Systèmes Energétiques Insulaires

Systèmes Energétiques Insulaires Feuille de route Réseaux intelligents Basse Tension

Mise à jour - Novembre 2015

Objet de ce document

Ce document est une mise à jour de la feuille de route SEI sur les réseaux

intelligents BT (élaborée en réponse à la délibération du 12 juin 2014

portant recommandations sur le développement des réseaux électriques

intelligents en basse tension).

Pour mémoire les réseaux BT à SEI (au 30/06/2015)

Environ1,1 millions de points de livraison actifs

9788 producteurs dont 9676 producteurs ENR

19 408 Km de lignes BT dont 34% en souterrain (chiffres de fin 2014 )

2

Sommaire

1) Faits marquants

o Rex Click Conso

o Rex Pegase

o Rex Millener

2) Analyses technico-economiques

o Le stockage d’électricité dans les ZNI

o Les véhicules électriques dans les ZNI

o Les compteurs communicants dans les ZNI

3) Les spécificités SEI et actions depuis 2014

4) Le portefeuille de projets smart Grids à SEI

5) Annexe: Rappel réponse consultation 2014

3

REX Expérimentation compteurs intelligents « Click CONSO »

REX projet PEGASE

REX projet Millener

QUELQUES FAITS MARQUANTS

| 5

CLICK CONSO: DESCRIPTION DE L’EXPÉRIMENTATION DES

1000 COMPTEURS COMMUNIQUANTS

Expérimentation Martinique

• 4 communes (Fort de France, Schoelcher, Case Pilote, Carbet)

• 1000 clients instrumentés représentatifs de la population

• Un partenariat avec l’Université Antilles Guyanepour l’étude sociologique

Déploiement des compteurs de juillet à décembre 2013

Exploitation prévue jusqu’en juin 2015

1. Click Conso

| 6

Un bon fonctionnement global du système Chaîne de communication et de publication

opérationnelle

Validation des principales fonctionnalités du

comptage

UN REX POSITIF DE L’EXPÉRIMENTATION

Un projet innovant et motivant pour les

salariés Valorisation de leur métier

Envie de contribuer au déploiement de technologies

modernes et porteuses d’avenir

Agents expérimentateurs

Une collaboration de qualité avec les

prestataires Diversification de leur activité

Appétence pour l’utilisation d’outils modernes

(tablettes)

Prestataires sollicités

Des clients peu concernés Importance de la communication

Seulement 1% de refus client

Facturation sur index réels appréciée

Diagnostic de consommation apprécié

Clients sollicités

Les facteurs

clés de succès

Préparer le projet

Disposer des

bonnes

compétences

Capitaliser sur la

connaissance

client

Vue technique

1. Click Conso

Ce qui est expérimenté:

7

Un couplage efficace implique des prévisions de production performantes

Développement de modèles météorologiques spécifiques au territoire réunionnais

Quelle méthode de prévision pour quel horizon de temps ?

Evaluation des performancesdes outils développés

Mise en place d’un SIspécifique : collecte et gestion des données, envoi des consignes aux différents systèmes impliqués

Développement de centrales de pilotage

Couplage réel batterie/ferme(s) EnR effectué sur plusieurs dizaines de journées

Système de stockage de type batterie

Technologie sodium-soufre(NaS)

1 MW / 7 MWh

Etudes sûreté des matériels

Contraintes de gestion

Prévision de productionCentrale de pilotage & système d’information

Gestion d’un système de stockage électrochimique

grande échelle

REX DU PROJET PEGASE: PRÉVISIONS DES ENR ET

GARANTIE ACTIVE PAR LE STOCKAGE D’ENERGIE

2. Pegase

8

Prévisions de productionLes études menées ont permis le développement de méthodes/outils/logiciels de prévisions de production performants et opérationnels :

• Mise au point de méthodes particulièrement innovantes utilisant des images satellites• Combinaison de méthodes (persistance, images satellites, etc.) adaptées à chaque horizon de

temps• Définitions spatiale et temporelle fines

Couplage batterie/fermes EnR

• Développement de centrales de pilotages optimisées → 90% d’efficacité de lissage obtenu sur plusieurs dizaines de journées

• Démonstration de la possibilité de lisser une production EnR intermittente en utilisant une batterie et une gestion intelligente des systèmes

• Création de la société EDF Store & Forecast qui commercialise les outils développés

• Mise en évidence du bénéfice généré par des prévisions de production performantes → amélioration de l’efficacité du lissage

• Démonstration de l’intérêt de coupler plusieurs fermes EnR à la batterie pour profiter du foisonnement → diminution du dimensionnement du stockage pour une même efficacité de lissage

PEGASE: RÉSULTATS ET ENSEIGNEMENTS

2. Pegase

Un démonstrateur d’envergure dans le contexte insulaire

Déploiement et test d’écosystèmes auprès des clients particuliers dans 3 îles :

Un des premiers projets retenus par l’Ademe en 2009 dans le cadre des Investissements d’Avenir.

Le projet est soutenu par ailleurs par les fonds européens FEDER, les régions Corse, Guadeloupe et Réunion.

