Alors que les panneaux solaires démocratisent la production d’électricité, la demande ne fait qu’augmenter, notamment pour les voitures électriques. Entre autoconsommation, stockage et rapport aux réseaux, le professeur Nikos Zarkadis étudie comment améliorer les flux d’énergie.
La demande de véhicules électriques s’accroît. En 2025, la part de voiture électriques a atteint 33,9% en Suisse, avec une hausse de 15,6% de nouvelles immatriculations en comparaison à l’année précédente, selon la statistique officielle suisse des véhicules routiers, établie par l’Office fédéral de la statistique (OFS). En outre, les chauffages au mazout ou au gaz sont progressivement remplacés par des pompes à chaleur. «Ces nouveaux besoins s’accompagnent forcément d’une demande croissante en moyens de recharge», commente Nikos Zarkadis, professeur HES associé au sein du groupe de recherche Bâtiments et énergie à la Haute école du paysage, d'ingénierie et d'architecture (HEPIA).
Le professeur travaille aujourd’hui sur le projet «Building as a grid: charging 2.0». Cette étude est portée par l’entreprise genevoise AMP IT SA, spécialisée dans «l’installation, la maintenance et la gestion intelligente des bornes de recharge». Elle a obtenu le soutien de l’Office fédéral de l’énergie (OFEN) et de SuisseEnergie — le programme national de l’OFEN pour la mise en place de mesures énergétiques novatrices en Suisse. L’HEPIA figure parmi les partenaires du projet.
Objectif: soutenir la transition énergétique, repenser la distribution d’électricité et renforcer la résilience des réseau locaux.
La consommation électrique fonctionne aujourd’hui sur le modèle historique: un fournisseur distribue l’électricité via le réseau. Mais avec la démocratisation des panneaux solaires, de plus en plus de particuliers deviennent producteurs d’énergie.
Or aujourd’hui, le surplus d’électricité n’a généralement qu’une seule issue: être réintégré au réseau, qui n’est pas dimensionné pour tout absorber. «Nous voyons ici un potentiel d’amélioration et d’innovation, appuie Nikos Zarkadis. L’énergie locale peut être soutenue de la même manière que l’alimentation locale.»
Débuté en mai 2025, le projet s’étendra au minimum jusqu’en 2027. Il teste ces nouveaux fonctionnements de réseaux électriques sur quatre sites pilotes:
«La première étape consiste à équiper les lieux de panneaux solaires pour la production photovoltaïque, de batteries de stockage et de bornes pour recharger les véhicules électriques.» Les sites seront connectés avec les gestionnaires de réseau de distribution d'énergie (GRD). La préparation des sites est encore en cours.
La production d’électricité via photovoltaïque varie grandement entre les saisons et les heures. Elle sera forte en été et en journée, alors qu’elle diminue drastiquement l’hiver et la nuit. Pour une meilleure maîtrise des flux, il faut ajouter un élément de stockage, qui permet de déphaser la consommation de la production. L’énergie emmagasinée lors des pics de production peut être utilisée en dehors des heures d’ensoleillement.
«Deux types de batteries existent, détaille le professeur associé à l’institut du paysage, d'architecture, de la construction et du territoire (inPACT). Celles dites stationnaires, sont installées dans la maison ou l’entreprise, et fonctionnent comme des réservoirs. Elles sont onéreuses, peu de marques en proposent. L’autre version est la batterie de véhicule électrique. Équipée du bon système, la voiture branchée peut devenir une batterie externe.»
Cette partie du projet est menée par l’entreprise AMP IT, qui développe et installe les batteries comme les infrastructures de recharge.
Les équipes du professeur analyseront ensuite les données anonymisées récoltées par AMP IT. De la production solaire heure par heure, à la consommation réelle des sites en passant par les retours sur le réseau ou l’utilisation des batteries de stockage, tout sera étudié. «Cette étape permet d’obtenir une vision détaillée des dynamiques énergétiques sur chaque site», précise le professeur, qui rédigera ensuite un rapport sur les conclusions tirées de ces données.
Le projet vise ensuite à développer des algorithmes d’intelligence artificielle pour optimiser les horaires de recharge en fonction de la disponibilité d’électricité renouvelable. En affinant la compréhension des comportements, les fournisseurs pourront adapter leurs tarifs en fonction de la demande – le concept de tarification dynamique.
«Les GRD et les acteurs proposant des services énergétiques (recharge, flexibilité, etc.), pourront innover sur leurs modèles d’affaire, ajoute Nikos Zarkadis. Le prix à la recharge pourrait varier, avec par exemple un prix bas mais à charge lente, qui ne puiserait pas dans le stockage, ou une charge rapide et plus onéreuse, ou encore une recharge décalée dans le temps afin de lisser les périodes de forte demande, à un tarif plus avantageux.»
Pour le moment, les installations de batteries destinées exclusivement à accroître le taux d'autoconsommation, et pas seulement à offrir de la flexibilité ou des services au réseau, restent encore souvent peu rentables. «Les technologies actuelles sont encore immatures pour une utilisation à grande échelle, mais elles s’améliorent rapidement, ajoute le professeur. Notre projet permet d’effectuer des tests en situation réelle.»
Objectif: accroître l’autoconsommation et rationaliser les flux d'énergie entrants et sortants du site, de la production au stockage, en passant par la consommation et le rapport au réseau. «Cette optimisation limitera les échanges inutiles avec le réseau et privilégiera les périodes où les conditions tarifaires sont les plus favorables.»
Image vignette: Bornes de recharge installées dans l’immeuble commercial «Ideal Park», zone industrielle de Lonay (VD). © AMP IT / M. Mozgovaya
