Smartgrids et réseaux interconnectés : enjeux pour la ...Smartgrids et réseaux interconnectés : enjeux pour la ville durable et smart communities, au-delà de la ressource électrique

Compte rendu réalisé par Léostic Script Service [email protected]

1 AGRION Paris, 10 rue Mercoeur, 75011 Paris - France

[email protected] - Tel : (+33) 01.48.01.64.84 - Fax : (+33) 1.48.01.66.05 - www.agrion.org

Smartgrids et réseaux interconnectés : enjeux pour la ville durable et smart communities, au-delà de la ressource électrique

Mercredi 14 mars 2012 de 9h à 12h

Les Smartgrids et l’interconnexion des réseaux ouvrent de nombreuses possibilités, notamment dans le cadre de la ville durable : c’est l’émergence des smart communities, articulant de manière optimisée l’ensemble des ressources. La conférence se déroulera en deux parties :

I- Partage des connaissances sur les expériences de Microgrids et les réseaux connectés : Caractéristiques, enjeux, apports et enseignements des premiers retours d’expérience.

II- Les perspectives de développement de ces réseaux

Quelles sont les opportunités de développement, de constitution de communautés ?

Quels bénéfices chacun des acteurs peut-il trouver à la mise en place de ces réseaux ?

Doit-on faire évoluer le cadre réglementaire ou mettre en place un système d’incitations ?

Intervenants :

VEOLIA - Yves Bertone, Smart Grid Deputy Director

GrDF - Anthony Mazzenga, Chargé d’études stratégies régulation

ErDF - Anh Vu, Smart Cities Program Manager

Alstom Grid - Marc Lamey, Smart Grid Sales and Business Development VP

Animateur :

LOGICA Business Consulting - Jean-Christophe Bertrand

I- Partage des connaissances sur les expériences de Microgrids et les réseaux connectés : Caractéristiques, enjeux, apports et enseignements des premiers retours d’expérience.

LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand La hausse continue de la consommation d’électricité est une tendance de fond. Les réseaux existants doivent être optimisés. De nouvelles ressources réseaux, pensées localement par de multiples acteurs, émergent. Les microgrids permettent de rapprocher la production d’énergie de sa consommation et de limiter les investissements de transport. Rappelons la définition du microgrid : c’est une version moderne d’un système électrique intégré dont les sources de production et de consommation sont interconnectées. Il peut être temporairement isolé du réseau public de distribution, concerner différentes échelles de territoires et pensé de façon multi fluide. Il s’ajuste sur le marché d’effacement, possède des capacités de




stockage et suppose une transformation de l’écosystème énergétique et de l’organisation du secteur et des responsabilités de chacun. Véolia – Yves Bertone

Le smartgrid est généralement évoqué en termes de production d’énergie, issue de technologies de pointe. Autour des centrales qui ont un rôle de production, se trouve un panel d’acteurs : les consommateurs, distributeurs et cogénérations. La chaîne production-transport-distribution-consommation nous permet d’identifier notre rôle, à savoir la partie consommation et production locales. La région PACA, géographiquement bien placée, est très dynamique quant au smartgrid. Elle accueille le projet ReFleXE qui répond tout d’abord à une demande de l’ADEME et à l’objectif des « 3 fois 20 » européen. ReFleXE teste la fonction d’agrégateur et l’apport d’un service au client, afin de mettre en œuvre de l’effacement. L’acceptabilité par le client final est très importante. Nous ciblons des sites tertiaires et industriels en intégrant les énergies renouvelables. L’objectif du projet est d’aider au développement des services diffus. Nous sommes en consortium avec différents acteurs – réseau de distribution, communication, recherche et institutionnels. Nous devons gérer des sites avec peu d’effacement à un coût maîtrisé. Nous observons comment notre filiale Dalkia, qui vend de l’électricité et qui achète du gaz, peut se positionner sur le marché et être porteuse des besoins des clients finaux. Nous gérons déjà 5 000 sites, 100 millions de m² en tertiaire, 6 millions de logements, et nous avons produit 7 gigawatt d’électricité en éco génération. Alstom nous permet d’intégrer des sites diffus avec des modèles de foisonnement et de prédiction grâce auxquels nous nous positionnons sur différents marchés -spots, effacement ou capacité-, sur lesquels il y a des incertitudes. L’objectif est de répondre aux différents marchés avec un outil d’agrégation : des bâtiments instrumentalisés, des réseaux d’eau potable ou des batteries. Notre partenaire de recherche travaille sur le photovoltaïque et les batteries en local. Il faut penser à du stockage calorique mixte, pour combiner les énergies et gérer leur production décentralisée. ReFleXE en quelques chiffres : 10 à 20 bâtiments sur site industriel, une durée de 42 mois découpée en 3 phases : définition d’un périmètre, étude, analyse et mise en œuvre du démonstrateur dans le lot 2, afin d’obtenir 6 mois de bilan à la fin des 2 ans. Le projet coûte 9 millions d’euros, partagés entre les 5 partenaires, avec une subvention de l’Ademe de 3,7 millions. Nous tentons de couvrir le panel le plus représentatif d’une région pour répondre aux demandes futures. L’enjeu est de prendre en compte toutes les technologies et de les intégrer avec leurs problématiques règlementaire et organisationnelle. Il reste à définir le raccordement et l’étude des équipements. ReFleXE est un projet de recherche. Les solutions existantes ne sont pas suffisantes pour raccorder du diffus. Quel élément permettra aux clients d’accepter l’effacement ? Qu’est-ce qui va assurer la pérennité des smartgrids et les transformer en un vrai marché ?




LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand Y a-t-il une interconnexion avec les réseaux d’eau et d’assainissement? Veolia – Yves Bertone D’une part, les sites de gestion de l’eau sont des sites industriels, ils peuvent donc aider à l’effacement, voire même être producteurs –Véolia eau et propreté produit du biogaz qui peut réalimenter le réseau. D’autre part, une mise en commun des technologies à travers le smart net est effective dans les smart cities Alstom Grid - Marc Lamey Alstom réalise de la production d’énergie électrique, du transport et du grid. Les éco cities d’Alstom Grid consistent en un virtual powerplant, à savoir une agrégation qui transforme un réseau de consommateurs/producteurs en une centrale électrique virtuelle. Le mélange de la production et de la demande va développer une capacité nette de production ou d’absorption sur les réseaux. Les éco cities comprennent également des bâtiments à énergie positive qui génèrent de l’électricité du fait d’un stockage, ou parce qu’ils possèdent des moyens de production renouvelables, généralement du solaire, au lieu d’être des consommateurs nets. Ces bâtiments sont rares de part le monde. Les problématiques liées au véhicule électrique sont présentes, notamment sur le réseau de distribution en cas de charge rapide du véhicule. De plus, les réseaux de distribution en ville peuvent difficilement être agrandis. Combien de véhicules peut-on mettre sur un réseau ? La dérégulation des prix, selon le modèle du marché américain, suppose un tarif de l’électricité temps réel et des codes de marché, provoquant un changement d’attitude des consommateurs. Ces derniers deviennent générateurs d’électricité. Ce changement est lié au changement du prix de l’électricité et au changement culturel de consommation, dont l’exemple extrême est le Japon, avec l’arrêt de la quasi-totalité de la production nucléaire suite à Fukushima. Prospective du point clé qui conditionne la production du CO2 pour « 3 fois 20 » : nous en sommes à 10 ou 15 % d’énergies renouvelables concentrées ou diffuses en 2012. Nous constatons une passivité à l’égard de cette énergie : elle est plus subie que contrôlée dans les réseaux. En 2020, la part des énergies renouvelables passera à 25 % et un nouveau type d’énergie émergera avec la demande flexible. Le cumul de ces changements concernera plus d’un tiers de la capacité de production sur un réseau. Les énergies renouvelables deviennent dispatchables, c’est-à-dire contrôlées et non subies. L’objectif de l’intégration du solaire, de l’éolien et du carbone capture dans les éco cities est la réduction du CO2, à travers des bâtiments à énergie positive, de nouveaux moyens de transport, et les capacités de stockage et de réinjection d’électricité sur le réseau. Les infrastructures de stockage sont essentielles, qu’elles soient des batteries ou du stockage calorique. Les bâtiments en énergie positive sont gérés informatiquement et l’ensemble du changement de leurs équipements, tels l’éclairage ou la climatisation, deviennent des ressources dispatchables et




prévisibles. Il n’existe pas de normes au sein des systèmes de gestion d’électricité dans les bâtiments pour pouvoir communiquer de façon harmonieuse avec leurs systèmes de contrôle commande énergétique aujourd’hui. Si la charge rapide –c’est-à-dire en quelques minutes- d’un véhicule électrique n’est pas possible, il sera difficile de leur faire jouer un rôle prépondérant. Or ce type de charge produit d’importantes perturbations au niveau de l’absorption sur le réseau électrique. La planification et la prévision de la consommation de ces véhicules vont devenir critiques pour les réseaux de distribution. Les énergies renouvelables -éolien, solaire- sont par définition relativement imprévisibles. Leur gestion s’effectue par des outils informatiques qui permettent de faire sept prévisions de génération et de faire la balance entre la génération et le stockage. En Europe, les projets démonstrateurs d’Alstom sont cofinancés pour la recherche et le développement. De nombreux projets sont commerciaux, avec des clients finaux et des Utilities qui investissent de façon classique. Leur but est d’implémenter massivement des solutions pour gérer des problématiques. Il existe trois projets en France, dont la logique est de créer un virtual powerplant –agrégation d’un éco quartier avec bâtiments générateurs/consommateurs et des ressources dispatachables. La France accueille des projets démonstrateurs, dont l’un des rares projets d’éco cities au monde, observé avec le plus vif intérêt. Nice grid et Reflexe ont deux objectifs complémentaires. Concernant Reflexe, c’est un CVPP, à savoir un virtual powerplant commercial. Nice grid répond à au problème de transport très congestionné dans la région PACA. Il faut donc produire plus près des consommateurs. La solution retenue est une injection massive d’énergies renouvelables diffuses, à savoir du solaire sur les bâtiments du centre ville. Cela pose la problématique du stockage -énergie disponible la journée et période de pointe à partir 19 heures. Un stockage calorique dans les bâtiments est donc mis en place. L’objectif est d’autonomiser un quartier de Nice, tout en conservant la possibilité de le coupler au réseau traditionnel. Nous reconstituons un réseau de transport/distribution/génération intégré dans une logique moyenne tension à l’échelle d’une éco city. C’est un défi, car les réseaux n’ont initialement pas été prévus pour cela. Issy grid, débuté en novembre, est un projet similaire rassemblant davantage d’acteurs. L’objectif est l’agrégation de consommation de la production pour pouvoir jouer sur le marché d’électricité spot ou le demande-response mis en place en 2014 en France. Nous déterminons la taille critique de campus et de quartiers pour obtenir des générations de consommation homogènes pour les contrôles de commande de ces ressources et le réseau de transport et de distribution d’électricité. Les demandes sont en petites quantités. L’objectif en 2020 est un éco quartier ou une éco city de 50 à 100 mégawatts, à savoir des ressources importantes. Nous pensons qu’il est difficile de gérer l’ensemble de ces ressources diffuses dans le réseau en-dessous de 50 ou 100 mégawatts. Il est impossible de gérer à l’échelle d’un centre de contrôle commande la consommation de 30 millions