Un projet sur 4 années (2011-2015)

Passerelles PV-stockage

Systèmes

complets

installés

525 200

Nombre de foyers équipés :

un foyer peut contenir

plusieurs charges pilotées

~1200 charges

Corse RéunionArchipel Guadeloupe

Un consortium composé de différents acteurs

industriels visant à déployer plusieurs technologies

et services

Des objectifs quantitatifs majeurs

Fin du projet : 30 juin 2015

9 – Restitution du projet Millener – La Réunion – 1er juillet 2015

3. Millener

Conclusions

Passerelles énergétiques :

Enseignements très riches sur la consommation résidentielle

Pas d’émergence immédiate d’un modèle économique mais un potentiel identifié en Corse

PV stockage :

Identification du soutien fréquence portant une valeur significative

Une complexité de mise en œuvre dans le périmètre et au sein de l’habitat résidentiel

Une maturité insuffisante des dispositifs expérimentaux mis en œuvre dans Millener

Perspectives au-delà du projet Millener :

• Une utilisation du gisement d’effacement en Corse avec par exemple le smart home ou les

compteurs communicants ; pour l’outremer effacement dans le secteur tertiaire

• Etudier l’émergence d’applications de réglage primaire au-delà du réseau BT de

distribution

• Le Véhicule to Grid (V2G) pourrait être une opportunité d’utilisation de batteries

résidentielles sans déployer l’architecture telle que Millener

10 – Restitution du projet Millener – La Réunion – 1er juillet 2015

3. Millener

Sommaire

1) Faits marquants

o Rex Click Conso

o Rex Pegase

o Rex Millener


Le stockage d’électricité dans les ZNI

Les véhicules électriques dans les ZNI

Les compteurs communicants dans les ZNI



5) Annexe: Mise à jour de la réponse à la consultation 2014

11

ANALYSES COÛTS-BÉNÉFICES

Stockage

Mobilité électrique

Compteur communicant

Eléments d’analyse coût bénéfice du stockage dans les

ZNI: situation actuelle

Projet Pegase – La Réunion

Batterie NaS de 1 MW / 7 MWh installée à la Réunion depuis 2009

Dans un premier temps, utilisation pour faire du transfert d’énergie entre les heures pleines et les

heures creuses peu de valeur économique

Dans un deuxième temps, utilisation pour montrer qu’il est possible de lisser des productions

d’ENR intermittentes, comme dans le cadre du 1er AO PV avec stockage faisabilité technique

démontrée

Projet Millener – Guadeloupe, Corse, La Réunion

200 systèmes PV+ batteries (4KWh) chez des particuliers

Tests de plusieurs Use cases :Lissage de la production PV, Autoconsommation, Secours, services

système

1er AO PV avec stockage – La Réunion, Corse, GuyaneLe stockage fonctionne uniquement pour lisser la production PV

Coût du PV lissé autour de 400 €/MWh

Titre de la présentation | mm/aaaa

3. Stockage

l’injection à la pointe (UC3):

lissage de l’injection (UC2)

réglage en fréquence (UC1)

Valeur globale (UC1+UC2+UC3)

Valeurs relatives des uses cases du stockage résidentiel calculées dans

Millener

Guadeloupe La Réunion

NB: La valeur de la sécurisation des

charges des participants dépend de la

perception des clients et des usages secourus.

Evaluation de la Valeur des services stockage pour le système électrique

A priori pas de rentabilité financière dans le cadre

réglementaire actuel : le soutien en

fréquence pourra constituer un service valorisable sous réserve de son accessibilité (zone non délestable)

3. Stockage

Valorisation des différents services

Lissage de la production photovoltaïque

Peu de valeur, en particulier pour les petites productions en raison du foisonnement

naturel et dans les territoires où l’hydraulique peut faire le lissage

Transfert d’énergie

La valeur est très dépendante des configurations de parc

Actuellement, dans la majorité des territoires, les TAC tournent très peu, le système est

principalement marginal diesel. Dans ces conditions la valeur du transfert d’énergie est

faible

Secours chez les clients

Valeur pour le client (dépendant de chaque client) mais pas de valeur pour le système

électrique.

Gestion des congestions réseau

Dépend beaucoup de la configuration réseau

Ce type d’utilisation peut avoir à certains moments de la valeur (par exemple en ce

moment pour l’alimentation du sud de la Réunion) mais sa valeur reste faible dans

l’ensemble

Réglage de fréquence

Cette usage présente une valeur significative dans la plupart des territoires à condition

que les batteries puissent rester accessibles dans toutes les situations (hors zone de

delestage)

3. Stockage

Zoom sur la valorisation du réglage de fréquence

Principe: Pour qu’un réseau électrique fonctionne, un équilibre permanent doit être conservé entre la

production et la consommation. L’image de cet équilibre, c’est la stabilité de la fréquence,

maintenue à 50 Hz

En cas de chute imprévue de le production et donc d’une baisse de la fréquence, les producteurs

d’électricité doivent être en mesure de libérer rapidement sur le réseau une puissance

supplémentaire pendant au moins 15 min : c’est la réserve primaire

Méthodologie Réalisation de deux simulations de l’équilibre offre demande

Au pas de temps horaire sur un an

Avec et sans la batterie

En représentant finement le parc de production (Pmin, Pmax, coûts de démarrage, participation

maximale à la réserve primaire…)

L’écart de coût donne la valeur annuelle de la batterie

Résultats Cette méthodologie a été appliquée aux cas du réglage de fréquence de la Guadeloupe et de la

Martinique.

