Vehicle-to-grid : la brique manquante au développement des smart grids ?

Vehicle-to-grid : la brique manquante au développement des smart grids ?

 

Vehicle-to-grid : la brique manquante au développement des smart grids ?

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Cet article a remporté le 1er prix du concours Génération Energies 2015 sur le thème “Comment repenser le nouveau monde de l’énergie à partir des réseaux intelligents ?”, organisé par Sia Partners et RTE.

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La transition énergétique en marche est étroitement liée au développement des smart grids, ces réseaux électriques « intelligents » qui utilisent des technologies de l’information afin d’optimiser production, distribution et consommation d’électricité. Pour Guy Lacroix, le P.-D.G. de Cofely Ineo (Groupe ENGIE), les trois « briques fondamentales » de ces smart grids sont en effet « les énergies renouvelables, les systèmes de gestion de l’énergie et les moyens de stockage d’énergie(1) ». Or la nécessité de trouver des moyens de stockage se fait de plus en plus sentir, du fait de l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans notre mix énergétique et de leur intermittence.

Parallèlement à cette dynamique, la France soutient depuis plusieurs années le développement du véhicule électrique(a) afin de décarboner ses transports et de réduire sa dépendance au pétrole. L’Hexagone possède ainsi le premier parc européen de véhicules électriques et souhaite le porter à 2 millions d’ici 2020, puis 4,5 millions à l’horizon 2025. L’arrivée massive de ces véhicules suscite cependant des craintes quant à la capacité du réseau électrique à répondre aux demandes de recharge.

Le concept de « vehicle-to-grid »

Dotés d’une batterie lithium-ion, les véhicules électriques représentent autant d’unités de stockage d’électricité disséminées sur le réseau : et s’ils constituaient une opportunité plutôt qu’une contrainte ? Ils pourraient fonctionner comme une sorte d’éponge électrique, capable d’absorber les excès d’énergie produite quand la demande est faible et de la restituer au réseau quand la demande est importante. C’est le principe du « vehicle-to-grid » ou V2G.

Les véhicules électriques étant principalement utilisés pour effectuer des migrations pendulaires, ils sont stationnés 23h par jour en moyenne(2). Cela les rend particulièrement disponibles pour apporter des services au réseau s’ils peuvent y être en permanence connectés durant leur temps de stationnement.

Un soutien diffus au réseau

La forme de stockage la plus simple offerte par le V2G est d’abord le pilotage de la charge, qui consiste à inciter à charger les batteries pendant les heures creuses grâce à un signal tarifaire, comme cela se pratique déjà avec les ballons d’eau chaude sanitaire. En utilisant de surcroît la capacité des batteries à restituer de l’énergie au réseau, le V2G pourrait aider à lisser les pics de consommation, qui coûtent très cher en termes de production. Les batteries se chargeraient pendant les creux de consommation, dans les meilleures conditions écologiques et économiques, absorbant ainsi une partie de la production « fatale » des énergies renouvelables, et réinjecteraient de l’énergie dans le réseau pendant les pics de consommation, évitant ainsi de démarrer des centrales thermiques au charbon ou au gaz, très coûteuses et émettrices de CO2.

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Illustration du principe de fonctionnement du vehicle-to-grid

 

La puissance d’une batterie de véhicule électrique est de l’ordre de 10 kW. En supposant un parc de 2 millions de véhicules électriques disponibles à 50%, on estime une puissance de V2G de 10 GW, soit l’équivalent de 10 tranches nucléaires ! Pour répondre au pic de consommation de 19h d’une journée d’hiver, de l’ordre de 90 GW, c’est loin d’être négligeable.

Deux autres champs d’application existent pour le V2G(3) : la participation à la réserve de puissance synchronisée(b) et la participation aux réglages de fréquence(c) et de tension(d) du réseau, services qui nécessitent de la disponibilité et une forte réactivité.

Quel modèle économique ?

L’utilisation des véhicules branchés au réseau nécessiterait alors de passer par des opérateurs de flottes utilisant des agrégateurs de données, qui dialogueraient sur le marché spot de l’électricité avec le gestionnaire de réseau de transport, responsable de l’équilibre en temps réel entre production et consommation. Ces agrégateurs de flexibilité existent déjà sur le marché de l’effacement(e) et pourraient trouver dans le V2G un nouveau débouché.

