énergétiques,

économiques et autres d’un soutien aux

dispositifs de stockage électrochimique localisés

Résumé des principaux résultats

Raphael Hollinger, Dr. Bernhard Wille-Haussmann, Dr. Thomas Erge, Jan Sönnichsen, Thies Stillahn, Niklas Kreifels

Département Systèmes énergétiques intelligents – Dr. Christof Wittwer

Institut Fraunhofer pour les systèmes énergétiques solaires ISE à Fribourg Analyse mandatée par : Association allemande de l’industrie solaire (BSW‐Solar) Janvier 2013

Fraunhofer ISE Étude sur le stockage photovoltaïque 2013

Association allemande de l’industrie solaire (BSW‐Solar) 3 | 15

Table des matières

1 Contexte..................................................................................................................... 4

2 Principaux résultats .................................................................................................. 5

3 Conclusion ................................................................................................................. 14



Contexte

Les évolutions technologiques dans le domaine des systèmes de stockage électrochimiques et la demande croissante de dispositifs permettant de compenser la fluctuation des productions renouvelables rendent l’utilisation de dispositifs de stockage direct d’électricité de plus en plus intéressante et nécessaire au sein du système d'approvisionnement en énergie. Dans le contexte de ce que l’on appelle la parité réseau de l’électricité photovoltaïque (concernant le prix de détail de l’électricité), l’autoconsommation locale de l’électricité photovoltaïque gagne par ailleurs en intérêt, notamment pour les exploitants de petites installations. Grâce à l’utilisation de systèmes de batteries photovoltaïques, les exploitants d’installations peuvent encore augmenter la part de leur propre production d’électricité. Sur la demande de l’Association allemande de l’industrie solaire (BSW‐Solar), Fraunhofer ISE a étudié les effets des systèmes de batteries photovoltaïques sur le système énergétique, tant du point de vue technique qu’économique. Dans le cadre de cette courte analyse, les effets de l’utilisation de systèmes de batteries photovoltaïques ont été étudiés sur de petites installations photovoltaïques localisées. Une attention particulière a été portée à la possibilité de soulager le réseau en réduisant le pic d’injection et la fourniture d’électricité en soirée. Outre le soulagement du réseau, des options qualitatives pour la mise à disponibilité d’autres services liés au réseau (notamment une réserve de puissance de réglage et un soutien en cas de dysfonctionnements du réseau) ainsi que les effets économiques de l’utilisation de systèmes de batteries photovoltaïques ont été étudiés.



Principaux résultats


Les principales problématiques, la démarche et les résultats de cette étude synthétique sont présentés ci‐après : Soulagement du réseau en réduisant le pic d’injection et la fourniture d’électricité en soirée grâce à une gestion de la batterie axée sur les besoins du réseau Pour analyser l’impact sur les rapports de charge variables dans les réseaux de distribution d’une gestion de systèmes de batteries photovoltaïques axée sur les besoins du réseau, nous avons développé des calculs d’optimisation pour la batterie basés sur des profils de foyers aptes à soulager le réseau. Ces calculs utilisent une fonction objective associée, et minimisent la puissance annuelle injectée dans le réseau par l’installation photovoltaïque en chargeant et en déchargeant la batterie selon les besoins, tout en maximisant l’autoconsommation pour préserver la rentabilité1. Les effets supplémentaires d’un (petit) pourcentage de perte de rendement énergétique annuel de l’installation photovoltaïque lié à une régulation de la puissance pour soutenir le réseau ont également été étudiés. Afin de pouvoir utiliser l’intégralité de la capacité de la batterie pour réduire le pic d’injection, nous avons en outre observé les effets d’une décharge de la batterie dans le réseau public. Basée sur une commande prédictive, la gestion repose sur l’hypothèse de prévisions absolument parfaites du rayonnement solaire et de la consommation d’électricité. L’objectif de l’algorithme d’optimisation est de démontrer les potentiels théoriques de soulagement du réseau. Les effets d’une telle utilisation axée sur les besoins du réseau sont observés ci‐après à l’échelle de l’exploitant de l’installation, du réseau de distribution et de l’Allemagne dans son ensemble.

