Présentation Ademe. Les réseaux électriques intelligent, une opportunité pour le service public local de l électricité?

Présentation Ademe Les réseaux électriques intelligent, une opportunité pour le service public local de l électricité? 16-06-2011 Smart grid et territoires Julien Robillard julien_robillard_fr@yahoo.fr 1

SOMMAIRE 1. Introduction 2. Vers plus d intelligence 3. Une vision du mécano smart grid 4. Conclusions 2

Introduction Historique du réseau, centralisation et flux unidirectionnels Production centralisée non renouvelable Domaine de responsabilité RTE 100 000 km de lignes Système hyper contraint : Équilibre temps réel production/consommation Plan de tension Contrôle simple (prévisible) et réseau de transport actif Réseau de distribution et consommateurs passifs Relative confiance AOD/EDF Contrôle de concession (syndicats d énergie/fnccr) Gros producteurs Petits et gros consommateurs Domaine de responsabilité ERDF et ELD 1 400 000 km de lignes Infrastructures surdimensionnées pour gérer la pointe Dualité des aspects techniques et marché 3

Introduction Bilan d étape 1/2 4 Processus enclenché depuis 2000 et continu depuis avec unbundling : création de RTE en 2000 + création d ERDF en 2008 Monopoles GRT/GRD reconnus par l Europe État en conflit d intérêt : garant de l intérêt général vs valorisation de son capital pour palier à son endettement EDF investit à l international pour palier les pertes de marché en France Amélioration du bilan financier pour renforcer ses capacités d emprunt et pouvoir rémunérer ses actionnaires (État) Comptes EDF/ERDF cloisonnés mais GRD construit un bilan financier conforme aux besoins du groupe ERDF est une société saine non endetté alors qu elle le devrait (TURPE) Baisse de l investissement sur les réseaux => dégradation de la qualité Les collectivités forcées d investir (entorse à la logique d autofinancement du système électrique)

Introduction Bilan d étape 2/2 Réseau rural important (25% de la population, 50% de la longueur) Réseau optimisé Coût du réseau parmi les plus faibles d Europe Bonne qualité moyenne nationale (31 min de coupures en 2010 selon critère B) Mais sous investissement qui présage une prochaine dégradation Tarifs bas car la France s est reposée sur des résultats excellents obtenus les années précédentes Disparités géographiques de qualités considérables : 14 départements avec plus de 3 heures de coupures (Charente Maritime : 429 min, Indre : 543 min, Loir-et-Cher : 772 min en 2010) Besoin d investir sur la HTA (80% des problèmes) et sur la BT (7% des problèmes) notamment en zones rurales (réduction des écarts types) 5

Vers plus d intelligence Les raisons d un bouleversement Libéralisation Problématiques environnementales Contraintes sur le déploiement de nouveaux réseaux 23% ENR dans le mix énergétique français Paquet énergie climat (objectifs 2020) Accès non discriminant au réseau PDE 20% sur l efficacité énergétique -20% sur les émissions de GES (CO2) Gestion de la pointe carbonée Report d usages vers l électricité 7 Stockage Démocratisation des TIC Evolution vers Smart Grid MDE & pilotage de charges Source : FNCCR

Vers un aplanissement du réseau Un changement majeur de paradigme en cours! Passage d un réseau arborescent unidirectionnel avec une production centralisée vers un réseau en cellule avec une production décentralisée Apparition de réseaux ou micro réseaux à flux nuls ou presque (à l extrême, logique d autoconsommation pour une maison avec PV) Réseau vu telle une batterie parfaite (stockage illimité + disponibilité proche de 100% + puissance soutirée toujours adaptée aux besoins) Quelques caractéristiques clefs : Favoriser l autoconsommation territoriale Gestion mutualiste des écarts Prod/Conso Flux de puissance bidirectionnels Cellules îlotables (PACA?) ou dépendantes (IdF) Itinérance/nomadisme? (conso VE) 8

Vers un aplanissement du réseau Prévision, stockage, pilotage, intégration multi énergie Charges les plus pilotables Condensateur Supercondensateur SMES (stockage magnétique) Volant d inertie Batteries (Lithium ion) Gestion temps réel du réseau Qualitéet fiabilitéde la puissance Gestion planifiable àcourt ou long terme Gestion de l énergie Station de Transfert d Énergie par Pompage (STEP) Stockage air comprimé(caes) Batterie de grande puissance (>MW) Pile à combustible Stockage thermique (TES Thermal Energy Storage) CVC (Chauffage, ventilation, climatisation) Équipements tournants Froid ou chaud industriel Charges combinées (PAC + stockage ) Éclairage (hors LED ou EP) ECS (bine pilotable mais déjà beaucoup utilisé) Stockage d énergie Équipements informatiques, audio, vidéo Charges non pilotables (conso trop faible, critiques tels hôpitaux ) Charges les moins pilotables 10 Le système électrique est le royaume de la statistique

