Peak shaving : calculer la vraie économie d'une batterie

À chaque réunion sur le stockage, une entreprise pose la même question : qu'est-ce que cela va nous faire économiser ?

La réponse qui revient est généralement un chiffre annuel unique, obtenu en multipliant la capacité de la batterie par le prix de l'électricité par 365. Il est net, facile à produire, et presque toujours trop élevé. Il survit à l'entretien commercial, puis se défait devant un directeur financier qui demande ce qui se passe les jours où la batterie n'effectue pas de cycle.

L'économie n'est pas la capacité multipliée par le prix. C'est un écart de prix, capté un nombre limité de fois par an, moins l'énergie perdue en chemin. Modéliser le peak shaving, c'est exactement cela.

Cet article construit le modèle d'abord sur les charges de réseau britanniques, où le régulateur a tracé le plus nettement la frontière entre les coûts que le comportement peut réduire et ceux qu'il ne peut pas, puis le transpose en France, où la même arithmétique passe par le TURPE et la puissance souscrite.

Qu'est-ce que le peak shaving ?

Le peak shaving consiste à décharger de l'énergie stockée pendant les heures où l'électricité est la plus chère, ou pendant lesquelles la puissance appelée par le site atteint son maximum, afin de soutirer moins au réseau à ces moments précis. La charge ne change pas. La source qui la couvre change.

Le mécanisme sous-jacent est un écart de prix : l'énergie est achetée quand elle est bon marché, conservée, puis utilisée quand l'alternative aurait été chère. Dans le vocabulaire des marchés, cela s'appelle de l'arbitrage, mais le terme voyage mal, car sur un site réel la valeur apparaît sous forme d'une facture plus faible et non d'une opération. Pour le modèle, ce qui compte est l'ampleur de l'écart, le nombre de fois où vous pouvez le capter dans l'année, et l'énergie perdue en le captant.

Trois conséquences en découlent, et chacune casse une idée reçue :

• Une batterie plus grande ne fait pas économiser proportionnellement plus. Une fois toute la fenêtre chère couverte, la capacité supplémentaire reste inutilisée.
• Un tarif moins cher n'est pas automatiquement meilleur. Un prix moyen bas sans variation horaire ne laisse rien à faire à la batterie.
• L'économie est bornée par le nombre de cycles utiles, pas par les heures de l'année.

Ce n'est pas une application marginale. Le stockage croît plus vite que toute autre technologie propre disponible sur le marché, et le déplacement d'énergie entre périodes de prix est la raison dominante de son installation^[1].

Peak shaving, déplacement de charge et secours sont trois économies différentes

Ces trois postes sont sans cesse fondus en un seul chiffre, et ils ne devraient pas l'être. Ils proviennent de parties différentes de la facture et dimensionnent la batterie différemment.

Ils se disputent en outre le même appareil. Un site qui attend d'une seule batterie quatre heures d'autonomie et un peak shaving agressif demande aux mêmes kWh d'être à deux endroits à la fois, et un modèle qui additionne les deux économies compte double. Les cadres de valorisation du stockage traitent explicitement ce problème d'empilement, car un flux de valeur compté deux fois est la manière la plus courante dont un dossier se gonfle tout seul^[2].

Le déplacement de charge ne coûte rien, il passe donc en premier : si un procédé peut réellement tourner à deux heures du matin plutôt qu'à dix-sept heures, il doit le faire. Le peak shaving rentabilise son capital sur les charges qui ne se déplacent pas, et cet ensemble grandit à mesure que les sites électrifient la chaleur et le transport, sujet traité plus en détail dans la sécurité énergétique commence dans le bâtiment.

Quels postes de facture une batterie peut réellement réduire

C'est l'étape que la plupart des modèles sautent, et c'est là que le chiffre déraille. Une facture professionnelle n'est pas un prix unique : c'est un empilement de composantes, et la batterie n'en touche que certaines.

La part énergie, facturée au kWh. C'est là que vit la tarification horaire et que la batterie gagne sur l'écart. Au Royaume-Uni, elle comprend la part des charges de réseau restée horaire : les bandes Red, Amber et Green continuent de s'appliquer à la proportion qui demeure dans le prix unitaire^[4]. La bande rouge, fenêtre étroite d'après-midi et de début de soirée en semaine, est le moment où la batterie fait l'essentiel de son travail.

