Quelle place pour le stockage dans le système électrique ?

ATEE – Club stockage

22/11/2017

2

La transition énergétique engendre de nouveaux défis pour le système électrique :

intermittence des EnR, modifications de flux sur les réseaux

Le stockage d’électricité apparaît comme une solution idéale pour gérer ces

enjeux

Un développement déjà massif (STEP, Ballons d’eau chaude)

De nouvelles solutions arrivent à maturité technologique et les coûts baissent

rapidement (notamment batteries Li-Ion)

A la demande des pouvoirs publics et pour éclairer les parties prenantes, RTE

réalise des analyses sur le développement des filières de flexibilité et en

particulier du stockage.

Eléments de contexte

Juillet 2015 Juillet 2017

Variabilité de la production Localisation et flux réseaux

Croissance EnR et conso

Novembre 2017

Développement des EnR

3

Les besoins de flexibilité du système électrique

Le potentiel de développement « marché » des solutions de stockage dans le système électrique à

l’horizon 2030

Le développement du stockage dans le cadre de l’autoconsommation (résidentielle individuelle).

Plan

4

Le besoin de flexibilité du système électrique peut se traduire par trois besoins spécifiques :

Un besoin de nouvelles capacités pour gérer les pointes

Capacités pour gérer des situations de forte consommation avec de faibles durées annuelles de

fonctionnement

Un besoin de capacités pouvant moduler leur production

Capacités n’ayant que peu ou pas de contraintes de rampe, de durée minimale de fonctionnement et d’arrêt,

de puissance minimale pour suivre la courbe de consommation nette des productions fatales. La modulation

de consommation peut contribuer à réduire l’effort de modulation sur les moyens de production

.

Un besoin de capacités à délai de mobilisation court, permettant d’équilibrer le système au plus

proche du temps réel

Capacités pouvant être démarrés ou pouvant modifier leur programme d’injection/soutirage avec un préavis

court, et qui sont nécessaires pour faire face aux incertitudes sur l’équilibre production/consommation, en

participant notamment aux mécanismes de réserves et d’ajustement

Besoins de flexibilité

5

La gestion des pointes

Un besoin potentiel de nouvelles capacités pour

gérer la pointe électrique peut émerger dans

certains scénarios et pour certains horizons.

De très fortes disparités selon les scénarios selon

l’évolution de la consommation, la trajectoire de

fermeture du nucléaire, le développement des

EnR, le développement des interconnexions

Besoins de flexibilité

BP 2014 – Scénario nouveau mix 2030 :

~17 GW de capacités complémentaires

pour assurer la sécurité

d’approvisionnement

6

La modulation

Le développement de la production renouvelable modifie la structure de la consommation nette :

Un gradient horaire plus fort

Des écarts plus importants entre les pointes et les creux (journalier, hebdomadaire)

Des besoins de modulation à la hausse,

qui dépendent des scénarios

Besoins de flexibilité

7

Les besoins de réserves et d’ajustement pour équilibrer le système au plus

proche du temps réel

Le dimensionnement des réserves et marges requises évoluera pour tenir compte

du développement des EnR et de l’arrivée de l’EPR

Accroissement de l’erreur de prévision

Besoins de flexibilité

Accroissement de la taille du plus gros

groupe, qui conditionne certaines

réserves

8

Services apportés par les solutions de stockage au système électrique et potentiel économique de développement

Equilibre offre-demande

Arbitrage marchésénergie

Sécurité d’appro-visionnement

Reserves (dont

services systeme)

Réseau de transport

Gestion des congestions (transit,

tension)

Report de renforcements

Services pouvant être apportés aux système électrique par les différentes technologies de stockage :

Quelle valeur pour ces services ? Peuvent-ils couvrir les coûts ? Quel potentiel de développement ?

Réseau de distribution

Gestion des congestions (transit,

tension)

Report de renforcements

9

Approche méthodologique : Une approche basée sur la simulation du déploiement

économiquement optimal pour la collectivité Représentation des différentes solutions concurrentes (actifs

du parc de production, différentes formesd’effacement/modulation de consommation)

Prise en compte des effets d’éviction et de concurrenced’accès aux gisements de valeur

Une évaluation du développement « économiquement pertinent » des moyens de stockage à horizon 2030

Une modélisation représentant les différentes « échéances » (dupluriannuel au temps réel) du système électrique sur l’équilibreoffre-demande et le réseau de transport.

Permet de prendre en compte :

les coûts évités d’investissement en production

les coûts de production évités via les arbitrages marchés etde la fourniture de réserves et d’ajustement

les coûts d’investissement réseau et les coûts de congestionévités

9

Vue générale de la modélisation

10

Un enjeu à utiliser les stockages disponibles

L’utilisation du stockage à travers les ballons d’eau chaude permet déjà une optimisation importante du système électrique

Un enjeu important réside dans le futur pilotage de la recharge des VE/VHR.

Une grande partie des bénéfices potentiels liés à la flexibilité de la consommation résidentielle est accessible avec des dispositifs de pilotage simple et statique (identiques tous les jours) (tarif HP/HC sur l’ECS). Le déploiement des compteurs communicants permettra une amélioration de ce pilotage.

Des enjeux importants sur l’utilisation de l’ECS et du VE

11

Quelle valeur pour le stockage par batterie en 2030 ?

Les bénéfices tirés de la contribution à la sécurité d’approvisionnement dominent, et portent sur un gisement important dans le scénario considéré à l’horizon 2030.

La valeur attribuable aux besoins de modulation existe. Elle est faible dans ce scénario, du fait de faibles écarts de coûts marginaux (résultant de la structure du parc de production et du faible différentiel de coût de production entre CCG et Charbon

Les bénéfices associés à la fourniture de services systèmes sont très importants mais limités à un gisement de niche.

