Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité

21/12/2016
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2016-5:17779
DOI : http://dx.doi.org/10.23723/1301:2016-5/17779You do not have permission to access embedded form.
contenu protégé  Document accessible sous conditions - vous devez vous connecter ou vous enregistrer pour accéder à ou acquérir ce document.
Prix : 10,00 € TVA 20,0% comprise (8,33 € hors TVA) - Accès libre pour les ayants-droit
 

Résumé

Nouveaux enjeux à l’échelle locale  de la distribution d’électricité

Métriques

21
12
661.16 Ko
 application/pdf
bitcache://69eef4de8b9215628eb0d3cbbd37156216d77494

Licence

Creative Commons Aucune (Tous droits réservés)
<resource  xmlns:xsi="http://www.w3.org/2001/XMLSchema-instance"
                xmlns="http://datacite.org/schema/kernel-4"
                xsi:schemaLocation="http://datacite.org/schema/kernel-4 http://schema.datacite.org/meta/kernel-4/metadata.xsd">
        <identifier identifierType="DOI">10.23723/1301:2016-5/17779</identifier><creators><creator><creatorName>Marc Petit</creatorName></creator><creator><creatorName>Marion Delage</creatorName></creator><creator><creatorName>Florent Cadoux</creatorName></creator></creators><titles>
            <title>Nouveaux enjeux à l’échelle locale  de la distribution d’électricité</title></titles>
        <publisher>SEE</publisher>
        <publicationYear>2016</publicationYear>
        <resourceType resourceTypeGeneral="Text">Text</resourceType><dates>
	    <date dateType="Created">Wed 21 Dec 2016</date>
	    <date dateType="Updated">Thu 26 Jan 2017</date>
            <date dateType="Submitted">Sat 17 Feb 2018</date>
	</dates>
        <alternateIdentifiers>
	    <alternateIdentifier alternateIdentifierType="bitstream">69eef4de8b9215628eb0d3cbbd37156216d77494</alternateIdentifier>
	</alternateIdentifiers>
        <formats>
	    <format>application/pdf</format>
	</formats>
	<version>30407</version>
        <descriptions>
            <description descriptionType="Abstract"></description>
        </descriptions>
    </resource>
.

68 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Introduction La multiplication des sources de production distribuées avec forte varia- bilité, essentiellement raccordées au réseau public de distribution (RPD), et la progression de nouveaux usages tels que les véhicules électriques (VE), est l’opportunité pour le gestionnaire de réseau de distribution (GRD) d’évoluer vers un gestionnaire de système local, en intégrant à ses méthodes usuelles de planification, conduite et exploitation des réseaux, de nouveaux leviers repo- sant notamment sur l’activation d’offres de pilotage de puissance fournies par des producteurs décentralisés. Le re- cours à ces ressources décentralisées pourrait par ailleurs être étendu dans le futur à d’autres ressources dispersées (charges, stockage) et inscrit le GRD dans un système électrique global. Ce système implique à chaque instant aussi bien l’équilibre offre-demande (équi- libre entre production et consommation de l’électricité) à la maille européenne (géré pour la France par RTE, le gestion- naire du réseau de transport français) et l’équilibre de la tension, que l’achemi- nement de l’énergie via les réseaux de transport et de distribution (gérés loca- lement par les gestionnaires de réseau). La disponibilité de nouvelles infor- mations et l’instrumentation du réseau constituent par ailleurs des étapes indis- pensables pour accompagner ces trans- formations. Cet article définit les enjeux géné- raux et pose les problématiques euro- péennes, en les illustrant avec le cas du système électrique français. Contexte législatif du déve- loppement du caractère local – Exemple du système électrique français : la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte Repositionnement du rôle du distributeur français En France, la loi du 17 août 2015 re- lative à la transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) affirme le rôle essentiel du réseau de distribution pour la réussite de la transition énergétique. Les enjeux sont multiples : intégration des énergies renouvelables (EnR) avec accélération des raccordements pour les producteurs (article 105) ; raccor- dement de sept millions de bornes de recharge de VE ; appropriation par les usagers de leur consommation d’élec- tricité avec mise à disposition des don- nées de consommation et transmission aux fournisseurs des