Les études réalisées par Enedis et RTE ont montré que le raccordement des véhicules électriques peut se faire de façon fluide sur le réseau. À moyen terme, le pilotage de la recharge des véhicules électriques peut même être générateur de valeur pour l’utilisateur final comme pour l’écosystème électrique et ses parties prenantes.
Réduction de la pollution de l’air, décarbonation des transports, transition écologique… sont des enjeux de société dont les pouvoirs publics se sont largement emparés, notamment en favorisant les mobilités alternatives. Sous cette impulsion, le développement de la mobilité électrique, selon l’ensemble des prévisions, sera particulièrement soutenu d’ici 2035, partout sur le territoire. Mécaniquement, cet accroissement du nombre de véhicules électriques en circulation induira une augmentation de la demande de puissance du fait des nouveaux besoins de recharge. Le système électrique doit donc s’adapter.
Enedis, en charge de la gestion du réseau de distribution d’électricité sur 95 % du territoire français, a anticipé ces nouveaux besoins, en facilitant l’intégration du véhicule électrique dans le réseau public de distribution d’électricité (RPD) et dans le système électrique.
Bonne nouvelle : les études réalisées par Enedis et le Réseau de transport d’électricité (RTE) montrent que l’intégration de la mobilité électrique au sein du système électrique français ne présente pas de difficultés particulières pour le réseau, ni au niveau local ni au niveau national. Au contraire, le raccordement des véhicules électriques peut se faire de manière fluide et sans rupture, en préservant un bon rapport qualité-prix pour le réseau électrique. À moyen terme, le pilotage de la recharge des véhicules électriques peut même être générateur de valeur pour l’utilisateur final comme pour l’écosystème électrique et ses parties prenantes.
L’absence de difficultés d’intégration n’exclut toutefois pas la nécessité de mettre en oeuvre des efforts d’optimisation. En effet, à moyen terme, le pilotage de la recharge des véhicules électriques devrait permettre de réduire son impact sur le système électrique et de diminuer le coût de mise à niveau des réseaux électriques dont les investissements sont financés in fine par le consommateur. Autre avantage de la recharge pilotée : des économies pour l’utilisateur final.
Prenons l’exemple d’un particulier, utilisateur d’un véhicule électrique. La simple programmation de la recharge en heures creuses peut lui permettre de gagner jusqu’à 90 euros par an et par véhicule pour une ZOE (par rapport à une recharge dite « naturelle », non pilotée). En additionnant le gain potentiel obtenu par la non-augmentation de puissance souscrite et, le cas échéant, par l’autoconsommation individuelle, l’espérance de gain peut aller jusqu’à 300€ par an et par véhicule en fonction du profil d’utilisateur et celui de la voiture.
Trois leviers pour piloter la recharge des véhicules électriques
Le pilotage de la recharge repose sur trois moyens d’optimisation :
- le décalage dans le temps de la recharge (pilotage temporel) pour bénéficier d’offres tarifaires avantageuses émises par les fournisseurs (figure 1) ;
- le réglage de la puissance de la recharge (pilotage de puissance) pour diminuer l’appel de puissance du véhicule (figure 2) ;
- le pilotage pour maximiser l’autoconsommation, ce qui correspond, pour les possesseurs d’une toiture photovoltaïque, à recharger son véhicule électrique avec le surplus de production solaire en journée plutôt qu’en rechargeant le soir (figure 3).
Des avantages pour l’ensemble des acteurs de l’énergie
En plus des bénéfices liés aux offres tarifaires existantes, des possibilités de flexibilités offertes par les marchés nationaux tel RTE en vue d’équilibrer l’offre et la demande et gérer le réseau de transport, le pilotage de la recharge des véhicules électriques pourra offrir de la flexibilité locale aux acteurs du marché de l’électricité, aux opérateurs de réseaux de distribution ou encore aux acteurs des « communautés énergétiques ». Par exemple, la recharge des véhicules électriques sur une zone donnée pourrait ainsi être interrompue sur ordre de l’opérateur de réseau, si le niveau de puissance appelé venait à dépasser la capacité du réseau et risquait de provoquer une coupure. Pour le gestionnaire du réseau de distribution (GRD), ces flexibilités supplémentaires vont constituer une ressource mobilisable en phase d’exploitation (lors d’incidents ou de travaux), lors de la planification des investissements sur le réseau public de distribution (report de renforcement ou limitation des coûts de raccordements), ou encore pour faciliter le développement des énergies renouvelables, via par exemple l’optimisation de l’autoconsommation.
