Les microgrids d’hier et d’aujourd’hui

18/07/2017
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Les microgrids d’hier et d’aujourd’hui

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88 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 Introduction Les microgrids, ou micro-réseaux, sont des réseaux électriques de petite taille, conçus pour fournir un appro- visionnement électrique fiable et de meilleure qualité à un petit nombre de consommateurs. Ils agrègent de mul- tiples installations de production locales et diffuses (micro-turbines, piles à com- bustible, petits générateurs diesel, pan- neaux photovoltaïques, mini-éoliennes, petite hydraulique), des installations de consommation, des installations de stockage et des outils de supervi- sion et de gestion de la demande. Ils peuvent être raccordés directement à un réseau de distribution ou fonction- ner déconnectés du réseau (îlotage). Ce concept, susceptible de concerner diffé- rentes échelles du territoire (bâtiment, quartier, zone industrielle ou artisanale, Les microgrids d’hier et d’aujourd’hui L’évolution de la place des microgrids dans le système électrique Didier Laffaille Chef du département technique, Commission de régulation de l’énergie Once used solely to secure energy supply in areas remote from the main grid, microgrids have evolved to become a medium for the energy transition over the course of the last 30 years. As they are particu- larly useful for the integration of renewable energy sources, microgrids are now fully integrated in many smart grids pro- jects and raise a number of issues about self-generation, private grids, grid resilience as well as in France, the French principle of territorial solidarity. Their development still faces many technical challenges, among which is the reliability and capacity of energy storage technologies. Still, the crux of the matter today may well be the safety of islanding pro- cesses and their effects on the main grid. ABSTRACT Utilisés jusqu’à présent uniquement pour sécu- riser la fourniture d’énergie dans les zones éloi- gnées du réseau principal, les microgrids ont évolué pour devenir un instrument de la transition énergétique au cours des 30 dernières années. Comme ils sont particulièrement utiles à l’intégration de sources d’énergies renouvelables, les microgrids sont désormais complètement intégrés dans de nombreux projets de smart grids et posent un certain nombre de questions relatives à l’auto-production, aux réseaux grid privés, à la résilience des grids et, en France, au principe de solidarité territoriale. Leur développement doit encore faire face à de nombreux défis techniques dont la fiabilité et la capacité des technologies de stockage d'énergie. Aussi le point crucial aujourd’hui pourrait-il bien être la sécurité des processus d’îlotage et leurs effets sur le réseau principal. RÉSUMÉ Figure 1 : La boucle énergétique du microgrid — Source CRE. REE N°3/2017 Z 89 L’évolution de la place des microgrids dans le système électrique village, etc.) est en train de s’élargir aux réseaux de chaleur et de gaz naturel, et peut ainsi être pensé en termes de multi-fluides. Le marché des micro-réseaux élec- triques est en forte croissance dans le monde. Alors que plus de 400 projets représentant plus de 3,2 GWh d’électri- cité sont en cours de développement ou déjà opérationnels, le nombre de ces projets devrait quadrupler d’ici 2020. La raison principale de cette forte augmen- tation réside dans la volonté de rap- procher la production d’électricité de la consommation, de limiter les investisse- ments dans les réseaux de transport et de distribution et de réduire les pertes. Et cela est aujourd’hui rendu possible par la multiplication des installations de production d’énergie décentrali- sées, solaires ou éoliennes, et le déve- loppement des dispositifs de stockage. D’autres raisons contribuent également à ce boom des projets de microgrids, notamment aux États-Unis et en Asie, leaders en nombre de projets dans le monde, comme la volonté d’augmen- ter la résilience du système électrique en faisant appel à la capacité d’îlotage qu’offrent