L’expansion du photovoltaïque (PV) décentralisé, l’électrification de l’approvisionnement en chaleur et la croissance de la mobilité électrique vont poser de grands défis aux réseaux électriques en général et aux réseaux de distribution en particulier. Afin d’éviter la surcharge des équipements, le réseau électrique doit être adapté aux exigences futures. La conception des réseaux de distribution et le dimensionnement des moyens d’exploitation doit, à cet égard, impérativement tenir compte des pics de puissance, tant à l’injection qu’à la consommation. Les batteries de stockage décentralisées, côté clientèles, peuvent se révéler utiles pour consolider la sécurité de l’approvisionnement en brisant les pics de puissance, décongestionnant ainsi les lignes et les transformateurs.

Actuellement, ces installations servent principalement à l’autoconsommation. Il n’existe pas, aujourd’hui, de mesure incitative à destination des ménages privés qui les inciterait à mettre leur installation au service de la stabilité du réseau. Si les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) s’intéressent de plus en plus à une exploitation respectueuse du réseau, ils et elles ont encore du mal à évaluer la plus-value effective de cette stratégie.

C’est ce point, justement, qui a été examiné de manière plus détaillée dans le cadre du projet « BAT4SG », mené conjointement par la BFH et ses partenaires, les gestionnaires de réseau de distribution Groupe E et WWZ ainsi que l’association professionnelle Swissolar. Les travaux de recherche ont été menés en collaboration avec le Centre BFH Stockage d’énergie (illustration 1). Le projet, soutenu par l’Office fédéral de l’énergie OFEN, a quantifié les avantages techniques potentiels pour le réseau de distribution de l’exploitation respectueuse du réseau électrique des installations de stockage décentralisées de la clientèle. Dans un deuxième temps, il a examiné les avantages financiers d’une exploitation respectueuse du réseau pour le réseau de distribution. Une valeur financière a ainsi été déterminée pour le gestionnaire de réseau de distribution, au moyen de laquelle les prestataires de flexibilité pourraient être rémunéré-e-s.

Afin de quantifier les avantages techniques des différents modes d’exploitation des batteries à stockage décentralisé pour le réseau de distribution, trois réseaux basse tension ont été modélisés en détail à l’aide du logiciel de simulation Power Factory : un réseau de distribution urbain, un réseau de distribution suburbain et un réseau de distribution rural. Des modélisations ont été réalisées tant pour la situation actuelle, en 2020, que pour la situation escomptée en 2035. Pour 2035, diverses perspectives de développement ont été intégrées : construction d’installations photovoltaïques, e‑mobilité et puissance des bornes de recharge, consommation d’électricité et développement du stockage stationnaire par batterie.

L’illustration 2 montre les hypothèses retenues pour l’année 2035 concernant les valeurs de puissance de la consommation des ménages, des véhicules électriques et des installations photovoltaïques sur le réseau suburbain. On remarque que, par rapport à la production PV (surfaces grises et jaunes), seule une petite capacité de stockage (rectangle) est disponible pour une exploitation respectueuse du réseau.

La valeur technique des batteries à stockage alimentant le réseau de distribution est très ponctuelle et varie fortement d’un endroit à l’autre. Moins la structure du réseau de distribution est homogène, plus la présence de batteries de stockage individuelles en des endroits stratégiques est requise.

En extrapolant les résultats de la simulation pour 2035, il a été possible d’estimer de combien d’années la congestion des lignes électriques et des transformateurs peut être retardée grâce à une utilisation respectueuse du réseau. Les avantages financiers ont été quantifiés sur la base de cette temporisation et des couts d’installation des équipements d’exploitation concernés.

L’illustration 3 résume les avantages techniques et financiers des batteries au moyen d’un algorithme de respect du réseau. Elle présente le nombre d’équipements pour lesquels une temporisation de surcharge pourrait être atteinte en 2035 ainsi que sur l’ensemble de la période 2020-2045. Dans les réseaux suburbains et urbains, les congestions seraient retardées de quatre à six ans en moyenne. S’agissant du réseau rural, l’effet serait peu prononcé, étant donné que, si le réseau restait en l’état, l’essor du photovoltaïque résulterait en une surcharge particulièrement forte et rapide des équipements d’exploitation.

Selon la recommandation de la branche « Schéma de calcul des couts pour les gestionnaires de réseau de distribution suisses » de l’Association des entreprises électriques suisses (AES) [1], la durée d’amortissement calculée est de 35 ans pour les postes de transformation et de 40 ans pour les lignes. La valeur financière a été calculée sur la base de cette durée d’amortissement. Mais comme, d’un point de vue technique, un moyen de production peut souvent être exploité au-delà de sa durée d’amortissement, la valeur financière du retardement du renforcement des réseaux a également été calculée pour une durée de vie technique des équipements de 50 ans.

La durée de vie technique des lignes et des transformateurs est élevée tandis que les couts associés sont relativement faibles. Ainsi, la valeur financière d’un retardement des renforcements de réseau par une utilisation respectueuse du réseau est faible. Si la valeur financière correspondant au réseau de distribution était remboursée aux propriétaires de batteries, l’exploitation d’une batterie de stockage de 10 kWh de manière respectueuse du réseau pourrait être encouragée par une subvention unique d’environ 100 à 200 CHF.

Le gestionnaire du réseau de distribution Groupe E s’est lancé dans le projet avec l’idée qu’il pourrait motiver les propriétaires de batteries à adopter un tel mode d’exploitation grâce à une rétribution financière. Les résultats du projet montrent toutefois que l’incitation financière envisageable, sur la base des hypothèses prise en compte, serait trop faible par rapport au cout d’une batterie, ce qui rend une telle entreprise impossible. Le Groupe E demeure néanmoins convaincu que les installations de stockage stationnaires et les batteries des voitures électriques connaitront une envolée dans les années à venir, et que les accumulateurs pourraient contribuer grandement à l’optimisation du système électrique. C’est pourquoi, au cours d’une prochaine étape, le Groupe E examinera si une exploitation respectueuse du réseau de telles batteries pourrait être obtenue en appliquant des tarifs variables en fonction de l’heure.

Coauteur : Steffen Wienands, ancien chef de projet adjoint