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Introduction

Le contexte

Un rapport du cabinet de conseil américain, Navigant Research indique que le marché des microgrids, ou micro-réseaux électriques intelligents, augmentera de près de 30 milliards de dollars d’ici 2020, passant de 10 milliards en 2013 à 40 milliards en 2020. Dans le monde, plus de 400 projets représentant plus de 3,2 GWh d’électricité sont en cours de développement ou déjà opérationnels. Et le nombre de ces projets devrait quadrupler d’ici 2020.

La raison principale de cette forte augmentation du nombre de projets réside dans la volonté de rapprocher la production d’électricité de sa consommation, de limiter les investissements dans les réseaux de transport et de distribution et de réduire les pertes. Et cela est aujourd’hui rendu possible par la multiplication des installations de production d’énergie décentralisées, solaires ou éoliennes et le développement des dispositifs de stockage. D’autres raisons président également à ce boom des projets de microgrids, notamment aux États-Unis et en Asie, leaders en nombre de projets dans le monde, comme la volonté d’augmenter la résilience du système électrique en faisant appel à la capacité d’îlotage qu’offrent les microgrids. Les microgrids constituent un modèle d’optimisation pour le réseau électrique.

Le concept de microgrids

Un concept qui intéresse tous les pays du monde

Appelé aussi mini Smart grids ou micro-réseaux intelligents, les microgrids sont des réseaux électriques de petite taille, conçus pour fournir un approvisionnement électrique fiable et de meilleure qualité à un petit nombre de consommateurs. Ils agrègent de multiples installations de production locales et diffuses (micro-turbines, piles à combustible, petits générateurs diesel, panneaux photovoltaïques, mini-éoliennes, petite hydraulique), des installations de consommation, des installations de stockage et des outils de supervision et de gestion de la demande. Ils peuvent être raccordés directement au réseau de distribution ou fonctionner ne mode îloté. Le concept est en train de s’élargir aux réseaux de chaleur et de gaz. Le concept de microgrids peut ainsi être pensé de façon multi-fluides et il peut concerner différentes échelles du territoire (bâtiment, quartier, zone industrielle ou artisanales, village, etc.).

En Europe, les micro-réseaux sont définis par la Commission européenne dans le cadre des projets « Microgrids » et « More Microgrids », comme des systèmes « qui comportent des systèmes de distribution de basse tension avec des sources d’énergie distribuée, telles que les microturbines, les piles à combustibles, les systèmes photovoltaïques, etc., des systèmes de stockage tels que les volants d’inertie, les supercondensateurs et les batteries, et des charges contrôlables, qui ont des possibilités d’être contrôlées vis-à-vis de l’opération du réseau. Les microréseaux sont connectés au réseau de distribution mais peuvent également [fonctionner] en mode ilôté, en cas de défaut dans le réseau principal ».

Le concept de micro-réseaux intéressent de nombreux autres États dans le monde, États qui ont tous des instituts de recherche ou des groupes de travail dédié : États-Unis (Consortium for Electric Reliability Technology Solutions – CERTS), Canada (CANMETEnergie, centre de recherche et d’innovation sur l’énergie du gouvernement du Canada), Japon (New Energy and Industrial Technology Development Organization – NEDO), Sénégal (projet « Microgrids » financé par la Commission européenne).

La segmentation des projets

Les projets de microgrids électriques peuvent être classés en fonction de leur taille, mais également de leur utilité (fiabilité, résilience et efficacité des réseaux, difficulté d’accès à l’énergie, conditions météorologiques dégradées, émergence d’éco-quartiers, réflexion multi-énergie, économies d’énergie, etc.) en 5 grandes catégories :

  • les microgrids des zones commerciales, artisanales ou industrielles : ces zones, fortement consommatrices d’électricité, regroupent entreprises et industries aux activités diverses, dont les besoins en énergie ne sont pas tous identiques. Il s’agit d’y optimiser la gestion de l’énergie pour qu’elles soient plus neutres vis-à-vis du réseau de distribution ;
  • les microgrids de campus universitaire : l’enjeu est d’améliorer la gestion énergétique des campus dans un contexte où ceux-ci se doivent de réduire leur consommation d’énergie ;
  • les microgrids alimentant des zones isolées car faiblement ou non raccordées aux réseaux électriques ou temporairement coupées du réseau pour cause d’intempéries : le déploiement des microgrids leur permet d’exploiter les ressources énergétiques renouvelables locales et de ne plus dépendre de groupes diesel polluants et coûteux. Les microgrids permettent également à des villes touchées par des intempéries d’éviter d’être totalement privées d’électricité ;
  • les écoquartiers : ils fonctionnent peu ou prou sur le même modèle que les microgrids dans les zones commerciales ou industrielles ;
  • les microgrids de « base vie » (camp militaire ou hôpital) : avec ses propres moyens de production et de stockage et ses propres infrastructures de distribution, le microgrid garantit une autonomie énergétique fournissant de l’électricité pendant les périodes de coupures de courant sur le réseau de distribution, atout essentiel pour les bases militaires ou les hôpitaux, qui ne peuvent pas laisser des pannes d’électricité les empêcher de s’acquitter de leurs missions.


Les zones d’utilisation des microgrids (Source : Smart grids Insight, Zpryme)

Les avantages du déploiement des microgrids

Les bénéfices de déploiement des microgrids sont nombreux :

  • côté technique, les microgrids permettent une gestion optimisée de la production d’électricité d’origine renouvelable à l’échelle locale. Ils peuvent apporter un service auxiliaire au réseau public de distribution, en l’aidant à maintenir la stabilité de la tension et en l’« allégeant » lorsqu’il est coupé du réseau de distribution ;
  • côté économique, en fonction de sa taille, le microgrid peut être utilisé avec un rôle d’agrégateur, pour s’ajuster sur les marchés (marché spot, marché d’ajustement et marché de capacités). Les microgrids permettent également de différer des investissements de réseaux, la proximité entre production et consommation permettant d’optimiser l’acheminement de l’énergie. Ils permettent aussi de réduire le volume des pertes techniques ;
  • côté sociétal, un microgrid fournit des réponses à l’évolution des besoins fondamentaux d’un territoire en énergie. Il offre notamment un réseau plus sûr et plus fiable en cas d’incident. Parce qu’il s’agit d’un projet local, il facilite également la création d’initiatives et de nouveaux partenariats entre les acteurs locaux ;
  • côté environnemental, ils permettent de mieux intégrer les énergies de sources renouvelables sur les réseaux et ainsi d’éviter l’installation de centrales thermiques en zones « fragiles ».

En outre, les infrastructures nécessaires aux réseaux électriques intelligents étant complexes à mettre en place et pouvant prendre plusieurs années, les microgrids deviennent une alternative plus simple à mettre en œuvre et pourraient donc jouer un rôle moteur dans le déploiement des réseaux intelligents. En reproduisant à petite échelle un grand nombre d’enjeux liés au déploiement des Smart grids et à l’intégration sur le réseau des énergies renouvelables, ils sont des démonstrateurs de ce que pourraient être de plus grands déploiements de Smart grids.

Les défis technico-économiques des microgrids

Cependant, les défis technico-économiques associés au déploiement de ces micro-réseaux sont aujourd’hui encore très nombreux. La gestion des microgrids et leur raccordement au réseau public de distribution est complexe :

  • en mode d’îlotage, comment maintenir la stabilité du réseau (tension et fréquence) au sein du microgrid et comment maintenir la stabilité du réseau public de distribution lors de la resynchronisation du microgrid avec le réseau public de distribution ? Pour que l’électricité produite puisse être distribuée sur le réseau, les caractéristiques de tension, de fréquence et de puissance doivent être contrôlées. De même, l’infrastructure du microgrid doit être compatible avec les standards existants pour que l’équilibre sur le réseau soit maintenu ;
  • comment envisager le modèle économique du microgrid alliant autoproduction et autoconsommation ?
  • comment faire face aux capacités et au prix des technologies de stockage actuelles ? La plupart des microgrids en projet ne seront pas capables de produire et de stocker suffisamment d’énergie pour pouvoir se passer d’un raccordement au réseau électrique ;
  • le microgrid est-il un réseau privé ou répond-t-il à une mission de service public ? Le microgrid entraîne une certaine privatisation des réseaux et cela pose la question de la péréquation des tarifs fixés pour l’utilisation de ces réseaux ;
  • le cadre de régulation s’applique-t-il aussi aux microgrids ?

Les fondamentaux technico-économiques des microgrids

Zoom sur les fondamentaux techniques

Un micro-réseau est généralement composé d’un ou plusieurs générateurs (installations de production d’électricité de sources renouvelables variables, mais également installations de production conventionnelles), d’installations de stockage d’énergie, de charges, de moyens de réglage, de système de compensation et de systèmes d’informations. L’ensemble de ces technologies doit aussi permettre au microgrid de se déconnecter du réseau principal pour s’îloter – c’est-à-dire fonctionner indépendamment du réseau principal.

Le développement et l’exploitation des micro-réseaux induisent des défis techniques et technologiques de plusieurs ordres :

  • il faut assurer la stabilité du microgrid en toutes circonstances, lorsque le microgrid est connecté au réseau principal ou lorsqu’il est déconnecté de celui-ci, lorsqu’il se connecte et se déconnecte : passer de l’interconnexion à l’îlotage peut induire d’importants déséquilibres offre-demande de puissance et, partant, des difficultés de réglage de la fréquence et de la tension. Le maintien de la stabilité et de la qualité du courant en mode îloté impose des stratégies de contrôle-commande élaborées tenant compte de l’ensemble des paramètres de production, de consommation et de stockage d’énergie. Un contrôleur du micro-réseau permet la connexion au réseau électrique intelligent et assure le contrôle de la tension, du flux d’énergie, le partage ou le délestage des charges, et prend en compte les contraintes du réseau public transmises par un bus de communication ;
  • il faut également assurer la protection du micro-réseau en cas de défaillances ou de perturbations d’origines diverses sur le réseau principal : en cas de défaut, le micro-réseau doit être découplé rapidement du réseau principal pour protéger ses propres charges. Si la défaillance est imputable au micro-réseau, des fonctions de protection doivent pouvoir détecter les courants de court-circuit, dus à l’électronique de puissance des micro-générateurs, afin d’isoler la partie critique du micro-réseau. La conception et l’exploitation spécifiques des micro-réseaux nécessitent une étude des divers aspects de la protection du réseau en basse tension ;
  • il faut déterminer les impacts qu’a le micro-réseau sur le fonctionnement du système électrique et les services, notamment les services système, que peut offrir le micro-réseau (amélioration de la fiabilité, réduction des pertes du réseau électrique, impact des micro-réseaux sur les stratégies futures de remplacement et d’extension des infrastructures de transport et de distribution, à l’échelle régionale, nationale et européenne).

Zoom sur les fondamentaux économiques

Le modèle actuel du système électrique est à l’aube d’une profonde remise en question. Le modèle économique, organisé autour de la production d’électricité centralisée, n’a de sens que si l’électricité peut être acheminée depuis les centrales jusqu’au consommateur par les réseaux électriques.

Or, le réseau public de transport ne pourra plus se développer comme avant. L’opposition locale aux nouveaux ouvrages de réseau public de transport d’électricité – tels que les files de pylônes considérées comme peu esthétiques – est de plus en plus forte, ce qui renchérit le coût de la construction des ouvrages ou en repousse la mise en service.

Si développer le réseau devient plus coûteux, quelles sont les solutions alternatives pour que le consommateur continue de bénéficier d’une énergie propre, fiable et bon marché ?

Le système électrique de demain pourrait être avant tout un modèle de proximité organisé autour de multiples microgrids : produire localement pour consommer localement.

Si l’électricité produite localement n’est pas consommée localement, elle est injectée sur le réseau amont qui devient un réseau de collecte. Ceci peut nécessiter le renforcement des réseaux amont dont les coûts sont payés par le consommateur.

En permettant de consommer localement l’électricité produite localement, le développement des microgrids, à différentes échelles du territoire, permet :

  • d’augmenter la fiabilité et la sécurité énergétique (assurance de la fourniture en énergie même lors des pointes de consommation ou des blacks-outs) ;
  • de réduire des transits sur les réseaux et donc engendrer des économies de coûts de réseaux, à court terme (s’agissant des pertes électriques du réseau) comme à plus long terme (s’agissant des investissements sur les réseaux) ;
  • d’engendrer des économies de coûts de fourniture d’électricité (déplacement des charges au moment où l’électricité est moins chère à produire, optimisation de la fourniture d’électricité en fonction des prix de l’énergie sur les marchés et dans le microgrid) ;
  • d’engendrer des bénéfices environnementaux (réduction de la consommation de combustible fossile, réduction des pertes thermiques, etc.).

Les projets européens Microgrids et More Microgrids sont dédiés à l’étude de ces fondamentaux techniques et économiques.