Batteriebetrieb (nichtnetzoptimiert) = Utilisation de la batterie (non optimisée en fonction des besoins du réseau) Batteriebetrieb (netzoptimiert) = Utilisation de la batterie (optimisée en fonction des besoins du réseau) Leistung [kW] = Puissance [kW] PV‐Einspeisung = Injection PV direktverbrauchter PV‐Strom = Électricité PV consommée directement Speicher = Dispositif de stockage

1Il s’agit d’un problème d’optimisation linéaire en nombres entiers.




Netzbezug = Fourniture à partir du réseau Stromverbrauch = Consommation d’électricité Fig. 1 : Comparaison d’une gestion traditionnelle et d’une gestion axée sur les besoins du réseau Observation individuelle d’un système de batterie photovoltaïque Dans un premier temps, nous observons un système individuel de batterie photovoltaïque, géré en fonction des besoins du réseau comme décrit plus haut, et injectant exclusivement sur le réseau les quantités d’électricité produites ponctuellement en excès. Le pic maximal d’injection dans le réseau peut ainsi être réduit à 20 % voire jusqu'à 40 % de la puissance du générateur en fonction de la taille de l’installation photovoltaïque et de la capacité de la batterie. Pour compléter une gestion de la batterie axée sur les besoins du réseau, il est possible de réduire davantage encore le pic d’injection. L’une des options consiste à réguler temporairement la puissance de l’installation photovoltaïque, ce qui engendre une baisse supplémentaire d’environ 5 % du pic d’injection si l’on accepte de réduire la production annuelle d’électricité de 2 %. Une deuxième option consiste à autoriser une injection dans le réseau à partir de la batterie. Pour ce cas de figure, la possibilité d’une réduction supplémentaire à peu près deux fois plus importante du pic de réduction a été mise en évidence. La figure 2 illustre ce cas de figure. Les données prises comme base sont les moyennes par minute de l’année 2011 sur une série chronologique de consommation et une autre de production. La consommation, qui correspond à une série de consommation réellement mesurée pour un foyer, s’élève à 2 800 kWh par an2. La série de production provient d’une installation photovoltaïque située à Fribourg, avec une production de 1 300 kWh par an. Nous avons observé des installations photovoltaïques entre 3 kWc et 10 kWc ainsi que des systèmes de stockage d’une capacité de stockage entre 0 kWh et 11 kWh. La puissance maximale de la batterie est de 0,5 C3

Einspeisespitze [kW] = Pic d’injection [kW] nutzbare Kapazität = Capacité utilisable

2Source de la série de consommation : SMA. 3« C » caractérise le taux de décharge par rapport à la capacité nominale de la batterie, 0,5 C signifie une décharge complète en 2 heures.




Jahresenergieverbrauch = Consommation annuelle d’énergie installierte PV‐Leistung [kWp] = Puissance photovoltaïque installée [kWc] Fig. 2 : Réduction du pic d’injection d’électricité d’une installation photovoltaïque dans le réseau grâce à la gestion de la batterie et à la possibilité d’injecter l’électricité de la batterie dans le réseau. Les chiffres sur le côté droit de l’image correspondent à la réduction par rapport à la puissance du générateur.

Impact sur le réseau de distribution

L’exigence d’une réduction de la puissance du générateur photovoltaïque à l’aide du système de batterie en vue d'arriver à une valeur comprise entre 60 % et 70 % entraîne une exploitation plus faible des équipements et une meilleure stabilisation de la tension. Cette valeur peut être obtenue en basant l’utilisation des systèmes de batteries photovoltaïques des installations raccordées au réseau de distribution sur un modèle prédictif. Dans ce cadre, nous avons modélisé à titre d'exemple un réseau rural basse tension et un réseau suburbain, et calculé leur capacité d’absorption de l’électricité photovoltaïque. La condition nécessaire était la stabilité de la tension conformément à l’instruction technique VDE‐AR‐4105 et des courants nominaux identiques pour tout le matériel. Les calculs des flux de charge ont montré que l’utilisation d’une batterie photovoltaïque axée sur les besoins du réseau permet de réduire le pic d’injection de tous les systèmes d’environ 40 %.Il en résulte qu’il serait possible d’installer 66 % d’installations photovoltaïques avec batterie supplémentaires, si celles‐ci font également l’objet d’une gestion de l’injection axée sur les besoins du réseau. Si, une fois l’optimisation de la batterie pleinement exploitée, la stabilité de la tension demeure un obstacle, la capacité d’absorption peut être augmentée jusqu’à atteindre la charge maximale du matériel, par exemple via la stabilité statique de la tension avec puissance réactive et/ou des postes de transformation réglables. Les analyses exemplaires réalisées sur le réseau suburbain révèlent une capacité de raccordement supplémentaire de 15 %.

