Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché

17/03/2015
Auteurs :
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2015-1:13002

Résumé

Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché

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REE N°1/2015 53 LES DÉMONSTRATEURS SMART GRIDS EN FRANCE DOSSIER 1 Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché Par Michel Béna, Thierry Buhagiar, Christian Lemaître, Tanguy Janssen, Benjamin Guedou RTE One of the main functions of a Transmission System Operator is to continuously ensure in real-time the load-generation balance. This task is more and more challenging due to the massive integration of variable renewable energy and the needs of ever more dynamic electricity markets. Thus new flexibilities have to be found on the different layers of the electric system: infrastructures themselves, software tools to operate the grid and the market design. These flexibilities have furthermore to be searched at different geographical levels: local, national and European. Smart grids pilot projects provide the best way to find the most relevant technical and economical features of the future Power System. This article gives an overview of the smargrids issues and describes three demonstrators where RTE is testing and assessing innovative solutions. ABSTRACT Figure 1 : Le réseau de transport permet d’équilibrer l’offre et la demande en mutualisant les ressources disponibles. RTE dans les systèmes élec- triques français et européens en mutation Sur l’ensemble du système élec- trique européen, il faut à chaque instant assurer l’équilibre entre la puissance produite et la puissance consommée. Pour y parvenir, il faut soit adap- ter la production à la consommation, soit adapter la consommation à la pro- duction, soit encore jouer sur les deux leviers. L’obtention de cet équilibre tech- nique sera par ailleurs d’autant moins coûteuse qu’elle se fera sur une maille géographique élargie. Les réseaux permettent en effet un foisonnement des charges et une uti- lisation optimisée des moyens de pro- duction et des sources d’effacement. Les réseaux de transport permettent en particulier une mutualisation des diffé- rents parcs de production sur des zones géographiques étendues. Cette position de plaque tournante, lieu de rencontre des acteurs du sys- tème électrique, explique le rôle central des opérateurs de réseaux de transport d’électricité, tant pour la sûreté de fonc- tionnement que pour le fonctionne- ment des marchés. 54 REE N°1/2015 LES DÉMONSTRATEURS SMART GRIDS EN FRANCEDOSSIER 1 La très forte pénétration des éner- gies renouvelables, l’intensification du marché de l’électricité avec de nouveaux acteurs, comme les agrégateurs d’effa- cement, posent de nouveaux défis au système électrique et nécessitent des réponses adaptées. L’intelligence dans les métiers du transporteur Très naturellement, de par leur mission, les opérateurs de réseau ont toujours intro- duit de plus en plus « d’intelligence » dans les infrastructures et dans leur utilisation ; les réseaux de transport exploitent depuis très longtemps des milliers de points de mesure en temps réel. Cependant, ces efforts doivent être intensifiés et démul- tipliés compte tenu de l’accélération des changements dans le paysage électrique. Ceci se fera à la fois par le déploiement de technologies déjà connues, dont la valeur est déjà avérée, et par la mise en œuvre de démonstrateurs pour les solutions de demain. Ces derniers doivent traiter de toutes les couches fonctionnelles. La couche physique : Sont désignées ici les infrastructures pro- prement dites, à savoir les lignes, postes, transformateurs et capteurs. Le réseau du futur intégrera à la fois des maté- riaux plus performants et des organes de monitoring plus nombreux. Ces derniers sont par ailleurs particulièrement ciblés comme source du “big data” pour l’opti- misation des processus métier (exploita- tion et maintenance du réseau). L’un des enjeux des démonstrateurs est à ce titre de déterminer les données porteuses de valeur ajoutée (au sens des ACB – Analyse-Coûts-Bénéfices – vues dans un autre article du présent dossier) et de qualifier le monitoring de demain. La couche logicielle : Sont concernés les traitements de don- nées qui permettent de maximiser l’ex- ploitation technique des infrastructures et ce sous contraintes de sûreté. Ce sont des logiciels de prévision (consommation, production EnR), de simulation d’incident ou encore d’optimisation de répartition des flux. Avec l’apport de nouveaux maté- riels, de nouvelles données et l’extension des zones spatiales à simuler, ces traite- ments sont de plus en plus poussés ; ils sont plus profonds dans l’exploration des scénarios possibles et visent à une exploi- tation du système électrique avec le mini- mum de marges requises. La couche marché : Sont désignés ici les mécanismes appropriés pour l’optimisation écono- mique du système électrique avec l’en- semble de ses acteurs. En intégrant les limitations physiques des infrastructures de transport et de leur exploitation, l’ob- jectif est de fournir des architectures de marché qui maximisent la fluidité des échanges. RTE, acteur neutre, fait à ce titre évo- luer ces architectures de manière conti- nue pour élargir la gamme des offres recevables sur les marchés ; ces avan- cées se font progressivement par expé- rimentation/concertation/validation pour garantir la viabilité technique et économique de ces extensions. De l’intelligence à toutes les mailles spatiales Le terme « smart grid » couvre des enjeux à toutes les échelles ; on va ainsi du plus grand, les supergrids continen- taux, au plus petit, l’autoconsommation pour le particulier, et ce en passant par tous les espaces intermédiaires : pays, territoire, ville, quartier, bâtiment. Néan- moins, à chaque fois se pose la même question : comment optimiser les res- sources disponibles, production/consom- mation/réseau, à la maille choisie ? C’est tout l’enjeu des démonstra- teurs, et de la consolidation globale de leurs résultats, que de trouver l’opti- mum qui tire le meilleur parti des leviers à tous les niveaux ; l’optimum d’une maille peut par exemple pénaliser l’op- timum à une maille supérieure mais il faut en même temps valoriser toute l’in- telligence qui aura pu en émerger. Au carrefour de ces différents es- paces, RTE s’est engagé dans des démonstrateurs et expérimentations qui veulent couvrir à la fois les trois couches fonctionnelles évoquées plus haut et les différentes mailles géographiques. C’est bien l’approche concertée et croisée de tous ces contextes qui fournira la solu- tion la plus robuste dans la durée. Figure 2 : La flexibilité est à rechercher à tous les niveaux. REE N°1/2015 55 Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché Les trois exemples qui suivent en sont l’illustration. Poste intelligent : le poste électrique en version 2.0 Afin d’optimiser l’exploitation du ré- seau existant, augmenter sa flexibilité et sa capacité à transporter les énergies renouvelables, le projet Poste intelligent a pour ambition de tester les capacités de systèmes de contrôle-commande de poste numériques dotés d’une nouvelle architecture et de nouvelles fonctionna- lités en matière de monitoring, de com- munication et d’automatismes. Doté d’un budget de 32 M EUR, inté- gré au programme Réseau électrique intelligent des Investissements d’avenir, il constitue une avancée majeure dans le domaine des postes électriques. Sans équivalent à ce jour au niveau mondial, il va permettre de doter l’infrastructure du réseau de transport de nouveaux outils "future proof” améliorant sa résilience et sa flexibilité. Les percées technolo- giques attendues doteront les parte- naires français du projet de nouvelles solutions performantes et originales, à même de promouvoir un savoir-faire par un déploiement en grandeur réelle dès 2016. Les deux postes démonstrateurs rete- nus sont localisés en Picardie au cœur de la plus grande concentration de produc- tion éolienne en France. Une architecture en rupture pour des fonctionnalités inno- vantes De nouvelles capacités d’échange de données numérisées entre les postes électriques vont donner