Pour ces deux territoires on obtient des résultats prometteurs pour la tenue de fréquence à travers

un stockage centralisé de 5 MW

3. Stockage

L’intérêt du VE sur les territoires SEI

En plus de dépenses réduites (pour le client 2€/100km environ, soit 5 à 6 fois moins qu’un

véhicule thermique), les capacités de mobilité des VE sont compatibles avec les

spécificités des territoires et des utilisateurs :

adéquation de l’autonomie limitée des VE avec la petite taille des territoires

la majeure partie des clients font de petits parcours quotidiens (91 % des clients

font un trajet inférieur à 100 km)

50 % des utilisateurs de véhicules particuliers ont une petite citadine

reliefs compatibles et réseaux routiers souvent concentrés

la majorité des utilisateurs de véhicules n’utilisent jamais les transports en

commun

Par ailleurs, les aides financières à l’investissement sont équivalentes à celles en

métropole, y compris le bonus écologique (et « superbonus » depuis avril 2015)

Ces constats expliquent que les différents industriels de la filière peuvent y voir un intérêt

stratégique pour leur expansion.

3. Mobilité électrique

Les spécificités du contexte insulaire

Bien qu’en évolution, la

production d’électricité se fait

encore fortement à l’aide de

moyens de production à hautes

émissions de CO2

SYSTÈME ÉLECTRIQUE

Système de taille limitée et

sans (ou avec faible)

interconnexion continentale

d’où une certaine fragilité

Coûts de production élevés et

supérieurs au tarif de vente. Les

surcoûts sont compensés par la

collectivité au travers de la

CSPE afin de permettre la

péréquation tarifaire

D’un point de vue

environnemental

D’un point de vue

économiqueD’un point de vue

technique


Impact du véhicule électrique dans les ZNI

Sans accompagnement, l’émergence du VE dans les territoires SEI aura un impact négatif sur le plan

économique et environnemental :

• D’un point de vue production : environ +600 € par an et par VE sur la CSPE liés à la

consommation d’electricité de chaque VE.

• D’un point de vue réseau * : évolution des charges de service public (infrastructures de

recharge (IRVE), raccordements et renforcements réseau) : environ +1200 € par VE (valeur non

récurrente)

• Pas d’amélioration du bilan CO2 si pas de charge intelligente (~200 gCO2/km lors des

recharges à la pointe, soit plus que la plupart des véhicules thermiques.

SEI cherche ainsi les opportunités permettant d’accompagner l’émergence du VE. Les

expérimentations en cours visent à faire émerger des solutions de recharge économiques et

écologiques : Mode d’usage et de recharge des VE, Association de la recharge à une énergie

renouvelable, Pilotage des recharges en fonction des contraintes du système électrique et à terme,

Vehicle-To-Grid et/ou Vehicle-To-Home.

*Méthodologie utilisée pour chaque île à horizon 2020 :

Établissement de 3 scénarios de déploiement des véhicules électriques basés sur le pourcentage de nouvelles immatriculations en 2020

(bas : 0,5%, médian : 2% et haut : 5%) ; Taux de véhicules professionnel: 80%

Production: calculé à partir de simulations au pas horaire sur un an, utilisation de couts marginaux long terme et des profils de charge

issus des expérimantations à la Réunion. Simulation pour 14000 km/an.

Réseaux:Scénario de répartition des types de bornes (puissance normale (à plus de 85%), accélérée ou rapide) en fonction de

l’emplacement (espace public, résidentiel, tertiaire, parking loueur) et de la nature du territoire (urbain, péri urbain ou rural) conduisant à

une moyenne de l’ordre d’1,3 point de charge par VE ;Probabilité d’avoir à effectuer un raccordement ou renforcement, en fonction de

l’emplacement, lorsqu’une borne est déployée (à partir de connaissances réseau locales) ;Hypothèses sur les coûts unitaires de

raccordement et de renforcement en fonction du type de borne et de l’emplacement (à partir de coûts métropole coefficientés selon les

territoires)• 19


Le nouveau système de comptage pour SEI

Réseau Clients et ContratsAval Compteur

Usages Clients / prod

décentralisée

Meilleure détection

des pannes et

optimisation du

diagnostic à

distance en cas

d’incident

Connaissance

niveau Qualité de

Fourniture par client

Connaissance des

flux de puissances

sur la BT

Connaissance du

rattachement des

clients

Facturation sur index réel :

moins de réclamations, satisfaction

client

Modifications à distance :

Psouscrite, tarifs,

cessation/souscription, dépannage

(baisse PI)

Possibilité de prépaiement et de

nouvelles offres tarifaires

Coupure / diminution de la

puissance à distance

(Recouvrement et Pertes non

techniques (PNT)

Automatisation de la relève

(réduction de la relève à pied)

Meilleure connaissance du

patrimoine

Sensibilisation à

travers un suivi de

consommation :

comparaisons à des

pairs, détection de

conso anormales,

alertes, …

Favorise l’adoption de

mesures de MDE:

baisse des factures

pour les clients,

conseils ciblés

Surveillance et

contrôle des courbes de

production des auto

producteurs

Système

Surveillance en

temps réel HTA et

BT : amélioration

du diagnostic en

cas d’incident

Favorise la MDE

et facilite le calage

tarifaire

Meilleure

connaissance de

la production

dispersée et du

niveau d’auto-

conso

3. Compteur communicant

Les hypothèses d’une 1ère Analyse coûts bénéfices

L’ACB comparera les coûts et les bénéfices du point de

vue de la collectivité entre les situations :

– « déploiement de compteurs AMM

communicants »

– « sans déploiement » (Business as Usual =

BAU)

Coûts BAU

∆ = Résultats ACB

Coûts AMM

M €

Les coûts et les bénéfices seront

calculés sur la durée de vie de chaque

compteur dans les 2 situations

Les principales hypothèses : Déploiement en 6 ans Sur les 5 Centres

Taux de déploiement de

90% en 2024

Durée de vie moyenne

d’un compteur de 14 ans*

* Moyenne pondérée au nb de compteurs

L’analyse coûts-bénéfices ne constitue pas un Business Plan

d’investissements.