Observation à l’échelle de l’Allemagne Outre l’observation individuelle et celle du réseau de distribution, l’impact à l'échelle de l'Allemagne a été simulé d'après trois scénarios, représentant différents degrés de pénétration de systèmes de batteries photovoltaïques (50 000/100 000/500 000 unités).Dans le cas d’une gestion de la batterie axée sur les besoins du réseau, le pic de l’excédent d'injection des installations photovoltaïques a pu être diminué, suivant le degré de pénétration, à une part entre 54 et 70 % pour la journée présentant la plus forte injection d’électricité dans le réseau.

Tag der höchsten Netzeinspeisung = Journée présentant la plus forte injection d’électricité Tagesleistung im Jahresmittel = Production journalière en moyenne annuelle




Überschusseinspeisung in MW = Excédent d'injection en MW ohne Speicher = Sans dispositif de stockage mit Speicher = Avec dispositif de stockage Fig. 3 : Injection dans le réseau de l’électricité produite par l’installation photovoltaïque avec et sans système de batterie (100 000 dispositifs de stockage)

D’autre part, les systèmes de batteries photovoltaïques permettent de baisser le pic de consommation d’électricité survenant en soirée en déchargeant la batterie. À long terme, avec l’augmentation du nombre de systèmes de batteries photovoltaïques optimisées pour le réseau, ces deux effets permettraient de stabiliser la charge résiduelle. Il sera alors plus facile de couvrir le besoin restant avec d’autres technologies de production. La simulation montre que les systèmes de batteries photovoltaïques utilisés de manière appropriée peuvent contribuer de façon significative à soulager les réseaux d’électricité. Des systèmes d’incitation et/ou des dispositions réglementaires sont nécessaires pour inciter les exploitants d’installations à utiliser les systèmes de batteries photovoltaïques en fonction des besoins du réseau.

0

20

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00:00 00:00 00:00 00:00 00:00

MW

Tagesprofil bei netzorientierter Betriebsführung

PV‐Erzeugung EigenverbrauchNetzbezug ohne Speicher Batterie AufladungNetzbezug mit Speicher Batterie Entladung

Tagesprofil bei netzorientierter Betriebsführung = Profil journalier en cas de gestion axée sur les besoins du réseau Tagesleistung im Jahresmittel = Production journalière en moyenne annuelle PV‐Erzeugung = Production photovoltaïque Netzbezug ohne Speicher = Fourniture d’électricité du réseau sans dispositif de stockage Netzbezug mit Speicher = Fourniture d’électricité du réseau avec dispositif de stockage Eigenverbrauch = Autoconsommation Batterie Aufladung = Chargement de la batterie Batterie Entladung = Déchargement de la batterie Fig. 4 : Réduction du pic de consommation d’électricité du réseau pour une journée à titre d’exemple et en moyenne annuelle

Impact en cas de gestion traditionnelle de la batterie

Pour analyser l’impact des systèmes actuels de batteries photovoltaïques, nous avons également réalisé des simulations sur la base d’une gestion traditionnelle (cf. fig. 1) de systèmes de batteries photovoltaïques. Nous supposons par conséquent que la gestion a été définie d'après les conditions actuelles, soit :

La batterie se charge d’électricité photovoltaïque lorsque production photovoltaïque > charge locale

La batterie se décharge pour l’autoconsommation lorsque production photovoltaïque < charge locale

Si cette gestion traditionnelle permet de maximiser l’autoconsommation, elle ne soulage pas pour autant le réseau électrique raccordé. La plupart du temps, le dispositif de stockage de la batterie photovoltaïque est en effet déjà complètement chargé avant que l’installation photovoltaïque n’atteigne le pic de sa production, et le réseau doit continuer d'être aménagé pour supporter le pic annuel maximal. L’idée d’augmenter la capacité de