les microgrids. Ceux-ci consti- tuent ainsi un modèle d’optimisation pour le réseau électrique. Le concept de microgrids n’est pas nouveau, puisque les premiers réseaux étaient isolés puis se sont progressi- vement agrégés. Mais les microgrids ont su évoluer, au point que l’on parle aujourd’hui de « smart » microgrids. La transition énergétique et le déploie- ment des smart grids ont quelque peu modifié la raison d’être des microgrids et élargit leur champ d’application. La mission première des microgrids est donc une mission d’électrification et c’est à ce titre qu’ils sont considérés comme une opportunité pour le déve- loppement de certains pays en voie de développement, en Afrique notam- ment. S’ils continuent de remplir ce rôle aujourd’hui, la transition énergétique en a aussi fait un vecteur de dévelop- pement de la production décentralisée d’énergie. Les microgrids traditionnels Électrifier les zones isolées Le développement des microgrids permet d’électrifier durablement les zones les plus isolées, difficiles d’ac- cès, situées loin des réseaux de distri- bution d’électricité. Un premier exemple de microgrid : localisé au cœur d’une réserve naturelle et uniquement acces- sible en pirogue, le village de Kaw (en Guyane) comprend une cinquantaine d’habitations et connaît des difficultés d’approvisionnement en électricité du fait de son isolement. La première cen- trale photovoltaïque construite en 1983 afin d’approvisionner un village de 25 foyers a constitué un exemple nova- teur et précurseur en matière de pro- duction d’énergies renouvelables. Elle a été remplacée par une nouvelle centrale photovoltaïque en 2009, qui reste l’une des plus grandes centrales en site isolé de ce type dans le monde. La nouvelle installation comprend des panneaux solaires pour une puissance installée de 100 kWc, un complément thermique d’appoint de 80 kW et une capacité de stockage sur batteries de 1 250 kWh assurant une autonomie reposant sur le solaire de 2,5 jours environ. Le sys- tème est plus complexe à maîtriser que le simple fonctionnement d’un moteur diesel. L’optimisation de la gestion des flux d’énergie reste un sujet d’étude pour ce type de centrales hybrides auto- nomes avec stockage d’énergie. Un exemple encore plus extrême est celui de la station de recherche scien- tifique Princess Elisabeth non raccor- dée à un réseau électrique, située en Antarctique dans des conditions parti- culièrement difficiles (Cf. l’article de S. Bressinck & al. dans le présent numéro de la REE). Une réponse à la fragilité des réseaux Les microgrids fonctionnant en totale autonomie peuvent aussi constituer une réponse viable à la fragilité de cer- tains réseaux urbains. Il s’agit d’un type particulier de microgrid, qui n’est pas le plus répandu actuellement : les micro- grids dotés d’un mode « îlotage ». Cette solution est de plus en plus adoptée aux États-Unis, où ils sont vus comme un moyen de garantir la sécurité d’ap- provisionnement de zones trop sou- vent victimes de défaillances de réseau, entraînant des coupures d’alimentation en électricité. Les réseaux très centralisés sont plus vulnérables aux évènements climatiques extrêmes, notamment. Dans les zones exposées à de violentes tem- pêtes par exemple, de tels micro-réseaux pourraient continuer à fournir de l’électri- cité, même lorsque le réseau principal a été endommagé. Le nombre de consom- mateurs affectés par le défaut du réseau s’en trouve limité. L’ouragan Sandy qui a touché le Nord-Est des États-Unis en 2012 a mis les microgrids sous les projecteurs. Alors que les réseaux électriques étaient défaillants sur la quasi-totalité des zones concernées, quelques quartiers conti- nuaient à être alimentés. Les campus universitaires, en particulier, constituent des lieux propices à l’expérimentation de microgrids. Le micro-réseau du cam- pus de l’université de Princeton, dans le New Jersey, comprend ainsi une turbine à gaz et une installation photovoltaïque, qui représentent au total une capacité de production de 15 MW. En temps normal, si la demande en électricité du campus est élevée ou que les prix de l’électricité sont bas, le