Une ACB devrait être partagée avec la CRE d’ici fin 2015

Gains directs associés aux compteurs

Des coûts matériels et SIGains accessibles grâce

aux compteurs

• L’optimisation des activités de relève, interventions terrains et recouvrement sont des gains intrinsèques au fonctionnement du compteur.

• Une grande partie des PNT sera également associée au déploiement du compteur (mise à jour des bases SI, diminution des Psouscrite sur ALS)

• Pour l’approvisionnement de ses compteurs communicants, SEI souhaite bénéficier des prix du marché ERDF (équivalent GIP ELD)

• Les coûts de SI constituent un enjeu clé et doivent être maîtrisés en s’appuyant si possible sur le SI Linky d’ERDF

• Les coûts de pose sont spécifiques et seront sans doutes supérieurs à ceux d’ERDF : état du parc différent, main d’œuvre de sous-traitance plus couteuse

• Les données issues du compteurs donneront des clés à SEI pour mise à jour des données du réseau, sa conduite du réseau et la planification.

• Les données issues du compteur vont permettre de transformer les possibilités d’accompagnement des clients dans leurs actions d’efficacité énergétique.

Nécessité d’un modèle économique permettant

de pérenniser la rentabilité de l’investissement


Déploiement massif

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Déla

i rég

lem

en

taire

Début du

déploiement

massif

Pré

Déploie

ment

Provision

aléas

Préparation du

déploiement

Début du

déploiement90% de

compteurs

communicants

Planning prévisionnel de déploiement

Dans leurs analyses de situation, les territoires estiment que 6 années de déploiement massif sont

nécessaires pour atteindre le taux de 90% (cf. tissu industriel).

Une année de pré-déploiements permettra de :

– Tester les fonctionnalités qui n’ont pas pu être testées dans le cadre de l’expérimentation

Martinique (pilotage de charge, autres dispositifs d’affichage)

– Vérifier le fonctionnement de la chaîne technologique (techno G3, supervision, SI & télécom)

– Eprouver la dynamique de déploiement de chaque territoire (conduite du changement interne et

acceptation externe)


Sommaire

1) Faits marquants

o Rex Click Conso

o Rex Pegase

o Rex Millener






4) Le portefeuille de projets smart Grids à SEI (Confidentiel)


2

4

FEUILLE DE ROUTE –MISE A JOUR 2015

Les Smarts Grids à SEI

Le contexte général des SG s’applique à EDF SEI : comme en métropole continentale, l’essor des

NTIC offre des opportunités pour répondre aux enjeux actuels du secteur électrique mais avec

des spécificités liées à la nature de ces territoires :

Des coûts de production élevés qui permettent l’émergence de solutions non économiques sur la plaque

continentale

Des réseaux plus fragiles dans des environnements climatiques difficiles (ensoleillement, humidité,

cyclones…)

Un développement accru des ENR intermittentes et notamment du PV qui pose la question de leur

insertion dans le système électrique

Un modèle de régulation spécifique avec pour SEI la gestion des réseaux de transport, de distribution et de

fait la commercialisation

26

POUR QUI ?

les clients (producteurs/consommateurs;

tous segments, y compris les

collectivités territoriales)

le système électrique et le

gestionnaire du réseau

(dans l’intérêt général)

POUR QUOI ? 3 OBJECTIFS Performance économique

• Réduction de la CSPE

• Réduction des factures des clients

• Mise en adéquation de l’offre et de la

demande

Performance écologique :

• Insertion des ENR intermittentes

• Véhicule électrique (sous conditions)

Performance technique :

• Qualité de la fourniture

• Stabilité du système électrique

• Fourniture en conditions difficiles

(écarts, ilotage)

• Confort client

COMMENT ?

A coûts maîtrisés, et en

maintenant la qualité et la

fiabilité du système électrique

Progressivement en fonction

de la maturité des

technologies

27

Principales actions en

cours

Déploiement du nouveau

système de conduite:

SyscoDom sur la HTB et

expérimentation HTA

Projet conduite du futur

dont l’utilisation des

fonctions avancées de

conduite (reconfiguration

automatique) et

intégration des flexibilités

Etude sur les effets d’une

mini baisse de tension sur

la stabilité du système.

(RESCUF)

Projet Ambition Réseaux

(refonte des politiques

techniques SEI)

28


cours

Etude sur la rémunération

des déconnexions

Nouvel appel d’offre CRE

PV+ Stockage

Projet Pegase et

nouvelles méthodes de

prévisions météo pour le

productible ENR

Projet Store up

(Guadeloupe et

Martinique): Utilisation de

batteries Li-ion pour le

réglage de fréquence

Les débats PPE poussent

pour une évolution du

seuil à 35% en 2018.


cours

(Hors MDE)

Plate forme

d’effacement SIGMA

industrialisée et

effacement de process

(pompes et broyeurs)

Projet Millener sur les

plate formes de

pilotage de charge

Projets

d’accompagnement de

la charge des

véhicules électriques

(Viasole et Réunion)

30


cours

- Projets Iles du Ponant

(MDE, pilotage de

charge, augmentation

de la part ENR via PV

éolien hydrolien)