Pour en savoir plus :

Site Internet dédié aux projets Microgrids et More Microgrids

Les fondamentaux sociétaux des microgrids

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Les projets de microgrids en zones isolées

Le contexte

En 2013, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) et la Banque mondiale estimaient à 1,2 milliard le nombre d’habitants sans accès à l’électricité soit près de 20 % de la population mondiale. Parmi eux, 83 % vivaient dans des zones rurales. Beaucoup de ces villages sont soit totalement privés d’électricité, soit reposent sur des groupes diesel pour la production d’électricité et sont donc confrontés à des coûts d’électricité élevés, jusqu’à dix fois plus que ceux de l’électricité acheminée par le réseau électrique principal, notamment en raison des coûts liés au transport et à la livraison du carburant. Le développement de microgrids dans les zones rurales permet d’électrifier de façon plus durable les villages situés loin des réseaux de distribution avec des énergies de source renouvelable. Dans les dernières décennies, l’électrification des zones rurales a été réalisée avec des installations de production d’électricité renouvelable individuelles. Les innovations technologiques, et notamment le déploiement des Smart grids, permettent désormais de déployer des installations collectives grâce à des micro-réseaux hybrides avec production et stockage décentralisés, gestion intelligente de la production, du stockage et de la demande de chaque utilisateur. Des projets sont mis en œuvre en ce sens par l’Union européenne dans le cadre de son programme « Intelligent Energy Europe » notamment au Sénégal (Promotion des micro-réseaux et des sources d’énergie renouvelable pour l’électrification de zones rurales dans les pays en voie de développement).

Les microgrids permettent également d’alimenter en électricité des zones temporairement coupées du réseau pour cause d’intempéries. L’ouragan Sandy, qui a privé d’électricité tout le sud de Manhattan en 2012, et les autres catastrophes naturelles qui ont touché le pays en 2012 ont coûté près de 110 milliards à l’économie américaine. Cela a fait prendre conscience aux autorités américaines qu’il était nécessaire d’améliorer la résilience de leurs infrastructures électriques. L’État de New York encourage désormais l’essor du microgrid et ce, notamment, par l’intermédiaire de son NY Prize Competition allouant 40 millions de dollars à 10 projets de microgrid à travers l’État. Le tremblement de terre et le tsunami qui s’en est suivi au Japon en mars 2011 ont également démontré l’utilité de disposer de micro-réseaux afin d’éviter d’être totalement privés d’électricité.

Des exemples de projets de microgrids en zones isolées

France : Projet de la centrale hybride du village de Kaw en Guyane

Situé au cœur d’une réserve naturelle et uniquement accessible en pirogue, le village de Kaw comprend une cinquantaine d’habitations. Du fait de l’éloignement et de l’isolement du village, des difficultés d’approvisionnement en carburant, de l’augmentation du coût de celui-ci, de l’accroissement de la population, et en corollaire de ses besoins en électricité, la Région, le Département, l’ADEME et EDF SEI ont cherché une solution à l’alimentation en électricité des populations.

Une première centrale photovoltaïque de 35 kWc a été construite en 1983. Elle a constitué un exemple novateur et précurseur en matière de production d’énergies renouvelables et fut un lieu d’expérimentation idéal pour tester à grande échelle la possibilité de fournir de l’électricité à un village isolé de 25 foyers. Après 20 ans de production, la centrale a connu une période de mise en sommeil de 2003 à 2009.

En 2009, après plusieurs années de fermeture de la centrale, la Région, le Département, l’ADEME et EDF SEI ont décidé de construire une nouvelle centrale plus moderne, plus puissante et répondant aux exigences d’un développement géré et durable, l’installation étant implantée au cœur de la réserve naturelle de Kaw.


Source : Conseil régional de Guyane

La nouvelle centrale reste l’une des plus grandes centrales en site isolé de ce type dans le monde :

  • avec une puissance installée de panneaux solaires de 100 kWc, un complément thermique d’appoint de 80 kVA et une capacité de stockage sur batteries de 1 250 kWh permettant une autonomie sur le solaire de 2,5 jours environ ;
  • la superficie du champ solaire est de 800 m² environ ;
  • le stockage d’énergie est effectué au moyen de 576 éléments de batteries au plomb de 2 V et 1 090 Ah.


Source : PRME

Les modules photovoltaïques captent l’énergie solaire qui est transformée en courant alternatif et injectée directement sur le réseau du village via un premier jeu d’onduleurs (en rouge sur la photo). Les onduleurs réversibles (en jaune) permettent de stocker sur les batteries l’énergie non consommée par le village en milieu de journée (ensoleillement maximum) en vue de la restituer lors des creux de production d’électricité photovoltaïque. Le groupe électrogène permet de compléter l’apport d’énergie au système en fonction des conditions d’ensoleillement et de consommation du village.

Le pilotage du système est effectué grâce à des onduleurs réversibles (en jaune). En fonction du besoin (par exemple, faible ensoleillement, batteries faibles), ils enclenchent le démarrage du groupe électrogène. Enfin, ils régulent sur le réseau l’électricité nécessaire à l’alimentation du village en provenance des panneaux solaires, du groupe, ou des batteries.

Les avantages de ce projet sont nombreux :

  • la production d’électricité reste majoritairement d’origine solaire, sans nuisance sonore et avec un impact environnemental fortement réduit ;
  • l’association des deux modes de production (PV et groupe électrogène) et la présence de batterie permet d’assurer à la fois la garantie de service (alimentation en électricité continue), mais également une alimentation en électricité sobre en carbone, puisque le projet a permis de réduire par 3 ou 4 des quantités de gasoil nécessaires par rapport à un système purement thermique.

Cependant, d’après EDF SEI, le système est plus complexe à maîtriser que le simple fonctionnement d’un moteur diesel. En outre, la gestion en parallèle de la charge-décharge des batteries ne permet pas d’assurer la complétude des charges en saison des pluies, ce qui impacte négativement la durée de vie du parc batteries. L’optimisation de la gestion des flux d’énergie reste un sujet d’étude pour ce type de centrale hybride autonome avec stockage d’énergie.

Les partenaires du projet sont la commune de Régina Kaw, la préfecture et le Conseil régional de Guyane, le Conseil général et le programme régional pour la maîtrise de l’énergie (fonds rassemblant les acteurs publics de l’énergie de Guyane avec pour but de diminuer la dépendance énergétique du territoire et de limiter la production de gaz à effet de serre dans une perspective de développement durable), le Réseau d’Aide et d’Appui aux communes (RAAPE), EDF Guyane, Ténésol, le bureau d’études Sogreah, le fournisseur de solutions d’économies d’énergie EAUDYSSEE et le cabinet MDE Conseil.

Le projet a été financé par l’État au travers du FACÉ pour un montant de 1 153 000 euros, par l’Europe au travers du FEOGA pour 613 000 euros et par la commune de Régina pour un montant de 93 000 euros.

Pour en savoir plus :

Présentation de la centrale hybride de Kaw et du programme d’accompagnement, Programme régional de maîtrise de l’énergie de Guyane
Vidéo sur l’électrification des communes de l’intérieur, EDF

Antarctique : la station polaire Princess Elisabeth

La station polaire Princess Elisabeth est une station de recherche scientifique non raccordée à un réseau électrique car située en Antarctique dans des conditions climatiques extrêmes :

  • températures de l’air : - 50 °C à -5 °C ;
  • vents dominants catabatiques, secteur Est ;
  • vitesse maximum du vent par mois : 125 km/h
  • vitesse maximum des rafales par mois : 250 km/h.

La station polaire est occupée 4 mois par an de novembre à février. Elle accueille au maximum 20 personnes sur une surface totale de 495 m2. Cela représentation une consommation pendant les 4 mois d’été de 7 000 kilowattheures par mois et de 2 000 kilowattheures par mois pendant les huit mois d’hiver.

Grâce à l’installation d’un microgrid, la station est autonome en énergie, n’émet pas de CO2 et ne rejette ni déchets ni eaux usées dans la nature.

L’électricité de la station polaire est produite par des panneaux solaires (379,5 m2) et des éoliennes (9 éoliennes de 6 kWh chacune) puis stockée dans des batteries au plomb d’une capacité de 6 000 Ah. Le chauffage est produit grâce à des panneaux solaires thermiques (22 m2). Deux générateurs diesel (44 kWh) sont disponibles en secours.


Schéma de fonctionnement du microgrid

Les besoins énergétiques de la station Princess Elisabeth représentent à peine 20 % de ceux d’une station antarctique de taille comparable. Chaque demande en énergie est analysée, traitée puis soumise à approbation. L’objectif est de maintenir l'équilibre entre ce qui est produit et ce qui est consommé en électricité, par le lestage et le délestage des circuits électriques. Toute l'intelligence de la gestion de la station polaire est centralisée dans un automate programmable. La production de l’énergie et l’ensemble des techniques mises en œuvre dans la station polaire (traitement des eaux, HVAC, système de ventilation) fonctionnent grâce à cette unité de gestion.

Piloté par l’International Polar Foundation, le projet a notamment rassemblée Schneider Electric et Laborelec GDF Suez et s’est déroulé de juillet 2004 à février 2009, date de l’inauguration de la station polaire.

Le projet a coûté près de 22 millions d'euros et ont été notamment financé par gouvernement fédéral belge (8 millions d'euros) et la Fondation polaire internationale (1,5 million d'euros).


Source : Schneider Electric

Pour en savoir plus :

Présentation Laborelec – GDF Suez, Princess
Elisabeth
Antarctic
Station
Dossier de presse Schneider Electric, Partenaire de la première station polaire de recherche Scientifique « zéro émission », 16 Octobre 2008

Canada : le premier micro‐réseau intelligent isolé à Hartley Bay

Situé à environ 650 kilomètres au nord‐ouest de Vancouver, Hartley Bay est un petit village (170 habitants) côtier isolé et non raccordé au grand réseau électrique canadien. L’alimentation en électricité du village Hartley Bay est réalisée grâce à trois groupes de production : deux de 420 kW et un de 210 kW et un réseau de distribution d’une longueur de 2 kilomètres. Le village consomme approximativement 2 GWh d’électricité annuelle au coût moyen actualisé de 0,67 $ du kWh.

Afin de réduire sa consommation d’électricité et de diminuer les coûts supportés par les habitants du village, un système de micro‐réseaux intelligents a été mis en œuvre. L’un des objectifs de cette initiative est de gérer tous les aspects du réseau électrique, de la production à la consommation, en passant par la distribution de l’électricité. Plusieurs initiatives de gestion de l’énergie ont été mises en œuvre, notamment l’installation d’un réseau de compteurs intelligents sans fil, la surveillance de la consommation énergétique en temps réel à l’aide d’un système d’information de gestion énergétique (SIGE), l’éclairage, la modernisation des appareils de chauffage, ventilation et climatisation. Afin de mener à bien le projet, des coordonnateurs d’énergie locaux ont été recrutés.

Pour en savoir plus :

Le premier micro-réseau intelligent isolé au Canada : Hartley Bay, C‐B

Union européenne : le projet de recherche de la Commission européenne Smart Rural Grid, pour une fourniture d’énergie plus fiable et résiliente dans les zones rurales

Le 4 février 2014, la Commission européenne a lancé un projet de recherche destiné à améliorer l’alimentation en électricité dans les zones rurales, notamment en rendant les réseaux plus robustes et résilients.

Les consommateurs et l’environnement seront également gagnants dans la mesure où les méthodes mises en œuvre aideront à contenir les prix et encourageront le développement des EnR. Les nouvelles technologies et les nouvelles méthodes qui seront développées devraient également permettre aux réseaux de distribution locaux d’accueillir plus efficacement et plus intelligemment la petite production d’énergie décentralisée d’origine solaire, éolienne ou biomasse.

Le projet étudiera également comment la fourniture et la qualité d’électricité peuvent être assurées quand une partie du réseau est déconnectée du réseau principal, formant ainsi un îlot électrique. Les réseaux de distribution ne peuvent fonctionner correctement que s’il y a un équilibre constant entre production et consommation. Cela représente un défi considérable pour les îlots électriques, l’équilibre du réseau principal ne pouvant pas être utilisé. Il est donc nécessaire de trouver de nouveaux outils pour créer l’équilibre, comme de combiner les productions électriques et thermiques. Le projet développera et déploiera de nouvelles solutions, systèmes et outils et créera de nouveaux services pour la gestion et le contrôle des réseaux de distribution.

D’une durée de trois ans, le projet est financé par le 7e programme-cadre de recherche et développement à hauteur de 3,2 millions d’euros.

