Qu’apportent les systèmes de stockage par batterie au réseau de distribution?

L’approvisionnement en électricité connaît une transformation structurelle. Du côté de la production, la génération décentralisée issue du photovoltaïque (PV) et de l’éolien remplace progressivement la production des centrales thermiques. Du côté de la demande, d’importantes quantités de charges volatiles, telles que les pompes à chaleur, les bornes de recharge pour la mobilité électrique ou les centres de données, sont raccordées au réseau. Pour les gestionnaires de réseau de distribution (GRD), cela se traduit par de nombreux défis.

Les défis pour les gestionnaires de réseau

Les injections et soutirages d’électricité deviennent globalement plus volatils. De plus, la précision de leur prévision varie selon la situation météorologique et d’autres facteurs. En exploitation, de tels profils de charge requièrent davantage d’énergie d’ajustement, fournie par la production pilotable, le marché intra­journalier (intra-day) ou l’activation de réserves de réglage. Les pics de puissance annuels maximaux peuvent être positifs ou négatifs, selon que les charges (de type «soirée d’hiver») ou la production décentralisée (de type «midi d’été») prédominent. Il en résulte aussi une incertitude accrue pour la planification à long terme du réseau cible, car celle-ci doit prendre en compte les ajouts de capacité attendus ainsi que les profils de puissance dans toutes les parties de la zone de desserte concernée.

En raison des flux bidirectionnels, la distribution de la tension sur le réseau varie également au cours de la journée. Cela influence tant la planification du réseau que l’exploitation, nécessitant par exemple des ajustements des transformateurs de réglage ou le réglage de la puissance réactive des installations PV. Par ailleurs, le passage de machines synchrones tournantes vers des convertisseurs réduit la puissance de court-circuit et l’inertie du réseau. Même si les problèmes de stabilité dynamique sont davantage visibles au niveau du réseau de transport, des interactions dynamiques indésirables entre composants régulés peuvent également apparaître aux niveaux moyenne et basse tension.

Nombre de ces défis sont connus depuis des années et des solutions ont été largement étudiées, mais ils devien­nent désormais tangibles en raison de la part significative de la pro­duc­tion PV suisse (pointe de puissance proche de 6 GW à l’été 2025) et des objectifs d’extension supplémentaires (35 TWh d’ici 2035, princi­palement du PV).

Plusieurs des problèmes cités peuvent être atténués par l’utilisation de systèmes de stockage d’énergie par batterie (Battery Energy Storage Systems, BESS). Ceux-ci peuvent, par exemple, réduire les coûts d’extension du réseau attendus, mieux intégrer l’électricité solaire et accroître les réserves de stabilité du réseau.

Toutefois, l’efficacité de ces mesures dépend fortement de la mise en œuvre. Où les systèmes de stockage sont-ils localisés? Quelles sont la puissance maximale et la capacité énergétique de stockage? Qui définit le pilo­tage des batteries, et selon quels critères? La rentabilité à long terme du stockage est-elle assurée, notamment au regard de l’ajout de capacité prévu dans le système?

Du point de vue du réseau, les batteries ­décentralisées sont les plus efficaces

Du point de vue du réseau, les batteries devraient idéalement être installées là où le besoin de flexibilité apparaît. Ainsi, les pointes de puissance peuvent être effectivement écrêtées avant que les lignes ne soient surchargées ou que des problèmes de tension n’émergent. La figure 1 illustre quantitativement cette idée pour un réseau rural suisse complet (niveaux de réseau 4 à 7), comprenant plusieurs milliers de nœuds.

Le fort développement attendu du PV nécessite de l’effacement (curtailment) de la production PV et des extensions de réseau afin d’éviter des violations de limites de courant et de tension. Dans le cadre des travaux de recherche réalisés à l’ETH  Zurich, un optimiseur peut placer librement une quantité donnée de batteries dans la zone de desserte du réseau considéré et la répartir sur autant de sites que souhaité. Les batteries sont exploitées de manière à minimiser les besoins d’extension du réseau et l’effacement du PV; l’exploitation est simulée sur plusieurs semaines représentatives et fait partie intégrante de l’optimisation. L’énergie totale de stockage est ensuite augmentée de façon systématique, et la corrélation entre la taille de batterie sélectionnée et la capacité PV à chaque nœud est déterminée. Le résultat est sans ambiguïté: la corrélation est élevée et augmente avec la quantité de batteries. La flexibilité est mobilisée là où se trouvent les causes de l’extension du réseau. Des résultats analogues sont obtenus pour différents types de réseaux (urbains, industriels) ainsi que lorsque les charges (bornes de recharge, pompes à chaleur) constituent les causes de l’extension: là encore, l’emplacement optimal des batteries se situe à proximité des sources de volatilité.