données en aval du compteur Linky (article 28) ; émergence des nouvelles filières dans le cadre des smart grids avec un rôle essentiel de la distribution pour la définition des péri- mètres d’effacement et les informations à transmettre pour la sécurité du réseau (article168) ; expérimentations territo- riales de flexibilités et de réseaux élec- triques intelligents (articles 199 & 200) ; projets des territoires avec un rôle es- sentiel dans l’émergence des « terri- toires à énergie positive » (article 1) et mission de service public de la donnée à destination des collectivités et de leurs projets (article 179) ; enfin, interaction avec les collectivités pour l’optimisation de l’investissement avec création d’un comité du système de la distribution pu- blique d’électricité examinant les inves- tissements des autorités concédantes et du concessionnaire (article 153), et remplacement d’un des représentants de l’Etat au conseil de surveillance par un représentant des collectivités territo- riales (article 153). Le modèle français dispose déjà d’atouts certains pour faire face à ces évolutions. Compétitivité de son tarif, Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité Marion Delage1 , Florent Cadoux2 , Marc Petit3 Enedis1 , Fondation Grenoble INP2 , CentraleSupelec3 Distribution grids are facing the connection of both more and more variable distributed generation sources and new loads such as electric vehicles. Then distribution grid operators evolve to distribution system operators (DSOs) with new flexibilities (power control of distributed energy sources) to complete their traditional planning and operation tools. In the future, additional distributed resources could be used, such as demand response and storage. DSOs are becoming actors of a global electrical system where power balancing must be ensured at the European level with local constraints (congestion and voltage), and with power flows from transmission to distribution grids but also inside the distribution grid or from distribution to transmission. Sensors and data availability are key issues to enable these transformations. This paper defines some general concerns and present European issues with illustrations from the French elec- trical system. ABSTRACT REE N°5/2016 69 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité solidarité territoriale grâce à la péré- quation, capacité industrielle pour faire émerger les innovations et réaliser des économies d’échelle et enracinement local au plus près des collectivités et des usagers, constituent autant d’acquis lui permettant d’envisager sereinement sa mutation. Cibles à atteindre et échéances Ces objectifs français sont à comparer aux objectifs européens (Tableaux 1 et 2). Les territoires à énergie positive pour la croissance verte (TEPCV) La LTECV pose un principe de contri- bution décentralisée à la transition éner- gétique : les bâtiments et territoires doivent améliorer leurs empreintes envi- ronnementale et énergétique. Elle incite en particulier au développement de « territoires à énergie positive » ou TEPOS c’est-à-dire, selon la loi, de « territoires qui s’engagent dans une démarche per- mettant d’atteindre l’équilibre entre la consommation et la production d’éner- gie à l’échelle locale en réduisant autant que possible les besoins énergétiques et dans le respect des équilibres des sys- tèmes énergétiques nationaux ». Antérieurement à la promulgation de la LTECV, les pouvoirs publics avaient lancé un appel d’offres pour la pro- motion et la labellisation de territoires à énergie positive pour la croissance verte (TEP-CV). 212 territoires ont été déclarés lauréats en février 2015. Ces TEPCV recouvrent des actions initiées par les collectivités dont les domaines varient de l’efficacité énergétique à la biodiversité, en passant par l’éducation. Pour l’électricité, ils couvrent principale- ment la consommation d’énergie des bâtiments (publics et privés) et espaces publics, le développement des EnR, ain- si que la mobilité durable. Qu’il s’agisse de TEP-CV ou de TEPOS, les distributeurs accompagnent les col- lectivités dans la préparation de plans d’action afin de mettre à disposition les données nécessaires aux études d’effi- cacité et de planification énergétiques, rechercher les meilleures solutions pour le réseau et accompagner le développe- ment de la mobilité électrique. Les attentes exprimées dans les ter- ritoires à énergie