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Les réseaux électriques intelligents, une opportunité pour le service public local de l'électricité ?

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LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES EN MILIEU RURAL : PRODUIRE ET CONSOMMER ; MINI ET SMART GRID …

LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES EN MILIEU RURAL : PRODUIRE ET CONSOMMER ; MINI ET SMART GRID

Quelles sont les possibilités pour les collectivités locales de faire évoluer leurs réseaux de transports et de distribution d’électricité afin de gérer et mettre en adéquation à chaque instant la demande en énergie d’une part et la production locale d’électricité à partir des renouvelables d’autre part ?

La maîtrise de la demande, le stockage de l’énergie et l’intelligence des réseaux sont des thèmes qui seront évoqués à partir d’expériences réelles.

Animé par Yvon Basset, directeur régional adjoint de l’ADEME Bretagne

Intervenants :
> Les réseaux électriques intelligents, une opportunité pour le service public local de l'électricité ?
> Et en France, où en sommes-nous sur la prédiction, le stockage de l'énergie et les réseaux intelligents ?
Julien Robillard, consultant
> Virvolt - Pays de Saint Brieuc
Roger Rouillé, vice-président du Pays de Saint Brieuc en charge de l’énergie, et Sébastien Fassy, directeur de l’agence locale de l’énergie du Pays de Saint-Brieuc
> Le projet "KombiKraftwerk"
Undine ZILLER, de l’Agence pour les énergies renouvelables de Berlin
> Projet "smart grid" en cours de développement à Montdidier
Laurent Morelle, directeur de la Régie Communale de Montdidier, et Nicolas Houdant, Énergies Demain

Cet atelier s'est déroulé le jeudi 16 juin 2011 dans le Mené, dans le cadre des 1ères rencontres nationales "énergie et territoires ruraux, vers des territoires à énergie positive".
Plus d'informations: www.territoires-energie-positive.fr