La part puissance, facturée au kW. Elle repose sur la puissance souscrite ou sur la pointe mesurée dans la période, et non sur la consommation totale, et son comportement est tout autre. La part énergie récompense la régularité quotidienne : un cycle manqué coûte l'économie d'une journée, rien de plus. La part puissance récompense le fait de ne jamais manquer, car un seul intervalle non couvert fixe le montant de toute la période. L'économie d'énergie est donc bornée par la capacité en kWh, la réduction de puissance par la puissance en kW, et un même site peut appeler une batterie différente selon la couche qui domine sa facture.

Les postes fixes et non évitables. C'est la couche qui gonfle les dossiers en silence, et au Royaume-Uni elle a grandi par décision du régulateur : le Targeted Charging Review d'Ofgem a décidé que les coûts résiduels de réseau seraient perçus sous forme de charges fixes^[3]. Ce coût résiduel représente environ 90 % de la charge de transport et près de 50 % de celle de distribution, avec des écarts régionaux, et la bande fixe d'un site découle de sa tension, de sa puissance et de son historique de consommation, pas de ce qu'il fait cette année. Le volet distribution s'applique depuis avril 2022, le volet transport depuis avril 2023^[4].

La conséquence est nette : une part substantielle du coût de réseau est par construction hors de portée de la batterie, et un modèle qui lui attribue la réduction d'un coût moyen au kWh surestime le résultat à peu près de la taille de cette part.

Ce qu'un tarif à plages horaires change au calcul

Un tarif à plages horaires facture des montants différents selon l'heure de la journée au lieu d'un prix unique. Pour une batterie, c'est la différence entre avoir un dossier et ne pas en avoir.

Le chiffre qui compte est l'écart, pas la moyenne. Prenez deux tarifs de prix moyen annuel identique, le premier variant dans la journée d'une fraction de centime au kWh et le second de neuf fois plus. La batterie gagne environ neuf fois plus sur le second alors que le coût moyen de l'électricité du site est inchangé. Un service achats qui optimise uniquement le prix moyen le plus bas peut détruire le dossier en silence, et personne ne s'en aperçoit tant que l'économie n'apparaît pas. « Sur quel tarif ce site doit-il être ? » et « que va économiser la batterie ? » sont la même question posée deux fois.

Au-delà de son ampleur, deux propriétés de l'écart comptent. La prévisibilité, car un tarif à fenêtres fixes se modélise comme un cycle quotidien répétable, ce qu'un tarif à prix dynamique ne permet pas. Et la coïncidence avec la charge, car un écart large en début de soirée ne sert à rien à un site qui ferme l'après-midi.

Pourquoi les moyennes annuelles surestiment l'économie

La modélisation exige les données du site : une année complète de courbe de charge, la structure tarifaire y compris le mode de mesure de la part puissance, le profil de production s'il y a du photovoltaïque, et la capacité utile, la puissance, le rendement et la courbe de dégradation de la batterie. Sans cela, vous tenez une estimation déguisée en modèle.

Même avec ces données, les moyennes échouent pour une raison précise : la valeur de la batterie dépend de la coïncidence entre prix élevé et charge élevée, et moyenner détruit précisément cette information. Quatre choses disparaissent :

1. Les jours sans cycle complet. Week-ends, arrêts, jours fériés et journées où la charge est trop faible pour absorber une décharge complète. Un site exploité 250 jours ne capte pas 365 cycles, quoi qu'autorise la fiche technique.
2. Les contraintes d'état de charge. Si la fenêtre bon marché est trop courte pour recharger, la capture du lendemain est partielle.
3. Les pertes aller-retour. À 88 % de rendement, vous achetez environ 1,14 kWh pour chaque kWh restitué, et vous payez cet écart au prix bas.
4. La dégradation. Un dossier à douze ans bâti sur la capacité utile de la première année surestime chacune des suivantes.

Rien de tout cela n'est exotique. Les quatre points sont connus dès la conception, et les omettre produit exactement le chiffre que la direction financière du client démonte en une réunion.