0100200300400500600700800900

1000

00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00

MW

Tagesleistung im Jahresmittel

PV‐Erzeugung EigenverbrauchBatterie Aufladung Netzbezug ohne SpeicherBatterie Entladung Netzbezug mit Speicher

0100200300400500600700800900

1000

00:00 04:00 08:00 12:00 16:00 20:00

MW

Tagesleistung im Jahresmittel

PV‐Erzeugung EigenverbrauchBatterie Aufladung Netzbezug ohne SpeicherBatterie Entladung Netzbezug mit Speicher




stockage, logique au premier abord, ne fournit qu’une solution partielle pour un même consommateur. En effet notamment l’été, le dispositif de stockage de plus grande taille ne pourrait alors pas se décharger jusqu’à la période suivante de production photovoltaïque (souvent le jour suivant). En été, il y aurait donc des phases pendant lesquelles le dispositif de stockage serait en permanence partiellement chargé. Les systèmes de batteries photovoltaïques utilisés uniquement pour maximiser l’autoconsommation, n’ont guère d’effets positifs sur les réseaux ou sur l’intégration systémique de la production aléatoire.

Mise à disposition de services supplémentaires par les systèmes de batteries Grâce à des régulateurs appropriés, les onduleurs photovoltaïques sont techniquement en mesure de réaliser des services réseaux pertinents pour l’ensemble du système. Ces services comprennent la fourniture de puissance réactive pour contribuer à la stabilité de la tension ainsi qu’au bilan de la puissance réactive, et la mise à disposition d’une puissance de réglage négative, cette dernière pouvant même être obtenue dans le cadre du réglage primaire, très rapide. Associées à un système de batterie, ces possibilités s’étendent à la fourniture d’une puissance de réglage positive, la capacité d’un démarrage autonome et du maintien à court terme de réseaux séparés en cas de dysfonctionnements du réseau. Enfin, les systèmes de batteries photovoltaïques sont à tout moment en mesure de soutenir le réseau en cas de sous‐fréquences (inférieures à 49,8 Hz). Du point de vue technique, les conditions sont ainsi remplies pour réaliser des fonctions pertinentes pour l’ensemble du système qui sont aujourd’hui en grande partie réalisées par des centrales traditionnelles. Au fur et à mesure du remplacement du parc de centrales traditionnelles, les installations de production renouvelables doivent également assumer des fonctions visant à stabiliser le système.

PV Batterie PV

Fourniture de puissance réactive oui oui

Puissance de réglage négative oui oui

Puissance de réglage positive non oui

Autoréglage de la consommation non oui

Fig. 5 : Possibilités des systèmes de batteries photovoltaïques pour soutenir le réseau

Contribuer à réduire ou à éviter les recours à la réserve froide L’arrêt d’autres centrales traditionnelles va entraîner une augmentation de la demande de réserve froide pour gérer les situations critiques au niveau du réseau. Les systèmes de batteries photovoltaïques peuvent contribuer à éviter ou à réduire les recours à la réserve froide.

La mise hors service de centrales nucléaires en 2011 a réduit le potentiel de redispatching, notamment dans le sud de l’Allemagne. Par conséquent, on a constaté un besoin accru d’outils capables de remédier aux éventuels problèmes de stabilité de la tension ou de




surcharges ponctuelles du réseau, jusqu’à ce que les mesures prévues pour développer le réseau fassent effet. Avec la réserve froide4, l’Agence fédérale allemande des réseaux a instauré une plus grande marge d’action, grâce à l’identification de centrales traditionnelles, généralement grandes, en Allemagne et dans les pays voisins. Bien que ces centrales puissent être activées dans des circonstances exceptionnelles, il est rare, pour des raisons économiques, qu’elles soient utilisées selon les principes du marché5. L’hiver dernier, pour des raisons d’ordre météorologique, et du fait des restrictions des contrats de fourniture de gaz, certaines situations exceptionnelles sont apparues dans le système de fourniture d’électricité avec, pour conséquence, l’activation de la réserve froide. Ainsi, les 8 et 9 décembre 2011, environ 18 gigawattheures en provenance de centrales autrichiennes de réserve ont été injectés dans le réseau électrique, pour une puissance maximale de 935 mégawatts. En raison de l’arrêt d’autres centrales traditionnelles, la demande de réserve froide, très onéreuse, destinée à gérer les situations critiques du réseau, devrait augmenter pour atteindre 4 gigawatts dès 20136. Par conséquent, les concepts permettant de pérenniser cette réserve font actuellement l’objet d’intenses discussions, d’autant plus que les bases juridiques de la réserve froide ne sont pas encore clairement établies et que le lancement de nouveaux concepts de marchés de capacités est envisagé7.