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  • 1. Présentation Ademe Les réseaux électriques intelligent, une opportunité pour le service public local de l’électricité ? 16-06-2011 Smart grid et territoires Julien Robillard julien_robillard_fr@yahoo.fr 1
  • 2. SOMMAIRE 1. Introduction 2. Vers plus d’intelligence 3. Une vision du mécano smart grid 4. Conclusions 2
  • 3. Introduction Historique du réseau, centralisation et flux unidirectionnels Gros producteurs Domaine de responsabilité RTE 100 000 km de lignes Domaine de responsabilité ERDF et ELD 1 400 000 km de lignes Contrôle de concession (syndicats d’énergie/FNCCR) Petits et gros consommateurs Production centralisée non renouvelable Système hyper contraint : Équilibre temps réel production/consommation Plan de tension Contrôle simple (prévisible) et réseau de transport actif Réseau de distribution et consommateurs passifs Relative confiance AOD/EDF Infrastructures surdimensionnées pour gérer la pointe Dualité des aspects techniques et marché 3
  • 4. 4 Introduction Bilan d’étape 1/2 Processus enclenché depuis 2000 et continu depuis avec unbundling : création de RTE en 2000 + création d’ERDF en 2008 Monopoles GRT/GRD reconnus par l’Europe État en conflit d’intérêt : garant de l’intérêt général vs valorisation de son capital pour palier à son endettement EDF investit à l’international pour palier les pertes de marché en France Amélioration du bilan financier pour renforcer ses capacités d’emprunt et pouvoir rémunérer ses actionnaires (État) Comptes EDF/ERDF cloisonnés mais GRD construit un bilan financier conforme aux besoins du groupe ERDF est une société saine non endetté alors qu’elle le devrait (TURPE) Baisse de l’investissement sur les réseaux => dégradation de la qualité Les collectivités forcées d’investir (entorse à la logique d’autofinancement du système électrique)
  • 5. Introduction Bilan d’étape 2/2 Réseau rural important (25% de la population, 50% de la longueur) Réseau optimisé Coût du réseau parmi les plus faibles d’Europe Bonne qualité moyenne nationale (31 min de coupures en 2010 selon critère B) Mais sous investissement qui présage une prochaine dégradation Tarifs bas car la France s’est reposée sur des résultats excellents obtenus les années précédentes Disparités géographiques de qualités considérables : 14 départements avec plus de 3 heures de coupures (Charente Maritime : 429 min, Indre : 543 min, Loir-et-Cher : 772 min en 2010) Besoin d’investir sur la HTA (80% des problèmes) et sur la BT (7% des problèmes) notamment en zones rurales (réduction des écarts types) 5
  • 6. SOMMAIRE 1. Introduction 2. Vers plus d’intelligence 3. Une vision du mécano smart grid 4. Conclusions 6
  • 7. Vers plus d’intelligence Les raisons d’un bouleversement Accès non discriminant au réseau Accès non discriminant au réseau Problématiques environnementales Problématiques environnementales LibéralisationLibéralisation Paquet énergie climat (objectifs 2020) Paquet énergie climat (objectifs 2020) 23% ENR dans le mix énergétique français 23% ENR dans le mix énergétique français -20% sur les émissions de GES (CO2) -20% sur les émissions de GES (CO2) 20% sur l’efficacité énergétique 20% sur l’efficacité énergétique PDEPDE Evolution vers Smart Grid Evolution vers Smart Grid Gestion de la pointe carbonée Gestion de la pointe carbonée Report d’usages vers l’électricité Report d’usages vers l’électricité MDE & pilotage de chargesMDE & pilotage de charges Contraintes sur le déploiement de nouveaux réseaux Contraintes sur le déploiement de nouveaux réseaux StockageStockage Démocratisation des TIC Démocratisation des TIC Source : FNCCR 7
  • 8. Vers un aplanissement du réseau Un changement majeur de paradigme en cours ! Passage d’un réseau arborescent unidirectionnel avec une production centralisée vers un réseau en cellule avec une production décentralisée 8 Apparition de réseaux ou micro réseaux à flux nuls ou presque (à l’extrême, logique d’autoconsommation pour une maison avec PV) Réseau vu telle une batterie parfaite (stockage illimité + disponibilité proche de 100% + puissance soutirée toujours adaptée aux besoins) Quelques caractéristiques clefs : Favoriser l’autoconsommation territoriale Gestion mutualiste des écarts Prod/Conso Flux de puissance bidirectionnels Cellules îlotables (PACA?) ou dépendantes (IdF) Itinérance/nomadisme? (conso VE)
  • 9. SOMMAIRE 1. Introduction 2. Vers plus d’intelligence 3. Une vision du mécano smart grid 4. Conclusions 9
  • 10. Vers un aplanissement du réseau Prévision, stockage, pilotage, intégration multi énergie… 10 CVC (Chauffage, ventilation, climatisation) Équipements tournants Froid ou chaud industriel Charges combinées (PAC + stockage…) Éclairage (hors LED ou EP) ECS (bine pilotable mais déjà beaucoup utilisé) Stockage d’énergie Équipements informatiques, audio, vidéo Charges non pilotables (conso trop faible, critiques tels hôpitaux…) Charges les plus pilotables Charges les moins pilotables Qualité et fiabilité de la puissance Gestion de l’énergie Gestion planifiable à court ou long terme Gestion temps réel du réseau Condensateur Supercondensateur SMES (stockage magnétique) Volant d’inertie Batteries (Lithium ion) Station de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) Stockage air comprimé (CAES) Batterie de grande puissance (>MW) Pile à combustible Stockage thermique (TES – Thermal Energy Storage) Le système électrique est le royaume de la statistique
  • 11. Une vision du mécano smart grid Les centrales virtuelles, pilotes de la dualité 11 Source : PowerMatcher L’importance des agrégateurs La prévision et l’adaptation des stratégies Négociations décentralisées fines entre les opérateurs techniques et de marché