positive nécessitent de promouvoir des évolutions techniques et réglementaires. Les données de con- sommation et de production nécessaires aux études d’efficacité et de planification énergétiques présentent un potentiel de valorisation dès lors que celles-ci sont mises à disposition des acteurs suscep- tibles de les utiliser. Cette dynamique pourra être accompagnée en conférant à certaines données le statut de don- nées de référence (utilisation fréquente et niveau de qualité essentiel pour un bon usage) et en encourageant la stan- dardisation des flux et la collecte des données. Par ailleurs, la mise en œuvre des TEP-CV et des TEPOS présente l’op- portunité de rechercher les meilleures solutions réseau (minimiser le coût du système électrique pour la collectivité). Ces solutions pourraient notamment passer par l’innovation, mais aussi par l’optimisation des coûts de raccorde- ment au réseau public et l’accompagne- ment du développement de la mobilité électrique (gestion de la recharge cou- plée au réseau (smart-charging), par- kings relais (lieux de covoiturage ou d’auto-partage permettant d’utiliser les VE comme instruments de stockage). Les bâtiments à énergie positive (BEPOS) La notion de bâtiment à énergie po- sitive (BEPOS) est également introduite par la LTECV. Elle doit être précisée par décret. Cependant, dès octobre 2016, les Pouvoirs publics ont mis en ligne un référentiel « Energie-Carbone » pour les bâtiments neufs définissant les notions de bilan BEPOS et de critères BEPOS. Emissions de gaz à effet de serre Divisées par 4 de 1990 à 2050 Consommation énergétique finale Divisée par 2 de 2012 à 2050 Consommation d’énergies fossiles Réduite de 30 % de 2012 à 2030 Part des énergies renouvelables 32 % de la consommation finale brute d’énergie en 2030, et 40 % de la production d’électricité Part du nucléaire Max 50% de la production d’électricité en 2025 avec une capacité de production d’électricité d’origine nucléaire plafonnée à 63,2 GW Parc immobilier 100 % rénové aux normes « bâtiment basse consommation » en 2050 Véhicules électriques 7 millions de points de charge en 2030 Tableau 1 : Cibles et échéances françaises. Emissions de gaz à effet de serre Réduction de 40 % d’ici 2030 par rapport à 1990 (objectif contraignant) Part des renouvelables 27 % de la consommation d’énergie d’ici 2030 (objectif contraignant) Efficacité énergétique 27 % d’ici 2030 (objectif indicatif) Tableau 2 : Cibles et échéances européennes. 70 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Ces critères correspondent à des stan- dards de bâtiments au regard de l’effi- cacité énergétique (kWh/m²), des émissions de gaz à effet de serre (kg CO²/m²) et du recours aux EnR locales. Le réseau public rend plusieurs ser- vices : desserte, garantie de puissance, acheminement de l’énergie et qualité de l’onde. Le BEPOS doit donc à la fois être sobre en énergie mais aussi en ap- pel de puissance aux périodes les plus chargées. Le développement rapide des EnR intermittentes (éolien, photovoltaïque - PV) appelle une flexibilité accrue de la demande. Certains usages du bâtiment sont par nature potentiellement flexibles (eau chaude sanitaire, consommation de chaleur-froid, VE). Le BEPOS doit alors répondre aux enjeux de synchro- nisation production-consommation et être intégré à la gestion de l’équilibre du système électrique. Les grands pro- jets d’aménagement de BEPOS devront prévoir une concertation avec les GRD afin de s’intégrer aux problématiques territoriales. Evolution du TURPE1 : rééquili- brage des parts puissance et énergie La notion de « zone à énergie posi- tive » soulève deux questions forte- ment corrélées. D’abord, comment le distributeur doit-il dimensionner le réseau lorsqu’il alimente un bâtiment, un quartier, voire un territoire à énergie positive ? Ensuite, quels signaux écono- miques relatifs au réseau faut-il trans- mettre aux clients composant une zone à énergie positive ? 