de consommateurs et de bâtiments industriels. Nous cherchons donc à dimensionner des sous-systèmes économiquement viables, pour pouvoir gérer l’ensemble de ces ressources.

LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand Qui est à l’initiative des projets commerciaux à travers le monde ? Est-ce que ce sont des opérateurs énergéticiens, des collectivités locales ou des communautés ? Alstom Grid - Marc Lamey Ce sont des opérateurs de réseaux intégrés –transmission/distribution/génération- aux États-Unis. Le département d’Etat à l’énergie a également promu la technologie et la possibilité d’avoir des projets à échelle industrielle. Par ailleurs, le marché de demande-response existe, contrairement à l’Europe. Il y a plusieurs sociétés qui font de l’agrégation à grande échelle pour des bâtiments et jouent sur le marché de l’électricité, qui est en temps réel. Il existe d’énormes capacités d’effacement sur le marché, à savoir 250 mégawatts au nord-ouest des États-Unis. Malgré un marché de demande-response, ces chiffres sont à relativiser et concernent une petite zone. Il subsiste le problème du modèle économique de la consommation : le tarif influence-t-il le consommateur ? Nous observons que si le consommateur n’économise pas suffisamment grâce à ce nouveau système complexe, il privilégiera son confort. En Europe, nous retrouvons la même problématique : le système économique sera-t-il suffisamment motivant pour un particulier, à grande échelle ? Y aura-t-il la volonté de réduire la consommation et d’augmenter la partie des énergies renouvelables ? Il existe de vraies volontés à l’échelle d’Etats, tels au Qatar, pour développer des villes vertes ou au Japon, qui a perdu d’énormes capacités de génération. Ils ont mis en place du demande-response forcé l’année dernière, touchant les infrastructures publiques. Il est prévu un délestage massif cet été, posant de vraies problématiques comportementales au niveau des populations. GrDF – Anthony Mazzenga Existe-t-il un intérêt à faire du smart en gaz ? En effet, nous avons des stockages massifs en souterrain, à savoir 30 % de la consommation annuelle en France. C’est pourquoi il y a peu de problèmes de tarifs saisonniers ou de problème d’effacement. L’univers du gaz est très différent de celui de l’électricité. Néanmoins, nous réfléchissons sur les usages du smart, car de nouveaux usages du gaz se développent, qui impacteront le réseau. Le gaz fossile produit à l’étranger tend à être remplacé par du gaz vert. Nous travaillons sur l’intelligence du réseau gaz car des évolutions techniques peuvent assurer une meilleure qualité de service et d’environnement. Aujourd’hui, nous changeons d’échelle pour les consommateurs, qui reviennent massivement au chauffage collectif. Des solutions intermédiaires apparaissent, telle la récupération de chaleur sur les collecteurs d’eaux usées. Ces réflexions impacteront le réseau grid et leur territoire d’application -immeubles, chaufferie d’éco quartier ?




Les industriels se préoccupent du prix de l’énergie et doivent intégrer des contraintes environnementales très fortes. Ils ont des projets très intégrés d’écologie industrielle et s’interrogent sur le bio méthane -production industrielle qui peut être injectée sur les réseaux ? Nous sommes en mesure de construire des véhicules fonctionnant au biogaz. L’intégration des énergies renouvelables dans les bâtiments change la stabilité et la prévisibilité des consommations : si les conditions climatiques sont défavorables, le bâtiment fera appel au réseau, sinon, il utilisera ses propres ressources de génération. Ceci implique une dépendance plus forte aux aléas, impactant le réseau. Nous sommes interpellés sur notre capacité à restituer et à collecter l’information, à suivre et cibler la consommation à l’échelle de quartiers. Nous ne pouvons actuellement pas le faire, car nos SI n’ont pas été conçus pour cibler des bâtiments consommateurs, ou des tableaux de bord en temps réel. Or c’est ce type de projets qui se développent, notamment avec le Grand Lyon. La première injection de bio méthane -gaz vert- en France s’est faite à Lille en 2011. Cela n’avait jamais été fait, et engendre des interrogations sur la qualité du gaz, son contrôle et son odorisation, jusqu’alors effectuée au niveau du réseau de transport. L’équilibre offre-demande doit être géré à l’échelle locale. Nous avons reçu 180 demandes d’étude de faisabilité d’injection de gaz sur le réseau, qui peuvent causer un excédent. Afin de gérer ses situations, doit-on développer des systèmes hybrides pour absorber les excédents de gaz vert ? Doit-on développer des projets à échelle locale ? La France, grand pays agro-industriel, a un potentiel de 180 Terawatters de bio gaz, auquel s’ajoute la gazification issue du bois, au potentiel de 70 Terawatters. Des acteurs se positionnent sur la biomasse de synthèse issue de micro-algues. Le bio méthane est aujourd’hui plutôt centralisé, mais des communes rurales non desservies en gaz et possédant localement du biogaz s’interrogent sur la possibilité de développer le microgrid en gaz. La Suède, qui ne possédait aucune infrastructure de gaz, a développé du biogaz pour alimenter des bus. Un réseau maillé de communes uniquement alimentées au bio méthane est apparu. Cet exemple nous interpelle. Une autre technique smart à l’échelle des réseaux de distribution : les compteurs communicants. Qu’est-ce qu’un compteur communicant en gaz ? Il existe très peu d’exemples à travers le monde. Quatre constructeurs nous ont proposé quatre solutions technologies différentes, déployées sur quatre communes pour les tester. Les compteurs exigent des batteries et une technologie radio. Nous en en phase de construction de la solution. Nous créons notre propre cahier des charges et nous lancerons un appel d’offre pour les constructeurs. L’objectif est de mesurer la consommation à l’échelle quotidienne, voire horaire, afin de restituer de l’information de meilleure qualité et d’offrir un service de suivi de consommation, ce qui a été testé lors des expérimentations avec des courriers et des sms. Nous avons testé l’intérêt des consommateurs. Nous avons été surpris de constater que 30 % des consommateurs du panel ont, non seulement été intéressés, mais ont modifié leur comportement suite à ces informations sur leur consommation. Le déploiement prévu est à hauteur de onze millions de compteurs. La CRE et le ministère décideront si ce projet est techniquement et économiquement pertinent. En cas d’avis favorable, le déploiement débutera dès 2014.