micro- grid utilise l’électricité en provenance du réseau public ; si, à l’inverse, la demande sur le campus est faible, le microgrid peut même contribuer à alimenter le réseau de distribution d’électricité. En période de crise, le microgrid de l’uni- 90 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 versité de Princeton peut se déconnec- ter du réseau et alimenter seul la totalité du campus en électricité. Le 29 octobre 2012, alors que l’ouragan Sandy frap- pait la région entraînant une défaillance des réseaux électriques et des blackouts, le microgrid a fonctionné en îlotage et assuré seul l’alimentation électrique du campus jusqu’au 31 octobre, lorsqu’il s’est reconnecté au réseau. Entre-temps, le campus s’est transformé en refuge pour les services de secours tels que la police, les pompiers ou les ambulanciers, qui l’ont utilisé comme base de déploie- ment ou de recharge des équipements. L’utilisation de l’îlotage pose néan- moins un certain nombre de défis tech- niques car la gestion des microgrids et leur raccordement au réseau de dis- tribution est complexe. Il faut notam- ment s’interroger sur les conditions nécessaires au maintien de la stabilité du réseau (en tension et en fréquence) au sein du microgrid ainsi que de la sta- bilité du réseau de distribution lors de la resynchronisation du microgrid avec celui-ci. De même, l’infrastructure du microgrid doit être compatible avec les standards existants pour que l’équilibre sur le réseau soit maintenu. Une source d’économies La réduction des transits sur les réseaux entraîne des économies de coûts de réseaux. L’optimisation de la dis- tance entre la production et la consom- mation d’énergie a deux conséquences principales. À court terme, la consé- quence la plus immédiate de l’utilisa- tion d’un microgrid est la diminution des pertes électriques causées par le trans- port de l’électricité. À long terme, les investissements d’infrastructure sur les réseaux sont revus à la baisse. Le microgrid peut être perçu comme un outil d’optimisation des capacités du réseau : celui-ci est dimensionné en fonc- tion de la pointe de production. Aussi, le développement des EnR peut provoquer un surdimensionnement encore plus marqué du réseau. Plutôt que d’augmen- ter les capacités de transit de puissance sur les lignes de transport et de distribu- tion, un microgrid facilite localement le Figure 2 : Les producteurs – Source : CRE. REE N°3/2017 Z 91 L’évolution de la place des microgrids dans le système électrique lissage des pointes de consommation et contribue au maintien de l’équilibre entre l’offre et la demande à l’instant t. La valeur ajoutée des microgrids réside alors dans les dispositifs de pilotage du réseau qu’ils comportent. Il devient par exemple plus aisé de répartir la consom- mation aux heures de pointe entre les différentes installations de production. In fine, un meilleur dimensionnement des réseaux conduit à une gestion plus efficace des investissements dans les réseaux de distribution d’électricité. Parmi les territoires français impliqués dans le déploiement des microgrids, on trouve la métropole de Nice porteuse du projet Nice Grid, qui propose, notam- ment, une alternative à l’augmentation de la capacité de transit de l’unique ligne à 400 kV qui alimente la ville. En fonction de sa taille, le microgrid peut éventuellement avoir la capacité lui permettant de jouer le rôle d’un agré- gateur, qui vend ou achète des capa- cités ou de l’énergie électrique sur les marchés. Afin de pouvoir répondre rapi- dement et efficacement à la demande d’équilibrage ou de pointe du réseau, il est nécessaire d’agir conjointement sur la production et sur un grand volume d’effacement potentiel. Or, si l’on veut assurer au réseau un volume d’efface- ment tout en garantissant aux clients industriels un impact limité de l’efface- ment sur leur process ou aux clients ter- tiaires un impact limité sur le confort des occupants des bâtiments, il est néces- saire de disposer d’une grande flexibi- lité en agrégeant un grand nombre de sites. En plus de la mise en action de capacités d’effacement, l’agrégateur doit générer, gérer