Ce résultat est encourageant: les installations PV sont souvent combinées à des batteries. De plus, de petites adaptations d’exploitation sont déjà utiles. Ainsi, le fait de décaler le démarrage de la charge d’un système de stockage domestique des premières heures d’ensoleillement vers la pointe de midi activerait une grande partie du potentiel de service au réseau, tout en affectant à peine l’optimisation de l’autoconsommation du propriétaire [1].

La fiabilité du service rendu au réseau est déterminante

Toutefois, l’exploitation des batteries au service du réseau doit être fiable pour qu’elle puisse être envisagée comme une solution par le GRD, car la sécurité du réseau doit être garantie en permanence.

La mise en place d’un fonctionnement des batteries de stockage distribuées compatible avec le réseau fait actuellement l’objet de recherches. Il s’agit d’une question centrale qui doit être résolue pour pouvoir considérer les batteries comme une option dans la planification du réseau cible. Un système purement incitatif sous forme de tarifs dynamiques n’est probablement pas suffisant. Même si les programmes ou la pilotabilité de la batterie sont fixés de manière contraignante par des contrats, la sécurité du réseau doit aussi être assurée en cas de défaillance d’une batterie. La solution reposera vraisemblablement sur une combinaison d’approches: une considération agrégée des batteries, par exem­ple, permet de les prendre en compte au niveau transformateur ou moyenne tension, puisqu’elles ne tomberont pas toutes en panne simultanément. Un système de type «feu tricolore» et l’effacement piloté d’installations PV ou de bornes de recharge comme solution de repli peuvent en outre apporter au GRD le niveau de sécurité requis lorsque l’incitation ne suffit pas.

Le GRD peut choisir entre plusieurs options: extension du réseau, effacement rémunéré, ou activation de batteries distribuées. Selon les coûts et la situation du réseau, une seule approche peut suffire, par exemple avoir recours uniquement à des batteries si l’extension est principalement dictée par de rares pointes. Le plus souvent, une combinaison optimale des trois mesures apparaît [2]. Ainsi, les batteries décentralisées, y compris en combinaison avec l’effacement PV prévu à partir de 2026 (jusqu’à 70% sans compensation), constituent une option efficace pour éviter des extensions réseau [3].

Les batteries centralisées comme alternative

Investir dans des batteries centralisées détenues ou exploitées par le GRD – par exemple à proximité des transformateurs aux niveaux de réseau 4 et 6 – offre plusieurs avantages: la fiabilité du soutien au réseau est garantie et les sites peuvent être choisis de manière ciblée. Le cas d’usage le plus important pour le réseau est ici l’écrêtement des pointes de puissance (peak shaving), qui peut s’effectuer tant dans le sens positif que négatif et réduit le besoin d’extension des transformateurs et des niveaux de réseau amont.

L’exemple suivant illustre le potentiel d’économies: un GRD rural souhaite, grâce à une batterie placée sur le site du transformateur (niveaux de réseau 4), réduire la pointe mensuelle de puissance vis-à-vis du réseau en amont. Aujourd’hui déjà, la production PV installée est telle que la puissance nette au transformateur varie approximativement entre 3 MW (importation) et 1 MW (exportation). La figure 2 montre, sur la base d’une simulation annuelle à partir de données mesurées avec une résolution de 15 min, que la pointe mensuelle peut être réduite de jusqu’à 1,2 MW (de 3 MW à 1,8 MW) avec l’utilisation d’une batterie.
 

Les combinaisons pertinentes de puissance de batterie et d’énergie de stockage varient avec la taille de la batterie, mais se situent dans une bande relativement étroite. L’énergie devient plus importante avec l’augmentation de la taille. Plus les pointes de puissance sont écrêtées, plus il faut stocker d’énergie (figure 3). Cet écrêtement de la pointe de puissance peut également être pris en compte par le gestionnaire du réseau lors du dimensionnement des éléments de réseau (transformateurs et lignes), avec des marges de sécurité appropriées pour les incertitudes prévisionnelles et les éventuelles redondances.