un accès numé- rique haut débit à l’ensemble des sites de RTE. En exploitant ces capacités et en installant des automatismes avancés au niveau du poste intelligent, le projet va tester un réseau d’échange de données « horizontal » en rupture par rapport à l’architecture verticalisée convention- nelle de remontée et de traitement des télé-informations par les SCADA1 . Ce réseau horizontal va permettre d’in- terconnecter une quinzaine de postes THT/HT constituant un sous-réseau 90 kV indépendant alimenté par quatre postes d’injection et disposant à terme de 500 km de lignes, de 900 MW de puis- sance de transformation THT/90 kV et de 900 MW de moyens de production éoliens raccordés sur le réseau de distri- bution en 20 kV en zone rurale dans le département de la Somme. Le traitement local des données échangées par la plate-forme d’auto- matismes avancés installée dans le poste intelligent permettra d’apporter de nouvelles réponses pour une meil- leure adaptation aux conditions locales de fonctionnement. Nous prendrons par exemple en compte les données météo, l’activité orageuse, la tempéra- ture des composants du réseau, etc. Quelques applications-cibles : 1 SCADA : Supervisory Control And Data Acqui- sition. Figure 3 : L’optimum technico-économique du système électrique global doit s’appuyer sur les solutions smart grid territoriales, nationales et européennes les plus pertinentes. Figure 4 : Partenaires du projet Poste intelligent. 56 REE N°1/2015 LES DÉMONSTRATEURS SMART GRIDS EN FRANCEDOSSIER 1 - tés de transit des lignes et des trans- formateurs en fonction des conditions météo locales, en cherchant en parti- culier à exploiter au maximum le refroi- dissement des lignes par le vent pour améliorer très significativement la capacité d’évacuation de la production éolienne ; - mas d’automatisme en fonction de la topologie du réseau ; de protection au bénéfice du réseau 90 kV qui disposera sans surcoût de solutions habituellement déployées sur les niveaux de tension supérieurs ; - lisée pilotant l’ensemble des moyens de régulations disponibles sur le réseau de transport (régleurs en charge, selfs…) sur un large périmètre pour une meil- leure réponse aux questions de tension haute rencontrées en cas de forte pro- duction éolienne ; de défauts ; automatisation après un incident, et ce si les conditions garantissant la sécu- rité vis-à-vis des tiers sont réunies ; - tion éolienne en cas de saturation du réseau ; d’auto-cicatrisation sur les composants basse tension (protections et auto- mates), supprimant les indisponibilités d’ouvrages liées à des pannes de com- posants numériques. Optimiser les coûts de mainte- nance et de matériel En termes de dépenses de mainte- nance (OPEX), une nouvelle approche de la redondance des équipements basse tension, la mise en place de nom- breux capteurs et de moyens de dia- gnostic avancés couplée à une IHM (Interface Homme Machine) de dernière génération serviront à tester de nou- velles approches de la maintenance : - tenance et utilisation d’outils de gestion des actifs conditionnés par l’utilisation réelle des appareils ; Concernant les dépenses d’investis- sement (CAPEX) liées aux systèmes de contrôle-commande, l’architecture inno- vante devrait permettre de réaliser des opérations de renouvellement ciblées sur certains composants en conservant l’ossature du système. En effet, dans le cas des systèmes de contrôle-com- mande qui ont équipé les postes depuis le début des années 50 (électroméca- nique électronique numérique), les opérations de renouvellement ont tou- jours été réalisées par renouvellement complet, engendrant des coûts impor- tants et des travaux de mise à niveau complexes. Enfin, pour les ouvrages de puissance, les capacités d’exploita- tion dynamique aux limites devraient quelque peu différer des besoins de renforcement de réseau et les solutions basées sur des automatismes avancés apporteront des réponses alternatives à l’intégration des EnR intermittentes. Diminuer l’impact environne- mental des ouvrages La conception du poste intelligent repose sur une optimisation des