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Voyage dans les îles

Un cadre propice à l’expérimentation des Smart grids

La Corse, les collectivités d’outre-mer (Saint-Pierre et Miquelon, Saint-Barthélémy et Saint-Martin), les collectivités sui generis (Nouvelle-Calédonie et Terres australes et antarctiques françaises), les départements d’outre-mer (Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion et Mayotte), Wallis–et-Futuna et la Polynésie française présentent la particularité de former de « petits systèmes électriques isolés ».
Les îles du Ponant, qui regroupent les 13 îles et 2 archipels de la façade Ouest du territoire métropolitain, constituent des systèmes électriques encore plus petits.
De la Manche à l’Atlantique s’égrainent ainsi l’archipel de Chausey, Bréhat, Batz, Ouessant, Molène, Sein, l’archipel de Glénan, Groix, Belle-Île-en-Mer, Houat, Hoëdic, Arz, l’île aux Moines, Yeu et Aix, etc.


Ne bénéficiant pas, ou très peu, d’interconnexions à un réseau électrique continental, ces zones non interconnectées (ZNI) présentent des spécificités par rapport au territoire métropolitain :

  • la croissance de la consommation d’électricité y est bien supérieure à celle de l’Hexagone : + 3,8 % par an en moyenne pour l’ensemble des DOM (contre + 1 % par an en métropole) ;
  • l’électricité consommée dans les ZNI doit être produite sur place. La production de base reste fortement carbonée, à base de pétrole et de charbon (même si le parc d’EDF délivre environ 25 % d’énergies renouvelables (EnR), dont 20 % d’énergie hydraulique) ;
  • le prix de revient de l’électricité y est très supérieur aux tarifs de vente garantis par la péréquation tarifaire dans les DOM et en Corse. Ainsi, en 2010, le coût du mégawatheure produit était de 122 à 315 € selon les régions, pour un coût de l’énergie reflété dans le tarif au client établi à 51,7 €/MWh.

Ces spécificités ne permettant pas l’émergence d’une concurrence pour la fourniture aux clients, le législateur a donc choisi de faire bénéficier les régions insulaires d’une dérogation prévue par la Commission européenne en faveur des petits systèmes énergétiques. C’est donc principalement EDF, à travers sa direction Systèmes Énergétiques Insulaires (SEI), qui exerce la fonction de producteur, en concurrence avec d’autres industriels, et intègre les missions de service public de gestionnaire de l’équilibre offre/demande, de gestionnaire de réseaux de transport et de distribution et de fournisseur. Étant donné qu’il n’y a qu’un seul acteur sur l’ensemble de la chaîne de valeur de l’électricité, la répartition des coûts et des bénéfices engendrés par le développement des technologies de Smart grids est plus facile.

En matière d’évolution vers l’autonomie énergétique, deux leviers d’action principaux sont mis en œuvre dans les territoires insulaires :

  • des mesures visant à une meilleure maîtrise de la consommation d’électricité et à une efficacité énergétique croissante ;
  • et des actions en faveur de l’intégration des EnR dans le mix électrique. Le caractère intermittent des énergies éolienne et solaire crée, pour leur insertion sur un réseau insulaire, des difficultés techniques encore plus contraignantes que pour les grands réseaux interconnectés. Les systèmes électriques insulaires sont en effet plus fragiles et beaucoup plus « instables » que les systèmes électriques continentaux. De nombreux efforts sont mis en œuvre pour trouver des solutions afin de lisser le caractère intermittent de ces sources d’énergie et pour faire en sorte d’augmenter le seuil maximal d’énergies intermittentes fixé réglementairement à 30 % de la puissance appelée sur le réseau (par l’arrêté ministériel du 23 avril 2008).

La réalisation d’une partie de ces mesures réside dans le développement et l’expérimentation des technologies de Smart grids sur les réseaux électriques insulaires.

Expérimenter les Smart grids : un moyen supplémentaire pour améliorer l’efficacité énergétique et mieux intégrer les EnR

Compte tenu de leurs particularités, les systèmes énergétiques insulaires constituent un bon lieu d’expérimentation pour les Smart grids. Le Comité interministériel de l’Outre-mer a d’ailleurs conclu, en 2009, à l’importance de faire de ces territoires des pilotes en matière de développement durable.

Dans les territoires insulaires, de nombreux programmes de recherche et d’expérimentations ont été engagés en matière de véhicule électrique, de gestion de la consommation et de développement du stockage pour déployer les Smart grids.

Expérimenter les véhicules électriques : le projet DRIVECO

Les expérimentations du véhicule électrique dans les îles ont pour but de déterminer les conditions nécessaires à sa bonne intégration dans les systèmes électriques insulaires.

Différents démonstrateurs sont menés dans les îles françaises : le projet DRIVECO en Corse.

Ce projet devra démontrer que le bilan global d’émissions de CO2 des véhicules électriques dans les îles est meilleur que celui des véhicules thermiques ou hybrides actuels, compte tenu du fait que le mix électrique des îles est très fortement carboné (centrales diesel, charbon).

En raison de la fragilité plus grande de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité dans les îles, la recharge simultanée des véhicules à la pointe du soir pourrait conduire à une fragilisation supplémentaire pouvant nécessiter de nouveaux investissements dans des moyens de production de pointe.

Tester le pilotage de la demande : le projet Millener et le projet ADDRESS

La maîtrise de la consommation énergétique est un enjeu environnemental et économique particulièrement important dans les territoires insulaires où la croissance de la consommation d’électricité est bien plus élevée qu’ailleurs en France. Depuis plusieurs années, EDF, l’ADEME et les Régions sont promoteurs des économies d’énergie, avec différentes offres et services incitatifs.

Plusieurs projets de gestion de la demande sont en cours dans les zones insulaires françaises : le projet Millener à La Réunion, en Corse et en Guadeloupe et le projet ADDRESS dans les îles de Houat et Hoëdic.

Développer le stockage d’électricité : le projet PEGASE et le projet MYRTE

Il s’agit de coupler des installations de production d’électricité renouvelable avec des moyens de stockage (batteries, stations de transfert d’énergie par pompage utilisées dans des zones à fort relief, hydrogène, etc.) pour corriger les écarts de production avec la prévision d’électricité renouvelable tout en permettant des services à différents horizons temporels tels que le transfert d’énergie (quelques heures) et le réglage de la fréquence (quelques secondes).

Les projets PEGASE à la Réunion et MYRTE en Corse ont pour objet de tester ces technologies et ces services.

Vous souhaitez en savoir beaucoup plus sur ce sujet ? Consultez notre dossier "Les zones insulaires"

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