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Point de vue de Thierry Pons (EDF) :

EDF SEI est une direction d’EDF qui a en charge le service public de l’électricité en Corse et dans les départements d’outre-mer.
Dans ces territoires EDF SEI a pour mission :

  • de produire de l’électricité en concurrence avec d’autres producteurs ;
  • d’acheter l’ensemble de l’électricité produite sur le territoire ;
  • de gérer en continu l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité ;
  • d’assurer son transport puis sa distribution auprès de tous les clients.


Source : EDF SEI

Les Smart grids dans les îles

Quatre facteurs poussent EDF SEI à s’engager fortement en matière de Smart grids dans les territoires insulaires :

  1. L’intégration des EnR (Energies Renouvelables) intermittentes
    La croissance des EnR est très forte dans les îles : ainsi La Réunion a déjà atteint le seuil de 30 % d’insertion des énergies intermittentes et ce niveau sera probablement atteint partout en 2012 du fait des nombreux projets de production photovoltaïque en instance de raccordement aux réseaux.

  2. Le caractère insulaire : les îles sont peu ou pas interconnectées à des réseaux continentaux
    Les équilibres offre-demande sont fragiles dans les territoires isolés. Cette fragilité peut être mesurée par le rapport entre la puissance unitaire du plus gros moyen de production et la puissance maximale atteinte du territoire. Ce ratio est de l’ordre de 10% dans les îles, alors qu’il est inférieur à 1% en métropole (très stable). Ce risque insulaire est caractérisé notamment par la difficile gestion des pointes de consommation pouvant conduire à des délestages de clients. Pour cette raison, EDF SEI est à la recherche de solutions innovantes et performantes pour lisser la consommation, disposer de moyens de stockage ou de solutions permettant de rééquilibrer la consommation (maîtrise de la demande en énergie).

  3. Le modèle de régulation en système insulaire pousse à innover en matière d’efficacité énergétique.
    Les systèmes insulaires sont en partie financés par la CSPE (Contribution au Service Public de l’Energie) ; or, cette charge de CSPE va croissant d’année en année, car elle prend en compte l’augmentation des coûts des combustibles fossiles, les obligations d’achat et la croissance des consommations, due à la croissance démographique et à la multiplication des usages. Dans les îles, le meilleur kWh reste celui que l’on « ne consomme pas », et l’efficacité énergétique est une priorité. Les Smart grids et les smart technologies apportent leur valeur ajoutée à cet objectif. Ils peuvent être financés en partie grâce à des réductions de CSPE, dès lors que l’on démontre qu’ils sont vertueux en termes d’économies globales.

  4. Les dernières évolutions technologiques permettent d’imaginer des expérimentations techniquement innovantes : gestionnaires d’énergies, compteurs communicants, capteurs, batteries intelligentes, etc.
  5. Les territoires insulaires permettent de mettre en œuvre des expérimentations concrètes dont les résultats sont observables rapidement.


    Source : EDF SEI

    Illustrations concrètes de l’engagement d’EDF SEI dans les Smart grids


    Source : EDF SEI

    La caractéristique d’EDF SEI dans ces territoires est de pouvoir agir sur l’ensemble de la chaîne de valeur (acheteur unique en matière de production, gestionnaire du réseau de transport, des réseaux de distribution, et commercialisateur). La notion d’acteur intégré facilite la gestion du système ainsi que la répartition des gains économiques issus des Smart grids sur la chaîne de la valeur, alors que cela est très compliqué en métropole.

    Il est donc possible de mettre en œuvre des solutions à tous les niveaux du système électrique. EDF SEI cherche à développer les expérimentations de Smart grids afin de déterminer la valorisation économique possible sur le système. Enfin les Smart grids se déploient de manière complémentaire sur tous les territoires insulaires.