Le réseau lui-même est basique car tout se passe bien. L’injection de bio méthane et les producteurs locaux modifient cette situation : si un problème survient sur une installation autoalimentée, il faut pouvoir rebasculer sur le réseau de transport classique. Nous nous posons également des questions de qualité de service, avec des interventions plus rapides en cas d’urgence. Nous mettons en place des équipements de télésurveillance, de télé exploitation et de pilotage dynamique du réseau. Les informations seront centralisées et pilotées par des systèmes automatiques, ce qui est extrêmement innovant. Nous avons déjà des bureaux d’exploitation centralisés, mais grâce à ces projets, nous serons l’un des réseaux les plus avancés pour assurer la sécurité et la bonne intégration du gaz vert. En guise de conclusion, les projets sont centrés sur notre cœur de métier, bien que de nombreuses interactions avec d’autres réseaux –électrique, chaleur, eau et télécom- se mettent en place. De nouveaux système apparaissent, tels les micro-générations à l’échelle individuelle et du logement, ou les systèmes hybrides, notamment sur les chaudières. Nous travaillons à la modélisation de ces interactions avec RTE pour déterminer quelle offre de service pourrait être développée avec ce type de système. Il existe aussi le stockage d’électricité dans le réseau gaz sous forme d’hydrogène, notamment développé par les Allemands. Le gaz peut contenir jusqu’à 6 % d’hydrogène. Les solutions de méthane de synthèse, injecté dans le réseau gaz, seront privilégiées en France, notamment dans une perspective de stockage massif. Plus de la moitié de la chaleur produite sur le réseau est du gaz. Il existe également des capacités de bio méthane avec les stations d’épurations. Nous déployons notre propre réseau télécom avec les compteurs communicants sur radio, nécessitant une bonne interaction entre opérateurs. Nous avons des objets technologiques qui nous obligent à des interactions. Les collectivités doivent se saisir de ces questions afin de construire une bonne organisation à terme. ErDF – Anh Vu

ErDF est une filiale d’EDF en charge de la gestion et de l’exploitation des réseaux de distribution en France. Le réseau achemine l’électricité qui provient en majorité du réseau de transport, donc des productions centralisées. Il existe des productions décentralisées qui injectent sur notre réseau de distribution qui est en moyenne et basse tension. Le smartgrid est bien connu en électricité, contrairement au microgrid. ErDF alimente des sites isolés –des microgrids- qu’il serait trop coûteux de raccorder au réseau de distribution. Ils possèdent des moyens locaux de production d’énergie renouvelable. Nous avons déjà des décennies d’expérience à l’étranger, notamment en Afrique et en Inde sur ce type de projets. Nous avons quelques projets en Europe, financés par la Commission européenne dans le cadre des fonds de recherche. Le projet européen Grid4EU vient d’être lancé et compte six démonstrateurs dans six pays. Les démonstrateurs français et tchèque portent sur le microgrid. Qu’est-ce qu’un microgrid ? Ces études ont pour objectif de montrer la différence être le microgrid et le réseau de distribution publique. Nous observons la différence avec les virtual powerplant – c’est-à-dire les productions virtuelles.




