Centrale électrique virtuelle

Description

Le concept de centrales électriques virtuelles (VPP) bouleverse l'idée plus traditionnelle consistant à s'appuyer sur des centrales électriques centralisées (souvent émettrices de CO₂) pour garantir une production d'électricité prévisible et fiable. À mesure que de plus en plus de petits et grands producteurs d'électricité indépendants font leur apparition, l'énergie solaire, l'énergie éolienne et d'autres sources d'énergie renouvelables (SER) ont pénétré le réseau électrique dans toute l'Europe, ouvrant la voie à la transition vers une infrastructure énergétique propre et durable. Cependant, l’intégration de ces ressources énergétiques distribuées (RED) dans le réseau pose plusieurs défis liés à la congestion du réseau de transport et/ou à la stabilité de la tension et de la fréquence ; les énergies renouvelables, en particulier, posent des problèmes de fiabilité en raison de leur nature incertaine et intermittente. Cette énergie propre a bouleversé le réseau électrique et rendu nécessaire la mise en place de nouveaux modèles et de nouvelles solutions pour leur intégration.

Un VPP regroupe de nombreuses DER dispersées et indépendantes en un seul acteur opérationnel qui agit comme une centrale électrique traditionnelle, dotée d’une capacité de production similaire et importante, ce qui lui permet de participer aux marchés du système électrique (de gros et de détail) ou de vendre des services à l’opérateur. Une centrale électrique virtuelle (VPP) représente ainsi un portefeuille flexible de ressources énergétiques décentralisées (DER) permettant aux petits acteurs du réseau électrique (c’est-à-dire les consommateurs, les producteurs, les prosommateurs ou toute combinaison de ceux-ci) de s’engager sur les marchés de l’électricité et de fournir des services au réseau.

Centrale électrique virtuelle (IRENA, 2019)

Les VPP peuvent faciliter l’intégration des énergies renouvelables (ER) en fournissant au réseau principal des services de flexibilité tant du côté de la demande que de l’offre. Les VPP peuvent agréger des ressources de réponse à la demande ou des unités de stockage d’énergie répondant aux besoins du réseau (flexibilité du côté de la demande), ainsi qu’intégrer des unités à réponse rapide telles que des condensateurs et des batteries, aux côtés de centrales de cogénération et de biogaz afin d’optimiser la production d’électricité (flexibilité du côté de l’offre). Grâce à ces deux types de services essentiels, les centrales électriques virtuelles peuvent apporter des avantages concrets, tels que (IRENA, 2019) :

• Soutenir l’exploitation du réseau grâce à divers services auxiliaires
  • La gestion de la demande et le décalage de la charge en temps réel en fonction des signaux de prix afin de réduire la demande de pointe – ce qui justifie économiquement le report des investissements dans les infrastructures des réseaux de transport et de distribution
  • Fournir des services d’équilibrage et répondre aux besoins de montée en puissance via des plateformes d’optimisation afin de compenser les fluctuations de la production variable issue des énergies renouvelables
  • L’augmentation de la flexibilité locale au niveau du réseau de distribution, lorsqu’un marché régional de la flexibilité est en place
• La réduction du coût marginal de l’électricité
  • En réduisant ou en décalant la charge pendant les pics de demande afin d’éviter de recourir à de grandes centrales électriques (à combustibles fossiles) pour répondre à une faible demande en électricité à un coût élevé, ou
  • En remplaçant complètement la centrale de pointe par la mobilisation des ressources décentralisées (DER) agrégées et des batteries chargées
• Optimiser les investissements dans les infrastructures du réseau électrique
  • En réalisant des économies sur les coûts liés à l’ajout de nouvelles capacités et/ou au renforcement du réseau grâce à la mise à disposition d’une capacité de réserve opérationnelle en temps réel provenant de ressources décentralisées (DER) déjà raccordées, tout en leur procurant des revenus supplémentaires par le biais de leur participation aux marchés auxiliaires lorsque cela s’avère nécessaire.