    Les principales expérimentations de Smart grids menées par EDF SEI sont :

    • le projet SCADA : dispatching qui contrôle l’ensemble du réseau. Il est doté de moyens de contrôle modernes avec un système d’information en cours de rénovation. Ce nouveau dispatching permettra de mieux prendre en compte le nouveau paradigme des énergies réparties et intermittentes, du pilotage des charges (demand response) ;

    • le projet Eclide : nouveau système d’information clientèle (CRM). L’ensemble des données clientèle a été transféré sur le nouveau système, ce qui permet d’avoir une meilleure connaissance des clients et de leurs modes de consommation. Les liens avec les autres éléments Smart grids tels que les Systèmes d’Information seront développés ;

    • les microsystèmes à base de photovoltaïque et de stockage (batteries), voire de groupes en complément (en Guyane). Le but de l’expérimentation est d’alimenter des villages isolés et privés de toute alimentation électrique dans le parc national guyanais. En Corse, le projet « PAESI» a pour objectif de sécuriser l’alimentation en cas de rupture du réseau EDF, liée aux intempéries ;

    • le projet Pégase : système de prédiction et de prévision des intermittences. La production photovoltaïque peut être à tout moment interrompue (par exemple, lors du passage d’un nuage qui stoppe la production des panneaux solaires). Cette rupture de production doit être immédiatement compensée par des « réserves primaires » de production (d’où la limite des 30 % d’énergies intermittentes pour éviter le black-out). Le système analyse et interprète les données météo pour anticiper les intermittences et être en capacité de préparer les moyens de production alternatifs ;

    • le système Push : système opérationnel qui permet de mesurer et de piloter en temps réel la puissance délivrée par les EnR intermittentes pour assurer la fiabilité et la stabilité du réseau. Push permet de connaître en temps réel les puissances des installations de production intermittentes (supérieures à 3 kVA), depuis le centre de contrôle EDF, afin de les déconnecter lorsque l’on dépasse le seuil des 30 % ;

    • deux projets de développement de véhicules électriques à La Réunion (VERT) et en Corse (Driveco) sont candidats à l’AMI de l’ADEME. Dans les territoires insulaires, le VE présente un intérêt et une difficulté. Si le VE est rechargé grâce aux énergies renouvelables et indépendamment des moyens de production thermique, cela est vertueux pour l’environnement. En revanche, si le consommateur recharge son VE le soir, il augmente la consommation et donc la production de pointe déjà très carbonée. Le VE est alors très producteur de CO2, à l’inverse de l’effet recherché. Il est donc nécessaire que dans les zones insulaires, les recharges de VE soient basées sur des EnR ou pilotées au regard des contraintes du système électrique ;

    • les compteurs communicants (dans un positionnement spécifique aux territoires insulaires) sont intéressants pour améliorer la capacité à piloter la consommation. Une expérimentation sera réalisée en Martinique pour vérifier le modèle économique, les aspects techniques et clientèle de ce compteur dans les territoires d’EDF SEI ;

    • le programme Sigma consiste à piloter les effacements de puissance sur les gros clients.


    Source : EDF SEI

    Le projet Millener permet de tester deux configurations différentes pour la clientèle des particuliers : le client comme « producteur » et le client « consom’acteur » :

    • l’une consiste à inciter le client à produire et stocker sa production d’électricité photovoltaïque, soit pour l’auto-consommer, soit pour la réinjecter sur le réseau aux moments les plus opportuns de façon à lisser la charge (500 installations) ;

    • l’autre met en œuvre des passerelles énergétiques au moyen de boîtiers, qui permettent d’inciter le client à moduler ses consommations. Le boîtier reçoit des ordres du centre de conduite via un système d’information (1 050 installations).

    • L’expérimentation Millener a été lancée en Corse et à la Réunion. Elle démarrera prochainement en Guadeloupe. Sa durée est de 4 ans.


    Source : EDF SEI

    Les Smart grids insulaires sont donc résolument tournés vers le client. Ils répondent également à l’intérêt de la collectivité territoriale (développement des ENR, efficacité énergétique, développement économique endogène) et nationale (maîtrise de la CSPE).
    Enfin, les spécificités de ces systèmes isolés constituent une formidable opportunité pour la France continentale en matière d’expérimentation des Smart grids.


    Thierry Pons
    11 octobre 2011





    Thierry Pons est Directeur d’EDF SEI.



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