Combler le fossé entre la théorie (FCA) et la pratique (optimisation BESS)
La transition énergétique s'accélère de plus en plus, et cela n'est nulle part plus évident que dans le développement rapide des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). Pour accélérer ce développement, les gestionnaires de réseau de toute l’Europe misent de plus en plus sur des accords de raccordement flexibles (Flexible Connection Agreements, FCA). Ces accords promettent des raccordements au réseau plus rapides (voire rendus possibles pour la première fois) en échange de quoi le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) ou le gestionnaire de réseau de transport (GRT) est autorisé à réduire la puissance ou à limiter l'installation sous certaines conditions.
Sur le papier, les FCA sont efficaces, pragmatiques et propices à l'innovation. Dans la pratique, en particulier lorsqu'elles sont dynamiques et non déterministes, elles entraînent toutefois une incertitude opérationnelle qui peut considérablement compliquer l'optimisation des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS).
Lors de la conférence BATCON-1 qui s'est tenue à Munich en mars 2026, notre directeur des opérations, Christoph Gardlo, a exposé ce dont beaucoup dans le secteur prennent peu à peu conscience : „ Les FCA dynamiques sont extrêmement difficiles à modéliser et ne sont donc pratiquement pas utilisables pour la facturation dans le cadre de l'optimisation réelle des systèmes de stockage d'énergie par batterie (BESS). “ Cet article explique pourquoi il en est ainsi.
Pourquoi les FCA existent-elles et pourquoi le terme „ dynamique “ est-il important ?
L'influence des FCA sur l'optimisation des systèmes de stockage par batterie
Il existe plusieurs aspects que les investisseurs et les propriétaires de systèmes de stockage par batterie doivent prendre en compte lorsqu'ils choisissent un FCA :
- Chaque AFC a un impact sur l'optimisation, et il n'y a pas d'exception : Même des restrictions apparemment mineures (telles que des ajustements du taux de montée en puissance ou des restrictions temporaires d'injection) réduisent la diversité des options. Les batteries permettent de monétiser cette diversité d'options. Une restriction en diminue la valeur.
- Le moment de la communication détermine l'impact sur le rendement : C'est au moment de l'émission des signaux de limitation d'injection que la composante „ dynamique “ des FCA devient le plus grand défi. Si le gestionnaire de réseau émet une limitation 24 heures avant l'ouverture des marchés, la batterie peut adapter sa stratégie d'optimisation en conséquence. Cependant, plus le signal de restriction d’injection est proche de la clôture des échanges, plus le risque de pertes de valeur est élevé, car il reste moins de temps pour réagir et moins de flexibilité pour l’optimisation.
- La baisse typique du chiffre d'affaires est d'environ 20 % : Même avec des contraintes modérées, telles qu’une limitation de la vitesse de montée de 0,025 % par seconde (soit environ 1 heure pour les rampes ascendantes et descendantes), notre analyse montre une perte de valeur typique d’environ 20 %, à condition que l’énergie de régulation reste disponible. Les vitesses de rampe ont un impact considérable sur l’optimisation des batteries et peuvent limiter la capacité utilisable, en particulier sur les marchés de l’énergie de régulation. Ainsi, la réserve primaire (PRL/FCR) exige une activation complète en 30 secondes. Les petits systèmes de batteries ne parviennent souvent pas à atteindre la taille minimale d’offre de 1 MW dans ce délai et ne sont donc pas en mesure de participer au marché PRL. La réserve secondaire (SRL/aFRR) accorde jusqu’à 5 minutes pour une activation complète et offre ainsi une plus grande flexibilité opérationnelle. Toutefois, les restrictions relatives aux taux de rampe continuent de limiter la capacité pouvant être proposée sur le marché des services auxiliaires, ce qui réduit en fin de compte le potentiel de chiffre d'affaires.
- Les FCA s'apparentent à la gestion industrielle des restrictions : Depuis des décennies, les secteurs concernés gèrent les congestions du réseau, que ce soit par le biais des profils de charge, de la couverture des pics de consommation, du délestage ou de l'optimisation des tarifs d'accès au réseau. Le concept n'est pas nouveau, mais son application à l'optimisation des systèmes de stockage d'énergie (BESS), où les décisions doivent être prises en quelques millisecondes, confère à la complexité des FCA une importance bien plus grande.
Du point de vue des investisseurs de BESS : la fiabilité est indispensable
Les investisseurs peuvent s'accommoder des FCA, mais pas des surprises. Une fois le capital engagé et le modèle de rendement défini, l'apparition d'incertitudes supplémentaires – notamment des restrictions dynamiques d'injection – engendre des risques que même les modèles de couverture les plus sophistiqués ont du mal à évaluer.
Christoph a résumé la situation ainsi : „ Les FCA peuvent tout à fait fonctionner, mais pas une fois que le capital a déjà été investi. “ Ce point de vue n’est toutefois pas partagé sans réserve par le marché. Certains font valoir que le « tolling » reste possible avec les FCA et que la clé réside dans la structuration des risques, et non dans la restriction elle-même. Les fournisseurs de flexibilité bien organisés devraient donc être en mesure de gérer cette situation.
C'est peut-être vrai, mais à notre avis, rares sont les acteurs en Allemagne qui ont la capacité de structurer le « tolling » dans le cadre de FCA dynamiques. Et d’après notre expérience, des accords d’accès au réseau (FCA) mal conçus entraînent des performances insuffisantes des systèmes de stockage par batterie, car aucune optimisation ne peut compenser un accord d’accès au réseau structurellement défaillant.
Christoph partage l'avis selon lequel le « tolling » est possible dans le cadre des FCA, mais il a souligné un point essentiel : le défi ne réside pas dans les FCA en soi, mais dans les FCA dynamiques, c'est-à-dire celles qui ne peuvent être planifiées. Cette distinction est cruciale. Une restriction statique ou clairement communiquée peut être tarifée et gérée. En revanche, une restriction volatile et imprévisible ne le peut pas.
Conclusion : comment ESFORIN pense qu'il faut traiter les AFC aujourd'hui
Sur la base de notre expérience opérationnelle, nous proposons la perspective suivante sur la manière de se comporter face aux FCA dans l'environnement réglementaire et de marché actuel :
Soyez prudent avec les FCA dynamiques
Si une FCA comporte des restrictions imprévisibles, mal communiquées ou très volatiles, les investisseurs devraient tabler sur une valeur nettement inférieure et adapter leur stratégie d'optimisation en conséquence.
Préférez-vous des restrictions transparentes, prévisibles et clairement communiquées concernant votre système de stockage par batterie ?
Un cadre de restrictions clair, même s'il est strict, est plus fiable qu'un cadre souple et imprévisible.
Les FCA doivent être évaluées avant la mise en service, et non après.
Une fois le système de stockage par batterie achevé, il n'est pratiquement plus possible de modifier a posteriori les paramètres d'optimisation ni de renégocier les conditions. L'évaluation des risques n'est pas facultative.
En résumé, l'avis d'expert de Christoph est le suivant : „ Les restrictions FCA sont gérables. Les restrictions dynamiques et imprévisibles peuvent être gérées sur le plan opérationnel, mais leur modélisation en amont est difficile, ce qui comporte le risque de réduire fortement, voire excessivement, la valeur du système de stockage par batterie. Pour l’instant, les FCA devraient être structurées avec des règles d’exploitation claires et une communication prévisible, afin de pouvoir être intégrées de manière responsable dans le processus d’optimisation. “