À l’heure actuelle, réduire la réserve froide sur la base de systèmes de batteries photovoltaïques installés n’apparaît pas encore comme une solution viable, en raison du fonctionnement en continu des installations photovoltaïques, de leur faible production et capacité, et de la complexité des démarches administratives. Dans le cadre de la transition énergétique, les batteries peuvent, si elles sont suffisamment répandues, jouer un rôle significatif pour réduire ou empêcher le recours à la réserve froide8 :

Dans la mesure où les conditions réglementaires requises sont réunies, et où les

modèles commerciaux fonctionnent, les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité auraient également la possibilité, à l’avenir, d’accéder aux quantités d’énergie stockées dans les batteries pour stabiliser le réseau, et ainsi retarder (ou revenir sur) les décisions concernant la nécessité d’activer des centrales de la réserve froide.

4La réserve froide correspond à des centrales en état de conservation, pouvant être remises en état de fonctionner dans un délai dont la durée n’est pas définie avec précision (DKE 2012 : https://teamwork.dke.de/specials/7/Wiki‐Seiten/Kaltreserve‐Leistung.aspx, Agence fédérale allemande des réseaux 2012 : « Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/2012 » (Rapport sur l’état de la fourniture d’électricité via des câbles durant l’hiver 2011/2012).

5Jusqu’à présent, la base juridique est l’art. 13 (1a) de la Loi allemande sur le secteur de l’énergie (EnWG), qui définit la responsabilité systémique des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité mais qui n’habilite pas l’Agence fédérale allemande des réseaux à intervenir dans l’arrêt de centrales.

6energate 2012 : http://www.e‐world‐2013.com/aktuelles/energienachrichten/view/2012/09/27/kaltreserve‐wird‐zum‐streitfall/?cHash=b63a92a6493ef13942768866eaf35647

7Agence fédérale allemande des réseaux 2012 : « Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/2012 » (Rapport sur l’état de la fourniture d’électricité via des câbles durant l’hiver 2011/2012), consentec 2012 : « Praktikable umsetzbare Ausgestaltung einer Strategischen Reserve » (Conception viable et réalisable d’une réserve stratégique), expertise mandaté par l’Association fédérale allemande des secteurs de l’énergie et de l’eau, BDEW, 21 septembre 2012.

8Exemple hypothétique : le fait de faire appel à 500 000 systèmes de batteries entièrement chargées les jours de fort ensoleillement peu après le coucher du soleil, peut signifier la mise à disponibilité d’une capacité totale d’environ 3,5 gigawattheures. Pour deux heures, une puissance de 1,775 gigawatt pourrait être injectée à 0,5 C (selon les scénarios présentés par l’étude actuelle). Toutefois, seule la part du volume d’injection mentionné supérieure à la consommation domestique locale est pertinente pour le système dans son ensemble. Après le coucher du soleil, les batteries devraient être utilisées en grande partie pour couvrir l’autoconsommation. Seul l’excédent d’injection pourra donc servir d’injection supplémentaire.




S’il existe un besoin de puissance supplémentaire ou d’installations rapidement réglables, les systèmes de batteries photovoltaïques peuvent mettre à disposition rapidement de la puissance supplémentaire. La situation géographique/le périmètre d’approvisionnement joue toutefois un rôle déterminant pour résoudre des problèmes de réseau à l’échelle locale.

En cas de besoin supplémentaire en énergie de réglage, les systèmes de batteries photovoltaïques peuvent mettre à disposition une puissance de réglage négative et positive. La participation au marché allemand propre à la réserve tertiaire (Minutenreservemarkt) peut être profitable d’un point de vue commercial, tout en contribuant au maintien de la stabilité du système. Dans ce cas, il faut s’assurer que la puissance est bien réservée pendant la période convenue.