Pour en savoir plus :

EU Commission supports Smart Rural Grid research & innovation

Japon : le projet Sendai, l’expérimentation qui a permis de garder la lumière allumée après le tremblement de terre

Au Japon, le micro-réseau de Sendai était initialement une expérimentation financé dans le cadre d’un projet du NEDO intitulé « Experimental Study of Multi Power Quality Supply System » (MPQSS) pour une durée de 3 ans, entre 2004 et 2007. La mise en œuvre de l’expérimentation a été réalisée par l’entreprise NTT, le plus grand fournisseur télécom du Japon. Ce micro-réseau est composé de 50 kWc de panneaux solaires photovoltaïques, deux groupes de production à gaz naturel de 350 kW et d’une pile à combustible de 250 kW pour une puissance totale de 1 MWc. Le réseau du microgrid alimente un hôpital, un laboratoire, une clinique et deux infirmeries. L’électricité fournie par le microgrid est divisée en 5 catégories en fonction de son niveau de qualité. L’équipement IRM de l’hôpital et les serveurs de la clinique et du laboratoire sont alimentés avec une l’électricité de qualité dite « classe A » dans le cadre du projet (il s’agit de l’électricité avec une très bonne continuité d’alimentation et une très qualité de l’onde de tension). Les infirmeries sont alimentées avec de une électricité dite de « classe B1 et B3 » (qualité moindre que la « classe A ») afin de répondre aux besoins vitaux des personnes âgées résidentes. L’hôpital qui accueille des patients de psychiatrie et de médecine interne est alimenté avec de l’électricité de classe C. Chaque consommateur paie un prix de l’électricité qui dépend du niveau de qualité et de fiabilité dont ils ont besoin. Le microgrid est connecté au réseau principal et injecte son électricité et sa chaleur en surplus directement dans les réseaux, sauf lors de défaillance sur le réseau principal où il fonctionne en mode îloté.

Le 11 mars 2011, un tremblement de terre suivi d’un tsunami ont frappé le Japon et ont privé 4,6 millions de foyers d’électricité pendant 8 jours. Malgré l’ampleur du phénomène, le micro-réseau de Sendai a permis de maintenir l’alimentation en électricité des différents équipements critiques (matériel de clinique, d’infirmerie et de laboratoires, certains équipements de l’université et le traitement de l’eau).


Le fonctionnement du microgrid de Sendai pendant le black-out sur les réseaux de gaz et d’électricité

Ce projet pourrait être intéressant pour toutes les zones à fort risque de catastrophes naturelles. Cependant, il n’a pu être réalisé que parce que le gouvernement japonais, par l’intermédiaire du NEDO, l’a financé. Sans subvention, il semble difficilement réplicable.

Pour en savoir plus :

Sendai Microgrid - Introduction and Use Case, juin 2012
The Sendai Microgrid Operational Experience in the Aftermath of the Tohoku Earthquake : A Case Study

Bangladesh : un micro-réseau électrique solaire pour alimenter deux écoles





Les consommateurs et l’environnement seront également gagnants dans la mesure où les méthodes mises en œuvre aideront à contenir les prix et encourageront le développement des EnR.

Les nouvelles technologies et les nouvelles méthodes qui seront développées devraient également permettre aux réseaux de distribution locaux d’accueillir plus efficacement et plus intelligemment la petite production d’énergie décentralisée d’origine solaire, éolienne ou biomasse.





Grèce : un micro-réseau triphasé en basse tension à Gaidouromantra construit dans l’île de Kythnos

Mis en œuvre dans le cadre du programme européen « More microgrids », le micro-réseau de l’île de Kythnos, situé dans l’archipel des Cyclades de la mer Egée, alimente 12 maisons. Il est composé de panneaux solaires photovoltaïques d’une puissance de 10 kWc, d’un groupe de production diesel de 5 kW, de bancs de batteries d’une capacité de 53 kWh et de dispositifs de surveillance et de communication, alimentés par une installation photovoltaïque de 2 kWc.

L’électricité résidentielle est fournie par cinq onduleurs. La configuration de couplage en maître-esclave repose sur l’utilisation en fonctionnement normal d’une seule unité de batteries de forte puissance. Les deux autres onduleurs sont utilisés uniquement lorsqu’une puissance supérieure est exigée par les consommateurs. Les onduleurs associés aux batteries peuvent envoyer une commande d’effacement de charge pour déconnecter certains consommateurs si l’état de charge des batteries est faible. Ce micro-réseau a été utilisé pour tester des stratégies de contrôle centralisé et décentralisé en mode îloté ainsi que des protocoles de communication.


Source : ABB

Pour en savoir plus :

Description du projet sur le site Microgrids de la Commission européenne (en anglais)
Présentation des programmes Microgrids et More Microgrids et des expérimentations testées dans le cadre de ces programmes

Les leçons apprises de ces projets

Dans le cas de zones isolées, les microgrids non connectés au réseau peuvent s’avérer intéressants pour étendre la couverture électrique et électrifier des villages qui n’avaient jamais eu d’électricité ou faire baisser la facture énergétique de villages qui étaient très dépendants de groupes diesel. Cette solution encourage le recours aux énergies renouvelables et limite ainsi les émissions de gaz à effet de serre.

Bien qu’attrayants, les microgrids restent difficiles à mettre en œuvre. En effet, les fluctuations de la production et du facteur de charge rendent la stabilisation de tels réseaux compliquée. Par ailleurs, jumeler un microgrid et des moyens de production d’énergies renouvelables demeure une solution coûteuse.

Pour en savoir plus :

Lire l’intervention de Joseph Maire, Directeur technique du Programme Smart grids d’EDF SEI, sur le projet PAESI lors du forum de la CRE du 8 juillet 2014

Les projets de « base vie » autonome

Le concept de « base vie » autonome

Aujourd’hui, quand une base militaire, un hôpital ou une prison connaît une panne de courant, chaque bâtiment est alors alimenté par des groupes diesel. Cependant, cette approche a des limites : les groupes diesel peuvent ne pas démarrer et si un des groupes ne démarre pas, il n’est pas possible d’utiliser le groupe d’un autre bâtiment. La plupart des groupes sont trop puissants par rapport au besoin réel des bâtiments et fonctionnent généralement en sous capacité, ce qui n’est pas le fonctionnement optimal en matière économique et écologique. En outre, les conditions de sécurité indiquent que toutes les énergies de sources renouvelables de la base militaire, de l’hôpital ou de la prison doivent être déconnectées quand le réseau principal connaît une coupure de courant.

Grâce à ses propres moyens de production et de stockage et à ses propres réseau de distribution, le microgrid de « base vie » peut garantir l’autonomie énergétique à des installations classées sensibles (camp militaire, hôpital ou prison par exemple) en leur fournissant de l’électricité malgré les périodes de coupures de courant sur le réseau de distribution. Cela constitue un atout essentiel pour ses institutions, qui ne peuvent pas laisser les pannes d’électricité les empêcher de s’acquitter de leurs missions.

Un exemple de projet de microgrid militaire : le projet SPIDERS aux États-Unis

Le projet Smart Power Infrastructure Demonstration for Energy Reliability and Security (SPIDERS) a pour objectif de travailler sur 4 thèmes principaux afin d’améliorer la sûreté du système électrique pour la sécurité nationale :

  • prévenir les infrastructures de défense critiques des pannes d’électricité dues aux interruptions physiques ou aux cyberattaques du réseau national ;
  • intégrer les énergies de sources renouvelables et les autres productions décentralisées pour alimenter les infrastructures de défense critiques en cas d’urgence ;
  • maintenir les opérations critiques pendant des coupures d’électricité prolongées sur le réseau principal ;
  • gérer les installations de production et de consommation d’électricité du Department of Defense (DoD) de façon efficace, réduire l’utilisation du pétrole, les émissions de CO2 et les coûts.

D’un montant de 30 millions de dollars et mené par le laboratoire Sandia, SPIDERS est le premier grand projet issu du protocole d’accord signé par le Department of Energy (DOE), le Department of Homeland Security (DHS) et le DoD pour accélérer les innovations conjointes dans le domaine des énergies propres et de la sécurité énergétique nationale.

Le projet se déroulera dans trois bases militaires différentes, testant chacune une étape différente du développement d’un microgrid :

  • la première étape se déroulera sur la base aérienne de Pearl Harbor Hickam à Hawaï qui dispose déjà de plusieurs installations de production, dont des panneaux solaires d’une puissance de 146 kWc et des éoliennes d’une puissance de 50 kW. L’objectif est de réaliser un réseau entre ces différentes installations ;
  • la deuxième étape aura lieu au Fort Carson dans le Colorado. Le microgrid déployé sera plus grand et inclura une installation de production photovoltaïque de 2 MW, différents groupes de production diesel et des véhicules électriques. Le stockage sera également testé, grâce aux batteries des véhicules électriques, pour assurer la stabilité du microgrid et réduire les effets de la variabilité de l’électricité photovoltaïque sur le système ;
  • la troisième et dernière étape constitue le projet le plus ambitieux dans le camp Smith à Hawaï. L’ensemble de la base militaire sera intégré dans le microgrid d’une puissance de 5 MW et pourra être autonome lors de coupure sur le réseau national.


Source : Sandia Laboratory

Par ailleurs, dans le cas des bases militaires, le concept du microgrid paraît particulièrement adapté pour les missions en dehors des frontières nationales, pour les opérations extérieures (OPEX). Ils sont modulables, de petite taille et, donc, facilement déployables et démontables en quelques jours et peuvent utiliser les ressources énergétiques locales.

À ce jour, les États-Unis disposent de plus de 24 bases militaires équipées de microgrids. Le cabinet Pike Research estime que la capacité totale des microgrids militaires américain pour des bases stationnaires atteindra 54,8 MW en 2018.


Source : Pike Research, 2013

En France, le ministère de la Défense développe également des projets de microgrids pour ses opérations extérieures. Pour des raisons de confidentialités, ces projets ne seront pas présentés dans ce dossier.

Pour en savoir plus :

Déploiement de microgrids militaires et présentation du projet SPIDERS, Mars 2013

Un exemple de projet de microgrid hospitalier : l’hôpital Shands en Floride

Comme les bases militaires, les hôpitaux sont bien adaptés pour les microgrids, car ils fonctionnent 24 heures sur 24, 7 jours sur 7, ont besoin d’une alimentation en électricité fiable et ininterrompue et peuvent utiliser la chaleur fatale pour d’autres usages dans l’hôpital.

Les bénéfices des microgrids pour les hôpitaux sont nombreux :

  • les microgrids hospitaliers peuvent intégrer toutes les sources d’énergies renouvelables sur le site, les technologies de gestion de la demande, la récupération de chaleur et les différents usages de chaque bâtiment de l’hôpital, afin de répondre précisément aux besoins de l’hôpital grâce à une gestion de l’énergie en temps réel : cela permet à l’hôpital d’optimiser ses économies d’énergie en jouant sur des techniques de profilage de la courbe de charge ;
  • ils peuvent accroître la fiabilité de l’énergie en intégrant un réseau de distribution redondant, des dispositifs de coupure intelligents, des automatismes, des installations de production et de stockage d’électricité et d’autres technologies Smart. Étant donné qu’une part de ces installations est située sur le lieu de l’hôpital, cela permet aux équipements de l’hôpital de fonctionner indépendamment du système public de distribution, si nécessaire, et ainsi éliminer les coupures d’électricité au sein de l’hôpital. Par ailleurs, les technologies Smart grids comme les interrupteurs intelligents et les capteurs anticipent et réparent automatiquement chaque défaut électrique ;
  • les microgrids peuvent présenter un intérêt économique en permettant à l’hôpital de subvenir à ces besoins de fourniture et de qualité d’électricité, utilisant les installations de production d’électricité renouvelable du site pour couvrir les pointes de consommation, vendre sur les marchés et vendre des certificats verts ;
  • les microgrids permettent de réutiliser la chaleur fatale issue de la production d’électricité, généralement à partir d’une cogénération ou trigénération, pour chauffer les bâtiments, l’eau, la stérilisation, la climatisation et la réfrigération.

En Floride, dans l’hôpital de cancérologie Shands, l’entreprise Burns & McDonnell et le fournisseur d’énergie local, Gainesville Regional Utilities (GRU) ont développé et construit un microgrid. GRU a construit le centre énergétique de l’hôpital qui fournit l’ensemble des énergies nécessaires (eau refroidi, vapeur, électricité en temps normal et en cas d’urgence, gaz médicaux). Afin de fournir ces énergies de manière aussi efficace que possible, le centre énergétique utilise un microgrid qui peut répondre à la demande en électricité de tout le campus et qui inclut un groupe diesel et une turbine à combustion. Pour une efficacité maximale, la turbine fait partie d’un système de cogénération qui capte la chaleur fatale pour produire la vapeur dont l’hôpital a besoin. À certains moments de la journée, le système produit plus d’électricité que n’en a besoin l’hôpital et le réinjecte alors sur le réseau de distribution. En outre, l’hôpital peut s’îloter en cas de besoin et la pompe à chaleur peut alimenter tout l’hôpital pendant une coupure sur le réseau principal.

