LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES EN MILIEU RURAL : PRODUIRE ET CONSOMMER ; MINI ET SMART GRID Quelles sont les possibilités pour les collectivités locales de faire évoluer leurs réseaux de transports et de distribution d’électricité afin de gérer et mettre en adéquation à chaque instant la demande en énergie d’une part et la production locale d’électricité à partir des renouvelables d’autre part ? La maîtrise de la demande, le stockage de l’énergie et l’intelligence des réseaux sont des thèmes qui seront évoqués à partir d’expériences réelles. Animé par Yvon Basset, directeur régional adjoint de l’ADEME Bretagne Intervenants : > Les réseaux électriques intelligents, une opportunité pour le service public local de l'électricité ? > Et en France, où en sommes-nous sur la prédiction, le stockage de l'énergie et les réseaux intelligents ? Julien Robillard, consultant > Virvolt - Pays de Saint Brieuc Roger Rouillé, vice-président du Pays de Saint Brieuc en charge de l’énergie, et Sébastien Fassy, directeur de l’agence locale de l’énergie du Pays de Saint-Brieuc > Le projet "KombiKraftwerk" Undine ZILLER, de l’Agence pour les énergies renouvelables de Berlin > Projet "smart grid" en cours de développement à Montdidier Laurent Morelle, directeur de la Régie Communale de Montdidier, et Nicolas Houdant, Énergies Demain Cet atelier s'est déroulé le jeudi 16 juin 2011 dans le Mené, dans le cadre des 1ères rencontres nationales "énergie et territoires ruraux, vers des territoires à énergie positive". Plus d'informations: www.territoires-energie-positive.fr

1. 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

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

3. Introduction
Historique du réseau, centralisation et flux unidirectionnels
Gros producteurs
Domaine de responsabilité RTE
100 000 km de lignes
Domaine de responsabilité
ERDF et ELD
1 400 000 km de lignes
Contrôle de concession
(syndicats d’énergie/FNCCR)
Petits et gros
consommateurs
Production centralisée non
renouvelable
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
Infrastructures surdimensionnées pour gérer la pointe
Dualité des aspects techniques et marché
3

4. 4
Introduction
Bilan d’étape 1/2
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)

5. 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

6. SOMMAIRE
1. Introduction
2. Vers plus d’intelligence
3. Une vision du mécano smart grid
4. Conclusions
6

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

8. 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
8
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)

9. SOMMAIRE
1. Introduction
2. Vers plus d’intelligence
3. Une vision du mécano smart grid
4. Conclusions
9

10. Vers un aplanissement du réseau
Prévision, stockage, pilotage, intégration multi énergie…
10
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 plus pilotables
Charges les moins pilotables
Qualité et
fiabilité de
la puissance
Gestion de
l’énergie
Gestion planifiable
à court ou long
terme
Gestion temps
réel du réseau
Condensateur
Supercondensateur
SMES (stockage magnétique)
Volant d’inertie
Batteries (Lithium ion)
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)
Le système électrique est le royaume de la statistique

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

12. 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.)
12
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
Charge du réseau
Normal Surcharge
Cellule du réseau = grappe de milliers
de bureaux/domiciles/etc. rattaché à
un poste source nominal
L’ensemble des cellules = réseau
Renforcer le réseau +
prédiction/prévention des défauts =>
Éviter les black out
Agents intelligents autonomes pour
Isoler les défauts
Reparamétrer le réseau
Retour à la normale

13. 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
13
Bénéfices pour les usagers,
collectivités et investisseurs locaux ?
Tarification en fonction de la
distance + quelle péréquation ?
Territorialisation des flux
économiques ?

14. SOMMAIRE
1. Introduction
2. Vers plus d’intelligence
3. Une vision du mécano smart grid
4. Conclusions
14

15. 15
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

16. 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. 17
Des questions ?

18. Annexes
18

19. Annexe – 1
Développement territorial des VE
19
Effet charge libre en 2020
Effet pilotage charge en 2020
Points de charge à domicile
et sur le lieu de travail
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…)
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
Stations services
Parkings publics
Charge normale
•pointe de 3 KW
•Recharge complète
en 8 à 10h
Solution principale
Charge normale
•pointe de 3 KW
•Recharge complète
en 8 à 10h
Solution principale
Charge semi
rapide
•pointe de 24 KW
•Recharge d’appoint
(10km) en 5 min
Solution d’appoint
Charge semi
rapide
•pointe de 24 KW
•Recharge d’appoint
(10km) en 5 min
Solution d’appoint
Charge rapide
•Pointe > 43 KW
•Recharge de
secours
Solution spéciale
Charge rapide
•Pointe > 43 KW
•Recharge de
secours
Solution spéciale
Échange de batteries
•Échange mécanique
de batterie en 5 min
•Recharge des batteries
en stock
Solution spéciale
Échange de batteries
•Échange mécanique
de batterie en 5 min
•Recharge des batteries
en stock
Solution spéciale

20. Pointe locale – poste source de Megève au 28
janvier 2009 : pointe à minuit au lieu de 19hPointe nationale à 19h
Annexe – 2
Les enjeux du réseau
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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

21. 21
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