Dans le cadre de la mise en place et de l’exploitation de microgrids, quels sont les défis techniques ? C’est en effet un équilibre réseau complexe, car il faut tenir la tension et la fréquence tout en surveillant l’ensemble en temps réel. Quelles sont les architectures d’exploitation et les équipements à mettre en œuvre ? La fiabilité et la durabilité des équipements posent également question. Comment fait-on pour gérer plusieurs microgrids sur le même réseau ? Bien qu’ils soient séparés, il faut les raccorder au réseau de moyenne tension. Ces microgrids peuvent apporter un service d’auxiliaire au réseau public de distribution, en l’aidant à tenir la stabilité de sa tension et en l’allégeant lorsqu’il est coupé du réseau. Nous observerons également les bénéfices économiques et environnementaux, à savoir la non-installation de centrales nucléaires ou gaz en zones fragiles. Les microgrids nous permettent également de différer de lourds investissements réseaux et d’étudier l’injection d’une énergie renouvelable de type intermittent sur le réseau. Quel est le rôle des différents acteurs si nous multiplions les microgrids ? Qui bénéficie des microgrids ? Notre projet smartgrid a des objectifs fixés par législateur. Le premier objectif est d’acheminer une électricité de bonne qualité au consommateur de façon continue. La sécurité des personnes et des biens, autant celle des consommateurs que des agents, est une priorité. Comment le smartgrid va-t-il faire pour résister aux aléas climatiques -tempêtes, inondation? Nous avons travaillé sur l’automatisation des réseaux moyenne tension -ou réseaux auto cicatrisant-, en isolant le problème une fois localisé et en alimentant les clients par des réseaux de secours. Nous avons également le projet du compteur communicant Linky qui nous permettra de mesurer l’énergie consommée et la tension chez chacun. Grâce à ces informations, nous pouvons gérer le réseau, ce que nous ne savons pas faire actuellement. Nous travaillons à l’intégration des énergies renouvelables et du véhicule électrique, qui exerce un appel de puissance très fort sur le réseau en charge rapide. Nous observons également toutes les technologies de stockage pour économiser de l’énergie mais il faut savoir si c’est de l’énergie ou de la puissance qui est stockée car le type de batterie et leur localisation sont différents. Nous nous intéressons également au comportement du consommateur smart qui prend des mesures pour adapter sa consommation à son environnement. Nous portons également un intérêt aux smart cities, car 80 % de nos concitoyens vivront dans zone urbaine dans les prochaines années. Quel sera l’apport des smart cities aux contraintes environnementales –réduction des gaz effet de serre et efficacité énergétique ? Quel apport des smart cities au développement économique local, régional et national ? L’objectif est de développer l’économie et l’industrie du territoire français. C’est pourquoi il faut construire des partenariats innovants et forts, avec d’autre Utilities. Nous testons ce type de partenariat hors de la France, le cadre règlementaire y étant très contraignant. L’objectif est d’améliorer la qualité de vie des citoyens. Concernant la sécurité, nous installerons des caméras de supervision, nous avons également des compteurs qui nous permettent de reconnaître les équipements ménagers. Cela pose des problématiques d’intrusion dans la vie privée, ce qui est très surveillé par la CNIL. Il faut également que l’effacement puisse être acceptable. Les acteurs accepteront-ils d’investir dans les smart cities s’il n’y a pas de business modèle ? La CSPE représente les charges de service publique d’électricité payées par l’ensemble des citoyens afin de fournir les personnes en précarité énergétique, les îliens, ou de subventionner l’installation




d’ENR. En 2012, la CRE a prévu 4,3 milliards au titre de la CSPE dont 2,2 milliards seront affectés au soutien des ENR. Si la CSPE est supprimée et que les tarifs d’achat obligatoires pour les énergies vertes sont supprimés, y aura-t-il toujours un modèle d’affaires ? Par ailleurs, nous appliquons et nous sommes responsables de la préréquation tarifaire, où le coût de chaque intervention réseau est réparti sur l’ensemble des consommateurs français. Cette solidarité territoriale n’existe pas dans les autres pays. Ce modèle doit être soit revu, soit financé. Les perspectives de développement de ces réseaux LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand Concernant le mircogrid : qui facture ? Qui assure la maintenance et l’équilibrage ? Les smartgrids sont-ils collectifs ou individuels ? Force est de constater un vide législatif en France, concernant les bénéfices pour la communauté, le client ou le producteur. Un microgrid est-il privé ou public ? Comment s’insère-t-il dans le réseau public de distribution ?

Quelles sont les opportunités de développement, de constitution de communautés ?

Orange - Valérie Le Peltier Monsieur Bertone, quand pensez-vous qu’il existera un business concret pour les agrégateurs ? Monsieur Mazzenga, les collectivités locales risquent d’être déconcertées par la multiplication des infrastructures de télécommunication. Comment percevez-vous ce problème ?

Veolia – Yves Bertone Le marché d’effacement et le marché spot existent déjà. Les électro-intensifs sont positionnés grâce à leur capacité à agréger un effacement, mais le marché est naissant. Concernant les énergies diffuses, nous espérons que la réglementation du marché de capacité en 2014 aidera à la création de rôles agrégateurs plus compétitifs. Nous n’existeront pas en tant qu’acteur unique du marché. Il existe une vision plus lointaine, de cinq à dix ans, qui concerne l’évolution des marchés de la production. Les contraintes de la demande vont pousser à la démultiplication, la question étant : comment allons-nous pouvoir utiliser tout le potentiel technique en France ? Ce dernier sera déterminé par la réglementation du marché, et l’équilibre entre les acteurs. La deuxième questionne soulève un vrai débat. A l’instar des autres réseaux -électricité, télécoms-, il faudra trouver un équilibre, afin qu’il n’y ait pas qu’un seul acteur.

GrDF – Anthony Mazzenga La question du partenariat s’est posée pour nous avec les compteurs communicants. Il était logique de nous associer à ErDF et de lier le comptage gaz avec le comptage électrique. Or c’est très compliqué à mettre en place, pour des raisons matérielles et stratégiques. Une nécessité légale poussait le milieu de l’électricité à mettre en place des compteurs : ce n’est pas le cas pour le gaz, où il fallait démontrer l’intérêt économique des compteurs, dont les contraintes sont supérieures aux bénéfices.