États-Unis : une méga prison transformée en un micro-réseau électrique

Située aux États-Unis, la prison Santa Rica abrite 4 000 détenus et s’étend sur une surface de 93 000 m2 (5e plus grand centre pénitencier du pays). Elle consomme 3 MWh d’électricité par jour. Comme pour les installations militaires ou les hôpitaux, l’alimentation en électricité de cette prison est indispensable pour qu’elle puisse garantir la continuité des missions qu’elle assure. À la suite des pénuries d’électricité qu’a connues la Californie en 2001, le comté d’Almeda a choisi d’améliorer la qualité de l’alimentation en lissant la fourniture de l’électricité fournie à la prison.

Avec l’aide de l’entreprise Chevron Energy Solutions, du Laboratoire National Lawrence Berkeley du ministère américain de l’Énergie, de la Commission californienne de l’énergie et de la California Public Utilities Commission (CPUC), le comté d’Almeda a transformé la prison en un microgrid qui puisse se déconnecter du réseau principal et continuer de fonctionner malgré une coupure de courant grâce à ses propres installations de production et de stockage d’électricité.

La prison dispose ainsi :

  • de panneaux solaires photovoltaïques d’une puissance de 1,2 MW (installé en 2001) ;
  • une centrale de cogénération à pile à combustible de 1 MW (installé en 2005) ;
  • cinq petites éoliennes (installées en 2010) ;
  • un système de stockage de 2 MW composé de batteries Lithium-Ion (elles offrent 8 heures d’autonomie) ;
  • et un commutateur de déconnexion automatique.

En parallèle, la prison a été rénovée afin de réduire sa consommation d’énergie. Les multiples mesures d’efficacité énergétique et de conservation de l’eau avaient pour objectif de réduire les pics électriques de la prison.

Ce projet a coûté 11,7 millions de dollars et fera économiser près de 100 000 dollars par an au comté sur une facture totale de 3 millions de dollars.

Ce micro-réseau est certifié par le Consortium pour des solutions électriques technologiques électriques fiables (CERTS), organisme gouvernemental américain créé en 1999 pour transformer le réseau électrique en un réseau intelligent capable de détecter et de répondre automatiquement aux variations des flux d’énergie ou aux problèmes.


Source : Alameda County

Le micro-réseau électrique de la prison peut également fonctionner lorsqu’il est connecté au réseau national, ce qui permet à la prison de réduire sa facture d’électricité et de réduire la charge sur le réseau local de distribution d’électricité. Si tout est coordonné correctement, cela permet au gestionnaire du réseau de reporter les renforcements de réseaux.

Pour en savoir plus :

Site de présentation du projet
Présentation du projet de microgrid dans la prison de Santa Rita (en anglais)

Les projets de microgrids sur un campus

Le concept

Les microgrids se développent aussi sur les campus des universités que ce soit aux États-Unis ou en Europe. La plupart sont intéressés pour améliorer leur capacité à mesurer et réduire leurs usages énergétiques en rassemblant dans un seul système la production, la distribution, la fourniture et la consommation d’énergie. En France, l’enjeu est d’améliorer la gestion énergétique des campus dans un contexte où ceux-ci se doivent d’élaborer un Plan Vert (dispositif destiné aux établissements d’enseignement supérieur avec pour objectif de les aider à élaborer leur propre démarche de développement durable) selon la loi Grenelle 1, en travaillant sur une optimisation globale de leurs consommations d’énergie (bâtiments, bornes de recharge de véhicules électriques, éclairage, etc.).

Dans le même temps, la construction de microgrids sur les campus offre des laboratoires en taille réelle aux chercheurs et ingénieurs du campus pour étudier les différentes problématiques liées au développement et au déploiement des réseaux électriques intelligents.

Des exemples de projets de microgrids sur un campus

France : le Smart campus de l’Université Versailles-Saint-Quentin dans les Yvelines

Le campus de l’Université Versailles-Saint-Quentin dans les Yvelines va être peu à peu transformé en un démonstrateur de recherche Smart grids de taille réelle. Il s’agit de faire évoluer le campus de l’université en un campus durable, « Smart campus », qui produit sa propre énergie et maîtrise sa consommation, afin de diminuer son impact carbone.

Véritable projet de microgrid, le campus verra la mise en place d’installations de production d’électricité de sources renouvelables, d’installations de stockage, de son propre réseau de distribution et d’une flotte de véhicules électriques en auto-partage. L’enjeu est d’optimiser la production et la consommation d’énergie sur toute la chaîne de valeur par un meilleur pilotage et une meilleure supervision du système électrique. À terme, l’objectif est de pouvoir étendre le projet à d’autres campus mais aussi et surtout de le déployer à l’échelle du quartier ou de la ville.

Ce projet a été conçu dans le cadre d’un partenariat international entre la France, la Belgique et Israël. Piloté par Cofely Ineo du groupe GDF Suez, il est composé de grands groupes (Alstom, Renault), de PME (Solaredge, Embix, DBT) et de laboratoires de recherche (Laborelec, Fondaterra, Université de Versailles Saint-Quentin). Il fait partie des différents projets d’Eurogia +, programme d’Eureka (instrument européen de financement lancé en 1985 avec pour objet d’augmenter la compétitivité industrielle de l’Europe et de promouvoir l'innovation par des coopérations entre industrie et recherche, entre public et privé), dédié aux projets de R&D concernant les technologies énergétiques.

Un autre campus, celui de Laborelec situé en Belgique, est concerné par le projet.

Le projet a débuté en décembre 2011 et devrait durer 4 ans.

Pour en savoir plus :

Fiche d’acteur – Smart Campus, Démonstrateur de technologies Smart Grids lié à l’électromobilité sur un campus - Ministère de l’écologie, du Développement durable et de l’énergie
Fiche de présentation du démonstrateur, Cofely Ineo GDF Suez

Canada : la réalisation d’un micro-réseau intelligent au British Columbia Institute of Technology

Au Canada, le campus du British Columbia Institute of Technology (BCIT) a été le premier campus canadien à accueillir un microgrid. Ce microgrid doit servir de plate-forme d’essai aux professeurs, étudiants et chercheurs de l’Université pour mener les activités de recherche et de développement sur la prochaine génération de réseaux de distribution d’électricité.


Structure du microgrid du BCIT (Source : nmsg-net)

Dans un premier temps, le projet a pour but d’améliorer la fiabilité, la puissance et la compatibilité des réseaux d’énergie. Les différents travaux de recherche portent sur les thèmes suivants :

  • l’exploitation, la surveillance et la protection des micro‐réseaux électriques : il s’agit d’élaborer les méthodes et des technologies requises pour créer et exploiter les micro-réseaux. Y seront abordées les questions entourant le contrôle des énergies de sources renouvelables, des communautés éloignées, les algorithmes et les moyens de communication nécessaires pour la gestion de l’énergie, la protection et l’intégration d’équipements de stockage d’électricité ;
  • la planification, l’optimisation et les questions réglementaires relatives aux micro‐réseaux électriques : il s’agit d’optimiser les avantages que procure la mise en place d’un micro-réseau, notamment en étudiant les services complémentaires pouvant être offerts par ces ressources, les interactions entre les micro-réseaux et le réseau d’électricité principal, les stratégies de gestion de la demande et les indicateurs de performance ;
  • les technologies de l’information et de la communication associées aux micro‐réseaux électriques : dans le cadre de ce thème, les chercheurs identifient les meilleures pratiques relatives aux systèmes de communication, à la gestion des données et les exigences en matière de qualité de service.

Dans un second temps, le projet déploiera sur les différents réseaux du site des capteurs, des compteurs, des équipements de contrôle et de protection ainsi qu’une infrastructure de communication bidirectionnelle et un algorithme intelligent de détection de défaut, d’isolation et de restauration, qui pourrait être déclenchée en cas de défaut sur le microgrid pour minimiser la durée d’interruption du service et ainsi améliorer la fiabilité du système.

18 organismes partenaires, dont notamment Natural Resources Canada, le centre de recherche en matière de données sur l’économie d’énergie, sur l’efficacité énergétique et sur les carburants de remplacement, le gouvernement du Canada, au travers du Programme de recherche et développement sur l’énergie, le gouvernement de Colombie britannique et l’entreprise BC Hydro, de production, transport et distribution d’électricité, assurent le financement et offrent un appui en fournissant des équipements ainsi que des conseils pour l’orientation de la recherche.


Campus du BCIT à Burnaby (source : Centre de la technologie de l’énergie de CANMET – Varennes)

Pour en savoir plus :

Présentation sur le projet de microgrid du BCIT (en anglais)
Publication - Realizing a Smart Microgrid - Pioneer Canadian Experience

États-Unis (Chicago) : l’Initiative Perfect Power sur le campus de l’Illinois Institute of Technology

Situé sur le campus de l’Illinois Institute of Technology à Chicago, le microgrid Perfect Power est le premier projet du Galvin Center. Il a été réalisé en partenariat avec le Département de l’énergie américain.

Lancé en novembre 2008 et d’un montant de 14 millions de dollars, le projet avait pour objectif d’éliminer les black-outs sur le campus, d’écrêter la pointe de consommation de 20 % et d’intégrer plus d’énergies de sources renouvelables. Les principaux investissements du projet incluent :

  • la redéfinition du vieux réseau de distribution en râteau du campus par un réseau maillé plus fiable et équipé d’interrupteurs commandables pour améliorer la fiabilité ;
  • l’installation d’installations de production d’énergie décentralisées (panneaux solaires en toiture, unités de production éoliennes, batteries à circulation et stations de recharge pour véhicules électriques) ;
  • la création de bâtiments intelligents équipés de systèmes de gestion de l’énergie.

Il s’agit d’un microgrid de taille relativement importante : la puissance maximale pouvant être appelée est de 14 MW. Le microgrid peut être îloté en cas de difficultés sur le réseau de distribution.

Ce projet a permis de réduire de 50 % les pointes et de 20 % la consommation moyenne d’électricité. Il permet à l’université d’économiser près d’un million de dollars par an.

Pour en savoir plus :

Résumé du projet de microgrid Perfect Power (en anglais)
Site du projet Perfect Power (en anglais)

États-Unis (Californie) : le projet RESCO (Renewable Energy Secure Communities) à l’université de San Diego

Fondé en 2010 par la California Energy Commission (CEC), le microgrid du campus de l’Université de San Diego a été lancé dans le but de tester l’intégration de la production locale d’énergie renouvelable ou non, d’améliorer l’efficacité énergétique et de réduire l’empreinte carbone de l’université et d’améliorer sa capacité à acheter et vendre l’électricité quand les prix sont les plus compétitifs.

Le microgrid dispose d’une puissance totale 42 MW : 2 turbines à gaz de 13,5 MW, une turbine à vapeur de 3 MW, des panneaux solaires photovoltaïques de 1,2 MW et d’une pile à combustible de 2,8 MW qui utilise le méthane issu de l’usine de traitement des déchets. Le microgrid dispose également de nombreuses installations de stockage : différents types de batteries, un condensateur, et un stockage d’énergie thermique.

Alimentant plus de 45 000 personnes dans 450 bâtiments, ces installations permettent de couvrir 92 % des besoins annuels en électricité du campus (les 8 % restants étant achetés sur les marchés).


Schéma des échanges de fluides dans le microgrid RESCO (Source : Power Analytics)

L’université a indiqué que le microgrid lui permettait de faire des économies d’énergie d’un montant de près de 800 000 dollars par mois.

Le projet RESCO est financé par une subvention d’un million de dollars de la California Energy Commission et d’un million de dollars conjointement par l’Université de Californie, l’Université de l’État de Californie et le programme Investor Owned Utility Partnership.

Parmi les partenaires, on retrouve EDSA qui fournit le système de contrôle, CleanTech San Diego, OSIsoft, Viridity Energy qui fournit le logiciel d’optimisation et Power Analytics.

Pour en savoir plus :

Présentation du microgrid RESCO (en anglais)

Présentation du projet iBATs

Les défis énergétiques actuels imposent une réflexion afin de trouver des approches innovantes pour maîtriser, voire réduire la consommation d’énergie. Le microgrid est une de ces solutions. Le microgrid est un réseau électrique intelligent à l’échelle d’un quartier qui permet de fournir des services personnalisés, car de taille humaine. Avec le projet i-BATs soutenu par la fondation The Ark, l’Institut informatique de gestion de l’école HES-SO Valais-Wallis s’attèle justement à la mise en place d’un microgrid sur le technopôle de Sierre (canton du Valais, Suisse).

Un microgrid intelligent

i-BATS est un projet qui utilise les domaines des systèmes d’information, de la gestion énergétique de bâtiment à énergie positive et l’analyse de données intelligente. Il a permis de construire capable, à terme, de réguler les flux d’énergie au sein d’un microgrid, en prévoyant sa consommation (plus de 50 entreprises employant environ 450 personnes), sa production (le Techno-Pôle dispose d’une centrale photovoltaïque occcupant 1 200 m2), en utilisant du stockage (une batterie de 25 kWh y est également installée) et des données énergétiques statiques et dynamiques tel que les conditions météorologiques (cf. Figure 1).