- Alimentation des

écarts Guyanais

(centrales hybrides,

PV-diesel batteries,

reseaux, MDE;

fourniture)

- Examen des

possibilités d’ilotage et

recouplage (type

projet Nice-Grid)

31


cours

- Publication des coûts

horaires et des

moyens appelés en

2016 (transparence)

- Projet digitalisation de

la relation client

- Le volet SI est une

partie majeure du

projet conduite du

futur

- Refonte des schémas

directeurs télécoms

(industrielles)


cours

(cf étude technico-

economique)

- Rex du projet Click

Conso en Martinique

- Lancement du projet

déploiement et

recrutement du chef

de projet à Paris et

des chefs de projets

dans les territoires

- Accélération du

déploiement des

compteurs PME/PMI

Sommaire

1) Faits marquants

o Rex Click Conso

o Rex Pegase

o Rex Millener








3

3

La planète Smart Grids SEI et ses finalitésInsertion des ENR et pilotage par le système des usages et de la production

en

Guadeloupe

: en cours de démontage

Opérationnel fin 2015

Martinique

Guyane

Opérationnel en 2015

« Alimentation des Ecarts Guyanais »Mise en service premier écart en 2015

Opérationnel fin 2015

Clikconso mi-2013/mi 2015Prédéploiement 2017 à confirmer

La Réunion

En cours de démontage

Fin prévu 2016

Corse

Paesi : etude faisabilité 2015

La Planète Smart Grids de SEI

Opérationnel 2014 mise en œuvre fonctions avancées HTA 2016

VE: en cours de lancement

Elaboration de cibles et de trajectoiresPilotage, Animation, veille et benchmarks

Architecture NTIC pour créer de la valeur et réduire les coûts

Conduite de la transformation

Evaluation Economique

Dispositif de pilotage de recharges propres de véhicules électriques

Nouvelles offres pour le marché d’affaire

Portail des effacements (mi-2013)

pilotage des flexibilités des clients Grand Compte (Groupe- Processinterruptible)

Plateforme Smart Grids

Animation et appuis transverses

Portail des effacements (mi-2013)Test sur process interruptibles en 2016

Found)

Store ‘up microgrids

Projet Pegase : Sigma

Syscodom / conduite du futur :

renouvellement de l’outil du dispatching

et modernisation de la conduite

: en cours de démontage

Légende :

34

Comptage / service clients : click conso-> préparation déploiement

Insertion des ENR (yc stockage) : Pegase, Millener, Iles du Ponant, Store up,

Rescue-F

Ilotage : Millener

Autoconsommation résidentielle : Millener

Insertion des véhicules électriques : Viasole, projet réunion

Micro-grids : Iles du Ponant, Ecarts Guyannais, …

Pilotage de charge : Millener, Sigma avec extension process industriels

Mise en service 2017

Mise en service 2017

Iles du Ponant

Microgrid/ BEL/ intégration PV, éolien, hydrolien et MDE

Prédéploiement 2017 à confirmer

Prédéploiement2017 à confirmer

Prédéploiement2017 à confirmer

Prédéploiement 2017 à confirmer

Etude de déploiement

Rescue-F

http://www.google.fr/imgres?imgurl=http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/thumb/e/e7/Greek_uc_sigma.svg/400px-Greek_uc_sigma.svg.png&imgrefurl=http://fr.wikipedia.org/wiki/Fichier:Greek_uc_sigma.svg&usg=__b7VEl38jynGyz_cJ8oq5Oghfk_g=&h=500&w=400&sz=10&hl=fr&start=1&zoom=1&itbs=1&tbnid=6uBDf-5OzlSIhM:&tbnh=130&tbnw=104&prev=/search?q=sigma&hl=fr&biw=1259&bih=633&gbv=2&tbm=isch&ei=e6gJTvKOL5Dbsgaut53IDg










Sommaire

1) Faits marquants

o Rex Click Conso

o Rex Pegase

o Rex Millener






4) Le portefeuille de projets smart Grids à SEI (Confidentiel)


3

5

Solutions proposées

Recommandation(s) n° 40 & 41:

Seuil de déconnexion dans les ZNI,

critères de sûreté et mise à jour de

la DTR

A

N

A

L

Y

S

E

Le ralentissement du développement du PV dans les ZNI est avant tout le fait de la baisse des tarifs d’obligations

d’achat et des incitations fiscales.

Le seuil de 30% peut néanmoins être perçu comme un frein à une éventuelle volonté politique de relance du PV en

production ou autoproduction du fait de la réduction de recette et de l’incertitude portée par le producteur.

Le seuil de 30% traduit un équilibre technico-économique entre le dimensionnement de la réserve rapide

(essentiellement thermique dans les ZNI) et l’insertion d’énergie fatale. Le seuil peut dépendre de chaque système

électrique et SEI va s’attacher dans les mois à venir à définir les conditions qui permettront la remontée

progressive de ce seuil tout en assurant la sureté du système électrique et en préservant l’équilibre économique. Les

solutions de stockage et volants d’inertie seront étudiées.