et valider des scéna- rios d’effacement sur les différents sites pour optimiser le potentiel, la flexibi- lité et la fiabilité de son action. Les plus grands microgrids peuvent ainsi s’appa- renter à des agrégateurs. Traditionnellement, les microgrids participent à l’amélioration de la dispo- nibilité, de la résistance, de la qualité et de la fiabilité des réseaux de distribution Figure 3 : Le stockage – Source : CRE. 92 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 d’électricité. Depuis plusieurs années, la transition énergétique entraîne l’évo- lution des réseaux électriques vers de nouveaux réseaux dits « intelligents », les smart grids. Cette nouvelle donne énergétique touche aussi les microgrids, pour en faire un vecteur de la transition énergétique. Les « smart » microgrids, un enjeu de la transition énergétique Des réseaux intelligents Pour faire face aux mutations du pay- sage énergétique, il est nécessaire de moderniser le système électrique. Le contexte français et européen, dans lequel se sont développés les réseaux électriques, conduit à privilégier le déploiement des technologies de smart grids plutôt que le renforcement massif des réseaux. L’intégration des nouvelles technologies de l’information et de la communication aux réseaux les rend communicants et permet de prendre en compte les besoins des acteurs du système électrique, tout en assurant un acheminement d’électricité plus effi- cace, économiquement viable et sûr. Rendre les réseaux électriques intelli- gents consiste, en grande partie, à les instrumenter pour les rendre communi- cants. Le réseau de transport est déjà instrumenté, notamment pour des rai- sons de sécurité d’approvisionnement. En revanche, les réseaux de distribu- tion sont faiblement dotés en techno- logies de la communication, en raison du nombre très important d’ouvrages (postes, lignes, etc.) et de consomma- teurs raccordés à ces réseaux. L’enjeu des smart grids se situe donc principale- ment au niveau des réseaux de distribu- tion, c’est-à-dire précisément à l’échelle des microgrids. Sous l’effet des nou- velles politiques de transition énergé- tique et de la révolution numérique, des microgrids intelligents, c'est-à-dire des micro-réseaux qui intègrent les tech- nologies de l’information et de la com- munication des smart grids, remplacent l’approche traditionnelle au microgrid. À long terme, les « simples » microgrids sont appelés à disparaître au profit des smart microgrids. Auparavant, l’équilibre du système électrique était obtenu principalement en pilotant l’offre d’énergie en fonction de la demande, aux meilleures condi- tions d’approvisionnement et de coûts. Aujourd’hui, la nouvelle donne énergé- tique ne permet plus de gérer le sys- tème électrique de cette façon. Du fait du caractère difficilement pilotable de l’offre, l’ajustement qui permet d’équi- librer le système électrique se fait non seulement par l’offre mais aussi par la demande. La gestion des réseaux jusqu’à présent centralisée et unidi- rectionnelle allant de la production à la consommation devient progressi- vement répartie et bidirectionnelle. La solution qui consisterait à ne faire que renforcer les réseaux est sous-optimale et difficilement réalisable, eu égard à la difficile acceptabilité des nouvelles infrastructures et aux coûts importants des investissements à consentir. Les smart microgrids peuvent ainsi consti- tuer une importante opportunité pour les territoires. Les technologies smart grids associées au concept de micro- grids sont à même d’aider les gestion- naires de réseaux à s’adapter aux défis de la production décentralisée d’éner- gie, notamment en considérant ces nou- veaux micro-réseaux intelligents comme un outil de flexibilité. Un outil de flexibilité Les microgrids facilitent l’intégra- tion des énergies de sources renouve- lables sur le réseau, qui, du fait de leur intermittence, compliquent le maintien d’un niveau de fréquence et de ten- sion suffisant. Les microgrids capables de se déconnecter du réseau de distri- bution peuvent contribuer à maintenir cet équilibre en fonctionnant comme une centrale virtuelle. L’association