Rentabilité de plusieurs cas d’usage

Pour l’investisseur, la taille optimale de la batterie dépend des paramètres de coûts (figure 4). Avec des tarifs de réseau incluant un coût de puissance de 10 CHF/kW, des coûts d’investissement pour la batterie de 400 CHF/kWh, une durée de vie de 15 ans et un taux d’intérêt calculatoire de 5%, le bénéfice net annuel maximal est obtenu avec une batterie de 584 kW de puissance et d’une capacité de stockage d’énergie de 836 kWh. Plus le coût de puissance du tarif réseau est élevé et plus les coûts d’investissement sont faibles, plus la batterie optimale est grande. Dans ce cas, la rentabilité est déjà assurée par la seule réduction des pointes de charge. Le bénéfice net annuel après déduction de tous les coûts annualisés de l’investissement dans la batterie s’élève à environ 13% des coûts de puissance du tarif réseau sans batterie (figure 5), avec un taux de rentabilité interne supérieur à 19% et une durée d’amortissement de moins de 5 ans. Comme le montre la figure, la rentabilité s’améliore encore en cas de baisse des coûts des batteries ou de hausse des tarifs de puissance.

Ces résultats sont robustes pour un large éventail de types de réseaux, indépendamment du fait que les pointes soient causées par l’injection PV ou par les charges. Une visualisation interactive de l’analyse a été réalisée; elle permet également d’autres évaluations économiques, la variation des paramètres d’entrée et l’examen de profils de charge alternatifs [4].

Les économies réalisées grâce à la réduction des pointes de puissance ne représentent qu’une partie des possibilités de revenus. Les grandes batteries de stockage sont utilisées pour des opérations d’arbitrage sur les marchés day-ahead et intra-day, et soutiennent l’équilibrage des prévisions de charge incertaines. Grâce à leur pilotabilité rapide, les batteries sont également bien adaptées au réglage primaire de la fréquence (réserve primaire, frequency containment reserve).

Les stratégies d’exploitation sont en partie corrélées: par exemple, «charger lorsque les prix sont bas» est utile à la fois pour l’arbitrage et pour l’écrêtage de pointe. En outre, la fourniture flexible de puissance réactive peut être utilisée pour le maintien de la tension – en cas de problèmes au sein d’un réseau de distribution ou comme service système pour Swissgrid.

Applications futures

Les batteries utilisant un convertisseur de formation de réseau (grid-forming) devraient apporter une contribution importante à la stabilité dynamique du réseau. L’inertie des masses tournantes des centrales à machines synchrones amortit les oscillations de puissance et empêche des variations rapides de fréquence ou de tension susceptibles d’augmenter le risque de black-out. À long terme, au moins 5% des convertisseurs remplaçant des machines synchrones devraient donc intégrer des batteries et un convertisseur de formation de réseau [5].

En cas de black-out, des batteries avec un tel système de contrôle – idéalement combinées à des centrales au fil de l’eau – peuvent réalimenter plus rapidement les réseaux de distribution via le démarrage autonome (black start) et la capacité de fonctionnement en îlot. Une cellule locale de reconstruction du réseau peut même être constituée.

Batteries de taille moyenne pour la transition énergétique

Aujourd’hui déjà, les batteries peuvent résoudre de nombreux défis initiaux de la transition énergétique pour les GRD. Simultanément, elles améliorent, à l’échelle du système, l’intégration du développement photovoltaïque et la résilience.

Les grandes batteries sont plutôt raccordées aux niveaux de tension supérieurs et peuvent, le cas échéant, soutenir le maintien de la tension dans le réseau de distribution. Les batteries de taille moyenne – jusqu’à environ 10 MW – installées près des transformateurs aux niveaux de réseau 4 et 6 combinent les avantages d’une implantation décentralisée (plus proche des pointes), d’une meilleure rentabilité (effets d’échelle) et d’une commandabilité fiable par le GRD. 
Elles facilitent en outre la mise en œuvre de services futurs tels que le soutien dynamique du réseau et l’assistance au démarrage autonome depuis le réseau de distribution. Les systèmes de stockage domestiques (niveau de réseau 7) peuvent, de par leur localisation, soutenir le réseau de manière optimale, pour autant qu’une exploitation favorable au réseau soit garantie.

Pour les investisseurs, déployer des systèmes de stockage par batterie au sein du réseau moyenne et basse tension offre ainsi déjà de nombreuses possibilités de revenus. Pour les GRD, les batteries constituent, selon la zone de desserte du réseau, le profil de charge et la fréquence prévue des surcharges, un complément à la planification du réseau cible.