De même que pour l’effacement, qui participe à l’équilibrage offre-demande sur le marché spot, un système de rémunération des propriétaires de véhicules électriques qui fourniraient, via le V2G, des services au réseau devrait être mis en place.

En autorisant sa batterie à se décharger pour alimenter le réseau, le propriétaire du véhicule vend à la fois de l’énergie et de la disponibilité. On peut donc envisager une rétribution comprenant une part rémunérant l’énergie prélevée au véhicule, qui intégrerait l’usure de la batterie, et une part rémunérant la disponibilité de la batterie (en fonction de la puissance offerte et de la durée où le véhicule est mis à disposition du réseau)(4). Ainsi, le V2G pourrait même trouver sa place au sein du nouveau mécanisme de capacité français défini dans l’arrêté du 22 janvier dernier(5), qui rémunérera désormais les puissances disponibles sur le réseau et non pas l’énergie fournie.

Il a d’ailleurs été démontré(6) que les marchés électriques les plus rentables pour les véhicules électriques sont ceux qui rémunèrent à la disponibilité (en €/MW) et non à l’utilisation (en €/MWh), et ceux qui sollicitent peu en énergie mais requièrent une forte réactivité. Ainsi, le réglage de fréquence représente l’une des meilleures opportunités pour les véhicules électriques(7) et pourrait rapporter jusqu’à 450€ par an et par véhicule, selon une étude réalisée en France en 2014(f).

Le vehicle-to-grid a donc le potentiel pour participer à la résolution de l’équation complexe du stockage d’énergie, tout en offrant un double bénéfice environnemental. Il permettrait en effet une meilleure pénétration des énergies renouvelables, grâce à des moyens de stockage efficaces et « déjà payés » par les propriétaires des véhicules, ainsi qu’une meilleure pénétration du véhicule électrique – dont le frein majeur est aujourd’hui la rentabilité – en lui apportant des revenus additionnels. Il permettrait enfin une meilleure stabilité et fiabilité du réseau électrique et des coûts de production électrique moindres.

Le défi à relever aujourd’hui pour faire émerger le vehicle-to-grid sur nos réseaux nécessite l’entente des principaux acteurs concernés : les constructeurs automobiles, les fabricants de bornes de recharge, les gestionnaires de réseaux et les énergéticiens. Une première étape simple consistera à mettre en place un système d’incitation tarifaire au rechargement des batteries en heures creuses. Le déploiement complet du V2G sera ensuite possible, mais nécessitera le développement de nouvelles bornes bidirectionnelles et de batteries qui pourront supporter un nombre important de cycles de charge et décharge(8), ainsi que l’arrivée sur ce marché de nouveaux acteurs, comme les agrégateurs de flexibilité. Enfin, un bon moyen de lancer le V2G pourrait être de l’expérimenter dans un premier temps sur des flottes importantes et homogènes, comme Autolib’ (3 000 véhicules) ou la flotte de La Poste (5 000 véhicules).

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Camille Meynard
Membre du Comité Energies de l’ANAJ-IHEDN

Camille Meynard est élève-ingénieure à l’Ecole Centrale Paris (option Energie) et effectue actuellement son stage de fin d’études en conception de machines thermiques dans une jeune entreprise innovante française. Elle est membre de l’ANAJ-IHEDN et du Comité Energies depuis début 2015.
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Notes

• Bref historique des subventions à l’achat pour le véhicule électrique :

1991 : Création par le ministère de l’Industrie du fonds de soutien aux véhicules électriques pour subventionner les 1 000 premiers véhicules acquis par des municipalités (6 millions de francs dépensés pour 293 véhicules au total en 1992, 1993 et 1994).

1995 : Signature de l’accord-cadre sur le développement du véhicule électrique entre l’Etat, Renault, PSA et EDF, afin de porter le parc de véhicules électriques à 100 000 véhicules en 2000. L’accord institue un dispositif de prime à l’achat de 5 000 francs pour les particuliers, EDF étant tenu en parallèle de verser au constructeur une somme de 10 000 francs par véhicule vendu.

De 2001 à 2007 : Aide de l’Agence de l’Environnement et de la Maîtrise de l’Energie (ADEME) pour l’achat d’un véhicule électrique de 10 000 francs en 2001, de 15 000 francs (soit 2 300€) en 2002, et de 3 050€ à partir de 2003.