Problèmes à résoudre

Contexte de la ville

Les gouvernements locaux peuvent jouer un rôle clé en soutenant le développement des VPP et en permettant aux agrégateurs et autres acteurs du marché d'accéder au marché. Il peut s'agir d'une tâche complexe qui nécessite des changements institutionnels et des mises à jour réglementaires. Néanmoins, les opérateurs de VPP répondent aux signaux du marché, et la politique locale peut apporter de la clarté, communiquer les niveaux de priorité et abaisser les barrières à l'entrée. En outre, les collectivités locales peuvent impliquer les parties prenantes et les citoyens dans la définition des besoins et des opportunités, voire devenir elles-mêmes opérateurs de VPP dans le cadre d'initiatives municipales spécifiques, comme les sociétés de services énergétiques (EsCos) détenues par les municipalités au Royaume-Uni. Certains facteurs clés pour permettre le déploiement peuvent être résumés en deux thèmes (IRENA, 2019) :

• Lecadre réglementaire, qui devrait permettre aux agrégateurs de participer au marché de gros ainsi qu'au marché des services auxiliaires. Un marché de gros libéralisé sans plafonnement des prix (en particulier avec des marchés au comptant en place) est essentiel pour que les agrégateurs émergent et s'établissent. Les principales incitations à la création d'un agrégateur proviennent soit de la différence entre les prix des heures de pointe et des heures creuses sur les marchés de gros, soit des signaux envoyés par les GRT pour fournir une réserve de contrôle ou d'autres services auxiliaires.
• Uneinfrastructure technologique habilitante, qui devrait permettre une communication bidirectionnelle en temps réel et un transfert de données entre les exploitants de centrales photovoltaïques et les DER connectées. Les autorités locales pourraient promouvoir et soutenir le développement de projets d'infrastructures de réseaux intelligents, en particulier le déploiement à grande échelle d'infrastructures de comptage avancées, qui comprennent des compteurs intelligents, des infrastructures de communication à large bande, des systèmes de commande à distance et d'automatisation du réseau (numérisation du réseau). Cela contribuera à améliorer l'efficacité du réseau, car les données collectées peuvent être utilisées pour mieux prévoir la demande. Cela permettra à son tour l'application d'outils et de techniques de prévision avancés nécessaires pour prévoir la production d'énergie à partir de sources renouvelables ainsi que les charges dans le système électrique.

Facteurs de soutien

• Déployer une infrastructure TIC habilitante, telle qu'une charge contrôlable et des actifs DER d'approvisionnement ; des compteurs intelligents, des passerelles domestiques et des appareils intelligents pour la gestion de l'énergie ; des algorithmes avancés de gestion et de prévision de l'énergie ; et une communication bidirectionnelle en temps réel entre les actifs de l'agrégateur et du réseau.
• Encourager la normalisation et les protocoles de communication communs et interopérables pour la coordination entre les opérateurs de systèmes, les opérateurs de réseaux et les prosommateurs.
• Introduire des réglementations permettant aux DER de fournir des services au réseau principal, et aux agrégateurs de participer aux marchés de gros de l'électricité et aux marchés des services auxiliaires.
• Garantir des signaux de prix clairs pour guider le fonctionnement des agrégateurs.
• Introduire des réglementations pour rendre obligatoire la mise en place de compteurs et d'infrastructures de réseau intelligents.
• Créer des marchés locaux au niveau de la distribution pour que les GRD puissent acheter des services afin de prévenir la congestion du réseau et d'en assurer la stabilité.
• établir des règles pour la collecte, la gestion et le partage des données pour les acteurs du marché afin de garantir la protection de la vie privée des consommateurs
• Introduire des réglementations qui définissent clairement les rôles et les responsabilités des acteurs du marché, ainsi que des méthodologies normalisées, par exemple pour le calcul des prix dynamiques.
• Favoriser la libéralisation et le bon fonctionnement des marchés de détail afin de faciliter l'entrée de nouveaux acteurs sur le marché et de proposer des produits et des modèles de tarification innovants, adaptés aux différents besoins des consommateurs.

Initiatives du gouvernement

Dans les pays européens, la mise en œuvre de systèmes énergétiques locaux est soutenue par de nombreuses initiatives et politiques au niveau européen ou national, où de nombreux projets de recherche et de développement, bénéficiant d'un financement national ou européen, sont axés sur les réseaux intelligents, l'efficacité énergétique, l'intégration des ressources renouvelables distribuées, la gestion intelligente des réseaux et bien plus encore.

Dans le contexte des politiques de l'UE, les moteurs de ces projets sont l'augmentation de la congestion des réseaux et de la demande d'énergie, le changement climatique, l'épuisement des combustibles fossiles, le vieillissement de l'infrastructure du réseau électrique et du marché intérieur européen de l'énergie ; tous ces facteurs qui poussent à la mise en œuvre de systèmes énergétiques locaux ont été inspirés par le dernier paquet climat-énergie de l'UE "Une énergie propre pour tous les Européens", et maintenant par le nouveau Green Deal européen.