Figure 1 : Flux analysés à l’intérieur du microgrid

La taille du microgrid, plus importante qu’un simple bâtiment, nous permet une réduction de l’erreur de prédiction. De plus, les informations disponibles au niveau d’un microgrid sont nombreuses et l’intelligence retirée de celles-ci nous permet de fiabiliser notre prédiction. Par exemple, il est possible d’identifier le démarrage d’une pompe à chaleur à l’intérieur d’un bâtiment résidentiel à partir de la courbe de charge globale de ce bâtiment. Il est, également, possible de prévoir la mise en marche de machines de production en ayant au préalable récolté leurs signatures électriques.

L’objectif est de trouver les critères essentiels à la prédiction pour créer un système fiable et robuste èpour permettre un déploiement à plus rande échelle : on parle de généralisation. Cette prédiction affinée facilitera par la suite l’amélioration du pilotage du microgrid (y compris le pilotage de la micro-production et du micro-stockage). Certains appareils pourront, également, être délestés pour effacer des pointes électriques.

La mise en place d’un système d’information

Le système d’information i-BATS nécessite plusieurs étapes de travail. Premièrement, il s’agit de collecter les données aux différentes points de consommations, du transformateur basse tension au consommateur final. Tout d’abord, la puissance active et réactive est mesurée au niveau du transformateur à partir des Smart meters. Le même système est utilisé pour les panneaux photovoltaïques et pour mesurer la puissance active et réactive à l’entrée de chaque bâtiment qui composent ce microgrid. Des capteurs placés sur chaque compteur des plus gros consommateurs du Techno-Pôle permet le relevé de la puissance active. Enfin, des mesures sont réalisées à l’intérieur des entreprises. Dans les locaux de la HES-SO Valais-Wallis, la température intérieure, le débit d’eau entrant et sortant du système de régulation de la température, l’intensité lumineuse, la détection de présence, la gestion des stores et la puissance active des appareils sont collectés. Dans ce cas, ces capteurs utilisent les protocoles de communication KNX et Zigbee. Une station météorologique est connectée à notre système d’information i-BATs pour récolter la température extérieure et intérieure, l’humidité, la pression ainsi que l’intensité lumineuse. Le pas de mesure pour l’ensemble de ces Smart meters est la seconde. Enfin, une interface permet la visualisation des données de consommation et de monitoring de l’ensemble des capteurs et ainsi programmation (API) permet un accès facile aux données récoltées (cf. Figure 2).


Figure 2 : Architecture du système d’information

Le logiciel de data intelligence open source Knime (programme spécialisé dans l’analyse et l’extraction des connaissances à partir des données informatisées) est utilisé pour se connecter aux serveurs, prétraiter les données et effectuer les calculs mathématiques nécessaires à la prédiction de l’activité du microgrid. Plusieurs modèles mathématiques peuvent être testés comme les arbres de décisions, les réseaux de neurones ou les machines à vecteur de support (supports vector machine). Une fois les résultats obtenus, il est possible d’écrire directement dans la base de données où d’autres systèmes pourront récupérer ces connaissances et/ou d’envoyer l’information vers un web-service. L’objectif est d’utiliser cette connaissance pour mettre en forme les données afin d’informer le consommateur final et comme outil d’aide à la décision afin de fournir des informations supplémentaires aux automates (cf. Figure 3).


Figure 3 : Processus de traitement des données à l’intérieur du logiciel d’analyse Knime

Les partenaires et leurs rôles

i-BATs regroupe de multiples partenaires industriels :

  • la société ALRO communication, grâce à ses automates permettant le relevé des impulsions des compteurs, qui a facilité la collecte des données des différents capteurs ;
  • la société GEROCO qui a développé un Smart meter relevant la puissance active et contrôlable à distance ;
  • le producteur et distributeur Sierre Energie ;
  • Neuf entreprises installées sur le site du Techno-Pôle.

Les partenaires académiques sont l’Institut systèmes industriels de l’école HES-SO Valais-Wallis, le CSEM (Centre suisse électronique et mécanique).

La fondation The Ark a financé ce projet d’une durée de 18 mois.

D’autres projets nationaux ou européens sont envisagés pour continuer sur cette voie.

Premiers résultats

À partir des données récoltées, les caractéristiques principales permettant de différencier les appareils électriques comme le nombre de phases de fonctionnement de l’appareil, la puissance active, la puissance réactive, la fréquence des événements, l’heure d’utilisation de l’appareil dans la journée et les durées d’allumage et d’extinction de l’appareil ont été ressorties. En gardant une vue sur les différents types d’appareils et leurs caractéristiques, des algorithmes de détection et classification furent développés : détection de la veille, détection d’événements de redémarrage ou d’arrêt, classification selon un plan à deux dimensions puissance active/puissance réactive, détections de réfrigérateurs et de pompe à chaleur.

Des premiers résultats ont été obtenus sur les secteurs résidentiels, industriels et tertiaires. Sur le secteur résidentiel, la mise en marche d’appareils flexibles dans le temps comme les pompes à chaleur ou les lave-vaisselles pourront être prévus. Sur le Techno-Pôle de Sierre, les pics correspondant à l’activité du restaurant sont analysés pour une future intégration avec un modèle de stockage. Au niveau du secteur industriel, des modèles de prédiction de consommation d’énergie sont créés en fonction des plannings de présence.


Figure 4 : Pics de puissance correspondant à l’activité du restaurant du technopôle de Sierre, 03/12/2013

Enfin, notre axe majeur de développement est l’amélioration du système d’information par la diminution du nombre de données en transit et par la sécurisation de ce transit d’informations.

Luc Dufour – Dominique Genoud – Benjamin Nanchen

Véritable pôle de compétences et d’innovation, l’école HES-SO Valais-Wallis développe ses activités de Recherche appliquée et Développement (Ra&D) au sein de six instituts, dont l’Institut informatique de gestion. Ses projets ont pour but d’actualiser en permanence la formation grâce aux acquis de la recherche et de favoriser le transfert et l’échange de savoir-faire. Disciplinaires et Interdisciplinaires, les projets sont menés en collaboration avec des partenaires du monde de la pratique ou avec d’autres hautes écoles, tant au niveau suisse qu’international.

Les projets de microgrids dans des quartiers ou des zones commerciales

Le concept

En France, les écoquartiers se multiplient. Des appels à projets ont été lancés en 2009 et 2011, rassemblant plus de 400 projets différents, dont 13 ont été labellisés en 2013. Les projets d’écoquartiers font la promotion de nouveaux modes de vie, d’un développement territorial équitable et raisonné, et d’une utilisation économe des ressources locales et, notamment, des ressources énergétiques. L’un des objectifs est ainsi d’utiliser les énergies de sources renouvelables locales et d’optimiser, voire de réduire, la consommation d’énergie du quartier.

Parallèlement, la France compte plus de 30 000 zones d’activités économiques (ZAE). Ces zones, fortement consommatrices d’électricité, regroupent entreprises et industries aux activités diverses, dont les besoins en énergie ne sont pas tous identiques ou synchrones. Par ailleurs, elles sont la plupart du temps implantées en zone périurbaine où la mise en œuvre de sources d’énergies renouvelables est relativement facile (solaire en toiture, petites éoliennes).

Par une meilleure coopération entre les acteurs de la zone d’activité économique ou du quartier et une mutualisation de leurs consommations et par une meilleure connaissance des besoins en consommation et des disponibilités de la ressource EnR, grâce au micro-réseau, il est possible d’optimiser la gestion de l’énergie sur le périmètre de la ZAE ou de l’écoquartier et ainsi de rendre leur comportement plus neutre vis-à-vis des réseaux publics de distribution.

Des exemples de microgrids dans des quartiers ou des zones commerciales

Quartier résidentiel

Allemagne et Italie : le projet CoSSMIC, deux microgrids intelligents exploitant l’énergie solaire

Déployé en Allemagne (région de Constance) et en Italie (province de Caserte), le projet CoSSMIC (Collaborating Smart Solar-powered Microgrids) a pour objectif de mettre en œuvre des microgrids alimentés par l’énergie solaire et de chercher des alternatives au stockage de l’électricité, dont le coût reste aujourd’hui élevé. Grâce au déploiement de nouveaux outils intelligents de gestion de l’énergie, ces microgrids permettront de partager l’énergie solaire entre voisins d’un même quartier afin de réduire les factures énergétiques et de contribuer à la protection de l’environnement. Sur les lieux d’essai, différents en termes de population, d’ensoleillement et d’équipements disponibles, le projet CoSSMic œuvre à la mobilisation des citoyens pour participer à l’acquisition et au partage des énergies renouvelables dans le quartier.

D’un montant 4,27 millions d’euros, ce projet est financé dans le cadre du 7e programme cadre de recherche de la Commission européenne. Lancé le 1er octobre 2013, le projet doit durer jusqu’en septembre 2016.

Parmi les partenaires, on retrouve la ville de Constance, la province de Caserte, le cabinet de conseil néerlandais Boukje, le fabricant de panneaux solaires Sunny Solartechnik et les universités de Naples et d’Oslo. La première développera une plate-forme pour optimiser la consommation basée sur des algorithmes d’intelligence artificielle quand la seconde travaillera à l’optimisation de la production sur l’ensemble du réseau.

Pour en savoir plus :

Site du projet (en anglais)

Pays-Bas : PowerMatching City, le microgrid du quartier d’Hoogkerk

Débuté en 2009, le projet PowerMatching City avait pour objectif de construire un microgrid dans le quartier d’Hoogkerk. Lors de la première phase du projet, 25 maisons ont été équipées d’un mix d’énergies de sources renouvelables (panneaux photovoltaïques en toiture de 1,4 kWc (25 maisons) et microcogénération (12 maisons)), de pompes à chaleur hybrides (13 maisons), d’appareils intelligents (lave-linge et lave-vaisselle dans 10 maisons), de compteurs évolués, de véhicules électriques (3 maisons) et d’une batterie au plomb pour stocker l’électricité solaire (1 maison).

Une ferme éolienne de 2 MW située à Kreileroord fournit de l’électricité supplémentaire. La stabilisation et l’optimisation du réseau était réalisée en vendant l’énergie sur un marché local fondé sur un signal prix en temps réel utilisant le concept PowerMatcher. La faisabilité technique du concept a été prouvée avec succès lors de la première phase.


Configuration de chaque foyer et structure du microgrid (Source : PowerMatching)

Lors de la seconde phase qui a débuté en mars 2011, PowerMatching City II s’est concentré sur le développement et l’expérimentation des modèles d’affaires de nouveaux services. De nouvelles propositions ont été développées et offertes aux utilisateurs finals, basées sur le prix en temps réel. Le modèle de marché PowerMatching City II peut être intégré dans des processus de marché de l’énergie actuels comme l’allocation, la réconciliation et la facturation.

Le contrôle et la gestion de la capacité d’un poste de distribution ont été démontrés en agrandissant la zone d’expérimentation à 40 foyers, avec une extension du nombre de foyers situés dans une unique et même rue. Le modèle d’affaires des solutions Smart grids a été validé sur la base des résultats de PowerMatching City II.

Le budget total du projet était de 5,3 millions d’euros dont 2,6 millions financés par l’Union européenne dans le cadre du programme INTEGRAL dédié à la recherche sur les technologies de l’information et de la communication.

PowerMatching City est mené par le gestionnaire de distribution des réseaux d’électricité et de gaz Enexis, le fournisseur d’électricité et de gaz Essent, le gestionnaire du réseau de transport de gaz Gasunie, l’entreprise spécialisée dans les programmes d’efficacité énergétique DNV KEMA, la société ICT Automatisering et le centre d’innovation TNO. L’université Hanzehogeschool Groningen, les universités technologiques de Delft et d’Eindhoven contribuent au projet en tant que partenaires académiques.

Pour en savoir plus :

Site Internet du projet Power Matching City (en anglais)

Pour aller plus loin :

Lire l’interview de Yasmine Assef, Directeur général adjoint d’Embix sur le projet Nice Meridia

Zones industrielles

Belgique : le projet du site de Warstein-Belecke

À Belecke en Belgique, un démonstrateur de microgrid a été installé sur le site de l’usine AEG pour pouvoir alimenter le site avec une énergie de source renouvelable. Le microgrid est composé :

  • d’une centrale « power-to-gas » qui convertit l’électricité en gaz. Le gaz permet stocker l’énergie, qui peut ensuite être réinjectée dans le réseau de gaz principal pendant les creux de production solaire. Le gaz qui sera ensuite brûlé dans une centrale combinée chaleur-électricité. Une station de gaz est également prévue pour les automobiles et les poids lourds ;
  • d’une centrale combinée chaleur-électricité convertira l’énergie électrique avec un rendement de 90 % ;
  • de panneaux solaires en toiture dans deux parkings (250 kWc et 80 kWc) dont l’électricité sera convertie en courant alternatif grâce à des onduleurs et réinjectée sur le réseau du microgrid ;
  • des batteries de stockage d’électricité pour lisser les variations des panneaux solaires ;
  • un dispositif de gestion de l’énergie fondé sur un onduleur contrôlera le processus.


