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Intégration au marché du stockage énergétique résidentiel après le compteur

Valérie Provost

Masters thesis (2020)

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Cite this document: Provost, V. (2020). Intégration au marché du stockage énergétique résidentiel après le compteur (Masters thesis, Polytechnique Montréal). Retrieved from https://publications.polymtl.ca/5262/
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Abstract

RÉSUMÉ : Une nouvelle opportunité d’affaires fait présentement son apparition grâce à trois tendances clés sur le marché : (1) la croissance accélérée du nombre d’installation de panneaux solaires dans le marché résidentiel ; (2) la baisse rapide du coût des batteries ; et (3) l’émergence des prosommateurs. Ce mémoire propose un modèle d’affaires innovant pour exploiter le potentiel d’agrégation du stockage d’énergie résidentiel derrière le compteur. À haut niveau, l’agrégateur offre une compensation financière aux propriétaires de systèmes de stockage résidentiels afin d’utiliser leurs batteries pour fournir des services au réseau d’électricité. Un modèle d’optimisation a été élaboré pour évaluer le potentiel de ce modèle d’affaires et déterminer les modalités de compensation optimales pour les participants. Cette étude confirme qu’un tel modèle d’affaires pourrait s’avérer lucratif pour les distributeurs d’électricité agissant à titre d’agrégateur. Le principal facteur influençant le choix des modalités de compensation pour les participants est l’incitatif offert pour l’utilisation de la batterie en fonction des besoins de l’agrégateur. Cet incitatif est quantifié selon un pourcentage du prix de revente de l’électricité utilisée pour l’arbitrage. Selon les données pour le Rhode Island, les participants pourraient économiser en moyenne 100 $ par an sur leurs factures d’électricité. Réciproquement, les distributeurs d’énergie pourraient réaliser des profits d’environ 100 $ par participant. Étant donné le nombre croissant de clients possédant des systèmes de stockage, ces gains pourraient représenter dans le futur une source de revenus importante pour l’entreprise. Nos résultats confirment également la rentabilité du modèle tout au long de l’année, permettant ainsi de rapporter des revenus constants dans le temps. De plus, ces profits pourraient être accrus par l’offre de services additionnels, tels que pour des services auxiliaires, qui ne sont pas actuellement comptabilisés dans l’étude réalisée. Des bénéfices supplémentaires pourraient également provenir de la flexibilité offerte par la distribution de la capacité de stockage sur le réseau, notamment par la réduction de la congestion et le report d’investissements dans les actifs de transport et distribution d’électricité. Le tout serait possible sans investissements en capitaux dans des solutions de stockage d’énergie à l’échelle du réseau.---------ABSTRACT : A new business opportunity is emerging with the combination of three key market trends: (1)Increased penetration of residential solar PV; (2) Rapid reduction of battery costs; and (3) Emergence of prosumers. This thesis proposes an innovative business model to harness the potential of aggregating behind-the-meter residential storage. In its simplest form, the aggregator compensates residential storage system owners for using their battery on an on-demand basis. An optimization model was developed to evaluate the potential of this proposed business model and determine the ideal compensation scheme for the participants. This study confirms there is a business case for utilities to implement such a business model. The main driver for the definition of the appropriate incentive is the compensation for usage which is based on a percentage of the resell price of the electricity used for arbitrage. Based on the Rhode Island data, participants could save on average $100 per year on their energy bills. Reciprocally, the utility (acting as an aggregator) could make profits of approximately $100 per participant. Given the growing number of customers with storage systems, these earnings could represent an important source of revenue for the utility. Our results also confirm the year-round profitability of the model, that could bring regular income for the utility. Moreover, additional profits could come from providing ancillary services, although these have not been quantified in this study. The utilities would also benefit from the flexibility provided by these distributed storage units, to address congestion problems and defer upgrades. All this would be possible without capital investment in grid-scale storage.

Open Access document in PolyPublie
Department: Département de mathématiques et de génie industriel
Academic/Research Directors: Michel Gendreau and Miguel F. Anjos
Date Deposited: 20 Oct 2020 12:11
Last Modified: 20 Oct 2020 12:11
PolyPublie URL: https://publications.polymtl.ca/5262/

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