Une initiative notable est la création de la Smart Grid Task Force (SGTF) dans le cadre du troisième paquet énergie de l'UE en 2009 pour conseiller sur les politiques et les réglementations concernant le déploiement des réseaux intelligents. Par exemple, dans le cadre du développement d'une norme commune pour les réseaux intelligents européens, plusieurs mandats ont été confiés par la CE aux organismes européens de normalisation (OEN) afin d'établir des normes pour l'interopérabilité des compteurs intelligents, des normes de recharge des véhicules électriques et des niveaux élevés de services et d'opérations des réseaux intelligents.

L'UE demande actuellement à ses États membres de mettre à jour leur marché de l'électricité et leurs réglementations en matière d'énergie renouvelable afin de permettre aux communautés d'agir en tant qu'agrégateurs de production d'énergie renouvelable, de charges flexibles et de services de stockage pour l'ensemble du réseau, ouvrant ainsi la voie aux micro-réseaux communautaires.

Cartographie des parties prenantes

Carte des parties prenantes (BABLE, 2021)

Potentiel du marché

Le marché des programmes de participation des consommateurs (VPP) est porté par la transition croissante vers la production décentralisée et par les dynamiques de marché décentralisées au sein du secteur de l’énergie. Cette évolution s’explique par l’importance croissante accordée à la décarbonisation, à l’électrification et à la numérisation, où les progrès rapides des technologies numériques ainsi que des systèmes de production et de stockage d’énergie offrent des solutions intelligentes pour répondre à la demande mondiale croissante en électricité (Navigant Research, 2020).

En conséquence, la taille du marché mondial des VPP était estimée à 0,87 milliard de dollars en 2019 et devrait atteindre 2,85 milliards de dollars d’ici 2027, avec un TCAC de 27,2 % (Fortune Business Insights, 2020). Toutefois, la baisse des investissements dans les projets énergétiques suite à la pandémie de COVID-19 devrait freiner la croissance du marché. Par exemple, les pays européens connaissent une baisse significative des investissements dans les infrastructures informatiques (IDC, 2020), qui sont essentielles au déploiement à grande échelle des applications VPP. Partout dans le monde, les gouvernements sont confrontés à des contraintes budgétaires qui les ont contraints à reconsidérer la transition vers les énergies renouvelables et à retarder les réformes du secteur de l’électricité.

Capacité des centrales électriques virtuelles par région (Guidehouse Insights, 2020)

L’Europe est considérée comme le berceau des centrales électriques virtuelles, où la demande a été stimulée par une forte poussée des investissements dans les énergies renouvelables et les systèmes de stockage d’énergie. Par conséquent, les VPP européennes se sont davantage concentrées sur l’agrégation des ressources décentralisées (DER) du côté de l’offre et sur l’intégration des énergies renouvelables, plutôt que sur les applications de réponse à la demande – que d’autres régions, telles que l’Amérique du Nord, ont intégrées à leurs VPP. En Europe, les plateformes de centrales électriques virtuelles évoluent vers des fonctionnalités plus sophistiquées afin de maximiser la valeur de la flexibilité du réseau et de permettre des échanges d’énergie intelligents au-delà des frontières. Malgré tout, une transition s’opère vers des actifs plus diversifiés, les centrales électriques virtuelles intégrant davantage de ressources du côté de la demande, ainsi que le stockage d’énergie et les véhicules électriques (Guidehouse Insights, 2019).

Modèles d'exploitation

De manière générale, les opérateurs de VPP — également appelés « agrégateurs » — cherchent à gérer de manière optimale leur portefeuille d’unités de ressources énergétiques décentralisées (RED) et à générer un chiffre d’affaires maximal pour leurs participants, soit en soumettant des offres sur le marché de l’énergie, soit en fournissant des services auxiliaires aux gestionnaires de réseau. La configuration d’une VPP et ses exigences techniques dépendent du type de participation au marché, des clients cibles (par exemple, les petits producteurs ou les sites industriels) et des types de ressources décentralisées (DER) qui composent le portefeuille de la VPP (ABB, 2017).

À ce titre, les modèles commerciaux et d’exploitation peuvent être globalement classés en trois « rôles fonctionnels » principaux sur le marché : (1) prévision, négoce et limitation de la production d’énergies renouvelables, (2) agrégation de la flexibilité du réseau issue des énergies renouvelables, et (3) agrégateur de réponse à la demande. Toutefois, les frontières entre ces modèles sont floues et dépendent largement de la structure et de la réglementation du marché de l’énergie sur lequel l’agrégateur opère (Next Kraftwerke, 2020).

Modèles d’exploitation possibles (Next Kraftwerk, 2020), (ABB, 2017)