Configuration du microgrid électrique (hors production) de Belecke (Source : AEG)

Suisse : le projet I-BATs, un microgrid sur le site du technopôle de Sierre

La construction du microgrid sur le site du technopôle de Sierre en Suisse a pour objectif de développer un système d’information modulaire et intelligent permettant, à l’échelle d’un quartier, de récolter des données de production et de consommation et de les traiter afin de mieux synchroniser, grâce à l’automatisation, production et consommation et ainsi d’éviter les pics de consommation.

Les algorithmes développés pour ce projet aideront les entreprises à développer des conseils automatisés aux ménages en termes de consommation énergétique.

Piloté par l’Institut informatique de gestion de la HES-SO Valais, ce projet est mené en collaboration avec le gestionnaire du réseau de distribution local Sierre Energie, l’Institut de recherche en informatique Icare, la société Alro Communication (automatisation des procédés industriels validés), la société Geroco spécialisée dans la domotique, HES-SO Institut des Systèmes Industriels, le Centre suisse d’électronique et de microtechnique (CSEM) et le Centre de recherches énergétiques et municipales (CREM).

Le projet est financé par la fondation the Ark Energy et s’est déroulé d’avril 2012 à mars 2013.

Pour en savoir plus :

Présentation du projet iBATs
Lire la contribution de Luc Dufour, Doctorant, sur le projet iBATs

Pour aller plus loin

Lire l’intervention de Jean-Gabriel Steinmetz, Directeur Développement Smart grids chez Cofely Ineo GDF Suez sur le projet Smart ZAE
Lire l’interview de Bernard Salha, Directeur d’EDF R&D sur la plate-forme Concept Grid

L’autoproduction à différentes échelles du territoire

Les énergies de sources renouvelables décentralisées (par exemple photovoltaïque, micro-éolien, micro-cogénération, biomasse) permettent de produire de l’électricité au plus près du consommateur, que ce soit au niveau du bâtiment, du quartier, de la commune ou de la intercommunalité.

La notion « d’énergie positive » fait aujourd’hui référence à un bâtiment qui produit en moyenne plus d’énergie qu’il n’en consomme. Initialement pensés à l’échelle d’un bâtiment, les objectifs d’optimisation de la consommation du parc bâti et de mobilisation des ressources renouvelables locales ouvrent la possibilité d’élargir l’échelle spatiale de ce concept au-delà du bâtiment : à l’échelle de l’îlot, du quartier, voire de la ville ou du périmètre de la concession.

Cette question est d’autant plus prégnante dans le cadre des microgrids qui doivent optimiser l’équilibre offre/demande à leur propre maille. La maille du microgrid, comme les mailles de territoire plus grande, sont d’ailleurs intéressante dans la mesure où elles permettent de combiner des usages et besoins différents (école, logements, bureaux) et de bénéficier de cette mutualisation pour mieux équilibrer le réseau. Autant de possibilités de dégager des marges de manœuvre pour lisser les pointes de consommation énergétique et mieux dimensionner les équipements.

Cette mutualisation pourrait permettre une économie de réseaux en HTA, voire en HTB, si le gestionnaire de réseaux est assuré que la probabilité de refoulement est très faible, ce qui rend nécessaire le développement de moyens de stockage localisés. Si cette solution pourrait permettre de réduire les coûts de réseaux en amont, elle pourrait en revanche nécessiter un renforcement du réseau en BT, ce besoin étant d’autant plus important que la zone de mutualisation sera large.

Pour en savoir plus :

Syndicat des énergies renouvelables, Anticiper le développement du solaire photovoltaïques compétitif, mai 2013

La CRE favorable à l’autoproduction pour une installation individuelle

Dans sa délibération portant recommandations pour le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension du 12 juin 2014, la CRE recommande de favoriser l’autoproduction.

Extrait de la délibération

L’autoproduction, définie comme le fait de consommer l’électricité produite au même point de connexion et au même moment, participe à une meilleure intégration de la production décentralisée aux réseaux. La juxtaposition topologique et la simultanéité de la production et de la consommation permettent une réduction des transits sur les réseaux et peuvent donc engendrer des économies de coûts de réseaux, à court terme (s’agissant des pertes électriques du réseau) comme à plus long terme (s’agissant des investissements sur les réseaux).

Dans le cadre des tarifs d’obligation d’achat, qui constituent actuellement le principal dispositif de soutien aux énergies renouvelables, l’utilisateur a une forte incitation à vendre la totalité de l’énergie qu’il produit à l’acheteur obligé et à acheter la totalité de l’énergie qu’il consomme à son fournisseur plutôt qu’à consommer au moins une partie de sa production.

À titre d’illustration, un utilisateur qui possède une installation de production photovoltaïque de puissance inférieure à 9 kW intégrée au bâti et bénéficiant du tarif d’achat du 1er trimestre 2014 et une installation de consommation pour laquelle il a souscrit un tarif réglementé de vente avec une puissance souscrite à 9 kVA en Base, est rémunéré 285 €/MWh par l’acheteur obligé pour l’électricité qu’il produit et paie 165 €/MWh à son fournisseur pour sa consommation.

Actuellement, lorsque l’utilisateur consomme une partie de l’énergie qu’il a autoproduite, il perd le bénéfice de l’obligation d’achat sur les volumes autoconsommés. L’article 4 du décret n° 2001 410 du 10 mai 2001 modifié, relatif aux conditions d’achat de l’électricité produite par des producteurs bénéficiant de l’obligation d’achat dispose que : « En dehors, le cas échéant, de l’électricité qu’il consomme lui-même, des restitutions et réserves […], un producteur d’électricité bénéficiant de l’obligation d’achat prévue par l’article 10 de la loi du 10 février 2000 susvisée, ci-après le producteur, est tenu de vendre la totalité de l’électricité produite par l’installation considérée à Électricité de France ou au distributeur non nationalisé […] qui exploite le réseau public auquel est raccordée l’installation de production, ci-après l’acheteur ».

Il existe d’ores-et-déjà, d’un point de vue électrique, une certaine part de la consommation d’électricité qui est produite au même endroit et au même moment, donc sans que cela induise de transit sur les réseaux publics d’électricité. Dans le graphique, ci-dessous, ce taux d’autoproduction est de 37 % pour une journée du mois de mars. Cependant, dans le cadre des dispositions actuelles de l’obligation d’achat, l’autoproducteur n’est pas aujourd’hui incité à augmenter le synchronisme entre production et consommation au même point de connexion.


Exemple de courbes d’injection et de soutirage pour un utilisateur autoproducteur pour une journée typique du mois de mars (Source : Hespul)

Pour que les producteurs soient incités à augmenter leur taux d’autoproduction, un nouveau cadre économique doit être défini. Une étape préalable à la mise en place de ce cadre est de modifier les schémas de raccordement des installations dans lesquelles coexistent production et consommation et, le cas échéant, de compléter la réglementation, encadrant la valorisation de l’énergie produite à partir d’énergie de sources renouvelables.

Une première étape indispensable à la valorisation de l’énergie autoproduite est la mise en œuvre d’un nouveau schéma de raccordement aux réseaux des installations couplant production et consommation. Mesurer l’autoproduction implique en effet de passer d’une situation où le consommateur-producteur utilise deux points de raccordement au réseau à une situation où l’utilisateur ne dispose plus que d’un unique point de raccordement au réseau. Cette solution permet de mesurer l’injection et le soutirage nets du site de production-consommation sur les réseaux publics de distribution. Un dispositif de sous-comptage, mesurant l’énergie produite ou consommée en décompte par rapport au compteur principal, doit compléter ce dispositif de mesure.

Cette évolution du schéma de raccordement permet de mesurer l’autoproduction de l’installation de production-consommation. Les nouvelles technologies de l’information et de la communication, qui permettent d’informer l’utilisateur sur sa production (prévisionnelle et réelle) et d’automatiser certains équipements de son installation, ainsi que l’utilisation de dispositifs de stockage permettraient d’augmenter le synchronisme entre la production et la consommation. L’augmentation de ce synchronisme peut être plus aisée pour certaines catégories d’utilisateurs que pour d’autres. Par exemple les utilisateurs résidentiels possèdent des profils de consommation et de production a priori peu synchrones, alors que les utilisateurs industriels ou tertiaires sont a priori caractérisés par un synchronisme plus important entre consommation et production, notamment du fait des charges importantes pendant la journée (climatisation, bureautique, groupes de production de froid, etc.) et de la capacité de stockage liées à l’activité du site (frigorifique, chauffage, etc.). Pour chaque catégorie d’installation de production et d’utilisateurs donnée, on peut définir un niveau de synchronisme « de base » entre production et consommation au niveau d’un même point de connexion correspondant à la situation généralement constatée.

Une fois l’autoproduction mesurée, la valorisation de l’énergie autoproduite est nécessaire pour rééquilibrer l’arbitrage entre consommer et vendre à l’acheteur obligé l’électricité produite. Cette valorisation doit tenir compte de l’économie réalisée sur la part variable de la facture d’électricité induite par le fait de réduire ses soutirages sur les réseaux.

Concernant le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE), certains acteurs ont soulevé dans leur réponse à la consultation publique de la CRE du 4 novembre 2013 la question de l’évolution de la structure du TURPE à la suite du développement de l’autoproduction. À cet égard, il convient de rappeler qu’il est légitime que l’autoproducteur soit traité comme tout autre utilisateur du réseau. En particulier, le montant facturé au titre de l’acheminement étant composé de plusieurs items qui varient notamment en fonction de la puissance souscrite et de l’énergie consommée, si l’utilisateur bénéficie de la même puissance souscrite, la part du TURPE qui est proportionnelle à la puissance souscrite reste la même. S’il parvient à réduire ses soutirages en consommant une partie de sa production, la part du TURPE qui dépend de l’énergie soutirée sur les réseaux diminue. Cette réduction de la facture du TURPE serait identique à celle dont bénéficierait un utilisateur qui diminue ses soutirages par d’autres leviers que l’autoproduction, par exemple par des actions de maîtrise de la demande d’énergie (MDE).

Ainsi, dans le cadre actuel de la tarification de l’accès aux réseaux, un traitement différent des autoproducteurs et des utilisateurs qui, par d’autres biais, diminuent leurs soutirages pourrait être considéré comme discriminatoire. Il convient par ailleurs de noter que cette économie de la part variable du TURPE n’est pas garantie au moment du raccordement de l’autoproducteur, car la structure et le niveau de la composante de soutirage du TURPE sont amenés à évoluer sur la durée de vie de l’installation.

La CRE estime que, pour permettre le développement de l’autoproduction, une prime à l’autoproduction devrait être définie et qu’elle devrait respecter les principes suivants :

  • la prime à l’autoproduction devrait être définie en cohérence avec la structure et le niveau des tarifs d’obligation d’achat de l’électricité produite. Notamment, la prime à l’autoproduction ne doit pas conduire à un taux de rémunération excessif des capitaux immobilisés et ne doit pas inciter l’utilisateur à augmenter artificiellement sa consommation pour bénéficier de la prime à l’autoproduction ;
  • le dispositif retenu devrait inciter les utilisateurs à améliorer le synchronisme entre production et consommation au niveau d’un même point de connexion au réseau pour refléter les gains de coûts de réseau. Notamment, un niveau de synchronisme entre production et consommation inférieur à un niveau de synchronisme « de base » ne devrait pas procurer de gain par rapport à la situation actuelle. Un niveau de synchronisme entre production et consommation supérieur à ce niveau de synchronisme « de base » devrait a contrario procurer un gain pour l’utilisateur par rapport à la situation actuelle à travers une réduction de sa facture ;
  • les charges de CSPE : le dispositif retenu devrait diminuer ou, a minima, ne pas augmenter le surcoût d’achat supporté actuellement par les acheteurs obligés, la prime à l’autoproduction devant être inférieure ou égale à la différence entre le tarif d’obligation d’achat et le coût évité ;
  • les modalités économiques du dispositif devront être adaptées dans le cas des zones non interconnectées au réseau métropolitain continental.

Préalablement à la définition de ce nouveau dispositif, il conviendra d’anticiper et de traiter des impacts de celui-ci sur la fiscalité. En particulier, l’impact de l’autoproduction sur les taxes assises sur la part variable de la facture d’électricité (notamment la TCFE, la CSPE et la TVA) devrait être neutralisé. En effet, les autoproducteurs ne réduisent pas leurs consommations, mais uniquement leurs soutirages sur les réseaux publics de distribution.

La CRE estime qu’une prime à l’autoproduction, définie sur la base des principes énoncés ci-dessus, pourrait s’appliquer à l’ensemble des nouvelles installations de production souhaitant bénéficier d’un dispositif de soutien.

Par ailleurs, ce nouveau dispositif devra s’inscrire dans le cadre applicable aux aides d’État.