équipe- ments numériques afin d’en réduire leur nombre, leur gabarit et leur consomma- tion. Pour le premier démonstrateur, le nombre de calculateurs reste consé- quent, à savoir près de 200 équipe- ments numériques déployés pour un poste de transformation disposant d’une vingtaine de disjoncteurs 225 kV et 90 kV et pour une consommation glo- bale de l’ordre de 10 kW (hors éclairage, motorisation, chauffage...). Les surfaces de bâtiments nécessaires pour héberger les systèmes numériques sont réduites et les systèmes numériques sont conçus pour supporter des plages de tempéra- ture de fonctionnement élargies afin de supprimer les besoins de chauffage ou climatisation. Un système de puits cana- dien sera mis en œuvre pour assurer le refroidissement des salles de calcul. Concernant les équipements haute tension, de nouveaux transformateurs de mesure non conventionnels à gaba- rit réduit seront installés permettant un gain de place significatif sur les cellules 225 kV. Les besoins de déplacement sur site dans le cadre des opérations de main- tenance étant limités, ce sont aussi les rejets de GES (gaz à effet de serre) liés aux trajets qui seront réduits. On notera enfin que la majorité des câbles en cuivre seront remplacés par des fibres optiques. Un lieu d’innovation Le démonstrateur sera un lieu d’expé- rimentation de fonctionnalités inédites parmi lesquelles nous sélectionnerons les plus pertinentes pour la future géné- ration de postes. Ainsi, le système de contrôle-commande développé dans le cadre du projet a été entièrement repensé et ne conserve aucun des com- posants des systèmes existants ; l’archi- tecture retenue comporte certains choix techniques n’ayant jamais été testés à ce jour. Un nouveau capteur de courant alter- natif basé sur l’Effet Néel® sera testé ; cette technologie présente des avan- tages intéressants en termes de gabarit, de plage de mesure et de précision pour des mesures de courant hors potentiel. Des capteurs de courant magnéto- optiques basés sur l’effet Faraday per- mettront de réaliser la mesure du courant alternatif au potentiel sans contact et avec une dynamique de mesure et une précision sans équivalent connu avec les appareils bobinés actuels. REE N°1/2015 57 Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché L’utilisation d’outils IHM de dernière génération servira à exploiter les milliers d'informations disponibles, en local et à distance, avec un outil unique. L’utilisation des solutions réseaux IPVPN pour les échanges de données temps réel entre les postes nécessite la mise en œuvre de solutions de cybersé- curité spécifiques. Enfin, l’intégration d’algorithmes de modélisation du comportement ther- mique des câbles et des transformateurs sera au cœur de l’optimisation des capa- cités de transfert de puissance du réseau et ce en se reposant uniquement sur des données météo et capteurs en ligne. Le poste Intelligent sera ainsi armé pour piloter en temps réel 500 km de lignes aériennes (21 liaisons). iTesla : Une nouvelle génération d’outils pour l’analyse de la sécurité du réseau Les outils de simulation utilisés par les opérateurs chargés de la conduite du réseau électrique doivent s’adapter à un nouvel environnement : intégration de productions intermittentes, flexibilité accrue due à de nouveaux types d’équi- pement (transformateurs déphaseurs, lignes à courant continu), intensifica- tion des échanges sur les lignes d’inter- connexion. Le projet de recherche iTesla vise à développer une génération d’ou- tils permettant aux opérateurs de conti- nuer à garantir un fonctionnement sûr du réseau électrique dans cet environ- nement. 