La courbe de charge n'est pas optionnelle ici. Un modèle bâti sur des totaux mensuels ne distingue pas un site à pointe nette de 90 minutes d'un site à profil plat de même consommation annuelle, et leurs dossiers de stockage n'ont rien à voir. Si la courbe de charge est réellement indisponible, écrivez-le dans le devis et marquez le résultat comme indicatif.

Un exemple chiffré et ses hypothèses

Les chiffres ci-dessous sont illustratifs. Les prix de l'énergie pour les entreprises sont contractés site par site, chacune de ces valeurs est donc une donnée propre au site. L'exemple montre comment le calcul se comporte, il ne fournit pas de valeurs réutilisables.

Le calcul naïf, celui qui figure dans la plupart des premiers devis :

100 kWh x 0,18 £ x 365 jours = 6 570 £ par an

Le même site, correctement modélisé :

100 kWh x 0,32 £            = 32,00 £ couverts au tarif de pointe
(100 kWh / 0,88) x 0,14 £   = 15,91 £ de coût de recharge
(32,00 £ - 15,91 £) x 250 jours = 4 023 £ par an

L'écart avoisine 40 %, et aucune part ne vient d'une hypothèse pessimiste. Il vient du fait de ne compter que les jours où la batterie peut travailler et de payer l'énergie perdue au passage. Notez où s'applique le rendement : non pas sur l'écart de prix, mais sur l'énergie achetée, car 1 kWh restitué en pointe coûte 1/0,88 kWh en heures creuses. Ajoutez la dégradation de la première année et la deuxième année descend encore.

Ces 4 023 £ ne représentent en outre que la part énergie. Une pointe mesurée ou une puissance souscrite constituent un second flux, calculé à partir de l'intervalle le plus élevé de chaque période de facturation, avant et après la batterie, sur les mêmes données. Ce qu'ils ne sont pas, c'est une part des postes fixes, qui restent ce qu'ils sont quoi que fasse la batterie.

Montrez les deux chiffres dans le devis. Le chiffre naïf à côté du chiffre modélisé, avec l'écart expliqué, convainc davantage que le seul chiffre prudent : il démontre que le résultat vient d'un modèle et non d'une multiplication, ce que vérifie précisément un acheteur sceptique.

France : la puissance souscrite et la pointe mobile

En France, la part réseau de la facture est encadrée par le TURPE, et sa structure change ce qu'une batterie peut promettre.

La puissance se souscrit par classe temporelle. La composante de soutirage distingue plusieurs classes, dont la pointe, les heures pleines et creuses de saison haute et les heures pleines et creuses de saison basse, avec une puissance souscrite pour chacune^[5]. Un dépassement ne se facture pas comme un simple surcoût unitaire : la composante de dépassement est calculée à partir de la durée du dépassement, en heures^[6]. Pour le modèle, cela déplace la question. La batterie ne rabote pas un pic isolé pour gagner : elle tient une limite souscrite, à chaque instant de chaque classe, et c'est en tenant cette limite qu'elle produit une économie mesurable, puis éventuellement une souscription revue à la baisse.

La pointe n'est pas toujours à la même heure. La classe de pointe peut être fixe, deux heures le matin et deux heures le soir de décembre à février, dimanches exclus, ou mobile, déterminée par RTE la veille pour le lendemain dans la limite de quinze jours par an^[6]. Une pointe mobile ne se modélise pas comme un cycle quotidien répétable. Elle impose un pilotage capable de réagir à une annonce de la veille et une réserve d'énergie disponible ces jours-là, ce qui est une contrainte d'exploitation autant qu'une hypothèse de calcul. Un devis qui promet l'économie de pointe sans dire comment la batterie sera pilotée ces quinze jours promet un résultat qu'il ne contrôle pas.

La saison haute concentre la valeur. Les classes distinguant saison haute et saison basse, l'écart exploitable n'est pas identique toute l'année. Une économie calculée sur la saison haute puis annualisée sur douze mois surestime le résultat, exactement comme une moyenne annuelle écrase les jours sans cycle.

La réserve de secours redevient un choix chiffré. La capacité gardée pour une coupure n'est pas disponible en pointe. Il ne s'agit pas de la ramener à zéro, mais de la choisir délibérément en inscrivant à côté la valeur de cyclage abandonnée.

