Centrale électrique virtuelle

Description

Le concept de centrales électriques virtuelles (VPP) bouleverse l'idée plus traditionnelle de s'appuyer sur des centrales électriques centralisées (souvent émettrices de CO2) pour obtenir une production d'électricité prévisible et fiable. Avec l'entrée en scène d'un nombre croissant de petits et grands producteurs d'électricité indépendants, l'énergie solaire, l'énergie éolienne et d'autres sources d'énergie renouvelables (SER) ont pénétré le réseau électrique dans toute l'Europe, ouvrant ainsi la voie à une infrastructure énergétique propre et durable. Cependant, l'intégration de ces ressources énergétiques distribuées dans le réseau pose plusieurs problèmes liés à la congestion du 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 perturbé le réseau énergétique et créé le besoin de nouveaux modèles et de nouvelles solutions pour leur intégration.

Un VPP regroupe de nombreux DER dispersés et indépendants en un seul agent d'exploitation qui agit comme une centrale électrique traditionnelle, avec 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 représente donc un portefeuille flexible de sources d'énergie renouvelables permettant à de petits agents du système électrique (c'est-à-dire des consommateurs, des producteurs, des 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 centrales virtuelles peuvent contribuer à l'intégration des SER en fournissant au réseau principal des services de flexibilité du côté de la demande et de l'offre. Les centrales virtuelles peuvent regrouper 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), et incorporer des unités de réponse rapide telles que des condensateurs et des batteries, ainsi que des centrales de cogénération et de biogaz pour optimiser la production d'électricité (flexibilité du côté de l'offre). Grâce à ces deux types de services de base, les centrales photovoltaïques peuvent offrir des avantages tangibles tels que (IRENA, 2019) :

• Soutien à l'exploitation du réseau par le biais de divers services auxiliaires.
  • Gestion de la demande et déplacement de la charge en temps réel sur la base de signaux de prix pour réduire la demande de pointe - en réalisant une analyse de rentabilité pour les investissements différés dans l'infrastructure du réseau de transport et de distribution.
  • Services d'équilibrage et exigences de montée en puissance via des plates-formes d'optimisation pour compenser les fluctuations de la production variable des SER
  • Accroître la flexibilité locale au niveau du système de distribution, s'il existe un marché local régional pour la flexibilité.
• Diminuer le coût marginal de l'électricité
  • en réduisant ou en déplaçant la charge pendant les pics de demande afin d'éviter l'utilisation de grandes centrales électriques (à combustibles fossiles) pour répondre à une petite partie de la demande d'électricité à un coût élevé, ou
  • en remplaçant complètement la centrale électrique de pointe par la répartition des DER agrégées et des batteries chargées.
• Optimiser les investissements dans l'infrastructure du système électrique
  • en économisant sur les coûts des nouvelles capacités et/ou du renforcement du réseau grâce à la fourniture d'une capacité de réserve opérationnelle en temps réel par les DER déjà connectées, tout en leur fournissant des revenus supplémentaires grâce à leur participation aux marchés auxiliaires en cas de besoin.

Problèmes à résoudre

Modèle de valeur

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 VPP est stimulé par l'évolution croissante vers la production distribuée et la dynamique des marchés décentralisés dans le secteur de l'énergie. Cela est dû à 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 à la demande croissante d'électricité dans le monde (Navigant Research, 2020).

Par conséquent, la taille du marché mondial des VPP était évaluée à 0,87 milliard USD en 2019 et devrait atteindre 2,85 milliards USD d'ici 2027, avec un TCAC de 27,2 % (Fortune Business Insights, 2020). Toutefois, la baisse des investissements dans les projets énergétiques à la suite de 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 pour le déploiement à grande échelle des applications VPP. Les gouvernements du monde entier sont soumis à des contraintes budgétaires qui les ont obligés à reconsidérer la transition vers les énergies renouvelables et à retarder les réformes du secteur de l'électricité.

Capacité VPP 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 de l'énergie. Par conséquent, les centrales électriques virtuelles européennes se sont davantage concentrées sur l'agrégation des 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 dans leurs centrales électriques virtuelles. En Europe, les plateformes VPP évoluent vers des capacités plus sophistiquées afin de maximiser la valeur de la flexibilité du réseau et de permettre un commerce transfrontalier intelligent de l'énergie. Malgré cela, une évolution est en cours vers des actifs plus mixtes, où les VPP incluent davantage de ressources liées à la demande, ainsi que le stockage de l'énergie et les véhicules électriques (Guidehouse Insights, 2019).

Modèles d'exploitation

D'une manière générale, les opérateurs de VPP - ou agrégateurs - cherchent à gérer leur portefeuille d'unités DER de manière optimale et à générer un maximum de revenus pour leurs participants en faisant des offres sur le marché de l'énergie ou en fournissant des services auxiliaires aux exploitants de réseaux. La configuration d'un 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 d'unités DER qui composent le portefeuille du VPP (ABB, 2017).

En tant que tels, les modèles commerciaux et opérationnels peuvent être classés en trois catégories principales de "rôles fonctionnels" sur le marché : (1) prévision, échange et réduction des énergies renouvelables, (2) agrégation de la flexibilité du réseau à partir des énergies renouvelables, et (3) agrégation de la réponse à la demande. Cependant, les frontières entre ces modèles sont fluides et dépendent largement de la structure et de la réglementation du marché de l'énergie où l'agrégateur est actif (Next Kraftwerke, 2020).

Modèles opérationnels possibles (Next Kraftwerk, 2020), (ABB, 2017)