de la production et de la demande d’électri- cité génère une capacité nette de pro- duction ou d’absorption sur les réseaux. Ainsi considérés, les microgrids agissent comme des outils de régulation de la fréquence et de la tension. Dans cette optique, les microgrids d’aujourd’hui, les smart microgrids, sont d’autant plus intéressants qu’ils seront de plus en plus conçus pour fonctionner de manière îlotée. En pleine transition énergétique, la notion d’îlotage est émi- nemment liée à celle d’autoconsomma- tion. En choisissant de consommer sa propre production d’électricité, non seu- lement l’utilisateur diminue les pertes techniques liées au transport d’élec- tricité, mais qui plus est, il consomme la production d’électricité de source renouvelable avant qu’elle ne crée des déséquilibres. De cette manière, un microgrid peut être assimilé à une boucle locale d’énergie incorporant des installations de production d’électricité d’origine renouvelable associées à des équipements de stockage. La produc- tion et la consommation d’électricité se compensant à l’échelle locale, aucun problème d’équilibre n’apparaît dans cette zone au niveau national. La maille du microgrid est particu- lièrement pertinente dans la mesure où elle permet de combiner des usages et besoins différents (école, salles de sports, logements, bureaux, commerces, équipements sur la voie publique, etc.) et de bénéficier de cette mutualisation pour mieux équilibrer le réseau de distribution d’électricité. De même, le potentiel d’effacement à l’échelle du microgrid se révèle alors d’autant plus grand que les usages sont diversifiés. Les microgrids apportent un service auxiliaire au réseau de distri- bution en l’aidant à tenir la stabilité de sa tension et en l’allégeant lorsqu’il est déconnecté du réseau. REE N°3/2017 Z 93 L’évolution de la place des microgrids dans le système électrique Une réponse aux objectifs environnementaux de la transition énergétique Face aux préoccupations environ- nementales croissantes, l’Union euro- péenne a adopté des objectifs ambitieux, dits des « 3 × 20 ». Dans le prolongement de cette politique européenne, la France a adopté, par les lois issues du Grenelle de l’environnement, des mesures visant notamment à maîtriser la demande en énergie. La loi du 17 août 2015 rela- tive à la transition énergétique pour la croissance verte a encore rehaussé les ambitions de la France. Elle prévoit, notamment, la réduction de la consom- mation énergétique finale de 50 % en 2050, par rapport à 2012, avec un objec- tif intermédiaire de 20 % en 2030, ainsi que la diminution des émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2030 par rap- port à 1990. La Programmation plurian- nuelle de l’énergie (PPE) de 2016 prévoit pour l’horizon 2023, en hypothèse haute, une puissance totale installée de 20,2 GW pour l’énergie solaire photovol- taïque, de 26 GW pour l’éolien terrestre et de 3 GW pour l’éolien en mer posé. Néanmoins, sans solutions de stoc- kage de la production d’électricité d’origine renouvelable, les groupes élec- trogènes demeurent indispensables au fonctionnement d’un microgrid îloté. La problématique des smart microgrids est fondamentalement liée à celle du stoc- kage. De nouvelles technologies sont actuellement testées dans de nom- breux démonstrateurs : stockage station- naire au niveau des différents nœuds du réseau ou des bâtiments, stockage mobile à travers les véhicules électriques, stockage associant réseaux électriques et gaziers par l’injection d’hydrogène issu de l’électrolyse, etc. À titre d’exemple, le projet Kergrid en Bretagne a consisté à construire un bâtiment tertiaire intégrant de la production d’électricité renouve- lable et du stockage d’énergie. Ce bâti- ment à énergie positive fonctionne comme un microgrid. Du fait de leur prix élevé, les technologies de stockage restent aujourd’hui difficilement compéti- tives par rapport à de la production inter- mittente (nécessitant éventuellement un renforcement des réseaux) et aux solu- tions de flexibilité de la demande. Des progrès significatifs sont cependant envi- sageables à moyen terme grâce aux tra- vaux