De 2007 à 2015 : À la suite du Grenelle de l’environnement, mise en place d’un système de bonus/malus à l’achat fondé sur les émissions de CO2 par km des véhicules neufs. Les véhicules électriques, avec des émissions de 0g/km, sont les plus aidés avec un bonus de 5 000€ à partir de 2007, de 7 000€ en 2013, de 6 300€ en 2014, et 10 000€ à partir d’avril 2015 (pour l’achat d’une voiture électrique en remplacement d’un vieux véhicule diesel).

• a. La réserve de puissance synchronisée, ou réserve tournante, est la capacité supplémentaire disponible sur le réseau pour faire face à une augmentation soudaine de consommation ou à l’arrêt d’une unité de production.

• b. La fréquence d’un réseau interconnecté de transport d’électricité doit être la même en tout point du réseau (50 Hz en France et en Europe) et à tout instant. Or les déséquilibres entre la production et la consommation d’électricité en temps réel se traduisent par des variations de la fréquence du réseau. Des mécanismes de régulation automatiques sont donc mis en place afin de maintenir la fréquence dans une zone acceptable (± 0,5 Hz autour de 50 Hz) : il s’agit du réglage de fréquence.

 • c. Les charges connectées au réseau électrique (les appareils branchés sur le réseau) sont prévues pour fonctionner dans une plage de variation maximale (classiquement +/-5%) autour d’une tension nominale. Le maintien de la tension dans une bande étroite est donc primordial : il s’agit du réglage de tension.

 • d. L’effacement de consommation d’électricité consiste à stopper temporairement la fourniture d’électricité d’un consommateur volontaire pour répondre à un besoin du réseau ou pour mieux valoriser cette électricité sur les marchés.

 • e. D’après l’étude technico-économique réalisée par P. Codani, M. Petit et Y. Perez en juillet 2014 (voir source 7), la rémunération sur les jours ouvrés (on exclut les week-ends car les comportements sont trop erratiques) par véhicule et par an varierait de 25€ pour le cas le plus défavorable (stratégie d’échanges de puissance unidirectionnels, scénario où 0% des véhicules ont un point de charge secondaire sur le lieu de travail) à plus de 450€ pour le cas le plus favorable (stratégie d’échanges de puissance bidirectionnels, scénario où 75% des véhicules ont un point de charge secondaire sur le lieu de travail). Les sommes obtenues seraient ensuite à répartir entre l’agrégateur et les propriétaires des véhicules.

 • f. Hypothèse de disponibilité des véhicules électriques de La Poste de 90% à l’heure de pointe de consommation électrique (19h) : à ce moment-là, la journée de travail des agents est terminée et les véhicules ne sont pas utilisés avant le lendemain matin.

 • g. Hypothèse de disponibilité des Autolib’ de 40% à l’heure de pointe de consommation électrique (19h), en supposant un taux d’utilisation des véhicules de 60% à ce moment-là.

Sources

1. Editorial de Guy Lacroix (P.-D.G. de Cofely Ineo) sur le site de la Commission de régulation de l’énergie (CRE), « Le développement des Smart grids, un enjeu pour le quotidien des Français et l’importance de la CRE dans ce développement », 28 octobre 2014 (http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=edito-guy-lacroix).

2. Lesley Evans, Ogden, « Vehicle-to-Grid Technology: Electric Cars Become Power-Grid Batteries», American Scientist, 2011 (http://blogs.scientificamerican.com/guest-blog/vehicle-to-grid-technology-electric-cars-become-power-grid-batteries/).

3. Perez, Yannick, Petit, Marc, Kempton, Willett, Public Policy Strategies for Electric Vehicles and for Vehicle to Grid Power, 2015.

4. Conférence « The Grid Integrated Vehicle” de Willett Kempton à Centrale-Supélec, 2014.

5. Arrêté du 22 janvier 2015 définissant les règles du mécanisme de capacité et pris en application de l’article 2 du décret n° 2012-1405 du 14 décembre 2012 relatif à la contribution des fournisseurs à la sécurité d’approvisionnement en électricité et portant création d’un mécanisme d’obligation de capacité dans le secteur de l’électricité : http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000030137849

6. Kempton, Willett, Tomic, Jasna, Vehicle-to-grid power fundamentals: calculating capacity and net revenue, 2005.

7. Codani, Paul, Petit, Marc, Perez, Yannick, Participation d’une flotte de véhicules électriques au réglage primaire de fréquence, Symposium de Génie Electrique, 2014.

8. Dossier « Les véhicules électriques » de la Commission de Régulation de l’Energie.

 

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