La CRE recommande une évolution des conditions de valorisation de l’énergie produite à partir d’énergie de sources renouvelables dans le sens d’une reconnaissance de la valeur économique de l’énergie autoproduite, définie comme la part de la consommation couverte par l’électricité produite au même point de connexion et au même moment. Elle recommande l’adoption de modifications du cadre juridique actuel pour permettre une telle valorisation selon les principes suivants :

  • la prime à l’autoproduction devrait être définie en cohérence avec le niveau des tarifs d’obligation d’achat de l’électricité produite. Elle doit, notamment, ne pas conduire à une rémunération excessive des capitaux engagés et ne doit pas inciter l’utilisateur à augmenter artificiellement sa consommation pour bénéficier de la prime à l’autoproduction ;
  • les utilisateurs devraient être incités à augmenter le synchronisme entre production et consommation au-delà du niveau de synchronisme « de base » entre production et consommation au niveau d’un même point de connexion pour refléter les économies de coûts de réseau ;
  • le dispositif retenu devrait diminuer ou, a minima, ne pas augmenter le surcoût d’achat supporté actuellement par les acheteurs obligés ;
  • les modalités économiques du dispositif devront être adaptées dans le cas des zones non-interconnectées au réseau métropolitain continental.

Préalablement à la définition de ce nouveau dispositif, il conviendra d’anticiper et de traiter des impacts de celui-ci sur la fiscalité. En particulier, l’impact de l’autoproduction sur les taxes assises sur la part variable de la facture d’électricité devrait être neutralisé dans la mesure où les autoproducteurs ne réduisent pas leur consommation, mais uniquement leur consommation transitant par le réseau.

Pour en savoir plus :

La délibération de la CRE du 12 juin 2014 portant recommandations pour le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension.

Zoom sur la notion de « réseau fermé de distribution »

Les acteurs des Smart grids et, notamment, ceux qui expérimentent l’autoproduction s’interroge sur l’existence de réseaux privés de distribution raccordés ou non à un réseau public de distribution.

La non prise en compte du caractère privé ou public du « réseau de distribution » au regard du droit européen

Le caractère privé ou public du réseau de distribution n’est pas pris en compte par le droit européen pour définir le régime applicable à ce réseau et à son gestionnaire. Tout au plus, la directive du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité prévoit une série de dérogations pour certains réseaux.

Le réseau de distribution comme vecteur de l’ouverture des marchés

La directive du 13 juillet 2009 ne définit pas la notion de réseau de distribution, bien qu’elle définisse la distribution et le gestionnaire de réseau de distribution. Cependant, la Cour de justice des communautés européennes (CJCE) a retenu qu’il résultait des définitions de la distribution et d’un gestionnaire de réseau, figurant dans la directive de 2003, qu’« un réseau de distribution est un réseau servant à acheminer de l’électricité à haute, à moyenne ou à basse tension, laquelle est destinée à être vendue à des clients grossistes ou des clients finals » (CJCE, CITIWORKS AG, C-439/06, 22 mai 2008).

Tout réseau de distribution et gestionnaire de ce réseau, privé ou public est soumis aux dispositions de la directive du 13 juillet 2009, notamment dans ses chapitres VI, VII et VIII, visant à garantir l’indépendance du gestionnaire de réseau ainsi qu’un accès transparent et non-discriminatoire des utilisateurs au réseau.

La directive prévoit, néanmoins, quelques dérogations au régime applicable aux réseaux de distribution et à leur gestionnaire.

Les dérogations au régime de la distribution

Les petits réseaux isolés et les micro-réseaux isolés sont des réseaux de distribution d’électricité au titre de la directive, mais ils peuvent bénéficier d’un régime assoupli.

Sous l’empire de la directive de 2003, la CJCE avait conclu que le réseau interne de l’aéroport de Leipzig qui approvisionnait l’aéroport et 93 autres entreprises, constituait un réseau de distribution d’électricité au sens de la directive et que les dispositions nationales ne pouvaient dispenser certains gestionnaires de réseaux d’approvisionnement énergétique de l’obligation de laisser aux tiers le libre accès à ces réseaux, au motif que ces derniers sont installés dans une zone d’exploitation présentant une unité fonctionnelle et qu’ils sont principalement affectés au transport d’énergie à l’intérieur de l’entreprise et vers des entreprises liées.

En réponse, et afin d’exempter le gestionnaire de réseau de distribution d’une charge administrative injustifiée en raison de la nature particulière des relations entre celui-ci et les utilisateurs du réseau, la directive de 2009 a introduit la notion de réseaux fermés. Cette notion est strictement définie :

Un réseau fermé est un « réseau qui distribue de l’électricité à l’intérieur d’un site industriel, commercial ou de partage de services géographiquement limité et qui, sans préjudice du paragraphe 4, n’approvisionne pas de clients résidentiels :

a) si, pour des raisons spécifiques ayant trait à la technique ou à la sécurité, les opérations ou le processus de production des utilisateurs de ce réseau sont intégrés ; ou

b) si ce réseau fournit de l’électricité essentiellement au propriétaire ou au gestionnaire du réseau, ou aux entreprises qui leur sont liées ».

Les États membres peuvent prévoir que les autorités de régulation nationales exemptent le gestionnaire d’un réseau fermé de distribution, d’une part, de l’obligation de se procurer l’énergie qu’il utilise pour couvrir les pertes d’énergie et maintenir une capacité de réserve dans son réseau selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles du marché et, d’autre part, de l’obligation de veiller à ce que les tarifs, ou les méthodes de calcul de ceux-ci, soient approuvés avant leur entrée en vigueur.

Concernant les lignes directes (ligne d’électricité reliant un site de production isolé à un client isolé ou ligne d’électricité reliant un producteur d’électricité et une entreprise de fourniture d’électricité pour approvisionner directement leurs propres établissements, filiales et clients éligibles), celles-ci ne constituent pas un réseau de distribution. Cependant, l’existence d’une ligne directe ne doit pas affecter la « possibilité de conclure des contrats de fourniture d’électricité conformément à l’article 32 » de la directive relatif à l’accès des tiers au réseau.

Enfin, la directive prévoit que les États membre peuvent, notamment, écarter les articles de la directive relatifs à l’accès au réseau et aux lignes directes « si leur application risque d’entraver l’accomplissement, en droit ou en fait, des obligations imposées aux entreprises d’électricité dans l’intérêt économique général et pour autant que le développement des échanges n’en soit pas affecté dans une mesure qui serait contraire aux intérêts de la Communauté ».

La notion nationale de réseau public de distribution

Le droit français ne connait que des réseaux publics de distribution ou de transport d’électricité. Cependant, la jurisprudence consacre le raccordement indirect des utilisateurs au réseau public d’électricité.

L’exclusivité textuelle des réseaux publics de distribution

Le droit français applicable aux réseaux de distribution est entièrement construit autour de la notion de réseau public de distribution. L’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales dispose qu’un « réseau public de distribution d’électricité a pour fonction de desservir les consommateurs finals et les producteurs d’électricité raccordés en moyenne et basse tension ». Il précise que le réseau public de distribution est constitué essentiellement par les ouvrages de tension inférieure à 50 kV situés sur le territoire de l’autorité organisatrice de la distribution d’électricité, ainsi que par les ouvrages de tension supérieure existant sur le territoire métropolitain continental et non exploités par le gestionnaire du réseau public de transport.

Les gestionnaires des réseaux publics de distribution sont exclusivement Électricité Réseau Distribution France (ERDF) et les entreprises locales de distributions (ELD) dans leur zone de desserte respective.

Les dispositions de la directive de 2009 relatives aux réseaux de distribution ont été transposées en droit français exclusivement pour les réseaux publics de distribution. Il n’existe aucune disposition du code de l’énergie relative à d’éventuels réseaux privés de distribution : il n’est pas prévu de dissociation, de conditions d’accès des tiers fondés sur des tarifs publiés et approuvés par l’autorité de régulation, etc.

Par ailleurs, le législateur français n’a pas transposé, comme la possibilité lui était offerte, les dispositions de la directive de 2009 relatives aux réseaux fermés. Il a cependant transposé le cadre dérogatoire ouvert aux petits et micro réseaux isolés au travers des zones non interconnectées (ZNI) ainsi que celui applicable aux lignes directes.

La lecture combinée de la directive et des articles L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales et de l’article L. 111-52 du code de l’énergie devrait conduire à la conclusion, qu’en France, tout réseau de distribution, au sens de la directive, est nécessairement un réseau public de distribution, au sens du droit français.

La jurisprudence, à la suite des décisions du Comité de règlement des différends et des sanctions CoRDiS de la CRE, vient affiner l’approche.

L’approche « jurisprudentielle » des réseaux privés

Dans sa décision du 2 octobre 2009, le CoRDiS a admis la possibilité du raccordement indirect d’une centrale biomasse-gaz au réseau public de distribution d’électricité (décision du CoRDiS du 2 octobre 2009, Tembec Tarascon et Bioenerg c./ ERDF, n° 04-38-09). Cette décision a été confirmée par la cour d’appel de Paris par un arrêt du 7 avril 2011 (cour d’appel de Paris, arrêt n° 2009/22783, 7 avril 2011). Cependant, cet arrêt de la cour d’appel de Paris du 7 avril 2011 a fait l’objet d’un pourvoi en cassation. À cette occasion, la Cour de cassation a exclu, en l’espèce, le réseau privé de la qualification de réseau de distribution en retenant que la société concernée n’accomplissait pas une « opération de distribution d’électricité au sens de la directive 2009/72 du 13 juillet 2009 concernant les règles communes pour le marché intérieur de l’électricité » (Cour de cassation, n° 11-17344, 12 juin 2012).

D’autre part, dans une décision du 12 juillet 2010, le CoRDiS a qualifié de réseau privé, le réseau raccordant plusieurs parcs éoliens à un poste de livraison privé, raccordé au réseau public de transport de RTE (décision du CoRDiS du 12 juillet 2010, SEPE Le Nouvion, Parc éolien de Saint-Riquier 1 et Parc éolien de Saint-Riquier 2 c./ RTE, n° 03-38-10). Cette décision a été confirmée par la cour d’appel de Paris par un arrêt du 30 juin 2011 (cour d’appel de Paris, arrêt n° 2010/17039, 30 juin 2011).

Par ailleurs, dans une décision du 12 décembre 2011, le CoRDiS a rappelé qu’aucune disposition du code de l’énergie n’oblige à un raccordement direct des installations de production au réseau public de distribution (décision du CoRDiS du 12 décembre 2011, Cogestar 2 c./ ERDF, n° 242-38-11).

Ainsi, si le droit français ne semble pas consacrer la notion de réseau privé de distribution, en revanche, il reconnaît un droit au raccordement indirect.

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

Les microgrids, un bouleversement à venir pour le secteur de l’énergie ?

Des facteurs favorables au développement des microgrids

L’accord issu de la COP 21 en décembre 2015 marque une volonté des pays signataires de modifier leur rapport à l’énergie par une maitrise de la consommation d’énergie et un remplacement des sources d’énergie fossiles par des sources alternatives / renouvelables dans le mix énergétique.

Dans ce contexte, deux facteurs majeurs plaident pour le développement de systèmes microgrids : le développement croissant des énergies renouvelables (EnR) et la rapide et constante amélioration des technologies de stockage d’énergie.

Depuis une dizaine d’années, le coût des EnR est en forte baisse et rend ces énergies compétitives face aux énergies fossiles traditionnelles. Le coût des EnR ramené au kilowattheure aux États-Unis est aujourd’hui inférieur de 23 % à 60 % à ceux des petites turbines à gaz.

En particulier, le coût moyen de l’électricité solaire photovoltaïque a diminué de 80 % depuis 2008 et continue sur cette tendance (voir Figure 1). Cette diminution contribue au développement croissant des installations d’EnR. Entre 2012 et 2015, le nombre de gigawatts renouvelables installés dans le monde a augmenté de 60 % (voir Figure 2) multipliant les installations de production d’énergies de petite taille et décentralisées.

Les solutions de stockage de l’énergie, quant à elles, connaissent actuellement un développement significatif dû à l’amélioration des différentes technologies et à la diminution des coûts de production (voir figure 3).

L’accessibilité croissante de ces solutions permet d’envisager une généralisation de leur utilisation (voir Figure 4) et d’apporter fiabilité et flexibilité aux microgrids en suppléant l’intermittence de la production des ENR.

Ces nouvelles façons d’accéder à l’énergie créent des opportunités pour permettre aux utilisateurs (en particulier dans les secteurs industriel et commercial) de contrôler leur facture énergétique.

À titre d’exemple, la mine australienne de la société DeGrussa constitue probablement un modèle amené à s’étendre. Grâce à un système de microgrid incluant une installation photovoltaïque et une composante de stockage, ce site isolé en plein désert économise 20 % de sa consommation annuelle de diesel. Au-delà de la réduction de coûts, ce système permet, également, à la mine de réduire les risques liés aux irrégularités d’approvisionnement et de diminuer sa dépendance à la volatilité des cours du pétrole.