1 Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’élec- tricité. Ces tarifs sont inclus dans la facture des fournisseurs et définissent les recettes des opérateurs du réseau pour leur permettre l’exploitation, le développement et l’entretien des réseaux. Ces tarifs sont élaborés par la commission de régulation de l’énergie. Du point de vue de l’usager, il est tentant de considérer qu’une zone à énergie positive étant en partie autosuf- fisante électriquement, elle ferait donc moins appel au réseau public et devrait alors bénéficier d’une moindre facture réseau. Du point de vue du gestionnaire de réseau, le bon sens conduit à consi- dérer les porteurs de risque de désé- quilibre. Par exemple, la consommation nette d’un BEPOS, lorsque ses moyens de production sont à l’arrêt et que ses batteries éventuelles sont vides, n’est pas différente de celle d’un bâtiment normal. Le cas opposé, avec une charge essentiellement nulle et une production élevée, est également plausible et doit être considéré lors du dimensionne- ment du réseau. Sans évolution régle- mentaire, les risques sont concentrés sur le distributeur qui doit prendre en compte les contraintes potentielles de courant et tension sur le réseau au voi- sinage d’une zone à énergie positive, a priori identiques à celles d’une zone ou d’un bâtiment purement consommateur ou producteur. Du point de vue tarifaire, un cas inté- ressant est celui des consommateurs disposant d’un seul compteur et étant facturés en fonction de l’énergie sou- tirée, nette de leur propre production. Ces clients, aujourd’hui peu nombreux en France contrairement à d’autres pays étrangers, sont susceptibles de présen- ter une consommation nette relative- ment faible. Sans dispositif de gestion des appels de puissance en soutirage ou injection non concomitants, et avec une rémunération actuelle du dis- tributeur fonction à 20 % de la puis- sance souscrite et à 80 % de l’énergie consommée, la baisse de la facture liée à l’énergie soutirée accorde au consom- mateur un avantage qui va bien au-delà de la valorisation de la diminution des pertes sur le réseau rendue possible par la production locale. La contribution aux charges de réseau d’un consommateur qui a un bilan énergétique net presque nul peut ainsi devenir très faible. Or si ce consommateur n’a pas de moyen de stockage, il utilise le réseau pour son équilibrage : il injecte dans le réseau s’il consomme peu et il soutire du réseau s’il produit peu. Le réseau doit donc être dimensionné en conséquence. Il apparaît donc que la répartition des parts « puissance » et « énergie » dans la facture est amenée à évoluer et cet exemple montre la nécessité d’une évo- lution des tarifs en ce sens. La situation serait cependant dif- férente si les zones à énergie positive étaient susceptibles de garantir une consommation nette (production nette) différente de celle d’un pur consom- mateur (pur producteur) équivalent. La zone considérée disposerait par exemple d’une régulation interne capable de réduire la consommation en cas de pro- duction locale trop faible (ou réduire la production en cas de consommation locale trop faible). Une réduction du coût d’accès au réseau serait alors légitime. Ce modèle de gestion de la demande et de la production aurait le mérite de la sim- plicité, avec pour contrepartie d’imposer aux usagers un respect strict de leur limite individuelle de production et de consommation. Néanmoins, cette solu- tion est aussi exagérément et inutilement contraignante pour l’usager : si le BEPOS “X” consomme beaucoup et produit peu, il doit s’effacer même si le réseau n’est pas nécessairement en contrainte. Il est possible qu’au même instant, le BEPOS “Y” à proximité, consomme peu et peut- être même produise beaucoup. Il fau- drait alors coordonner les pilotages des modulations de charges entre BEPOS voisins plutôt que de les soumettre à des limites de puissance individuelles. Cette deuxième solution invite à réfléchir aux moyens permettant de coordonner les leviers de flexibilité of- ferts par les différents clients, plutôt que d’imposer à chacun une limite de puis- REE N°5/2016 71 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité sance individuelle : un tel modèle peut s’avérer plus efficace et moins contrai- gnant pour les usagers, mais il introduit une complexité nettement supérieure, notamment au plan de la gouvernance locale. Le GRD, seul acteur capable de détecter l’apparition d’une contrainte sur son réseau et de choisir la réaction appropriée, doit alors coordonner les innombrables leviers de flexibilité indivi- duels en passant par des intermédiaires « agrégateurs ». Le GRD devient “ges- tionnaire de système local”. Nouveaux usages et redé- finition des rôles pour une gestion locale de la distri- bution d’électricité Structure originelle des réseaux de distribution Historiquement, les réseaux publics de distribution d’électricité (RPD) ont été