21 partenaires européens se sont associés pour y travailler : les opé- rateurs de réseau de transport fran- çais, belge, anglais, norvégien, grec et portugais, le centre de coordination Coreso, des universités, des centres de recherche et des industriels actifs dans le domaine des réseaux électriques. Le projet est financé en grande partie par la Commission européenne (site internet du projet: www.itesla-project.eu). Pouvoir anticiper en analysant des situations prévisionnelles de réseau Afin de se prémunir contre les consé- quences d’un défaut sur le réseau (le déclenchement d’une ligne suite à un court-circuit par exemple), les opéra- teurs s’assurent régulièrement que, si des contraintes d’exploitation devaient être violées suite à ce défaut, ils dis- posent de mesures correctives leur permettant de revenir suffisamment rapidement à une situation acceptable. Au cas où ces mesures correctives ne seraient pas suffisantes, ils regardent alors les mesures préventives à prendre ainsi que le moment à partir duquel il faut les mettre en place. Pour mener à bien leurs analyses, les opérateurs disposent d’une part de situations du réseau élaborées à l’avance sur la base de prévisions des consommations et des productions, et régulièrement mises à jour à mesure que l’on s’approche du temps réel (situations prévisionnelles élaborées le jour J-2, le jour J-1 et en infra-journalier le jour J). D’autre part, ils disposent d’outils de simulation permet- tant d’évaluer l’impact d’un défaut sur le réseau. Il se trouve que les outils utilisés aujourd’hui arrivent en limite de leurs possibilités. iTesla vise à développer une plate-forme de nouvelle génération pour analyser des situations prévisionnelles du réseau couvrant un horizon tempo- rel allant du J-2 au temps réel. L’objectif sous-jacent est d’optimiser les marges de sécurité en évitant de prendre des marges excessives et coûteuses tout en continuant à garantir un fonctionnement sûr du réseau. La plate-forme iTesla est un outil d’aide à la décision destiné à Figure 5 : Partenaires du projet iTesla. 58 REE N°1/2015 LES DÉMONSTRATEURS SMART GRIDS EN FRANCEDOSSIER 1 être utilisé à l’échelle TSO (Transmis- sion System Operator) ou d’un centre de coordination entre plusieurs TSOs, comme CORESO par exemple. Pourquoi de nouveaux outils ? Avec l’intégration massive d’EnR, l’incertitude affectant les prévisions a considérablement augmenté. Il n’est plus possible de simplement analyser quelques situations prévisionnelles mais il faut en étudier un très grand nombre afin d’explorer le domaine d’incertitude. En d’autres termes, il convient de pas- ser de l’approche déterministe actuelle à une approche probabiliste d’évalua- tion du risque. Par ailleurs, les incidents simulés peuvent occasionner des contraintes dynamiques qui peuvent être critiques avec un réseau d’une part exploité plus près de ses limites (c’est-à-dire des contraintes survenant pendant la phase transitoire suivant un incident, pertes de synchronisme, oscillations inter- zones mal amorties) et intégrant d’autre part de plus en plus des composants à base d’électronique de puissance dont le comportement dynamique est spécifique. Innovations d’iTesla Trois avancées majeures sont à retenir : injections intermittentes, des charges et des erreurs de prévision pour cons- truire l’approche probabiliste ; dynamiques fondée sur des simula- tions fines, avec le simulateur Eurostag par exemple (www.eurostag.be) ; - tives et correctives à disposition des opérateurs afin de les tester et les optimiser. Ces mesures peuvent por- ter sur les prises des transformateurs déphaseurs, la topologie des postes, les consignes de transit des lignes à courant continu ou encore le plan de production. Une nouvelle architecture pour les calculs L’approche probabiliste requiert un très grand nombre de simulations dyna- miques (plusieurs milliers de situations intégrant elles-mêmes plusieurs milliers d’incidents), ce qui n’est pas possible pour une utilisation “on line”, proche du temps réel, où le temps alloué aux calculs est limité. De plus, la plate- forme iTesla doit pouvoir être utilisée sur des réseaux européens de grande taille (de l’ordre de 10 000 nœuds électriques). La solution originale déve- loppée par iTesla consiste à effectuer la plus grande partie des calculs quelques jours à l’avance sur une plate-forme dite “off line” (figure 6). En effet, si la situation que l’on va devoir étudier “on line” ne peut être connue long- temps à l’avance, il est en revanche possible d’évaluer avant le domaine dans lequel les productions