de recherche et développement sur les batteries, les volants d’inertie et le stockage thermique. Dans le contexte de la transition éner- gétique, les microgrids intelligents pour- suivent des objectifs à la fois techniques, environnementaux et économiques. Assurer la continuité de l’acheminement Figure 4 : Le raccordement au réseau – Source : CRE. 94 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 d’électricité dans une zone éloignée du réseau de distribution n’est plus l’unique objectif recherché. Grâce aux nouvelles technologies smart grids, les micro- grids peuvent aujourd’hui contribuer à la baisse de la consommation finale d’éner- gie, à l’intégration croissante des éner- gies renouvelables et à l’optimisation du réseau électrique national. Les microgrids : une oppor- tunité pour les territoires L’autonomie énergétique des territoires Les microgrids sont l’assurance pour les territoires de pouvoir compter sur un réseau local plus fiable et plus sûr en cas d’incident en amont de ce réseau, sur le réseau de transport ou de dis- tribution d’électricité. La possibilité de s’îloter en se déconnectant du réseau national est un moyen totalement effi- cace d’empêcher le risque de contagion et de rupture d’approvisionnement. En même temps, il ne s’agit pas de faire fi du certain nombre de risques que com- porte cette indépendance, qui restent néanmoins limités. À l’inverse, si un inci- dent se produit sur le microgrid, il peut s’appuyer sur le réseau national pour assurer son alimentation en électri- cité. Poussé à l’extrême, le concept de microgrid amène alors à considérer les réseaux publics de distribution d’électri- cité comme un réseau purement assu- rantiel, ce qui n’est pas sans poser de nombreuses questions, du point de vue tarifaire notamment. Le rôle d’acteur du réseau des consommateurs Les microgrids sont une opportunité pour les territoires parce qu’ils le sont pour ses habitants. La transition énergé- tique et la modernisation des réseaux qu’elle entraîne transforme le consom- mateur en consomm’acteur, qui est un consommateur qui s’émancipe des produits et des modes de vie que le marché conçoit pour lui, devient auto- nome dans ses choix et pourrait, de ce fait, contribuer à la régulation de la société de consommation. Ceci va de pair avec l’impulsion donnée à la pro- Figure 5 : L’autoproduction – Source : CRE. REE N°3/2017 Z 95 L’évolution de la place des microgrids dans le système électrique duction décentralisée d’énergie. L’intérêt des microgrids est de placer la réflexion sur la politique énergétique des terri- toires à l’échelon local et de permettre à la population de développer une meil- leure compréhension des enjeux liés à la transition énergétique sur leur terri- toire, selon ses caractéristiques propres. Il est important d’informer la population des territoires des démarches entre- prises en faveur de la transition énergé- tique par les acteurs locaux. La notion de consomm’acteur s’est développée à la faveur de la diffusion du concept de développement durable. Elle recouvre, notamment, des aspects de responsa- bilité sociale du consommateur-citoyen. Le développement de la production d’électricité distribuée place le consom- mateur en situation de production d’énergie. Dans un contexte de crois- sance de la pointe de consommation, les consommateurs ont un rôle à jouer dans la maîtrise de la demande. Ceci est d’autant plus vrai pour les utilisa- teurs d’un microgrid, qui sont au cœur du système de pilotage de la demande en électricité qui recouvre des outils tels que les compteurs évolués Linky, des solutions de domotique, de stockage etc. L’utilisateur peut décider de dépla- cer sa consommation d’électricité aux moments les plus opportuns, en fonc- tion de l’état du réseau ou de signaux de prix. La facture d’énergie du consomma- teur s’en trouve allégée. Le cadre réglementaire La péréquation tarifaire Comment articuler l’essor des micro- grids, qui profiteraient du mouvement de fond que représente le développe- ment de la production d’électricité dis- tribuée et le principe de péréquation tarifaire qui sous-tend l’organisation du