La V2G est souvent considérée comme une fonctionnalité importante, mais quand est-elle utile et combien pourrait-elle valoir ?
Le V2G (Vehicle-2-Grid) est souvent mentionné comme une fonctionnalité à venir pour les infrastructures de recharge, mais qu'est-ce que c'est et quand est-ce vraiment utile ? La bonne approche peut permettre de réaliser des économies, voire de réaliser des bénéfices, mais la complexité technique et le coût de la durée de vie de la batterie doivent être pris en compte.
Vehicle-2-Grid (V2G) permet à un véhicule électrique en stationnement de renvoyer de l'énergie au réseau public lorsqu'il est connecté au chargeur. Le propriétaire d'un véhicule électrique peut alors agir en tant que négociant en énergie, en achetant de l'énergie bon marché en cas d'excédent (par exemple lors d'une journée venteuse ou ensoleillée lorsque les énergies renouvelables produisent plus que nécessaire), en la stockant et en la revendant au fournisseur d'électricité lorsqu'elle est plus chère.
Le V2G est également bénéfique pour le service public, car la production et la distribution d'électricité aux heures de pointe peuvent être très coûteuses. La V2G peut se produire de différentes manières, notamment en fournissant des « services de réseau » qui fonctionnent sur de courtes périodes pour aider à stabiliser le réseau électrique. V2G permet aux propriétaires de véhicules électriques de tirer parti de batteries et de chargeurs sous-utilisés pour générer des revenus supplémentaires.
Le bon fonctionnement de la V2G nécessite la coopération de nombreuses parties. Un chargeur bidirectionnel n'est que la première étape. Le propriétaire du véhicule électrique, le propriétaire de la borne de recharge, le service public de distribution et un négociant en énergie doivent tous communiquer et se coordonner automatiquement en temps réel. Le chargeur bidirectionnel doit communiquer avec le véhicule électrique pour lui demander de le remettre sous tension, généralement via la norme ISO15118. Le chargeur doit être connecté à la commande centrale, souvent via OCPP, pour savoir quand rétablir l'alimentation. L'utilitaire et la commande centrale du chargeur doivent communiquer avec des protocoles tels que OpenADR.
L'utilisateur de véhicules électriques a également un calendrier à respecter et doit s'assurer que les véhicules sont rechargés quand ils en ont besoin, ce qui nécessite une intégration avec les outils de planification ou de planification. Cela est en fait plus facile pour les flottes de véhicules lourds, car les horaires sont généralement planifiés et réguliers, par rapport à un conducteur de voiture particulière qui peut décider de partir en voyage à court terme. Le négociant en énergie doit s'assurer que le prix est attractif, puis envoyer ce message aux chargeurs, aux véhicules et aux services publics. Toutes ces normes sont de plus en plus courantes, mais la V2G ne fonctionne que si toutes les parties prenantes sont impliquées et avec des incitations financières pour tous.
Une version simple de la recharge intelligente est la recharge planifiée, qui consiste à recharger lorsque l'énergie est bon marché (par exemple après 22 heures lorsque les tarifs baissent) et à ne jamais renvoyer l'énergie au réseau. À proprement parler, cela ne fait pas partie du V2G car l'énergie n'est jamais renvoyée du véhicule au réseau, bien qu'elle soit parfois incluse dans les discussions sur le V2G. Selon le tarif, la planification de la recharge lorsque l'énergie est bon marché peut générer des économies considérables, nécessite moins d'intégration des systèmes et a des conséquences minimes, voire nulles, sur la durée de vie du pack, car il n'y a plus de cycles de charge.
Une base hypothétique simple composée de 100 véhicules, chacun chargeant 300 kWh par jour, consommerait 380 000€ d'énergie (1) en 2019. Une simple recharge planifiée, entre 22 heures et 6 heures du matin, aurait permis d'économiser environ 50 000€ en 2019, car les prix de nuit sont moins chers que de jour. La recharge pendant la nuit uniquement aux heures les moins chères (en supposant que cela soit prévisible) pourrait permettre d'économiser environ 25 000 euros supplémentaires, mais augmenterait probablement les frais de demande des services publics. Pour de nombreuses flottes, en particulier au début de l'électrification, la relative simplicité de la recharge planifiée, en particulier sur un tarif des services publics avec des tarifs fixes et des heures de pointe, en fait une option privilégiée.
L'idée de base consistant à revendre de l'énergie au réseau aux heures de pointe semble intéressante, mais est-ce vraiment rentable ? Le moyen le plus simple est de regarder les prix horaires, puis d'acheter à bas prix et de vendre à prix élevé. Dans l'hypothèse d'une négociation parfaite sur les prix de gros de l'énergie aux Pays-Bas, acheter au plus bas et vendre au plus haut aurait pu rapporter environ 14 €/kWh/an de stockage en 2019. Cela nécessiterait environ 1 300 cycles, soit la majeure partie de la durée de vie typique d'une meute, sans un système solide visant à minimiser le nombre de transactions et à prendre soin de la durée de vie de la meute.