conçus pour acheminer les flux de puissance depuis le réseau de trans- port (auquel sont raccordées les uni- tés de production centralisées) vers les consommateurs. Les postes source HTB-HTA permettent d’alimenter les réseaux moyenne tension (HTA) ali- mentant eux-mêmes la basse tension (BT). Selon leur besoin, les consom- mateurs sont raccordés sur l’un ou l’autre. Les RPD couvrant tout le ter- ritoire (principe de l’accès pour tous à l’électricité), leur étendue est beaucoup plus importante que celle des réseaux publics de transport ou RPT (en France : 1,3 million de km de lignes pour le RPD contre 100 000 km pour le RPT). Enfin, l’étendue de ces réseaux et l’importante superficie couverte ne permettent pas de concevoir des réseaux moyenne et basse tension maillés à des coûts de construction et d’exploitation raison- nables. Les RPD pour les niveaux de ten- sion inférieurs à 50 kV (limite HTA selon la CEI) sont alors exploités selon une topologie radiale depuis les postes de distribution. Dans ces réseaux qui n’ali- mentaient à l’origine que des charges, le point haut de tension se situait au poste électrique puis la tension baissait en fonction des puissances appelées par les charges et de la longueur des lignes. Cette topologie impacte directement les règles de conduite afin d’assurer la fiabi- lité et la sécurité du réseau (respect des contraintes de tension et des niveaux de charge des ouvrages, plan de protection, schémas de reconfiguration). Vers un modèle de planification plus « smart » ? Pour gérer son réseau, l’opérateur de distribution s’appuie surtout sur la phase de dimensionnement du réseau (niveau de tension, section des conducteurs, longueur des lignes) visant à garantir la qualité de fourniture dans un contexte d’évolution de la demande. C’est la stratégie connue sous le nom de “Fit & Forget” : une fois le réseau convenable- ment dimensionné de façon à répondre à un optimum coût-qualité pour la col- lectivité, les usagers consomment ou produisent selon leur bon vouloir dans la limite de la puissance qu’ils ont sous- crite. Hormis en situation dégradée, aucune action n’est requise de leur part pour assurer l’absence de contrainte sur le réseau de distribution. Dans la structure actuelle, les ré- seaux BT ne disposent d’aucun moyen de pilotage. Sur les réseaux HTA, l’opé- rateur dispose de quelques degrés de liberté : le régleur en charge pour maîtri- ser la tension au jeu de barres HTA mal- Figure 1 : Un système électrique plus flexible - Source Enedis. 72 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 gré les fluctuations côté HTB, les bancs de condensateurs HTA pour réduire les chutes de tension dans le transforma- teur et respecter les consignes du ges- tionnaire de réseau de transport (GRT) en matière d’énergie réactive et les interrupteurs de reconfiguration pour optimiser ses schémas d’exploitation. Jusqu’à présent, ces moyens permet- taient de faire face à une faible part de raccordement de sources distribuées. Le raccordement de nouvelles pro- ductions décentralisées accroissant le besoin de renforcement, les leviers “smart” apparaissent comme des solu- tions potentiellement intéressantes (écrêtement par exemple). Le modèle “Fit & Forget”pourrait alors évoluer pour donner une part de plus en plus impor- tante à des adaptations du réseau et de ses flux énergétiques en temps réel (évolution des règles de planification et de la législation, adaptation des outils télécom). Evolution des GRD vers des gestionnaires de système local. Zoom sur le modèle français Le raccordement d’unités de pro- duction sur le RPD pose un certain nombre de problèmes liés à la la structure radiale des réseaux et leur conduite actuelle. Avec une introduc- tion massive de production distribuée et notamment d’EnR, quatre princi- pales difficultés émergent : le jeu de barres vers les extrémités des départs (l’injection de puissance par une installation faisant monter la tension à son point de raccorde- ment). Actuellement, les moyens de réglage dans le poste [1] dont dispose le GRD sont insuffisants pour garantir le respect des limites de tension dans toutes les situations ; - formateurs, les postes de distribution et les lignes ; - tant une remise à jour des plans de protection pour éviter des déclenche- ments intempestifs, voire des non-dé- clenchements [2] ; la production (risque de dégradation de la qualité de l’énergie due aux har- moniques émis par les