Les structures tarifaires des deux marchés sont maintenues par pays dans tarifs et réglementation et, pour le Royaume-Uni, dans UK solar tariffs and regulations.

Ce qui change en résidentiel

Le même mécanisme porte le marché domestique, avec trois différences. L'écart est souvent proportionnellement plus large, car les offres bâties autour de la recharge nocturne associent un prix bas la nuit à un prix élevé en soirée. La batterie est bien plus petite, si bien que le retour dépend autant du coût par kWh installé que du tarif. Et la part puissance ne pèse pas de la même manière, ce qui retire la seconde couche et laisse le dossier reposer sur le seul écart.

Le photovoltaïque n'est indispensable à rien de tout cela : une batterie domestique peut se charger la nuit et se décharger pendant la pointe du soir sans aucune production, ce qui constitue une seconde ligne de produit vendue sur le tarif plutôt que sur la toiture. La discipline, elle, ne change pas : un devis résidentiel bâti sur 365 cycles parfaits est faux exactement comme un devis tertiaire.

Faire en sorte que le chiffre survive aux achats

Un chiffre d'économie est une affirmation, et il sera mis à l'épreuve. Ce qui le tient n'est pas la prudence, c'est de montrer le travail.

• Publiez le tableau d'hypothèses. Écart, cycles, rendement, dégradation et jours d'exploitation, visibles dans le document. Celui qui voit les données discute les données au lieu d'écarter le résultat.
• Donnez une fourchette, pas un point. Modélisez un scénario défavorable avec un écart plus étroit et moins de cycles. Une fourchette argumentée inspire plus confiance qu'un chiffre unique assuré.
• Gardez les flux de valeur séparés. Économie sur l'énergie, dépassements évités, autoconsommation et continuité n'ont pas le même niveau de confiance, et un chiffre agrégé masque la part solide.
• Annoncez la méthode. Un temps de retour simple et un coût actualisé sur la durée de vie ne répondent pas à la même question.

Tout cela compte parce que la forme du réseau continue de bouger. La courbe du canard a déjà déplacé les heures chères dans les marchés à forte pénétration solaire, et les structures tarifaires suivent la courbe : le Royaume-Uni a soustrait une grande part du coût de réseau au déplacement de charge, et le TURPE est révisé par périodes tarifaires successives. Un modèle aux hypothèses visibles se recalcule quand les règles changent. Un chiffre unique, non. La même discipline vaut en amont, où une estimation de production ne vaut que ce que valent l'analyse des ombrages et le dimensionnement des chaînes qui la soutiennent.

Comment solarVis met cela en oeuvre

Le peak shaving est un problème de données avant d'être un problème de batterie. Dans la modélisation des batteries de solarVis, un système de stockage par batteries est simulé heure par heure sur le profil de consommation du site et sur la structure tarifaire applicable, de sorte que l'économie sort d'une année d'exploitation simulée et non d'une multiplication. Les tarifs et la réglementation sont pris en charge dans plus de 45 pays, ce qui compte ici parce que les postes qui donnent sa valeur au peak shaving sont précisément ceux qui diffèrent le plus entre un site français et un site britannique.

La couche tarifaire fait l'essentiel du travail, car c'est elle qui transforme une courbe de dispatch en euros. À côté du calendrier et de la part puissance, elle porte des tranches, des abonnements fixes, un taux de TVA, des hypothèses d'inflation et une facture minimale^[8]. Le champ d'abonnement fixe est l'endroit des postes non évitables, ce qui les garde visibles dans le modèle et hors de l'économie attribuée à la batterie. Côté batterie, le Backup Reserve Rate est le champ à surveiller pour le double comptage décrit plus haut : il décide explicitement de la capacité soustraite au cyclage^[7].

Deux limites méritent d'être posées. La simulation fonctionne au pas horaire, une pointe réellement infra-horaire comme un appel de démarrage est donc lissée, ce qui pèse surtout sur la part puissance. Et il n'existe pas de mode de dispatch dédié au peak shaving : les stratégies documentées sont l'autoconsommation, le secours et l'autonomie, et l'économie passe par le moteur tarifaire qui valorise ce dispatch sur de vraies plages horaires.