Si les stockages sont bien localisés, les bénéfices pour le réseau de transport existent mais ne sont pas prépondérants.

Un dimensionnement des batteries de l’ordre de 2 heures apparaît pertinent (sauf gisement de niche pour fourniture de service système)

Structure des bénéfices

12

Le développement du stockage par batterie pourrait être important sous l’effet de la baisse des coûts

A court terme, le développement du stockage par batterie serait cantonné à une « niche » correspondant à la fourniture de services système.

Des baisses de coûts sont attendues, avec de fortes incertitudes (ruptures technologiques, utilisation des batteries de seconde vie, allongement de la durée de vie, etc.).

A long terme, le stockage pourrait se développer de façon importante (baisse des coûts et besoins en capacités pour assurer la sécurité d’approvisionnement).

Un point d’inflexion se dessine autour de 160 à 200k€/MWhstockage (-50% par rapport aux coûts actuels -effet analogue d’une augmentation de la durée de vie). En deçà de ces coûts, la pénétration augmente sensiblement.

Le développement des batteries se ferait alors essentiellement au détriment de moyens de production et des nouvelles STEP.

Une analyse de l’influence de la baisse des coûts sur la pénétration du stockage

13

L’évaluation du développement de l’autoconsommation par une approche basée sur l’évaluation de la

pertinence économique pour les consommateurs

Le développement du stockage diffus à des fins d’autoconsommation

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

00:0

0

01:0

0

02:0

0

03:0

0

04:0

0

05:0

0

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

00:0

0

01:0

0

02:0

0

03:0

0

04:0

0

05:0

0

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

23:0

0

Autoconsommatio

n = Autoproduction

Injection

Soutirage

CAPEX et OPEX

• Panneaux photovoltaïques

• Batteries

Économie de facture Autoproduction * tarif TTC (part variable)

Revente des injectionsVolume injecté * tarif de rachat

dépenses recettes

Plusieurs types (9) de consommateurs représentés : Selon leurs usages (spécifiques seuls, +ECS,

+chauffage électrique) Selon leur zone d’ensoleillement

14

Exemple : consommateur à Nice (eau chaude sanitaire + chauffage) avec 3 kWc de PV conditions actuelles : TRV bleu, PV = 130 €/MWh, batteries = 514 €/MWh, rachat injection 100 €/MWh

ECS

Avec production PV

Production PV

Décharge

batterie

Charg

e

batteri

e

+ Déplacement Eau Chaude + Batterie (2 kWh)

conso 9 578 prod 4 357

soutirage 7 397 injection 2 176

autoprod 23% autoconso 50%

conso 9 578 prod 4 357

soutirage 6 673 injection 1 452

autoprod 30% autoconso 67%

conso 9 578 prod 4 357

soutirage 5 931 injection 626

autoprod 38% autoconso 86%

Bilan énergétique annuel (kWh) Bilan énergétique annuel (kWh) Bilan énergétique annuel (kWh)

Le stockage résidentiel peut compléter les déplacements d’usage pour optimiser le taux d’autoconsommation

Selon le coût des batteries (+installation), l’autoconsommation peut s’envisager avec un déploiement de

batteries

• Dans tous les scénarios, l’autoconsommation se développe de manière significative dès l’horizon 2025 et représente en 2035 unecapacité installée de l’ordre de 10 GWc (entre 9 et 13 GWc selon les scénarios).

• Les batteries peuvent accompagner le développement de l’autoconsommation individuelle à partir de 2030 (auparavant, elles restenttrop coûteuses). Celles-ci représentent 1 à 3 GWh de capacité de stockage installé selon les différents scénarios à horizon 2035.

15

Un développement qui peut s’envisager dès 2030 et s’amplifier avec la baisse des coûts des batteries

16

Une baisse des coûts d’installation ou la valorisation des services au système électrique pourrait accroître le développement des batteries diffuses

Le diagnostic général sur le développement de l’autoconsommation est confirmé par l’étude de variantes Le développement des batteries est sensible (i) au différentiel de valorisation des surplus et de l’énergie

autoconsommée, (ii) au coût « résiduel » de l’installation des batteries Une baisse des coûts d’installation ou la valorisation de services au système électrique (contribution à la

sécurité d’approvisionnement, arbitrages marchés, ajustement) peut accroître le développement desbatteries dans le résidentiel

17

Conclusions et perspectives

Les besoins de flexibilité du système électrique sont amenés à croitre de façon importante dans toutes les

configurations (hors besoins de passer les pointes, très dépendants de la trajectoire du parc électrique)

Parmi les solutions de flexibilité existantes (moyens de production existants, STEP, etc.) ou potentielles

(effacements, nouvelles STEP, batteries), les solutions de stockage dont les batteries Li-Ion sont susceptibles

d’avoir une place « économique » dans le mix, sur la base d’un valorisation des services rendus sur les

différents marchés

Si des besoins capacitaires existent, cette place ne sera pas limitée à un « gisement de niche » (services

systèmes) et pourrait porter sur plusieurs GW/GWh à l’horizon 2030, grâce à la baisse des coûts attendus

Le développement de batteries couplé à des installations PV en régime d’autoconsommation est susceptible

d’émerger et pourrait représenter un gisement non négligeable

RTE publiera prochainement le document de référence du Bilan prévisionnel 2017. Certaines analyses pourront

être complétées sur la base de ces scénarios: (i) une analyse plus fine sur les possibilités permises par les

véhicules électriques (recharges hors domicile, véhicle2grid, etc …) et (ii) la place du stockage dans les

différents scénarios de transition énergétique

Merci de votre attention