intermit- tentes et les charges se situeront. Par exemple, pour une pointe d’hiver par- ticulièrement froide, il suffira de recher- cher, dans les milliers de situations des années passées, toutes les situa- tions similaires. Il est alors possible de générer un grand nombre de situations représentatives puis, pour chacune d’entre elles, de simuler le comporte- ment dynamique du réseau pour un grand nombre d’incidents. Des règles de sécurité (ou prédicteurs) sont éla- borées sur les résultats obtenus ; elles permettront de déterminer rapidement si une situation analysée “on line” peut être considérée comme sûre ou sujette à une analyse plus poussée. Figure 6 : Architecture de la plate-forme iTesla. REE N°1/2015 59 Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché Les ressources de calculs requises sont importantes ; une première version du prototype est actuellement testée sur un supercalculateur (10 000 cœurs de calcul) sur la machine Curie du CEA, le projet iTesla ayant été sélectionné par le consortium européen PRACE2 pour y avoir accès. Un prototype en cours de test Des tests intensifs vont être effectués en 2015 sur différents types de don- nées (réseaux nationaux et européens) et sur différentes situations d’exploita- tion sélectionnées par les partenaires du projet. Ce n’est qu’à l’issue de cette phase que l’on saura si les principales barrières technologiques du projet ont été franchies, notamment la pertinence de la modélisation des incertitudes et la validité des règles de sécurité. Lors de ces tests, une expérimentation va par ailleurs être menée sur le réseau du Centre exploitation RTE de Marseille ; elle fournira un premier retour sur l’utili- sation de la plate-forme. En cas de suc- cès, la mise en service industrielle de l’approche iTesla est prévue en 2018. NEBEF : un nouveau méca- nisme de marché pour favo- riser la gestion active de la demande La réglementation du système élec- trique évolue pour permettre aux acteurs de valoriser les nouvelles opportunités offertes par les technologies des réseaux électriques intelligents et pour assurer le succès de la transition énergétique. Plu- sieurs innovations réglementaires récentes visent en particulier à favoriser l’émergence et le développement du pilotage de la demande sur les sites de consommation, 2 PRACE (Partnership for Advanced Computing in Europe) est une organisation internationale de 25 pays européens dont la mission est de fournir à des projets de R&D européens un accès à des infrastructures de calcul hautes performances (www.prace-ri.eu). en ouvrant ou élargissant la participation de ces sites aux services système, au méca- nisme d’ajustement et aux appels d’offres des réserves rapide et complémentaire, à la sécurité d’approvisionnement ou encore aux marchés de gros d’énergie électrique. Dans ce contexte, la loi Brottes du 15 avril 2013 a acté, au sein des mar- chés de l’énergie, le rôle des opéra- teurs d’effacement de consommation, dont l’activité consiste à valoriser sur les marchés des effacements de consom- mation d’électricité. Ce nouveau cadre législatif assure en particulier les condi- tions d’une concurrence équitable entre les opérateurs d’effacement et les autres acteurs comme les fournisseurs. La déclinaison concrète de cet objectif a pris la forme d’un mécanisme appelé NEBEF (Notification d’Echange de Blocs d’Effacement) dont les principes sont introduits ci-après. Etant donné le caractère novateur de ce mécanisme unique en Europe, il a été décidé de la mise en place d’une expérimentation de fin 2013 à fin 2014 afin d’éclairer les choix d’évolution du mécanisme. Objectifs et principe du méca- nisme NEBEF Dans l’organisation des marchés de l’énergie en vigueur jusqu’au début des années 2010, les effacements pou- vaient être valorisés par les fournisseurs d’électricité dans le cadre d’une optimi- sation privée au sein de leur portefeuille de fourniture. Cependant, il n’était pas possible de valoriser l’énergie issue d’effacements plus directement sur les marchés de l’électricité sous forme de produits de marché, laissant ainsi inex- ploité