convertisseurs à électronique de puissance). Dans ce contexte, parvenir à gérer le RPD à un coût optimisé pour la collecti- vité passe par un dimensionnement du réseau reposant sur une approche proba- biliste (la probabilité d’occurrence et l’im- pact des différents cas sont tous deux pris en compte pour déterminer si « statisti- quement » l’investissement est rentable), tirant parti de tous les leviers disponibles et pertinents économiquement (nou- veaux équipements, flexibilités). Les GRD évoluent alors de gestionnaires d’infrastructures vers des gestionnaires de systèmes au cœur d’un environne- ment smart grid. De nouveaux enjeux apparaissent : maîtriser les risques pour le réseau de distribution liés aux évolu- tions du système, faciliter le développe- ment du marché et contribuer à son bon fonctionnement, développer l’intelligence du réseau (capteurs, fonctions avancées de conduite, smarter grid), et utiliser le ré- seau plus intelligemment (smarter use of the grid). En fonction des problématiques et dans le but unique d’optimiser le coût réseau pour la collectivité, le GRD choi- sira alors la meilleure combinaison des trois solutions : renforcer le réseau (da- vantage de postes, départs plus courts, transformateurs et lignes surdimension- nés), investir dans de nouveaux équipe- ments, des systèmes de surveillance et de contrôle commande (transformateurs BT avec régleur en charge, stockage) et, dans une approche plus globale, utiliser les flexibilités apportées par les produc- teurs et les consommateurs dès le choix de l’architecture et le dimensionnement des installations. Les interactions et les échanges d’informations (prévisions de produc- tion et de profil de consommation, dis- ponibilité des flexibilités) devront être renforcés entre GRD et clients dans un cadre régulatoire et dans des modes de valorisation économique, en cours de définition. D’un point de vue opérationnel, les solutions choisies doivent conduire à des mises en œuvre standardisées pour faciliter la formation des équipes tech- niques sur le terrain et dans les centres de conduite. L’application de chacune de ces solutions se fera en revanche de manière ciblée suivant les besoins de la zone. Un “Market Design” position- nant les flexibilités comme le- viers de la gestion décentralisée Au-delà de la gestion de l’équilibre à leur propre niveau, et dans le cadre de la mise en place des nouveaux méca- nismes du marché de gros, les GRD sont présents afin de connaître et d’anticiper l’impact des flexibilités. Ils sont aussi co-constructeurs du marché et facilitent son fonctionnement (Market Enabler). Aujourd’hui en France, plusieurs di- zaines de milliers de sites participent au mécanisme d’ajustement (MA)2 . Les flexibilités des clients présentent un intérêt pour d’autres acteurs du sys- tème électrique (responsables d’équi- libre et GRT notamment). Une forme de concurrence entre les différents utilisa- teurs de flexibilités se fait jour, néces- 2 Le mécanisme d’ajustement (MA) permet à RTE de solliciter des réserves à la hausse ou à la baisse dans le cadre du réglage tertiaire de fréquence. Les acteurs font leurs offres et RTE en sélectionne selon les besoins et par ordre de préséance économique. RTE contractualise aussi de la réserve rapide avec des acteurs avec comme contrepartie l’obligation de sou- mettre leurs offres sur le MA. http://www.rte- france.com/fr/article/marche-d-ajustement ; http://www.cre.fr/reseaux/reseaux-publics-d- electricite/services-systeme-et-mecanisme-d- ajustement REE N°5/2016 73 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité sitant la mise au point de mécanismes d’allocation de cette ressource. Pour le marché de gros et les con- traintes du GRT, la tendance actuelle semble privilégier les mécanismes d’al- location sous forme d’enchères (mar- chés organisés) et l’enjeu économique de la coordination entre consomma- teurs de flexibilité peut être vu comme une question de market design. Or, même si la mise au point des règles de marché correspondantes est déjà bien engagée en France, gardons à l’esprit que les mécanismes existants visent seulement à offrir comme débouché aux fournisseurs de flexibilité le sys- tème électrique global (ou plutôt na- tional). La question de l’allocation des flexibilités entre « gestionnaire de sys- tème global » et « gestionnaire de sys- tème local » reste en suspens, et peut générer d’importantes difficultés. Pour