Il a donc été décidé d’adopter deux solutions technologiques différentes et de séparer nos méthodes de comptage. De même, bien que la télé relève de l’eau utilise des technologies radio sur batteries similaires aux nôtres, nous sommes face à des acteurs très divers. Le déploiement de 11 millions de compteurs générait plus de coûts que de synergies. Nous avons de nouveau opté pour une solution différenciée. Toutefois, les données remontées via les compteurs Linky pourront être utilisées par des sociétés pour proposer un service d’agrégation créateur de valeur pour les consommateurs. Les données convergeront bien que cela ne soit pas réalisé à l’échelle technique. De nombreuses collectivités ne créent pas de synergie. Les autorités ne sont pas conscientes qu’elles possèdent des réseaux, par exemple, lorsqu’elles désirent installer un réseau de chaleur alors qu’un électrique et de gaz est déjà existant. Notre rôle est de les former. Nous parvenons souvent à adapter les réseaux au territoire –la chaleur en zone dense spécifique, le gaz en zone intermédiaire et l’électricité pour une zone diffuse. Nous ne savons pas encore comment procéder ensemble. Des mesures telles que les schémas régionaux climat air et énergie et les plans climat territoriaux sont mis en place et montent les collectivités en compétence. Des efforts restent à fournir entre opérateurs pour agir en partenariat, en respectant un cadre de péréquation tarifaire et de spécialité.

Orange - Valérie Le Peltier Monsieur Bertone, dans quel but envisagez-vous une filière avec Orange ?

Veolia – Yves Bertone Cette filière a été créée. Elle est en charge du déploiement de l’infrastructure radio pour les compteurs d’eau, également utilisés sur les réseaux de chaleur. Le smart metering est un outil bien rodé. Le modèle économique est à travailler, notamment avec Orange dans le cadre du contrat avec le Cedif d’Ile-de-France.

Jitex Consulting – Eric Cisse Quelle est la place de la France par rapport à l’Europe dans le développement des smartgrids ? Madame Vu, quels sont les verrous institutionnels, sociétaux, et réglementaires qui pourraient favoriser le développement des smartgrids en France ?

ErDF – Anh Vu Concernant le positionnement de la France : une initiative a été lancée en 2010 par 7 gestionnaires de réseaux de distribution et de transport européens. Nous avons défini un modèle smartgrid pour les réseaux électriques. Cette modélisation, soutenue par la Commission européen et l’agence des régulateurs, est commune à tous les gestionnaires de réseaux à l’échelle européenne. Nous avons déterminé les investissements à faire sur les dix prochaines années et les indicateurs mesurant l’avancée des smartgrids en Europe. La France n’est pas en retard. Nous avons développé la smart consommation depuis l’après-guerre, à savoir d’optimiser les investissements du réseau en faisant foisonner les charges. Nos agents utilisent le téléreport et nos clients importants des réseaux basse et moyenne tension sont télérelevés à distance. Nos collègues européens n’ont pas forcément ces modalités. Ils bénéficient toutefois de toutes les nouvelles technologies du fait de leur arrivée plus tardive sur ce marché.




Concernant les verrous règlementaires, il existe le principe de spécialité. En tant que distributeur, nous n’avions pas le droit d’être un opérateur télécom. Toutefois, dans le cadre de smart cities, un écrasement des pointes d’appel de puissance sur le réseau peut être imaginé. Nous demandons aux consommateurs de s’effacer, c’est-à-dire, de ne pas consommer entre sept et neuf heures du soir. Ces effacements seront des automatismes mis sur le réseau, chez les consommateurs ou les producteurs. Ils devront être contrôlés par des plates formes, gérées par un acteur encore non défini et feront participer de multiples acteurs - commercialisateurs, consommateurs et producteurs. La réglementation actuelle stipule que le gestionnaire de réseau ne s’occupe que d’une portion limitée du réseau, à savoir du poste source au comptage, le reste relevant du commercialisateur. Or l’optimisation du système d’effacement demanderait une évolution du rôle de chacun, pour leur propre intérêt. Ce modèle d’affaires est à déterminer. Quel est l’objectif économique pour le système et pour les acteurs ? Ces derniers n’investiront dans le périmètre s’ils ne sont pas sûrs de récupérer leur investissement. La CRE observe attentivement le marché de capacité.

Doit-on faire évoluer le cadre réglementaire ou mettre en place un système d’incitations ?

LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand En tant que micro producteur, puis-je vendre mon électricité à mon voisin ?

ErDF – Anh Vu Concernant les ENR d’un certain type et d’une certaine puissance, il existe une obligation d’achat. Un particulier équipé d’un panneau photovoltaïque bénéficie d’un tarif de rachat par EDF. Un particulier est obligé de vendre à un commercialisateur possédant une licence, car ils sont les seuls à pouvoir déclarer des injections sur le réseau. Autrefois, les particuliers auto consommaient leur production, et rejetaient leur surplus sur le réseau sans le perturber. Toutefois, du fait de la mise en place du tarif d’obligation d’achat, le panneau photovoltaïque devient un placement financier. Les particuliers demandent donc des raccordements avec injection totale de leur production, ce qui cause des problèmes de surtension sur le réseau. La réglementation évoluera peut-être, mais je ne sais pas dans quel sens.