un gisement de valeur poten- tiellement important. Cette possibilité nouvelle qu’offre le mécanisme NEBEF constitue un complément, voire une alternative pour les sites de consom- mation qui en sont à l’origine, mais non un substitut à la valorisation des effa- cements au sein des portefeuilles de fourniture. Le mécanisme NEBEF vient donc compléter l’architecture de mar- ché en offrant aux effacements de nou- veaux modes de valorisation. Il permet aux opérateurs d’effacement de mobili- ser la flexibilité des sites de consomma- tion pour en optimiser les gisements sur le court terme, puisqu’un site qui s’ef- face peut bénéficier de tout différen- tiel entre les prix de marché et les prix de fourniture en vigueur sur la même période. Il constitue donc un moyen d’infléchir la courbe de consommation y compris quand les sites bénéficient de tarifs réglementés de vente ou qu’ils ont fait le choix de souscrire sur le marché des contrats de fourniture à clauses de prix fixes. En application de la nouvelle légis- lation, complétée par le décret du 3 juillet 2014 relatif aux effacements de consommation, le mécanisme NEBEF offre ainsi la possibilité, pour un opéra- teur d'effacement, « de procéder à des effacements de consommation, indé- pendamment de l'accord du fournis- seur d'électricité des sites concernés, et de les valoriser sur les marchés de l'énergie ou sur le mécanisme d'ajus- tement »3 . Les modalités de réalisation prévoient un régime de versement de l'opérateur d'effacement vers les four- nisseurs d'électricité des sites effacés. De plus, le mécanisme NEBEF met en place diverses procédures de gestion technique du dispositif dont la recon- naissance des opérateurs d’effacement (dispositif qui permet de s’assurer que les opérateurs d’effacement sont effec- tivement capables de piloter la dimi- nution de consommation des sites), la qualification des données de ces opéra- teurs (système de contrôle s'assurant de la qualité et de la fiabilité des données collectées) ou encore la certification 3 Article L271-1 du code de l’énergie, version en vigueur en décembre 2014. 60 REE N°1/2015 LES DÉMONSTRATEURS SMART GRIDS EN FRANCEDOSSIER 1 des effacements (évaluation du volume d’effacement réalisé). Les principes de ces procédures sont décrits plus en détail sur le site internet client de RTE4 tandis que le principe du régime de ver- sement est illustré ci-dessous. Lorsque l’opérateur d’effacement agit, pour une période et une puissance don- nées, sur la consommation des sites de soutirages activés, le bloc d’énergie effa- cée, correspondant à la différence entre la consommation réalisée et une esti- mation de la consommation de réfé- rence pendant la période considérée, est ajouté au bilan de son responsable d’équi- libre, en échange d’un versement, c’est-à- dire un flux financier dont le montant est défini dans les règles (figure 7). Le ver- sement adressé à RTE, en tant que tiers de confiance indépendant, est ensuite redirigé vers le fournisseur des sites effa- cés auquel on affecte un soutirage égal à l’énergie ajoutée au bilan de l’opéra- teur d’effacement. L’opérateur d’efface- ment peut alors valoriser, sur le marché, l’énergie dont il dispose dans son bilan de responsable d’équilibre. L’intérêt du dispo- sitif est de cadrer ces transferts de blocs d’énergie et ces flux financiers en garan- tissant des conditions de concurrence équitables entre les différents acteurs, en 4 Voir site de RTE, section sur le dispositif NEBEF. particulier par la protection de données commercialement sensibles. Le dispositif expérimental mis en place en 2014 Les modalités du mécanisme NEBEF ont été déclinées pour la première fois dans des règles expérimentales pour la valorisation des effacements de consom- mation sur les marchés de l’énergie5 , dites NEBEF 1.0, approuvées par la Commis- sion de régulation de l’énergie (CRE) et entrées en vigueur le 18 décembre 2013. Ces règles, définies pour une période de 12 mois, ont été conçues comme un régime transitoire fonctionnel, limité à un premier périmètre d’application à élar- gir au fur et à mesure. Le mécanisme a ainsi d’abord porté sur l’échéance de marché journalière appelée J-1, corres- pondant à un échange la veille du jour de l’activation effective de l’effacement. Au terme de cette expérimentation, le mécanisme a vocation à fonctionner sur d’autres échéances temporelles des mar- chés d’énergie. Suite à l’analyse de ce régime transi- toire, plusieurs évolutions ont été inté- grées aux règles NEBEF 2.0 en vigueur depuis le 19 décembre 20146 . 