1) Définir les caractéristiques nécessaires pour considérer une installation non intermittente

2) Proposer une solution sécurisation réglementaire des Business Plans des investisseurs PV ou éolien liées aux déconnexions

3) Proposer une méthodologie spécifique à chaque territoire de caractérisation du seuil de déconnexion (spécificité du mix et des aléas climatiques)

4) Définir par territoire le niveau de stockage (à commande centralisée) nécessaire à une pénétration supplémentaire des ENR

5) Proposer un modèle économique pour les batteries qui accroissent les possibilités d’insertion des ENR intermittentes

6) Expérimenter la gestion des stockages à commande centralisée (diffus ou non)

• Batterie NaS, autre batterie ou volant d’inertie

• Eventuels appels d’offre

7) Poursuivre les travaux sur les prévisions de production et de consommation

Calendrier envisagé

2015 2016 2017

Thème : seuil des 30%

1) Définition du stockage nécessaire pour considérer qu’une

installation n’est pas intermittente (réalisé)

2) Etude sur le coût systèmes pour aller au delà de 30% dans

les autres territoires (Réalisé pour la Guyane)

3) Expérimentation du pilotage d’une batterie centralisée

(Projet Pégase) (engagé)

4) Proposer un modèle économique pour les batteries qui

accroissent les possibilités d’insertion des ENR

intermittentes (étude réalisée pour la Martinique et la

Guadeloupe)

5) Travaux sur la prévision de production (en cours)

6) REX PV + Stockage (AO CRE 2011 : rex en cours 1ère mise

en service fin 2014 avec quelques calages encore

nécessaires, Millener : pas de flexibilité disponible à moyen

terme hors chauffage électrique en Corse, confirmation de

l’intérêt du réglage de fréquence rapide par des batteries

mais raccordé à des niveaux de tension supérieurs)

1) Poursuite des études probabilistes sur les

5 territoires – analyses

• Détermination de la corrélation

stockage/Taux d’ENR par

territoire

• Poursuite des travaux sur la

caractérisation des seuils

2) Travaux sur la prévision de production

3) Etude sur le coût systèmes pour aller au

delà de 30% en Corse

4) Mise en place d’expérimentation de

soutien de fréquence rapide avec du

stockage dans les Antilles

36

1) Début de REX des expérimentations sur

le réglage de fréquence

2) Rex appels d’offre PV+stockage

3) Poursuite des travaux sur la prévision de

production

Principaux points à résoudre :

Recommandation(s) n° 26:

Gestion des flexibilités aval par

les GRD

A

N

A

L

Y

S

E

Il n’existe pas de tarifs à effacement à date à SEI. De fait, en dehors de Corse, on constate une faible

saisonnalité de la consommation. Des réflexions sont en cours sur la mise en place de tarifs à effacement

mais posent à ce stades des questions de faisabilité (notamment de comptage).

Le déploiement d’un AMM doit permettre des offres plus souples. Dans un modèle intégré et sur des

territoires de petite taille, la flexibilité pourra mise être au service de la réduction de la pointe ou de

congestions réseaux sans que soit nécessaire la mise en place d’une régulation spécifique.

Solutions envisagées

Mettre à jour les structures/niveaux tarifaires dès 2016 pour les sites

Jaune et Vert

Déployer des tarifs à effacement sur les clients à moyen terme sur le

territoire de SEI au service au fur et à mesure du déploiement des

futurs compteurs.

Expérimenter le cas échéant des solutions de contournement via le

signal TCFM sur les compteurs existants. Des analyses sur la faisabilité

de telles solutions sont en cours.

Proposer une solution Véhicule Electrique par des signaux temps réels

issus du dispatching.

Calendrier de déploiement

2015 2016 2017

Thème : Aval Compteur

1) SEI travaille dans plusieurs projets au pilotage des usages (SIGMA,

Millener). Le modèle intégré évite certaines complexités entre les

acteurs présentes en métropole.

2) Pour autant, l’absence de chauffage et la moindre pénétration du

chauffe eau électrique pilotable limitent les flexibilités résidentielles.

3) Définir clairement les canaux de communication entre EDF et ses

clients

4) Définir les signaux mis à disposition des clients pour piloter leurs usages

5) Avoir une politique tarifaire et vendre les éventuelles options à

effacement

6) Disposer de système de comptage adaptés

1) Expérimentations effacements sur

Sigma

2) Pilotage des usages par un signal

dispatching temps réel (Viasole)

3) Refonte des signaux tarifaires dans

le cadre des discussions sur le TRV

post-2016.

37

1) Poursuite des travaux sur le potentiel

d’effacement en valorisant le futur

compteur

2) Poursuite des expérimentation

d’effacement SIGMA en examinant les

process industriels (Pompes et

broyeurs…)

1) REX Effacement process industriels

2) Poursuite des travaux et élaboration

d’offres valorisant le futur compteur


Recommandation(s) n° 7, 12

Mise à disposition de données

A

N

A

L

Y

S

E

La CRE demande au gestionnaires de réseaux de distribution la mise en place d’interfaces pour mettre

dynamiquement :

- à disposition des AODE les données de réseau que le gestionnaire est tenu de leur communiquer;

- à disposition de toutes personnes le souhaitant les données de réseau librement communicables;

- à disposition des porteurs de projets de bornes de recharge de véhicules électriques les données sur les

capacités disponibles et les contraintes des réseaux

- au titre de la LPTE, les données d’appel des centrales et de coût au pas horaire

1) Inventaire des données à communiquer en application de L.2224-31 du

CGCT et des modalités actuelles de collecte et de communication

2) Identification des mailles d’agrégation permettant le respect de la

confidentialité des données

3) Travail sur la définition du coût constaté dans le cadre de la publication

du coût horaire

4) Définir les caractéristiques de l’interface à mettre en place notamment en

terme d’accès et de fraicheur des données en tenant compte des

contraintes opérationnelles


Mise en conformité avec les nouveaux décret et arrêté CRAC dès

publication

Définition des données à publier pour les différentes parties prenantes

Fiabilisation des données de cartographie notamment moyenne et basse

tension

Etude des modalités de mise à disposition des données (infrastructures

matérielles et logicielles, administration des données, gestion des

infrastructures, équation économique …)


20152017

Thème : Mise à disposition de données

1) Mise en conformité de la maquette CRAC SEI

2) Définition des données de production à publier en fonction

des parties prenantes - Présentation d’une méthodologie

pour publication des données incluant les coûts de

production.