GrDF – Anthony Mazzenga La question s’est également posée pour le bio méthane, à l’échelle de communes qui produisent du bio méthane à partir de déchets verts. Vous devez passer par un fournisseur, à moins de vous déclarer vous-même fournisseur, ce qui est très compliqué : vous devez alors justifier de sources d’approvisionnement, garantir un accès au stockage. Cette réglementation a été créée pour protéger le consommateur. Si une installation tombe en panne, cela engendre de grandes difficultés. Il est normal que des opérateurs tels que les fournisseurs garantissent l’alimentation des consommateurs. Des assouplissements sont encore à faire pour sortir intégrer plus de décentralisation.

AXA Entreprises – Pascal Gavid Ne craignez-vous pas que le développement des smartgrids conduisent à une inégalité de tarif pour les particuliers, comme c’est actuellement le cas pour l’eau, qui est gérée localement ?




ErDF – Anh Vu C’est un problèle pour nous. Une facture d’électricité comporte l’énergie payée au commercialisateur, l’acheminement, les taxes et la CSPE. Le tarif d’acheminement est calculé en fonction de l’énergie consommée. Il est le même pour tous. Le microgrid entraîne une certaine privatisation des réseaux et les opérateurs privés sont opaques quant aux tarifs qu’ils fixent. Lorsque nous raccordons des clients, nous savons qu’ils paient tous le même tarif, et des certificats de conformité sont fournis avec la mise en service de ces réseaux. La sécurité des biens et des personnes est assurée. Nous n’avons plus ces informations –coûts et sécurité- avec des réseaux privés.

LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand Le client s’y retrouve-t-il dans les grilles de tarifications des microgrids à l’international ?

Alstom Grid – Marc Lamey La régulation en France est la même pour tous, smartgrid ou non. Si nous prenons l’aspect réel des coûts, il est dépendant de la production, contrairement aux États-Unis, où les tarifs sont fluctuants car ils dépendent des nœuds d’injection sur le réseau électrique. C’est une vraie décision politique et non pas une décision technique liée à la structure des réseaux.

Veolia – Yves Bertone Concernant l’auto production, j’observe que l’Espagne ou l’Italie privilégient l’auto consommation du fait de prix élevés. Il existe une microgrid industrielle dans ce mode de marché. Les projets menés en France vont nous permettre de prendre de l’avance sur les pays voisins en intégrant une réduction de CO2 ou une différentiation de tarif tout en maintenant l’égalité entre les particuliers. Nous pouvons également imaginer un site bénéficiant d’une tarification particulière, en complément de la tarification commune, car il auto consommerait sa production. Ce sont des modèles à créer.

LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand Quelle technologie le microgrid peut-il mettre en œuvre pour créer ce type de réseau ? Jusqu’où doit-on aller dans l’automatisation ?

Alstom Grid – Marc Lamey Tout d’abord, les technologies de contrôle des flux électriques. Nous parvenons à créer une complexité des flux énergétiques dans les mircogrids identique à l’ensemble du réseau sur très grande échelle. L’équilibre de l’offre et de la demande, de la fréquence et de la tension, sont gérées par de petites salles de contrôle. Quelle est la taille critique d’une éco city pour être rentable au vu des technologies ? Viennent ensuite les technologies de stockage, à savoir les batteries. Elles ne sont pas nombreuses aujourd’hui, mais posent des questions régulatoires : une batterie est-elle un générateur ou non ? Dans certaines législations elles sont considérées comme des générateurs, notamment en Europe et aux États-Unis, ce qui ralentit les batteries qui profitent aux réseaux de distribution et de transport. Seule l’Italie a trouvé un accord entre les générateurs, les transporteurs et les distributeurs.




Concernant les chargeurs de véhicules électriques et les technologies associées de la charge rapide. Les smart meters, actuellement utilisés pour le gaz, l’eau et l’électricité sous-entendent des réseaux de télécommunication. La logique de contrôle en temps réel des flux pose la problématique de la capacité des tuyaux, qui représentent un volume d’informations monstrueux -35 000 0000 de smart meters monitorés à la seconde- et de la qualité des services. En effet, la qualité de service devient prépondérante lorsqu’il s’agit d’un contrôle commande en temps réel gérant un équilibre physique –il n’existe pas de stockage ou de capacité tampon pour l’électricité. C’est pourquoi les grands transporteurs ont leur propre réseau de télécommunication, indépendamment des réseaux classiques. Par ailleurs, s’ajoutent les équipements de génération, notamment les cellules solaires qui posent la problématique de la durée de vie, de l’entretien, de leur productivité à travers le temps. Concernant la partie physique du réseau électrique, les équipements sont déjà en place. C’est une logique plutôt de contrôle commande en tant réel que d’équipement physique des réseaux qui prévaut.

LOGICA Business Consulting – Jean-Christophe Bertrand Cela peut poser un problème d’interopérabilité.

Alstom Grid – Marc Lamey En effet. Le projet Linky, a voulu standardiser les communications avec les smart meters, sachant que leurs fabricants ont tous leur propre protocole et tentent de conserver une non-interopérabilité. De même, il n’existe aucun standard pour interagir avec les contrôles commande des bâtiments, du fait de la limite de responsabilité. Si vous interagissez avec un bâtiment fourni par un concurrent, vous ne possédez aucun standard de communication. A une petite échelle expérimentale, les négociations permettent de modifier les contrôles commande. Ceci peut fonctionner à court terme, mais pose un problème d’interopérabilité sur le long terme. Comment le véhicule électrique va-t-il communiquer en fonction de possibilités du réseau ? Cela pose des problèmes de standardisation. Quand au reste, à savoir le contrôle commande du réseau proprement dit, des normes relativement bien implantées existent.