5 Règles accessibles via le site de RTE. 6 Règles accessibles via le site de RTE. Illustration du retour d’expé- rience relatif à l’expérimenta- tion de 2014 Le principe du versement nécessite une estimation explicite de l’énergie effec- tivement effacée. Pour cela, on doit appli- quer une méthode de certification (dite de « contrôle du réalisé ») qui consiste à comparer une courbe de consom- mation réalisée pendant l’effacement à une courbe de référence estimée, c’est- à-dire sans effacement. Etant donnée la diversité des opportunités d’effacement, il est possible qu’une unique méthode ne soit pas adaptée à tous les cas. C’est pourquoi les opérateurs d’effacement, à partir de la connaissance des sites de consommations de leurs portefeuilles, sont invités à proposer des méthodes de contrôle du réalisé en complément des deux méthodes proposées initialement7 . Celles-ci sont alors testées dans le cadre des règles NEBEF afin de vérifier leur applicabilité et d’évaluer l’opportunité de les introduire dans les futures règles. Les acteurs ont accueilli favorable- ment cette invitation et ont proposé cinq évolutions méthodologiques de 7 Sans rentrer dans les détails, il s’agit de la mé- thode dite du « rectangle à double référence corrigée » et de la méthode du « rectangle algébrique site à site ». Figure 7 : Flux financiers et échanges de blocs d’énergie entre responsables d’équilibre (RE) dans le cadre du modèle régulé prévu par les règles NEBEF. REE N°1/2015 61 Apport des démonstrateurs « smart grids » dans le transport d’électricité et les architectures de marché contrôle du réalisé dont une a été ajou- tée aux règles NEBEF 2.0. Les axes de travail pour l’évolution des règles NEBEF montre comment l’innovation réglementaire a pu s’appuyer sur l’ex- périmentation en 2014. Les règles vont continuer à évoluer. Par exemple, dans le cadre de l’expérimentation NEBEF, les effets de bord des effacements (aug- mentation de puissance soutirée en anticipation, en rebond ou en report) n’étaient pas pris en compte dans la comptabilisation et la valorisation des flux. L’article 1 du décret effacements du 3 juillet 2014 prévoit de prendre en compte ce type d’effets « s’ils sont attes- tés et significatifs ». RTE s’est engagé à ce titre à produire des résultats détail- lés sur la quantification de l’effet report d’ici la fin du premier semestre 2015. Un rapport sera élaboré afin d’affiner le mécanisme si besoin. Conclusion L’intégration des énergies renouve- lables variables, l’exploitation optimisée des actifs existants et la fluidification des marchés imposent au système élec- trique de gagner toujours plus en flexi- bilité. Cette flexibilité, qui sous-tend la notion de smart grids, passe par des solutions matérielles, électrotechniques et logicielles innovantes. Compte tenu des coûts importants de déploiement inhérents aux réseaux de transport, il est impératif de passer par des phases de démonstration et d’expérimenta- tion grandeur nature afin de procéder à des analyses coûts-bénéfices solides et ainsi déterminer les solutions technico- économiques les plus pertinentes pour demain. RTE juge cette démarche très positive et poursuivra son implication dans des projets territoriaux, nationaux ou encore européens. LES AUTEURS Michel Béna est directeur Smart grids, à RTE. Thierry Buhagiar est pilote d’affaire à la direction R&D I de RTE. Il est coordonnateur du projet Poste intel- ligent depuis 2013. Christian Lemaître est ingénieur expert de la direction R&D I, de RTE. Il est coordonnateur du projet iTesla depuis 2012. Benjamin Guedou et Tanguy Janssen sont chargés d’étude au départe- ment Marchés de RTE.