3) Mise en place d’un guichet pour les demandes de données

externes

4) Début du chantier de fiabilisation des données de

cartographie moyenne et basse tension

1) Poursuite du chantier Fiabilisation des

données de cartographie moyenne et

basse tension

2) Premières expérimentations de l’interface

de publication

3) Définition des modalités de mise à

disposition des données de réseau

38

1) Mise en service des

différentes interfaces

de publication de

données

2016


Recommandations n° 17, 20, 21,

24, 25Prise en compte dans les procédures de

raccordement des raccordements indirects, du

stockage. Faire évoluer les études pour

proposer des alternatives.

A

N

A

L

Y

S

E

Un travail devra être mené sur les Offres de Référence (ORR) pour mieux comprendre le niveau

demandé en terme de service rendu au système électrique. SEI s’appuiera pour ce faire sur la

convention qui le lie à ERDF et adaptera les solutions retenues dans l’hexagone.

A partir de cette ORR, des offres alternatives pourront être étudiées.

Pour les auto-producteurs, des conventions d’exploitation ont été mises en place pour assurer la

sécurité des personnes et la sureté du système électrique. Elles seront intégrées dans la DTR.

Sur le stockage, les premières expérimentations doivent permettre de faire émerger les solutions.

1) Construire une cadre pour les raccordements indirects de producteurs et

de consommateurs pour les <36kV à confirmer avec l’arrêté du 23 avril

2008.

2) Estimer pour les différents types de producteur la valeur pour le système

électrique des prestations de réglage de tension, fréquence, d’absorption

de réactif. Adapter le barème de raccordement pour intégrer ce coût et

inciter à des productions contributives au système électrique.

3) Estimer les critères permettant d’étudier des solutions de raccordement

alternatives à l’ORR (offre de raccordement de référence)

4) Vérifier la compatibilité des règles actuelles avec le stockage; définir des

critères objectifs justifiant de traitements différenciés entre installations

(non discrimination)

1) Réflexion sur les exigences de la

DTR sur le stockage

2) Cas pratique en cours sur une demande

en Guadeloupe


Veille réglementaire sur la suppression art. 9 de l’arrêté du 23/04/2008,

l’évolution du cadre normatif concernant l’ORR et le stockage

d’électricité

Adapter la DTR en conséquence, en coordination avec ERDF. Analyse

et adaptation éventuelle des évolutions de la DTR d’ERDF au contexte

SEI

Faire évoluer notre portail raccordement pour prendre en compte les

raccordements indirects

Concernant le stockage, il conviendra d’étudier les conditions de leur

raccordement au réseau et d’adapter les DTR en conséquences


2015 2016

Thème : Procédures de raccordement

1) Étude de l’impact des raccordements indirects

de producteurs

2) Etude sur le coût/gain pour le système

électrique des caractéristiques de chaque type

de production

3)Mise à jour de la DTR (yc SEI REF 03)

1) Évolution du portail raccordement

2) Détermination de critères

permettant de proposer des

solutions de raccordement

alternatives.

39

2017

Principaux points à aborder :

Recommandation(s) n° 18 & 19 :

Réglage de la tension sur les

installations de production

décentralisées

A

N

A

L

Y

S

E

La présence d’installations PV ou éoliennes sur les réseaux HTA et BT est susceptible de générer des

contraintes locales, faisant évoluer la tension en dehors des plages contractuelles (non qualité pour le

client, risques sur le matériel). Certaines installations de production situées en extrémité de file sont

plus pénalisées que celles proches du poste source. En cas de contraintes fortes sur la tension, outre des

actions sur la topologie, les solutions peuvent consister en une limitation de la puissance active injectée

(soit imposée au producteur, soit par l’utilisation d’un stockage associé), un dispositif permettant de

réguler la tension sur les installations PV et éoliennes, l’installation de moyens de compensation

statiques.

1) Identifier les problèmes de tension générés par les ENR intermittentes

dans les ZNI – Premières remontées non caractérisées à la Réunion.

2) Travailler en priorité sur la HTA

3) S’approprier la palette des solutions envisageables à partir des travaux

effectués par ERDF. En fonction des problématiques rencontrées,

effectuer le choix de la solution la plus efficace sur les plans technique et

économique.

4) Tester les solutions in situ sur un échantillon des « files » à problème

recensées. Des premiers travaux ont montré qu’il faut veiller sur ces

petits systèmes à ce ne pas agir en local sans s’assurer des impacts sur

l’ensemble du système.



2016 2017

Thème : régulation de tension sur la production décentralisée

>2017

Réaliser une enquête sur le Centre Réunion des problèmes locaux de

tension sur les files HTA en priorité, voire BT

Instrumenter les files précédemment identifiées

Recenser, d’après toutes les études précédemment effectuées, les

solutions potentielles, hors celles de renforcement réseau

Utiliser les REX ERDF pour évaluer les différentes solutions (action

sur la topologie, contrôle de la puissance active, action sur le réactif

(régulation de tension sur les groupes, compensation statique locale,

...))