commencer, le gestionnaire de sys- tème local ne pourra évidemment faire utilement usage des flexibilités que s’il en connaît l’emplacement sur le réseau, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui. Mais des difficultés plus fondamentales sub- sistent. Si la contrainte gérée est forte- ment localisée (cas d’une surintensité sur un poste de distribution rural), une défaillance des flexibilités mobilisées pourrait conduire à la perte du poste, le niveau de garantie à exiger de la part des fournisseurs de flexibilité est alors a priori plus important que lors d’un in- cident global, puisque le foisonnement est moindre à la maille locale. Un autre exemple, celui de la durée pendant la- quelle le fournisseur de flexibilité s’en- gage à proposer ses services : on peut accepter que l’offre de flexibilité dimi- nue avec le temps dans une certaine zone du réseau où le distributeur en a pourtant besoin pour garantir l’absence de contrainte. Mais cette diminution doit se produire à un rythme suffisam- ment lent pour permettre au distribu- teur de mettre en œuvre une solution alternative. Une certaine permanence de l’offre de flexibilité est donc requise, indépendamment des retraits éven- tuels de fournisseurs de flexibilité et de la consommation de flexibilité des fournisseurs ou du GRT. Combler ce manque est l’enjeu du groupe de tra- vail TSO-DSO (Transmission System Operators – Distribution System Operators ou GRT-GRD) en cours sous l’égide de la Commission européenne. Les nouveaux usages – Le cas du véhicule électrique (VE) Outre la multiplication des sources de production distribuées avec forte variabi- lité (comme les EnR intermittentes), les réseaux de distribution doivent faire face à l’arrivée progressive de nouveaux usages tels que les véhicules électriques (VE). Au-delà de la participation des pro- ducteurs au réglage du réseau, celle des consommateurs est aussi encouragée afin d’exploiter les possibilités de réduc- tion de puissance ou le report de cer- tains usages. Ces nouvelles flexibilités peuvent contribuer autant au maintien de la tension dans les plages réglemen- taires qu’à la levée des contraintes de surcharge. Parmi les nouveaux usages et nou- velles flexibilités, les VE tiennent un rôle particulier. Une recharge mal maî- trisée peut conduire à un renforcement des pointes de consommation et des surcharges de postes. Toutefois, les batteries des VE peuvent être utilisées comme capacités de stockage. Pour des trajets domicile-travail, les besoins énergétiques moyens restent faibles (40 km/j consomment 8 kWh/j né- cessitant moins de 1h30 de charge à 7 kW et moins de 3h sous 3 kW) ce qui offre une marge pour déplacer la charge lorsque la demande est plus faible. Des expérimentations existent déjà [4], [5] pour des services tels que le réglage de fréquence pour lequel un opérateur d’agrégation exploite une flotte de VE en charge ou décharge selon l’évolution de la fréquence. Figure 2 : France - Flexibilités participant au MA par régions – Source Enedis. 74 REE N°5/2016 ENJEUX D’UN DÉVELOPPEMENT MASSIF DES EnR DANS LE SYSTÈME ÉLECTRIQUE EUROPÉEN DU FUTUR DOSSIER 1 Conclusion Le développement des EnR et des nou- veaux usages tels que les VE, ainsi que les efforts croissants d’efficacité énergétique modifieront le mode de vie et rendent nécessaires les adaptations du réseau. Anticiper et accompagner au mieux ces mutations représentent l’enjeu majeur pour les distributeurs qui, pour capter au mieux les spécificités des territoires et leurs évolutions, se doivent d’adopter désormais une approche locale et dynamique. Cette évolution vers une gestion décentralisée du système repose sur Le stockage Le stockage (en particulier les batteries), connaît une forte actualité depuis plusieurs années. Pour le distributeur, l’enjeu est d’évaluer la pertinence tech- nico-économique de cette solution pour résoudre des contraintes de courant et/ou de tension sur le réseau, ou fournir d’autres services plus innovants comme le maintien de l’alimentation de poches isolées (« îlotage »). Du point de vue technique : si le démonstrateur VENTEEA (figure 3) a permis d’illustrer qu’il est possible de piloter de grandes batteries pour lever des contraintes locales (entre autres services), de nombreuses interrogations restent encore en suspens sur la possibilité d’utiliser des batteries plus distri- buées (installées par les clients a priori sans concertation avec le