Une simple amélioration serait de se limiter à une transaction par jour entre 18 heures et 6 heures du matin, car le reste du temps, la flotte est occupée à travailler, ce qui ne représente que 8 €/kWh/an. Cela signifie, pour la même base de 100 bus équipés de batteries de 300 kWh, un chiffre d'affaires annuel possible de 240 000 euros. Les contraintes opérationnelles signifieront que toutes ces transactions ne pourront pas être effectuées, que tous les véhicules ne pourront pas rouler complètement chaque nuit et que les traders n'auront pas les connaissances prescientes nécessaires à l'analyse des données historiques.
L'exemple ci-dessus utilise un trading très simple, achetez à bas prix, vendez à prix élevé, mais les « services réseau » constituent généralement un moyen plus rentable d'appliquer la V2G. Le réseau de distribution doit être constamment maintenu en équilibre entre la production et la consommation. Le stockage de l'énergie permet de stabiliser le système sur de courtes périodes, en particulier en cas de fluctuations, comme une rafale de vent qui augmente la puissance d'un moulin à vent.
Le gestionnaire du réseau paie pour les services qui peuvent faire office de stockage et fournir ou consommer de l'énergie rapidement (<30 secondes), ou augmenter ou diminuer de manière équivalente la consommation d'énergie. La plupart des chargeurs et batteries peuvent probablement gérer les temps de réponse rapides au niveau matériel, à condition que le logiciel soit correctement conçu pour cela. Cela nécessite non seulement une communication entre toutes les parties, mais aussi des mises à jour rapides. Grid-Services comprend généralement une gamme de produits de stabilisation du réseau soumis à des exigences techniques et légales définies, allant de la réserve de confinement de fréquence (FCR) qui mesure la fréquence de fonctionnement du réseau et répond en quelques secondes à la réserve de restauration de fréquence manuelle (mFRR) (2), qui répond en quelques minutes à un signal du service public.
Les prix d'un produit de services réseau spécifique (réserve automatique de restauration de fréquence, aFRR dans cet exemple) augmentent souvent beaucoup plus pendant de brèves périodes lorsqu'un équilibrage du réseau est nécessaire et peuvent donc rapporter bien plus qu'un simple échange d'énergie. Une capacité de stockage compatible aFRR utilisée pendant la nuit (22 h à 6 h) en 2019 aurait pu générer jusqu'à 77 €/kWh/an, soit environ 2,3 millions d'euros par an pour la base décrite ci-dessus. (recettes, non bénéfices) Ce calcul comporte plusieurs simplifications, notamment en supposant que le site dispose toujours de la capacité de service public nécessaire pour répondre à la demande de services du réseau et facturer le lendemain. Dans la pratique, en raison des limites de puissance et de la limitation de la profondeur de décharge de la batterie pour préserver la durée de vie du cycle, cela serait probablement bien moindre.
Les marchés des services de réseau étant volatils, les revenus varieront également d'une année à l'autre. Comme les autres prix de l'énergie, le prix est généralement le plus élevé pendant les périodes de pointe et le plus bas la nuit, période où les bus sont les plus fréquentés. (À titre de comparaison, analyse portant sur les voitures au Danemark a découvert que les services de réseau pouvaient rapporter 700 euros par voiture et par an avec les tarifs industriels, mais pas pour le secteur résidentiel.)
Cependant, les transactions sur les marchés des services de réseau sont complexes. Ces services ne sont pas vendus au détail au kWh, ils ont généralement une taille d'offre minimale de 1 MW (varie selon le produit et le marché) et des délais de disponibilité minimaux (par exemple 4 h). Cela signifie qu'une capacité minimale de 4 MWh peut être requise pour soumissionner. Il existe une solution conceptuellement simple (bien que complexe à mettre en œuvre) en matière d'agrégation. Une société commerciale regroupe de nombreux petits producteurs, y compris des voitures V2G ou d'autres sources, et les vend globalement. Si un actif, par exemple un bus, n'est pas disponible ou tombe en panne, un autre peut le remplacer. À condition qu'il y ait suffisamment d'actifs et que les statistiques soient bien comprises, cela peut fournir un service robuste.
Les batteries ont une durée de vie limitée, elles ne peuvent pas être cyclées à l'infini et préservent leur capacité. Il s'agit d'une zone à risque importante pour le V2G. L'utilisation d'une batterie EV pour le V2G réduit la durée de vie de l'application principale, à savoir la conduite. Le bon logiciel de commande peut vous aider à en tirer parti. Au-delà de tous les coûts initiaux liés à la communication et aux chargeurs bidirectionnels, la durée de vie de la batterie est compromise à chaque cycle. En première approximation, 200 $/kWh pour les batteries (une estimation faible, en particulier pour les véhicules lourds emballés et à faible volume de production) et une durée de vie utile typique de 2 000 cycles, chaque cycle de 1 kWh coûte 0,10$.