La maîtrise de la demande complète le lissage de la courbe de charge grâce aux systèmes de batteries photovoltaïques

Pour les foyers munis d’équipements de consommation usuels, les batteries peuvent avoir une incidence plus forte sur l’autoconsommation que la maîtrise de la demande en énergie (MDE).À partir du moment où il existe des consommateurs électriques flexibles plus importants, comme des pompes à chaleur, le potentiel d’autoconsommation susceptible d’être exploité par la MDE augmente. En fonction de la disponibilité des concepts de charge et de décharge, la MDE peut, en principe, compléter la gestion des systèmes photovoltaïques/des batteries. La MDE est un outil permettant d’influer sur la demande d’énergie électrique des consommateurs. Elle distingue le « pilotage direct », sous forme de la réaction de consommateurs à des signaux de commande contraignants, et le « pilotage indirect », sous forme d'une définition de systèmes variables d’incitation par le prix. Il est possible d’imaginer que la MDE sera également utilisée à l’avenir pour la fourniture de services systémiques pour le réseau. Les résultats des études et des expériences menées sur le terrain sont très variés en ce qui concerne l’évaluation des effets potentiels d’un lissage de la courbe de charge sur la base d’incitations dans le secteur résidentiel9. Du point de vue des distributeurs d’énergie, l’utilité des tarifs comprenant un prix élevé et un prix bas est limitée, et la facturation des clients finals se base sur des profils de charge standard, ce qui fait qu’il n’y a que peu d’incitations pour un approvisionnement différencié en énergie électrique pour différents groupes de clients en fonction de leurs habitudes de consommation. En ce qui concerne les clients, les efforts individuels à fournir pour une démarche volontaire d’adaptation de la consommation sont importants, alors que l’incitation financière pour réaliser des économies est faible. Toutefois, pour les propriétaires de systèmes de batteries photovoltaïques, l’incitation à adapter la consommation devrait être forte. Le degré d’identification des propriétaires

9Exemple : le projet « Intelliekon » a étudié, dans le cadre d’une expérience menée sur le terrain avec plus de 2000 participants, dans quelle mesure les prix influent sur la courbe de charge (élasticité de substitution). Pour un écart de prix de 10 centimes d’euros en moyenne par kilowattheure, un lissage de la courbe de charge de 1,87 % et une réduction de la pointe de charge de 61 watts en moyenne par foyer ont été obtenus, indépendamment du type de jour (www.intelliekon.de).




avec leurs installations photovoltaïques est élevé, le mécanisme de création d’incitations est transparent, et le rapport avec le refinancement de l’investissement est évident. D’autres valeurs ajoutées sont liées à la combinaison des systèmes à batterie avec la MDE, offrant davantage de souplesse, par exemple pour réduire la fourniture d’électricité aux périodes de pointe de charge (avantage pour le gestionnaire de réseau) ou, à l’avenir, pour économiser sur les coûts d’achat d’énergie électrique (avantage pour les négociants d’électricité et pour les clients). Les potentiels d’adaptation que l’on peut attendre varient fortement d’un foyer à l’autre : ils sont élevés en présence d’une pompe à chaleur, d’un chauffage électrique ou d’une climatisation, et plutôt faibles pour les foyers standards. Enfin, il faut tenir compte du fait que différents objectifs individuels de gestion compliquent la création de signaux incitatifs de MDE en cas de coopération de différents acteurs (gestionnaire de réseau, fournisseur d’électricité, exploitant d’installation).

Autres influences étudiées Impact sur l’effet Merit‐Order

L’utilisation de systèmes photovoltaïques avec batterie a une incidence sur le volume d’électricité photovoltaïque commercialisé à tout moment sur la bourse de l’électricité, ce qui modifie, en raison de l’effet de l’ordre selon les coûts marginaux croissants (Merit‐Order), le prix d’électricité qui en résulte pour tous les intervenants du marché. Si l’injection d’électricité baisse au moment d'une forte production photovoltaïque suite à une utilisation axée sur les besoins du réseau, l’effet de baisse des prix de l’électricité du volume du marché photovoltaïque sera moins élevé, et le cours de la bourse sera en hausse. En revanche, si la demande du marché baisse aux périodes d’autoconsommation d’électricité stockée, la tendance ira vers une baisse des prix de marché.

