À l'échelle mondiale, le secteur de l'électricité passe de grands réseaux centralisés alimentés par des combustibles fossiles à des réseaux locaux renouvelables plus petits et plus intelligents.

L'"arbitrage énergétique" est un domaine qui suscite un vif intérêt. Il permet aux utilisateurs d'acheter et de stocker de l'électricité lorsqu'elle est moins chère et de la vendre ou de l'utiliser lorsque le coût est élevé.

Mais Aotearoa Nouvelle-Zélande tarde à s'y mettre, même s'il s'agit d'un élément crucial de la transition vers un avenir sans carbone. Pourquoi est-ce ?

Les technologies et les infrastructures de petits réseaux sont encore en phase expérimentale, testées pour l'efficacité et l'opportunité de différentes configurations, modèles de propriété et arrangements commerciaux. Et les systèmes intelligents de gestion de l'énergie qui peuvent fournir une prévision prémonitoire de la dynamique du marché ne sont pas largement utilisés.

Pour mieux comprendre ces dynamiques, nous avons modélisé un "micro-réseau" théorique dans un lotissement résidentiel, Totarabank, dans l'île du Nord d'Aotearoa.

Nous avons utilisé le modèle pour prévoir les retours commerciaux attendus de l'investissement dans les micro-réseaux et pour débloquer les sources de revenus potentielles de l'arbitrage énergétique.

Planification intelligente des batteries

L'arbitrage énergétique nécessite un stockage sur batterie et un contrôle intelligent pour tirer le meilleur parti de la production d'un système local d'énergie renouvelable.

Cela peut être réalisé en prévoyant la consommation d'électricité future à court terme et en liant celle-ci au prix de l'électricité au comptant sur le marché. Des contrôleurs sophistiqués en temps réel décident ensuite si le système local doit stocker ou vendre sur le marché (ou stocker et vendre plus tard).

Les systèmes de stockage de batteries peuvent varier en taille, des batteries à l'échelle communautaire alimentant un quartier aux batteries au sein d'une flotte de véhicules électriques (VE). Les processus de contrôle fondamentaux nécessaires pour obtenir un résultat optimal sont globalement les mêmes, sauf que les batteries communautaires sont stationnaires tandis que les batteries de VE se déplacent.

Les batteries communautaires peuvent stocker l'électricité achetée sur le réseau pendant les périodes creuses, puis la décharger pendant les périodes de pointe. Les quartiers dotés d'énergie solaire peuvent recharger les batteries communautaires en milieu de journée lorsque l'électricité produite par l'énergie solaire est abondante et se décharger pendant la pointe du soir, plus chère.

Les batteries EV peuvent être utilisées de la même manière, en utilisant des tarifs de nuit moins chers ou des périodes de vent excédentaire pendant la nuit pour se recharger. L'énergie stockée dans les batteries des véhicules électriques peut ensuite être déchargée dans des charges locales ou revendue dans le réseau lorsque le prix est le plus élevé, créant ainsi une source de revenus supplémentaire.

Modélisation du retour sur investissement

Dans notre modélisation, nous avons supposé que les principales raisons pour lesquelles les gens investiront dans les technologies d'énergie propre sont la durabilité, l'indépendance énergétique et la résilience. Nous pensons que l'arbitrage énergétique pourrait être un catalyseur des micro-réseaux à forte intensité de capital, par opposition à un investissement réalisé sur une base purement commerciale.

Plus précisément, nous avons considéré un micro-réseau connecté au réseau intégrant du solaire photovoltaïque (PV) et des éoliennes. Le système est également soutenu par une batterie communautaire et dispose d'une flotte de dix véhicules électriques personnels à desservir.

Nous avons envisagé deux scénarios :un avec des revenus d'arbitrage de réseau et un sans.

Nos résultats suggèrent que les revenus provenant explicitement de l'arbitrage énergétique pourraient réduire le coût total du système d'au moins 12 %. Pour mettre cela en perspective, pour un investissement typique de 10 millions de dollars néo-zélandais dans un micro-réseau à l'échelle d'une ville, cela représente 1,2 million de dollars d'économies.

Une autre découverte intéressante était que la durée pendant laquelle les batteries étaient capables de supporter des charges critiques pendant les pannes de réseau imprévues était supérieure d'environ 16 heures par an, par rapport au cas sans contrôle intelligent. Il s'agit d'un avantage de résilience remarquable.

Que signifie pour vous ce genre d'analyse ? Si vous faites partie d'une communauté intéressée par la possession et l'exploitation d'un micro-réseau, vous avez maintenant suffisamment de preuves pour demander à votre développeur d'envisager un arbitrage énergétique afin que la communauté puisse participer au marché de l'électricité pour réaliser un profit.

Si vous possédez un véhicule électrique et que vous essayez d'obtenir des tarifs de nuit moins chers, voici un aperçu des futures offres des détaillants d'électricité pour que votre stockage sur roues fonctionne avec la technologie véhicule-réseau.

Dans l'ensemble, l'arbitrage énergétique est un excellent outil pour soutenir les décisions d'investissement dans les énergies renouvelables et aider à raffermir les prévisions de revenus. + Explorer plus loin

L'intégration des véhicules électriques dans le réseau pourrait éviter les pannes

Cet article est republié de The Conversation sous une licence Creative Commons. Lire l'article d'origine.