système électrique français ? La péré- quation tarifaire est l’instrument per- mettant de faire payer le prix d’un service de façon identique à tous les consommateurs faisant de l’électri- cité une utilisation équivalente. Elle est conçue comme un outil de solidarité entre territoires urbains, ruraux et ultra- marins. La question se pose de savoir si l’essor des microgrids peut briser cet équilibre. Le risque de rupture du prin- cipe de solidarité repose sur l’utilisation du réseau national comme réseau pure- ment assurantiel. Dans une telle situa- tion, les microgrids constitueraient un outil essentiel pour organiser et gérer la production, la distribution et la consom- mation d’énergie au niveau local. Des communautés locales d’énergie pour- raient apparaître. Ce type de démarche pourrait nourrir un débat sur le finance- ment des investissements sur le réseau national de distribution et de transport d’électricité. C’est la structure même des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (dits TURPE) qui pourrait être remise en cause. Les territoires équipés de microgrids consomment localement leur production d’électricité et n’ont recours au réseau national qu’à des fins de secours. L’en- semble des coûts d’investissement dans les réseaux publics de transport et de dis- tribution, ainsi que les dépenses d’exploi- tation afférentes, sont supportés par les consommateurs et les producteurs et sont répercutés sur leur facture d’énergie, sur la base des flux physiques d’énergie. Or, dans le cas du microgrid connecté Figure 6 : Les consommateurs – Source : CRE. 96 Z REE N°3/2017 LES MICROGRIDS (PARTIE 2)DOSSIER 2 aux réseaux publics d’électricité, comme plus largement dans le cadre de l’auto- consommation, l’utilisation des réseaux amont est très réduite lors de la consom- mation de la production « locale ». Un tel constat pourrait conduire certains consommateurs à demander la diminu- tion de leur contribution à la couverture des coûts de réseaux. Néanmoins, ceux- ci doivent tenir compte des multiples avantages, en matière de sécurité d’ap- provisionnement, de sûreté et de qualité d’alimentation notamment, que présente le raccordement aux réseaux publics. L’autoconsommation L’autoconsommation, que la loi défi- nit désormais comme le fait de consom- mer soi-même « et sur un même site tout ou partie de l’électricité produite par son installation, la part de l’électricité produite qui est consommée l’est soit instantanément, soit après une période de stockage », participe à une meilleure intégration de la production décentrali- sée aux réseaux. La juxtaposition topolo- gique et la simultanéité de la production et de la consommation permettent une réduction des transits sur les réseaux et peuvent donc engendrer des économies de coûts de réseaux à court et long terme. La parité réseau sera bientôt atteinte : plus les énergies renouvelables se déve- lopperont, plus elles seront compétitives dès lors que leur prix sera inférieur à celui du marché de détail de l’électricité. Elles pourront alors se passer de subvention. Cela s’est particulièrement vérifié pour les installations de panneaux photovol- taïques chez les particuliers. En raison de leur intermittence, ce mécanisme ne pourra se vérifier que pour la part de ces productions qui peut être consommée sur place. Cela concerne donc directe- ment les microgrids. D’un point de vue géographique, afin de trouver un foisonnement suf- fisant entre producteurs et consom- mateurs et faciliter les échanges d’énergie, l’autoconsommation col- lective trouvera sans doute davantage d’utilité à l’échelle d’un quartier qu’à celle d’un seul bâtiment. Certains pro- jets d’autoconsommation collective rassemblent des producteurs et des consommateurs connectés entre eux via un réseau intérieur, libre de fixer les tarifs de son choix sur son réseau et ayant la responsabilité de l’exploi- ter et de le maintenir. Ce réseau inté- rieur est généralement raccordé en un point unique au réseau public de dis- tribution ou de transport, afin d’y injec- ter une production excédentaire ou de compléter le soutirage à l’échelle de ce réseau d’utilisateurs. Les