Les véhicules d'une flotte sont beaucoup plus sollicités que les voitures personnelles en termes de kilométrage annuel et d'heures et sont donc plus susceptibles de nécessiter le remplacement des batteries. La dégradation de la durée de vie des batteries est un sujet complexe, et des cycles partiels lents et multiples au milieu de la plage de charge se traduiront par une dégradation de la durée de vie bien moindre que la même énergie lors de cycles complets rapides. Pour que le V2G soit financièrement intéressant, les économies réalisées doivent l'emporter sur le coût de la durée de vie de la batterie. De plus, la recharge n'est pas parfaitement efficace, la revente de 1 kWh d'énergie au service public peut nécessiter 1,1 kWh pour se recharger ensuite. Il y a très peu de fois par an où la différence de prix est suffisante pour couvrir le coût de la dégradation de la durée de vie de la batterie.
À certains égards, les flottes constituent un bon choix pour le V2G, car un seul opérateur gère de nombreux véhicules avec des horaires assez prévisibles et des batteries volumineuses. L'inconvénient est que la plupart des flottes travaillent dur et passent donc beaucoup moins de temps à être connectées au chargeur et au réseau que les voitures personnelles qui sont garées une grande partie du temps. En passant moins de temps à connecter les chargeurs, moins de temps est disponible pour le commerce de l'énergie. Dans de nombreux cas, les transactions exigent à la fois des délais pour vendre l'énergie et des délais pour l'acheter. Mais l'échange ne fonctionnera pas si le véhicule ne remplit plus sa fonction principale à un moment ou à un autre.
Pensez aux heures de stationnement de votre parc comme aux heures d'ouverture de votre agent de change ; il est possible de gagner de l'argent avec un courtier ouvert uniquement les mardis et jeudis, mais le courtier ouvert tous les jours aura le plus grand avantage. Dans tous les calculs pour le V2G, n'oubliez pas que la plupart du temps, le véhicule roule ou effectue les recharges nécessaires à la conduite, ce qui laisse moins d'heures pour la recharge flexible ou l'échange d'énergie.
Tout comme le cours d'une action, il est difficile de le prévoir. Une pression à la baisse sur les prix s'exerce alors que de plus en plus de projets de V2G, de réponse à la demande et de stockage d'énergie commencent à entrer sur les marchés. Certaines peuvent être très simples, comme le fait de garder les congélateurs commerciaux au frais afin que leur refroidissement puisse être arrêté pendant de brèves périodes et l'énergie vendue pour le contrôle de fréquence. Leur fonctionnement pourrait coûter moins cher que le V2G, en particulier compte tenu de l'autonomie de la batterie. La pression est à la hausse à mesure que des sources d'énergie renouvelables plus variables, telles que l'énergie éolienne et solaire, sont installées et que les besoins en services de réseau augmentent. Les marchés des matières premières se stabilisent généralement autour du prix du producteur au coût marginal le plus bas. Par conséquent, si des solutions de services de réseau plus faciles à mettre en œuvre et moins coûteuses à exploiter que la V2G devenaient courantes, cela pourrait compromettre l'analyse de rentabilité.
En fin de compte, les marchés de l'énergie sont un jeu commercial. Les bénéfices qui peuvent être réalisés dépendent des capacités techniques spécifiques, des marchés auxquels elles sont connectées et des compétences des traders. Pour la plupart des opérateurs de flottes, comme les agences de transport en commun, le négoce d'énergie n'est pas une compétence essentielle et il serait préférable de le confier à une entreprise spécialisée. La définition du taux correct et des règles contractuelles concernant la flexibilité opérationnelle et la durée de vie de la batterie seront toutefois assez complexes.
Il ne s'agit pas d'un conseil financier et ChargeSim décline toute responsabilité quant aux mesures prises sur cette base. Les marchés de l'énergie et les contraintes techniques liées à la mise en œuvre de la V2G sont des sujets complexes et une analyse spécifique par des experts compétents pour un site spécifique doit être effectuée avant d'engager un projet.
(1) Prix de gros moyens aux Pays-Bas en 2019 (source des données sur les prix de l'énergie : Entsoe) calculé 6 jours par semaine. Les frais de distribution et de demande des opérateurs de distribution ne sont pas inclus.
(2) Il s'agit de termes européens, utilisés par ENTSOE. Aux États-Unis, les opérateurs de transport proposent souvent des types de services similaires, mais peuvent avoir des noms et des spécifications différents.
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