Pour étudier l’impact du photovoltaïque et des systèmes de batteries photovoltaïques sur la formation des prix suivant l’effet Merit‐Order, nous avons développé un modèle linéaire de prix d’électricité sur la base du parc de centrales actuel et des habitudes de consommation actuelles, permettant de simuler un prix d’électricité calculé en fonction de la charge résiduelle et de la température extérieure. L’application du modèle de prix sur la base des données de 2011 et d’un nombre supposé de 500 000 systèmes de stockage, a permis de constater que le recours à des systèmes de batteries permet en fin de compte de réduire la baisse du prix de l’électricité provoquée par l’effet Merit‐Order, comparé à un scénario sans batteries. Toutefois, le fait de changer les habitudes de consommation ou la composition du parc de centrales peut conduire à un résultat inverse. Impact sur le prélèvement EEG

Le recours aux systèmes de batteries photovoltaïques augmente la part d’énergie électrique consommée localement. Pour les installations photovoltaïques mises en place depuis avril 2012, la rémunération temporairement réduite en vertu de la loi EEG ne s’applique plus. Par conséquent, l’autoconsommation contribue intégralement à alléger le montant du prélèvement EEG, proportionnellement à la quantité d’électricité autoconsommée. De plus, les gestionnaires de réseaux de transport d’électricité, à qui il incombe de vendre sur EPEX Spot (bourse de l’électricité) l’électricité EEG injectée, ont une quantité moindre d’électricité à commercialiser. Si, en raison de l’effet Merit‐Order, cette diminution de l’offre engendre une légère augmentation du prix en bourse pour toutes les activités de négoce d’électricité, elle entraîne en même temps une hausse des recettes spécifiques obtenues pour la quantité d’électricité EEG de tous les producteurs




renouvelables négociée sur le marché. Au final, le fardeau qui pèse sur le consommateur final soumis au prélèvement EEG s’en trouve allégé. La baisse du volume de prélèvement EEG liée à l’augmentation de l’autoconsommation n’est pas seulement fonction de la quantité d’énergie produite, mais aussi de la période pendant laquelle la batterie se charge (qui correspond à une diminution de la quantité injectée). Pour baisser le prélèvement EEG par rapport à une certaine quantité d’énergie autoconsommée, il est en principe utile de charger la batterie lorsque les prix de l’électricité sont bas sur la bourse de l’électricité, puisque les recettes obtenues pour l’électricité injectée à ce moment donné sont faibles. C’est souvent le cas vers midi, lors du pic d’injection d’électricité photovoltaïque, de sorte qu’une gestion axée sur les besoins du réseau (en évitant les injections maximales en milieu de journée) favorise automatiquement la réduction du prélèvement EEG.

Impact sur les impôts et taxes Une étude sur l’impact de l’autoconsommation sur les impôts et taxes a montré que l’autoconsommation supplémentaire diminuait le montant des impôts et des taxes sur l’électricité. En revanche, les recettes dues à l’impôt sur le chiffre d’affaires augmentent grâce à la vente, à l’installation et à la maintenance des systèmes de batteries photovoltaïques. D’autres aspects entrent également en ligne de compte, tels que les économies de coûts liés à un besoin moindre de développer le réseau, ou l’estimation des avantages secondaires (notamment les aspects environnementaux).