Une vision du mécano smart grid Les centrales virtuelles, pilotes de la dualité L importance des agrégateurs La prévision et l adaptation des stratégies Négociations décentralisées fines entre les opérateurs techniques et de marché Source : PowerMatcher 11

Smart Grids et territoires Qualité territoriale réseaux auto-cicatrisants, microgrids Peer to peer et plug and play Renforcement potentiel de la qualité en fonction de besoins locaux spécifiques (hôpitaux, data centers, etc.) Source : ABB Détection d un poste source surchargé => redistribution de charges dans les cellules adjacentes Panne dans le réseau => Les parties non endommagées du réseau sont basculées dans les cellules mitoyennes du réseau Renforcer le réseau + prédiction/prévention des défauts => Éviter les black out Agents intelligents autonomes pour 12 Isoler les défauts Reparamétrer le réseau Retour à la normale Cellule du réseau = grappe de milliers de bureaux/domiciles/etc. rattaché à un poste source nominal L ensemble des cellules = réseau Charge du réseau Normal Surcharge

Smart Grids et territoires Développement territorial MDE et PDE Consommation locale de la PDE pour limiter les pertes Planification et cohérence de la politique énergétique locale Connaissance du réseau, des contraintes Développement et suivi de politiques PDE/MDE Vers l apparition d une autorité organisatrice de la MDE? (QoS, social ) Avantage économique à la consommation locale (moyen/long terme) Coût fossiles et nucléaire (énergies centralisées) sont à la hausse Bénéfices pour les usagers, collectivités et investisseurs locaux? Tarification en fonction de la distance + quelle péréquation? Territorialisation des flux économiques? 13

Conclusions La résilience du modèle centralisé Culture d entreprise ouvrière et technicienne qui doit évoluer vers des métiers d ingénieurs pointus (gestion difficile du changement) Résistance d ERDF sur les ENR (éolien puis photovoltaique) La vision défendue par EDF (70% nucléaire en 2040, ENR à la marge) 30% d ENR électrique en 2020 (27% annoncé par le gouvernement) => ratio d ENR figé par la suite? Va-t-on brider les ENR (remise en cause depuis Fukushima)? Équilibre des rapports de force entre acteurs du système électrique serait impacté par la généralisation de la PDE Décentralisation technique et politique semblent aller de pair dans ce cas de figure 15

16 Conclusions La décentralisation comme enjeu Collectivités toujours présentes dans les projets de réseaux électriques intelligents => Jamais mises en avant mais toujours là L organisation du secteur est politique (PCET, renforcement du vecteur électrique ) Contrainte des cartels qui se régénèrent encouragés par une vision internationale soutenue par l État => travail de fond pour sortir du mythe d EDF garant du service public Matérialisation du service public local de l électricité (microgrids, MDE)? Le smart grid pourrait permettre la rénovation du service public local (plus visible et concret pour les usagers) Responsabilité d un territoire vers les autres? Pas de production dans tous les jardins (arrangements entre voisins) => des réflexions au niveau des territoires avec le soutien des syndicats d énergie, de la région? BEPOS prend son sens dans un quartier et un territoire à énergie positive? Création d un service public régional de l énergie?

17 Des questions?

18 Annexes

Annexe 1 Développement territorial des VE Effet charge libre en 2020 Effet pilotage charge en 2020 Charge normale pointe de 3 KW Recharge complète en 8 à 10h Charge semi rapide pointe de 24 KW Recharge d appoint (10km) en 5 min Charge rapide Pointe > 43 KW Recharge de secours Échange de batteries Échange mécanique de batterie en 5 min Recharge des batteries en stock Solution principale Solution d appoint Solution spéciale Solution spéciale Points de charge à domicile et sur le lieu de travail Points de charge publics : sur le domaine public (voirie ) sur le domaine concédé (parkings publics, gares, ports ) sur le domaine privé recevant du public (commerces ) Stations services Parkings publics 19

Annexe 2 Les enjeux du réseau Qualité et coût de l électricité fournie aux usagers Equilibre production/consommation Pointe nationale = émissions de GES Pointe locale = congestion du réseau de distribution et besoin coûteux de renforcements Efficacité du système électrique (limitation des pertes techniques) Accompagnement du développement des ENR Pointe nationale à 19h Pointe locale poste source de Megève au 28 janvier 2009 : pointe à minuit au lieu de 19h 20

Annexe 3 Les clefs d un réseau intelligent bien conçu Favoriser la MDE (consommer moins et mieux) Implication du consommateur Etre flexible pour s adapter aux contraintes de la PDE ou des VE/VEHR (aspects techniques et marché) L intelligence doit devenir diffuse et décentralisée dans le réseau de distribution du futur Le réseau de distribution ne peut plus se contenter d être simple et passif, il doit entrer dans l ère de la complexité Gestion des flux de puissance dans le réseau de distribution lui-même Taux d utilisation du réseau conséquent Écrêtage et lissage de la consommation Mécanismes de protection décentralisés Garantir la qualité et la sécurité (auto cicatrisation), être interopérable, optimiser les investissements 21