  • 12. Smart Grids et territoires Qualité territoriale – réseaux auto-cicatrisants, microgrids “Peer to peer” et “plug and play” Renforcement potentiel de la qualité en fonction de besoins locaux spécifiques (hôpitaux, data centers, etc.) 12 Source : ABB Détection d’un poste source surchargé => redistribution de charges dans les cellules adjacentes Panne dans le réseau => Les parties non endommagées du réseau sont basculées dans les cellules mitoyennes du réseau Charge du réseau Normal Surcharge Cellule du réseau = grappe de milliers de bureaux/domiciles/etc. rattaché à un poste source nominal L’ensemble des cellules = réseau Renforcer le réseau + prédiction/prévention des défauts => Éviter les black out Agents intelligents autonomes pour Isoler les défauts Reparamétrer le réseau Retour à la normale
  • 13. Smart Grids et territoires Développement territorial MDE et PDE Consommation locale de la PDE pour limiter les pertes Planification et cohérence de la politique énergétique locale Connaissance du réseau, des contraintes Développement et suivi de politiques PDE/MDE Vers l’apparition d’une autorité organisatrice de la MDE? (QoS, social…) Avantage économique à la consommation locale (moyen/long terme) Coût fossiles et nucléaire (énergies centralisées) sont à la hausse 13 Bénéfices pour les usagers, collectivités et investisseurs locaux ? Tarification en fonction de la distance + quelle péréquation ? Territorialisation des flux économiques ?
  • 14. SOMMAIRE 1. Introduction 2. Vers plus d’intelligence 3. Une vision du mécano smart grid 4. Conclusions 14
  • 15. 15 Conclusions La résilience du modèle centralisé Culture d’entreprise ouvrière et technicienne qui doit évoluer vers des métiers d’ingénieurs pointus (gestion difficile du changement) Résistance d’ERDF sur les ENR (éolien puis photovoltaique) La vision défendue par EDF (70% nucléaire en 2040, ENR à la marge) 30% d’ENR électrique en 2020 (27% annoncé par le gouvernement) => ratio d’ENR figé par la suite ? Va-t-on brider les ENR (remise en cause depuis Fukushima) ? Équilibre des rapports de force entre acteurs du système électrique serait impacté par la généralisation de la PDE Décentralisation technique et politique semblent aller de pair dans ce cas de figure
  • 16. 16 Conclusions La décentralisation comme enjeu Collectivités toujours présentes dans les projets de réseaux électriques intelligents => Jamais mises en avant mais toujours là L’organisation du secteur est politique (PCET, renforcement du vecteur électrique…) Contrainte des cartels qui se régénèrent encouragés par une vision internationale soutenue par l’État => travail de fond pour sortir du mythe d’EDF garant du service public Matérialisation du service public local de l’électricité (microgrids, MDE) ? Le smart grid pourrait permettre la rénovation du service public local (plus visible et concret pour les usagers) Responsabilité d’un territoire vers les autres ? Pas de production dans tous les jardins (arrangements entre voisins) => des réflexions au niveau des territoires avec le soutien des syndicats d’énergie, de la région ? BEPOS prend son sens dans un quartier et un territoire à énergie positive ? Création d’un service public régional de l’énergie ?
  • 17. 17 Des questions ?
  • 18. Annexes 18
  • 19. Annexe – 1 Développement territorial des VE 19 Effet charge libre en 2020 Effet pilotage charge en 2020 Points de charge à domicile et sur le lieu de travail Points de charge à domicile et sur le lieu de travail Points de charge publics : • sur le domaine public (voirie…) • sur le domaine concédé (parkings publics, gares, ports…) • sur le domaine privé recevant du public (commerces…) Points de charge publics : • sur le domaine public (voirie…) • sur le domaine concédé (parkings publics, gares, ports…) • sur le domaine privé recevant du public (commerces…) Stations services Parkings publics Stations services Parkings publics Charge normale •pointe de 3 KW •Recharge complète en 8 à 10h Solution principale Charge normale •pointe de 3 KW •Recharge complète en 8 à 10h Solution principale Charge semi rapide •pointe de 24 KW •Recharge d’appoint (10km) en 5 min Solution d’appoint Charge semi rapide •pointe de 24 KW •Recharge d’appoint (10km) en 5 min Solution d’appoint Charge rapide •Pointe > 43 KW •Recharge de secours Solution spéciale Charge rapide •Pointe > 43 KW •Recharge de secours Solution spéciale Échange de batteries •Échange mécanique de batterie en 5 min •Recharge des batteries en stock Solution spéciale Échange de batteries •Échange mécanique de batterie en 5 min •Recharge des batteries en stock Solution spéciale
  • 20. Pointe locale – poste source de Megève au 28 janvier 2009 : pointe à minuit au lieu de 19hPointe nationale à 19h Annexe – 2 Les enjeux du réseau 20 Qualité et coût de l’électricité fournie aux usagers Equilibre production/consommation Pointe nationale = émissions de GES Pointe locale = congestion du réseau de distribution et besoin coûteux de renforcements Efficacité du système électrique (limitation des pertes techniques) Accompagnement du développement des ENR
  • 21. 21 Annexe – 3 Les clefs d’un réseau intelligent bien conçu Favoriser la MDE (consommer moins et mieux) Implication du consommateur Etre flexible pour s’adapter aux contraintes de la PDE ou des VE/VEHR (aspects techniques et marché) L’intelligence doit devenir diffuse et décentralisée dans le réseau de distribution du futur Le réseau de distribution ne peut plus se contenter d’être simple et passif, il doit entrer dans l’ère de la complexité Gestion des flux de puissance dans le réseau de distribution lui-même Taux d’utilisation du réseau conséquent Écrêtage et lissage de la consommation Mécanismes de protection décentralisés Garantir la qualité et la sécurité (auto cicatrisation), être interopérable, optimiser les investissements