réseaux fermés de distribution La notion de « réseaux fermés de distribution » fait exception au principe de droit commun d’accès des tiers au réseau de distribution. En application de la directive européenne 2009/72/CE du 13 juillet 2009, qui consacrait la création d’un régime juridique spécifique pour les réseaux fermés de distribution, l’or- donnance du 15 décembre 2016 trans- pose cette notion dans le droit national. L’article L. 3441 du code de l’énergie définit un réseau fermé comme « un réseau de distribution qui achemine de l’électricité à l’intérieur d’un site géogra- phiquement limité et qui alimente un ou plusieurs consommateurs non rési- dentiels exerçant des activités de nature industrielle, commerciale ou de partage de services ». Il concerne donc un ou plusieurs consommateurs non résiden- tiels dans un même site de consomma- tion et de production situé sur une zone délimitée. Les réseaux fermés de distri- bution apparaissent comme des micro- grids dont le gestionnaire, qui peut être son propriétaire ou un tiers à qui il en a confié l’exploitation, est libre d’appliquer une tarification spécifique pour l’ache- minement de l’électricité. Il ne fait nul L'AUTEUR Didier Laffaille est diplômé du Conservatoire national des arts et métiers de Paris. Il est depuis 2001 chef du Département technique à la Commission de régulation de l’éner- gie (CRE). Dans sa carrière professionnelle, il a occupé plusieurs fonctions, au sein du groupe Alsthom et de la Conti- nentale d’équipements électriques (CEE) notamment, qui l’ont conduit à maîtriser les différents domaines de la production et de la distribution de l’électricité. Au sein de la CRE, il a travaillé à la mise en œuvre de la régulation de l’activité de gestionnaire de réseaux, en particulier pour la construction de la documentation technique de référence. Cette activité a conduit les gestionnaires de réseaux à rédi- ger les règles techniques d’accès au réseau, notamment pour les installations de production décen- tralisée, domaine très nouveau pour les distributeurs et qui connaît une évolution fulgurante par le dévelop- pement de l’éolien et du photovol- taïque. Il est membre Senior de la SEE et chevalier de l’ordre national du Mérite. REE N°3/2017 Z 97 L’évolution de la place des microgrids dans le système électrique doute que le nombre de réseaux fer- més de distribution est appelé à croître dans les années à venir. Une clarifica- tion juridique était dès lors nécessaire, le droit français ne connaissant jusque- là que les réseaux publics de distribu- tion. Enedis a déjà comptabilisé plus de 600 réseaux fermés de distribution sur le territoire national (centres com- merciaux, bâtiments tertiaires, zones industrielles, aéroports, ports, gares fer- roviaires, etc.), dont 200 disposant d’un système de décompte permettant aux utilisateurs de ces réseaux de faire valoir leurs droits à choisir leur fournisseur ou vendre l’énergie qu’ils produisent. Nul doute que les réseaux fermés de distribution participeront à la transi- tion énergétique. Ils semblent être un vecteur naturel de déploiement des technologies Smart grids. Cependant, leur développement pourrait remettre en cause la notion de solidarité terri- toriale qui sous-tend le système élec- trique français, à travers le principe de péréquation. Les mesures législatives en faveur de l’autoconsommation et des réseaux fer- més de distribution votées ces derniers mois pourraient se révéler clé pour l’es- sor des microgrids et des smart grids. Les microgrids d’hier apportaient l’élec- tricité à ceux qui, trop isolés géographi- quement, n’étaient pas connectés au réseau ; les microgrids de demain pour- ront, à chaque instant, se connecter ou se déconnecter du réseau national. En attendant la maturité des technologies permettant l’îlotage, les microgrids d’au- jourd’hui expérimentent l’autoconsom- mation, le stockage, le pilotage de la demande et l’intégration des EnR. NB : Les propos tenus dans cet article n’engagent que son auteur et ne sauraient être interprétés comme l’ex- pression d’une position officielle de la Commission de régulation de l’énergie.