Conclusion

Conclusion

Les systèmes de batteries photovoltaïques décentralisées peuvent contribuer de manière significative à l’intégration d’une production renouvelable fluctuante dans les réseaux d’électricité, et à la mise en œuvre de concepts de réseaux intelligents (smart grids), permettant d’assurer la stabilité du système global grâce à l'interaction intelligente d’un grand nombre d’acteurs, y compris petits. L’un des points forts des systèmes de batteries photovoltaïques décentralisés est la proximité géographique entre le dispositif de stockage et le producteur (et les consommateurs), de sorte qu’il devient notamment possible de gérer la production en excès sans passer par l’infrastructure du réseau d’électricité, tant à l’échelle du réseau de distribution que du réseau de transport d’électricité. Sachant que la saturation des réseaux est aujourd’hui considérée comme l’un des obstacles majeurs sur la voie vers un approvisionnement énergétique à 100 % à partir d’énergies renouvelables, on ne saurait trop apprécier cette contribution. Dans ce contexte, l’étude prouve que le recours aux systèmes photovoltaïques avec batterie permet de baisser considérablement les pics d’injection, ce qui peut conduire à une nette augmentation de la capacité des réseaux à absorber de nouveaux producteurs. Les calculs des flux de charge ont montré que la gestion d’une batterie photovoltaïque axée sur les besoins du réseau permet de réduire le pic d’injection de tous les systèmes d’environ 40 %.Il en résulte qu’il serait possible d’installer 66 % d’installations photovoltaïques avec batterie supplémentaires, si celles‐ci font également l’objet d’une gestion de l’injection axée sur les besoins du réseau. Cet effet d’allégement du fonctionnement du réseau électrique ne sera efficace et durable que lorsque la gestion traditionnelle des batteries (jusqu’à présent généralement basée sur des règles de gestion très simples, axées sur l’intérêt local) deviendra progressivement une gestion intelligente de l’énergie, combinant les intérêts des exploitants locaux avec les exigences systémiques des réseaux d’électricité ou avec l’équilibrage global des productions et charges fluctuantes. Pour relever ce défi, les solutions technologiques ne suffiront pas, il faudra aussi créer un cadre permettant de rétribuer convenablement les acteurs soutenant le réseau. Du point de vue technologique, les systèmes de batteries photovoltaïques permettent de fournir, sur la base d’innovations récentes en matière de composants de l’électronique de puissance, une large gamme de services systémiques pour le réseau, fournis jusqu’ici par des centrales traditionnelles, ou rendus nécessaires dans le contexte d’une décentralisation croissante de la production. Dans le cadre de l’étude, certaines propriétés et services ont été analysés plus précisément, tels que la participation à une réserve de puissance de réglage (ou plutôt la reproduction du comportement de réglage de générateurs équipés de grandes masses tournantes), la production de puissance réactive pour approvisionner certains consommateurs et pour stabiliser la tension locale, la participation au déploiement du réseau suite à une interruption non prévue de l’approvisionnement, ou encore, le cas échéant, le passage temporaire à un fonctionnement en réseau séparé. Contrairement aux systèmes photovoltaïques axés sur la seule production, les systèmes de batteries photovoltaïques permettent de fournir de tels services de manière fiable et durable, car il leur est possible, grâce à une gestion intelligente, de retenir une certaine quantité d’énergie dans les batteries afin que cette énergie soit disponible au moment voulu, conformément à une planification établie au préalable. Ce n’est qu’à cette condition que des services tels que la mise à disposition d’une puissance de réglage positive seront possibles. Dans tous les cas, l’effet global pouvant être atteint dépend de la puissance totale des systèmes photovoltaïques installés – si leur pénétration s'avère relativement faible,



Conclusion

l’impact positif sur des aspects tels que la réserve des centrales ou le traitement des dysfonctionnements du réseau, sera plutôt négligeable. Il en va de même pour les effets économiques ou sur le marché, tels que l’influence sur la formation des prix à la bourse de l’électricité ou l’impact sur le mécanisme de prélèvement EEG. Si la puissance totale des systèmes de batteries photovoltaïques est élevée, ces derniers deviennent un outil majeur permettant d’exploiter les avantages du fonctionnement futur de réseaux intelligents, grâce à la souplesse de leur gestion. Les systèmes de batteries photovoltaïques permettent à leur propriétaire d’influer activement sur l’exploitation de leurs installations photovoltaïques et de se rendre compte immédiatement des effets d’une gestion intelligente de leur installation de production, transformant de ce fait en « acteurs » ceux qui étaient jusqu’alors des « injecteurs passifs ». Enfin, les synergies entre la maîtrise de la demande locale en énergie et les degrés de liberté qu’offre l’installation de batterie photovoltaïque, peuvent engendrer des effets de levier quant à l’efficacité des mesures de gestion de l’énergie.

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