Mettre à jour la documentation technique et réglementaire et les

principes d’étude de raccordement, si besoin et pertinence d’une

adaptation de l’existant

1) Lancement d’une enquête à la Réunion

pour recenser les éventuelle files « à

problèmes »

2) Instrumentation des files éventuellement

recensées comme critiques

3) Collecte des donnée ; analyse et recherche

des solutions potentielles

1) Collecte des données issues des files

« échantillons »

2) Test des solutions retenues sur des files

« échantillons »

3) Proposition d’un guide méthodologique

permettant, hors renforcement réseau,

d’obtenir le meilleur ratio bénéfice/coût

d’une solution pour chaque situation type

1) Application de la méthode appliquée à la

Réunion aux autres ZNI si nécessaire

2) Examen de la question de l’adaptation sur

les installations existantes si besoin de

régulation de tension ; évolutions (éventuelles)

des textes : DTR, arrêté 28 avril 2008 et des

principes d’étude de raccordement ;

40


Recommandation(s) n° 13 et 17

Prise en compte dans les barèmes de

raccordement des infrastructures liées

au véhicule électrique et aux

raccordements indirects

A

N

A

L

Y

S

E

Ces recommandations demandent que le barème de raccordement consacre un chapitre dédié aux

infrastructures de recharge des véhicules électriques.

Les barèmes de raccordement reposent sur des modélisations des usages et notamment de leur

foisonnement qui peuvent être spécifiques dans le cas des bornes de recharges. En fonction du niveau de

cette spécificité, il convient peut être d’adapter les procédures de raccordement.

Concernant le raccordement indirect, en fonction du cadre retenu le barème pourra être adapté.

1) Un nouveau barème SEI est en cours de finalisation; il doit ensuite

obtenir la validation de la CRE avec une hausse de 30 à 35%. Une mise à

jour plus régulière du barème est à envisager.

2) Sur la question du véhicule électrique, il n’est pas a priori pertinent

d’encourager aujourd’hui le VE sur nos territoires surtout lorsqu’il est

raccordé au réseau.

3) Sur les raccordements indirects, il est essentiel que l’autoproducteur se

déclare. C’est l’objet des conventions d’exploitation mises en place par

SEI.


SEI ne prévoit pas d’étude spécifique sur le sujet mais se coordonnera

avec ERDF – dans le cadre de la convention qui nous lie – pour

déployer la méthodologie éventuellement retenue.

Intégrer dans les prochaines DTR la convention de raccordement des

auto producteurs qui assure la sécurité des personnes, la sureté du

système électrique (gestion de l’intermittence) et l’absence d’un

dispositif de comptage adapté.


2015 2016

Thème : Barème de raccordement

2017

Préparation du nouveau barème de

raccordement présenté

Mise en application de la version du barème SEI

actuellement en cours de finalisation

Dès que le dispositif de soutien à l’auto-

consommateur/autoproducteur sera connu, mise

à jour des DTR

41

Prise en compte des évolutions

dans la construction du

prochain barème.


Recommandation n° 3, 28Normalisation des contacts virtuels

Définition et publication des exigences

minimales permettant de garantir la

communication entre les équipements

du réseau et les équipements aval

A

N

A

L

Y

S

E

Le compteur de SEI s’appuiera sur la technologie du compteur d’ERDF et à ce titre pourra bénéficier

de tous les travaux de normalisation et de spécification des exigences réalisés par ERDF.

La normalisation des signaux par le GTE doit permettre d’orienter le marché et d’accompagner le

développement d’usages pilotables. SEI est largement favorable à cette démarche.

La solution retenue en matière de comptage communicant à SEI devrait s’appuyer sur la solution

retenue en métropole continentale permettant d’en reprendre les grand principes. Le moment venu,

SEI publiera dans sa DTR la standardisation retenue dans le cadre des travaux du GTE pour les

contenus des messages et l’association des relais virtuels à des usages types.



1) Acter la participation de SEI au GTE.

2) Travailler sur les principaux usages pilotables.

3) S’assurer de la robustesse/simplicité des signaux mis en place pour tenir

compte de certaines spécificités des territoires de SEI en terme de

réseaux, SI.

La solution de base envisagée par EDF SEI sera de faire comme sienne

la standardisation retenue par le GTE pour les contenus des messages

et l’association des relais virtuels à des usages types,

De même, les exigences minimales que doivent respecter les

équipements de l’installation de l’utilisateur pour qu’ils soient à même

de communiquer avec ceux du réseau de distribution seront communes

autant que possible à celles déployées en métropole continentale pour

bénéficier notamment des effets d’entraînement sur les matériels.


2015 2016 2017

Calendrier de déploiement calé sur celui du déploiement des compteurs communicants à SEI

dont le déploiement massif est prévu à partir de 2018

42


Recommandation n° 30

Protection du signal CPL

A

N

A

L

Y

S

E

La CRE demande aux gestionnaires de réseau de décrire dans leur documentation technique de

référence, les exigences en matière de protection du signal CPL .

SEI s’appuiera sur les mêmes outils qu’ERDF en matière de communication CPL

In



La solution de base envisagée par EDF SEI sera d’utiliser les mêmes

exigences que celles retenues par ERDF dans sa DTR


2015 2016 2017

Calendrier de déploiement calé sur celui d’ERDF

1) Introduire dans la documentation technique de référence de SEI les

exigences en matière de protection CPL

43

Systèmes Energétiques Insulaires

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