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Les services apportés par la flexibilité de la demande aux réseaux publics de distribution d’électricité

ERDF est confronté à une grande hétérogénéité de situations locales

Dans un scénario de type « Nouveau mix », ERDF estime qu’entre 2015 et 2030, il pourrait y avoir :

  • un triplement des puissances des installations de production éoliennes terrestres raccordées aux réseaux de distribution ;
  • un quintuplement des puissances des installations de production photovoltaïques raccordées à ces réseaux ;
  • jusqu’à 7 millions de véhicules électriques ou hybrides rechargeables, pouvant avoir un impact en puissance sur les réseaux de distribution jusque 9 GW.

Ces évolutions significatives induites par la transition énergétique conduisent à des fluctuations accrues des sollicitations du réseau, auxquelles les différentes flexibilités pourront contribuer à répondre. Par ailleurs, cette évolution s’effectue dans le cadre d’une forte hétérogénéité entre les territoires, aussi bien à la maille régionale que départementale ou communale (types d’usages et de production, métropole ou rural, etc.). ERDF devra ainsi comprendre cette diversité de situations et de contraintes locales afin d’y apporter à chaque fois les meilleures réponses.

Rapport entre la production renouvelable raccordée au réseau de distribution (en HTA et BT)
et le nombre de d’habitants (par département)


Source : ERDF

La flexibilité de la demande fait partie des leviers Smart grids évalués par ERDF pour la gestion des réseaux de distribution

Les technologies innovantes dites « Smart grids » offrent à ERDF un certain nombre de solutions potentielles pour mieux gérer les réseaux de distribution et gérer ces situations nouvelles. Ces solutions doivent d’abord être étudiées et comparées, et ensuite validées, avant toute généralisation ou déploiement ciblé.

Les diverses formes de flexibilité, liées à la demande, la production et/ou au stockage, en actif ou en réactif, font partie des leviers étudiés. Elles peuvent être considérées comme un levier à part entière, ou comme des solutions complémentaires ou en substitution à d’autres solutions.

Comme pour les autres solutions Smart grids, ERDF construit ses décisions d’investissement sur la base des retours d’expérience du terrain. Cette approche permet :

  • de choisir les solutions matures et éprouvées ;
  • de vérifier leur véritable apport par des expérimentations terrains ;
  • de valider l’analyse technico-économique a posteriori des solutions.

La flexibilité de la demande est ainsi expérimentée dans de nombreux projets auxquels ERDF participe, en partenariat avec d’autres industriels, fournisseurs, agrégateurs, collectivités locales. Les principaux projets concernés sont Nice Grid, GreenLys, Smart Grid Vendée, Issy Grid, Smart Electric Lyon et Advanced.

Ces expérimentations permettent de :

  • comprendre le fonctionnement d’un ensemble de solutions (comparaison, interférences, etc.) ;
  • comprendre le comportement des acteurs du système (fiabilité, potentiel, comportement, risques et opportunités, etc.) ;
  • tester les processus associés aux solutions avec les acteurs externes (contractualisation, etc.) ;
  • et enfin de fiabiliser l'analyse technico-économique des solutions testées.

ERDF évalue notamment l’opportunité de faire appel à des services de flexibilités de la demande comme alternative au renforcement

L’opportunité d’utiliser la flexibilité de la demande comme alternative au renforcement des réseaux étant une question complexe, ERDF travaille en lien avec les démonstrateurs de Smart grids sur la définition d’un cadre de comparaison entre investissement dans un renforcement de réseau et recours à des flexibilités. Cette approche a pour objectifs de :

  • s’assurer que les mécanismes et les formats de flexibilités les plus opportuns sont bien testés dans les démonstrateurs ;
  • travailler sur une évaluation plus globale de l’éventuel besoin de flexibilité ;
  • préparer les évolutions régulatoires et réglementaires qui pourraient être nécessaires si ERDF pouvait faire appel à des flexibilités comme alternative aux renforcements.

ERDF développe une méthodologie d’analyse de la valeur de la flexibilité de la demande, fondée sur les règles de planification actuelles

Les besoins en renforcement des réseaux de distribution sont identifiés par une analyse initiale classique tenant compte des caractéristiques du réseau et des prévisions de demande.

Lorsqu’un besoin de renforcement est justifié, et uniquement dans ce cas, une étude pourra être menée afin de déterminer l’intérêt, technique et économique, de recourir à des flexibilités de la demande pour remplacer ou différer le renforcement.


Source : ERDF

L’arbitrage entre une solution conventionnelle (renforcement du réseau) et le recours à un service de flexibilité s’appuie sur une analyse de la valeur créée pour l’ensemble des acteurs. (sans préjuger des éventuels transferts de valeur entre les acteurs). Les impacts étudiés sont les suivants :

  • ceux sur les coûts liés à la non-qualité. Ceux-ci sont mesurés par ce que l’on appelle l’énergie non distribuée (END), correspondant aux coûts engendrés pour la collectivité en cas d’une défaillance du réseau ;
  • ceux sur les coûts d’investissements ;
  • ceux sur les coûts opérationnels du réseau, en particulier :
    • les coûts liés aux éventuelles activations ou réservations des flexibilités ;
    • les coûts liés aux pertes techniques générées ou évitées par les différentes solutions. Ces coûts sont en général du 2e ordre par rapport aux autres coûts mentionnés précédemment.

L’objectif est ensuite d’analyser les différentes stratégies d’investissement dont le coût total actualisé doit être minimisé.


Source : ERDF

Cette méthode soulève un certain nombre de questions complexes (liste non exhaustive)

  • Comment s’assurer que les flexibilités sont en mesure d’être appelées en situation de défaillance d’un élément du réseau (en préventif ou en curatif si le délai d’activation est compatible) ?
  • Comment prendre en compte dans les simulations le fait que, contrairement au renforcement (présent toute l’année), les services de flexibilité ont une temporalité (durée, fréquence, profondeur, éventuel rebond, etc.) ?
  • Comment simuler et prendre en compte les éventuels effets rebonds de certaines formes de flexibilité ?
  • Comment anticiper les autres éventuels effets d’un report d’investissement, tels que la possibilité d’effectuer des travaux ou le vieillissement du matériel ?
  • Est-il nécessaire d’adapter les modes de régulation afin qu’ERDF puisse choisir la solution qui a le plus de valeur pour la collectivité (Capex vs Opex) ?
  • Quels sont les mécanismes à mettre en place afin qu’ERDF puisse recourir à ces services de flexibilité (évolutions du TURPE, appels d’offres, création de mécanismes de gestion des contraintes de distribution, etc.) ? Comment s’assurer que ces mécanismes garantissent la disponibilité prévue des flexibilités ?

ERDF travaille sur ces questions, dans l’objectif de mieux appréhender la valeur des flexibilités comme alternative au renforcement des réseaux et de préparer les conditions dans lesquelles le distributeur pourrait y recourir.



Cette contribution a été rédigée par ERDF.



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