AXA Entreprises – Pascal Gavid Et pour le piratage des réseaux ?

Alstom Grid – Marc Lamey La sécurité des réseaux – distribution, transports- et des smart meters entraînent des enjeux de confidentialité. Les populations sont très effrayées du piratage de leurs données privées, mais les enjeux ne sont pas importants. Dans le cadre d’une guerre économique, les enjeux portent sur le contrôle commande des centrales électriques et des postes afin de générer des dysfonctionnements brutaux. Un certain nombre petits pays en Europe tel que l’Irlande ou les pays baltiques sont régulièrement soumis à des attaques massives et régulières. Ces attaques organisées ne sont pas le fait de petits bricoleurs. Des règles de sécurité sont mises en place et les niveaux de sécurité sont de plus en plus élevés. A titre d’exemple, tout ce qui a trait au réseau électrique en Suède est classifié secret défense.

AXA Entreprises – Pascal Gavid Les smartgrid auront-ils les mêmes obligations de sécurité que les réseaux RTE, afin de limiter ces risques ?




Alstom Grid – Marc Lamey Cela passera par la normalisation, qui n’existe pas encore, des moyens de communication. En 2020, si des éco quartiers ou des smart campus deviennent d’importantes capacités de consommation-production qui peuvent être brutalement arrêtées, cela générera des perturbations sur le réseau. Lorsqu’une taille critique des agrégats consommateur-producteur aura été atteinte, il faudra impérativement que les normes, ou les bonnes pratiques actuelles des Utilities, descendent à l’échelle des gestionnaires. Toutefois, cela dépendra des gestionnaires et des logiciels associés permettant de piloter les éco cities. Qui sera l’opérateur ? Qui héritera de la charge de l’opération ? Actuellement, nous sommes entre Utilities, villes participantes et constructeurs et les questions ne se posent pas encore. Cela sera différemment en phase industrielle.

Logica Business Consulting – Cedrik Pelherbe Marc Lamey, vous évoquez le phénomène de mégawatt, avez-vous des exemples en France ou en Europe ? Yves Bertone, par rapport au Grand Lyon, quel est le rôle de Véolia via sa filiale ?

Véolia – Yves Bertone Ce n’est plus la filiale de Véolia. Nous sommes toutefois présents sur le Grand Lyon à travers des smart meters pour l’eau et les réseaux de chaleur.

Alstom Grid – Marc Lamey Concernant les mégawatts, c’est-à-dire les watts que vous ne consommez pas. Lorsque vous faites du demande-response, cela comporte deux aspects : soit vous faites du glissage de charges, c’est-à-dire que vous déplacez votre consommation, soit vous neutralisez votre consommation. Le glissage de charge ne fait que décaler, pour des raisons économiques de performance ou d’absorption du réseau, la consommation. Concernant les bâtiments, le mégawatt est fréquent. L’objectif est de moins consommer ou de ne pas consommer, de jouer sur les températures pour physiquement réduire la consommation nette.

GrDF – Anthony Mazzenga Le projet des compteurs communicant de gaz n’est justifié que par cet aspect d’économie d’énergie. L’étude technico-économique de la CRE fait état de 0,2 % d’économie, c’est une hypothèse faible au regard de celle retenue par le Royaume-Uni, mais elle justifie en grande partie les économies générées par le déploiement d’un système plus sophistiqué, donc plus coûteux.

Enea Consulting - Guillaume Deschamps Quels bénéfices chacun des acteurs peut-il trouver à la mise en place de ces réseaux ? Où peut-on tirer le plus de bénéfices de microgrids et à quelle échelle du réseau électrique ? Est-ce en transport industriel ou à l’échelle du consommateur ?

ErDF – Anh Vu




Ce sont les résultats attendus du projet qui vient d’être lancé. Les avancées du projet feront l’objet de présentations annuelles : quels sont leurs bénéfices et leur répartition sur les acteurs ? Ces résultats sont à comparer avec d’autres démonstrateurs de régions européennes, où les bénéfices peuvent être différents. Par exemple, les démonstrateurs tchèque et français de Grid4EU ne s’adressent pas aux mêmes populations, qui ont des types de consommation et des conditions environnementales différentes. L’efficacité technologique des solutions retenues sera analysée en fonction du contexte, avant de déterminer si elles sont réplicables -et à quelles conditions. Comment ont réagi les producteurs, les consommateurs et les gestionnaires ? Nous tenterons d’expliquer leur comportement et de déterminer si le démonstrateur est réplicable dans le même pays, ou dans un pays à condition comparable, dans quelles conditions et à quel coût. Nous comparerons avec les démonstrateurs d’autres continents, chacun ayant ses standards et son développement économique. Les standards européens pourront s’imposer aux États-Unis s’ils sont forts. Dans le cadre de Grand Lyon, nous travaillons avec des japonais qui amènent leurs produits et leurs normes, ce qui nous permet de renforcer l’interopérabilité de nos équipements et de travailler avec eux dans le futur. FIN DE LA CONFERENCE

Documents

Smartgrids et réseaux interconnectés : enjeux pour la ...Smartgrids et réseaux interconnectés : enjeux pour la ville durable et smart communities, au-delà de la ressource électrique