La valeur créée par ce type de flexibilité (effacement de la recharge), valeur à répartir entre acteurs, opérateurs et utilisateurs du réseau, peut se situer entre quelques dizaines d’euros par véhicule électrique et par an et 200 euros par véhicule électrique ponctuellement lors d’un incident réseau. La concrétisation de cette valeur est conditionnelle. Pour que la flexibilité soit exploitable opérationnellement, il est nécessaire qu’un seuil minimum de véhicules électriques soit atteint. Selon les cas d’usages étudiés, le nombre de véhicules électriques devrait être suffisant localement à partir de 2025, dans les cas les plus favorables. L’utilisation de ces flexibilités pourra prendre toute sa valeur dans des zones où le réseau subirait des contraintes en termes de disponibilité, ces zones étant peu nombreuses actuellement.
Cette flexibilité peut être déclenchée sous trois formats :
- l’effacement, c’est-à-dire la réduction ou l’interruption temporaire de la recharge pour soulager le réseau ;
- la hausse de la consommation en accélérant/déplaçant la recharge, notamment lorsqu’il existe un surplus de production locale ;
- l’injection d’électricité stockée dans les batteries lors de période de forte consommation grâce au Vehicle-to-Grid (V2G), agissant ainsi temporairement comme un producteur d’électricité. Le nombre de modèles de véhicules capables de réinjecter sur les réseaux reste encore relativement faible.
Enfin, ces flexibilités locales concernant la recharge des véhicules électriques devront se montrer compétitives face aux solutions alternatives, tels que des groupes électriques mobiles ou encore des groupes électrogènes.
Lire aussi : Comment tirer parti du potentiel de flexibilité des véhicules électriques
La valeur de la flexibilité par VE ne correspond pas au montant obtenu par l’utilisateur du véhicule électrique, car elle doit être répartie entre cet utilisateur, le fournisseur de la flexibilité (notamment pour couvrir les coûts du pilotage et de la gestion de la flexibilité), les utilisateurs du réseau – ceux qui auraient été coupés et les autres –, ainsi que le GRD.
La mise en oeuvre d’un service de flexibilité pour le Réseau public de distribution est une action collective, nécessitant de rassembler de nombreux acteurs.
De nombreuses parties prenantes doivent se coordonner afin de permettre aux utilisateurs de véhicules électriques d’offrir leurs services de flexibilité locale au RPD. D’une part, les acteurs de la mobilité électrique (consommateurs, opérateurs de charge, constructeurs automobile, fournisseurs d’énergie, collectivités locales, opérateurs de service de mobilité, gestionnaires d’éco quartiers et des communautés énergétiques…), et d’autre part les acteurs spécifiques à la flexibilité des véhicules électriques, agrégateurs de flexibilités, gestionnaire du réseau de transport (GRT) et les gestionnaires des réseaux de distribution (GRD).
Pour chacune des nombreuses interfaces entre ces acteurs, un cadre technique et commercial approprié devra être disponible. Parmi ces interactions, certaines disposent déjà d’un cadre défini, tandis que d’autres sont quasiment vierges de toute réflexion.
Le GRD et le GRT devront convenir de l’utilisation d’un gisement commun de flexibilités : jusqu’à présent, seul le GRT activait des flexibilités ; à l’avenir, les GRD seront également amenés à solliciter des ressources de flexibilité locales. Face à un gisement commun de flexibilités, les gestionnaires de réseau travaillent actuellement sur les modalités (processus, échange de données…) à mettre en oeuvre pour permettre un usage partagé de ce gisement avec pour finalités (i) la sûreté d’exploitation du réseau et (ii) la possibilité pour les acteurs de maximiser les opportunités de valorisation de leur flexibilité.
Enedis, facilitateur dans la mise en oeuvre opérationnelle du pilotage de la recharge des véhicules électriques grâce au compteur communicant Linky
Dans ce contexte, le rôle d’Enedis est essentiel pour le pilotage de la recharge et des flexibilités, grâce notamment aux services qu’elle met en oeuvre, via le compteur communicant Linky offrant de nombreuses opportunités en matière de pilotage de la recharge de véhicules électriques ou encore via le « contrôle du réalisé » des effacements.
En conclusion
Le pilotage de la recharge est une opportunité pour réaliser des économies. Pour le client, en pilotant l’énergie, la puissance et en utilisant le V2X/autoconsommation, il peut alors réaliser une économie allant de 90 € à 320 €/an/VE dans les conditions les plus favorables.
Il permet aussi des gains grâce à de la flexibilité nationale et locale. Pour la collectivité, la flexibilité via le pilotage peut faire gagner jusqu’à 200 €/ VE/incident dans les zones en contrainte (gain à répartir entre les intermédiaires de la réalisation de la flexibilité). Pour les RPS, plusieurs utilisations possibles : incidents fortuits, travaux planifiés, planification, synchro EnR.
Le compteur communicant joue un rôle important pour mesurer la consommation et l’injection ; afficher en temps réel la consommation ; activer et désactiver des équipements en fonction du temps et des tarifs ; mettre à disposition les données pour faire le contrôle du réalisé.