distributeur) pour résoudre efficacement et avec fiabilité ces contraintes. Par ailleurs, le démonstrateur NICEGRID a permis de tester l’îlotage de réseaux de distribu- tion en s’appuyant sur des batteries. Du point de vue économique : chaque réseau de distribution possédant un schéma spécifique, des analyses économiques au cas par cas sont néces- saires ; le stockage doit ainsi être ajouté à la gamme d’alternatives considérées par le gestionnaire pour répondre à un besoin d’évolution du réseau, à la suite par exemple du raccordement de nouveaux utilisateurs. Un suivi régulier des coûts des technologies doit alors être mené. Par ailleurs, une telle batterie pourrait, sur les heures où elle n’est pas sollicitée pour répondre à des besoins locaux, chercher une valorisation sur d’autres marchés (trading d’énergie, de réserves). Assurer une telle cohabitation implique que la batterie ne soit pas la propriété du distributeur, mais qu’il spécifie et achète le service fourni par la batterie possédée par un acteur tiers. L’évaluation et le déploiement de ces modèles d’affaires « multi-services » reste encore actuellement un sujet d’étude et de démonstration [6], [7], [8]. Figure 3 : Batteries du démonstrateur VENTEEA ayant notamment permis de tester une utilisation « multi-services ». LES AUTEURS Florent Cadoux est titulaire d’un diplôme d’ingénieur de l’Ecole Poly- technique (2006) et d’un doctorat en Mathématiques Appliquées à l’INRIA (2009). Après avoir occupé plusieurs postes dans la recherche académique et industrielle en France et aux Etats-Unis, il est aujourd’hui employé par la Fondation Grenoble INP et responsable de la « chaire in- dustrielle d’excellence Enedis sur les réseaux électriques intelligents » du laboratoire G2Elab, à Grenoble. Marc Petit est ancien élève de l’Ecole normale supérieure de Ca- chan (1993-97), titulaire d’un docto- rat de l’Université Paris-Sud (2002) et d’une habilitation à diriger des recherches (2015). Depuis 2003 il est enseignant-chercheur à Supélec puis CentraleSupélec et responsable de l’équipe de recherche « réseaux électriques » du laboratoire GeePs. Il est aussi cotitulaire de la chaire Armand Peugeot sur l’économie de l’électromobilité (PSA groupe, Cen- traleSupélec et Essec). Marion Delage est titulaire d’un diplôme d’ingénieur de Supélec (2010) et d’un MSc en Génie Indus- triel à Columbia (2010). Après deux années en gestion de projet sur le site AREVA de La Hague, elle rejoint Enedis en 2012 sur un premier poste opérationnel de chef d’agence Maintenance Exploitation Poste Source avant de rejoindre en 2016 la direction de la stratégie autour des sujets concernant les flexibilités et les systèmes locaux. REE N°5/2016 75 Nouveaux enjeux à l’échelle locale de la distribution d’électricité une coordination verticale (au sein du système électrique) et horizontale (inter systèmes énergétiques) des différents acteurs, permettant la mutualisation d’autres sources d’énergie à l’échelle locale sans nouveaux risques pour le système électrique. Plusieurs études et expérimentations sont à ce titre en cours de développement par Enedis au sein de démonstrateurs (figure 4) et des TEPCV notamment. Références [1] J.-C. Sabonnadiere, N. Hadjsaid, SmartGrids, Les réseaux électriques intelligents, Hermes, 2012. [2] JL Fraisse, JP Horson, Raccordement de la production décentralisée aux réseaux de distribution. Aspects tech- niques, Techniques de l’ingénieur, vol. D4242. [3] Venteea, Projet, http://www.venteea. fr, [En ligne]. [4] Projet Nikola, Danemark., http://www. nikola.droppages.com/, [En ligne]. [5] Université du Delaware, USA, « Le concept vehicle-to-grid : technologie et expérimentation », [En ligne]. Available: http://www1.udel.edu/V2G/ index.htm. [6] Article CIRED, Paper 0375, Enhancing the business model of distributed storage through optimized multi- service operation for TSO DSO and generation owners: The VENTEEA real example. [7] Article CIRED, Paper 0738, The VENTEEA 2MW/1.3MWh battery system: an industrial pilot to demon- strate multi-service operation of sto- rage in distribution grids. [8] Article CIRED, Paper 1356, Analysis of the options to reduce the integration cost of renewable generation in the distribution networks. Part 2: a step towards advanced connection studies taking into account the alternatives to grid reinforcement.. Figure 4 : Cartographie des démonstrateurs dans lesquels Enedis est impliqué – Source Enedis.