Un bouleversement anticipé de la chaîne de valeur de l’énergie

EY a conduit une étude évaluant les impacts du développement des microgrids à l’horizon 2020.

Cette étude conclut à des économies financières de l’ordre de 20 à 60 % selon les pays et les secteurs d’activités. Dans le même temps les gestionnaires de réseaux pourraient voir (selon la régulation du pays considéré) leurs revenus baisser proportionnellement aux économies réalisées par les utilisateurs.

Le périmètre de l’étude est constitué d’une vingtaine de pays représentant 73 % du produit intérieur brut (PIB) mondial et présentant des modèles énergétiques très différents.

Quatre scénarios ont été étudiés ;

De nombreux critères ont été considérés durant cette étude, en particulier :

  • l’environnement législatif, la régulation et les incitations à l’investissement propres à chaque pays ;
  • la capacité d’investissement des acteurs selon les taux d’intérêt en vigueur ;
  • les politiques nationales de développement des microgrids et EnR ;
  • le niveau de la consommation et le prix des énergies fossiles ;
  • les tarifs et la demande en l’électricité ;
  • la qualité des infrastructures des réseaux électriques.

Enfin, l’étude mesure les gains économiques potentiels selon trois axes :

  • l’énergie consommée ;
  • le besoin de puissance évité ;
  • les pertes d’énergies évitées.

Les résultats de l’étude sont présentés ci-dessous par pays et par secteur (industriel et commercial), en différenciant les quatre scénarios envisagés.

Le secteur commercial présente le plus fort potentiel d’économies (jusqu’à 170 milliards d’euros sur l’ensemble des pays étudiés).

Potentiel d’économies dans le secteur commercial

Source : EY

Le secteur industriel a lui traditionnellement bénéficié d’un coût de l’énergie plus avantageux que les autres secteurs. Cela explique les gains plus modestes estimés dans ce secteur.

Potentiel d’économies pour le secteur industriel

Source : EY

Pour les gestionnaires de réseaux publics, la perte de revenus liée à l’expansion de ces réseaux privés pourraient s’élever, selon les pays, à des montants deux à dix fois supérieurs aux économies observées dans les différents secteurs.

Des évolutions à attendre

Au-delà des aspects économiques, les microgrids augurent deux bouleversements :

  • l’orientation des gestionnaires de réseaux vers un rôle « assurantiel » dans lequel le réseau serait sollicité ponctuellement en cas de défaillance locale. Le glissement vers ce mode d’utilisation des réseaux remettrait en cause les modèles de tarification de l’utilisation des réseaux d’électricité ;
  • l’arrivée des nouveaux acteurs et une concurrence nouvelle sur la chaîne de l’électricité. En effet, le développement de réseaux locaux abaisse naturellement le coût d’entrée dans le secteur jusqu’ici protégé par la lourdeur des investissements qu’il requiert. Une opportunité que de nombreuses entreprises pourraient rapidement saisir.

Les barrières tombent une à une sous l’impulsion combinée du développement des EnR, de nouvelles solutions de stockage et des politiques publiques. De nouveaux modèles d’affaires vont apparaître et les acteurs historiques sont amenés à réagir en proposant entre autres de nouveaux services aux utilisateurs.

Dans ce contexte, le dialogue entre les régulateurs nationaux et les gestionnaires de réseaux permettra d’établir un cadre favorisant l’émergence de nouvelles solutions énergétiques tout en garantissant la pérennisation du réseau historique.




Cette contribution a été rédigée par EY.



REIDS (Singapour) : des technologies au service d’une énergie durable et abordable pour tous en Asie du Sud-Est

Des systèmes énergétiques durables pour l’Asie du Sud-Est

L’accès universel à des services énergétiques fiables, durables et à un coût abordable est l’un des principaux défis que l’Humanité se doit de relever sans attendre. Ce défi est particulièrement prégnant en Asie du Sud-Est et en Afrique. Or le déploiement de systèmes de grand transport d’énergie couvrant l’étendue de ces vastes territoires en suivant des modèles européen ou américain n’y est ni techniquement ni économiquement réaliste. Il s’agit donc de mettre en œuvre des solutions faisant appel à des infrastructures bien adaptées aux conditions locales.

Avec 625 millions d’habitants, les dix pays de l’Association des Nations de l’Asie du Sud-Est (ASEAN) – Brunei, Cam-bodge, Indonésie, Laos, Malaisie, Myanmar, Philippines, Singapour, Thaïlande et Vietnam – rassemblent environ 9 % de la population mondiale pour 4 % de la consommation d’énergie. Selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), tout en restant bien en-dessous de la moyenne mondiale par habitant, la demande en énergie y a augmenté de 50 % entre 2000 et 2013 et devrait encore augmenter de 80 % entre aujourd’hui et 2040.

Si la population des dix plus grandes métropoles de l’ASEAN s’élève à quelque 100 millions d’habitants, près de 125 millions de résidents des zones insulaires, rurales et périurbaines n’ont qu’un accès insatisfaisant ou inexistant à l’électricité.

Au-delà du bois-énergie pour la cuisson, l’accès à l’énergie des zones non-interconnectées du Sud-Est asiatique repose aujourd’hui principalement sur une électricité produite par des groupes électrogènes fonctionnant au diesel. Si la technologie est bien maîtrisée et mobilise de faibles investissements, les coûts d’acheminement du combustible engendrent des frais de fonctionnement allant généralement bien au-delà des moyens financiers des populations desservies. À cette difficulté de coûts d’exploitation s’ajoute l’impact environnemental (notamment le bilan carbone) dans des zones déjà fortement affectées par la pollution.

Pauvreté et précarité énergétique sont intimement liées. La prise de conscience des enjeux fondamentaux de l’accès à l’énergie – et de leur caractère urgent – est l’un des résultats les plus importants de la large adhésion de pratiquement tous les pays aux recommandations de la COP21 en décembre 2015.

La transition énergétique est en route, et pas seulement dans les pays industrialisés ; elle s’organise aussi dans les pays émergents, notamment en Asie du Sud-Est, ouvrant ainsi de nouveaux marchés pour les industriels en mesure de développer des technologies et des services adaptés aux conditions économiques, sociologiques, techniques et climatiques locales.

C’est dans ce cadre que la Nanyang Technological University (NTU), à Singapour, par l’intermédiaire de son Energy Research Institute (ERI@N), développe le projet Renewable Energy Integration Demonstrator – Singapore (REIDS). REIDS est une plateforme de recherche et de démonstration à grande échelle dont l’objectif est de permettre une plus large mise en œuvre des énergies renouvelables, adossées à des systèmes de stockage multi-technologies et multi-échelles. L’ambition est d’apporter une meilleure qualité de vie aux communautés, souvent délaissées, par le biais d’un accès à une électricité fiable et abordable.

Le démonstrateur REIDS est en cours de construction sur l’île de Semakau, située à 8 km au Sud de l’île principale du pays.


Île de Semakau située à 8 km au Sud de Singapour (Source : REIDS)

Les fondements du programme de recherche et développement

Le programme de recherche et de développement REIDS s’articule autour de quelques grands thèmes.

Les énergies renouvelables : des ressources disponibles à coût abordable

L’approvisionnement énergétique des villages et îles reculés en Asie du Sud-Est et en Afrique devra s’appuyer sur davantage de ressources locales, si possible renouvelables. Alors qu’une plus large mise en œuvre des énergies renouvelables est souhaitable sur le plan environnemental, elle sera aussi le choix premier sur le plan économique. Un mix d’énergies renouvelables, notamment solaires, éoliennes et marines, soigneusement adapté aux conditions locales, constituera la solution à plus bas coût.

Les énergies renouvelables : des ressources disponibles à coût abordable

Une plus large production d’énergie de source renouvelable impose l’électricité comme principal vecteur de distribution de l’énergie produite localement.

Les micro-réseaux : l’infrastructure pour une production et des consommations locales

Compte-tenu des configurations géographiques des territoires considérés, l’infrastructure de choix doit être celle des micro-réseaux.

Le stockage d’énergie : la clef de voûte de l’intégration des énergies renouvelables

Une large intégration des énergies solaire et éolienne nécessite une mise en adéquation entre les intermittences des productions locales, d’une part, et les consommations, d’autre part. Ceci place le stockage d’énergie au cœur des micro-réseaux. À son tour, le stockage d’énergie doit être fiable et accessible à coûts maîtrisés tout en étant bien adapté aux conditions locales.

Le verrou technologique à faire sauter pour permettre une large pénétration des énergies renouvelables est donc le développement de systèmes de stockage multi-énergies, multi-technologies et multi-échelles.

Les groupes électrogènes : pleinement intégrés pour une consommation de combustible réduite

Les groupes électrogènes feront toujours partie des sources d’approvisionnement des micro-réseaux tels qu’envisagés par REIDS. Par contre, ne jouant plus le rôle de production d’électricité en base desservant directement les charges locales, les groupes électrogènes seront intégrés au micro-réseau, au même titre que les ressources renouvelables. Les groupes électrogènes seront mobilisés par le même gestionnaire numérique qui fera en sorte que la consommation de combustible diesel soit aussi faible que possible. Un dimensionnement judicieux entre les groupes électrogènes et les systèmes de stockage d’énergie permettra de réduire les investissements.

Le gaz : vecteur énergétique complémentaire

Au-delà de l’électricité, le vecteur gaz – par l’intermédiaire du biogaz et/ou de l’hydrogène – pourra jouer un rôle com-plémentaire comme moyen de stockage d’énergie à long terme, d’une part, et comme combustible produit localement, d’autre part, permettant de valoriser les déchets, les biomasses humide et sèche et les excédents de production d’électricité renouvelable.

Les systèmes: « plug and play »

Les micro-réseaux tels qu’envisagés par REIDS doivent être robustes, faciles et rapides à mettre en place. Ils doivent également pouvoir s’adapter à moindre coût aux évolutions de la demande. La mise en œuvre sur le terrain doit adopter une approche « plug and play » minimisant les coûts des évolutions futures telles que l’ajout de capacités de production ou de nouveaux consommateurs ; l’un des axes de recherche et développement de REIDS.

Des frais de fonctionnement réduits : clef d’accès aux financements privés et publics

Alors que des fondations et diverses banques de développement font preuve d’un intérêt croissant vers les investisse-ments dans des infrastructures de micro-réseaux telles qu’envisagées par REIDS, il est impératif de rassurer ces investisseurs : ces nouveaux systèmes sont conçus pour pouvoir fonctionner à moindre coût d’exploitation pendant plusieurs décennies.

Un laboratoire à ciel ouvert et à dimensions industrielles

Plusieurs micro-réseaux sont en cours de construction sur l’île de Semakau. Une première centrale photovoltaïque de 3 000 m2 a été installée sur les toits d’un bâtiment de l’île. Couplée à une batterie Li-Ion de 200 kW / 250 kWh, cette centrale, sans aucune connexion au réseau électrique national, dessert les besoins de la National Environment Agency (NEA), afin de réduire la consommation des groupes électrogènes qui fournissaient, jusqu’alors, la totalité de la charge.

Trois micro-réseaux sont en cours de construction sur une parcelle de 64 000 m2. Chaque micro-réseau sera équipé d’une centrale photovoltaïque, d’une ou plusieurs éoliennes, d’un ou plusieurs groupes électrogènes ainsi que de systèmes de stockage multi-technologies. La capacité de production de chaque micro-réseau sera de plusieurs centaines de kilowatts. Outre les bancs de charge variable équipant chaque micro-réseau, un accès à d’autres charges, telles que des installations de pisciculture, de dessalement d’eau et de production d’hydrogène, sera possible.

Afin de démontrer une grande flexibilité de fonctionnement, chaque micro-réseau sera capable de fonctionner en mode isolé. Les possibilités de connexion entre micro-réseaux feront l’objet de recherches et développement afin de permettre un fonctionnement en réseau – ou méso-réseaux – comme ce sera souvent le cas pour les infrastructures visées par REIDS.

Les premières mises en route des trois micro-réseaux sur la parcelle de 64 000 m2 sont prévues durant le troisième trimestre 2017.


Les réalisations et futurs développements (Source : REIDS)

Un partenariat publique/privé à l’initiative de NTU

Conçu comme un consortium entre NTU et ses Partenaires Industriels, REIDS bénéficie d’un financement de lancement de plusieurs dizaines de millions d’Euros de la part du Economic Development Board de Singapour (EDB) et de plusieurs autres autorités publiques singapouriennes. Ce financement permet la construction des infrastructures et plates-formes de recherche, d’essais et de démonstration de REIDS sur Semakau ainsi que la formation de personnel spécialisé pour leurs mises en œuvre.

Les partenaires industriels de REIDS, « Solution Providers », abondent les investissements de lancement par le biais de co-financements de projets s’appuyant sur les infrastructures de REIDS. Ceux-ci permettent un déploiement d’équipements de production, de stockage, de gestion et de consommation d’énergie dans les conditions réelles climatiques de l’Asie du Sud-Est.

Énergéticiens et utilisateurs souhaitant bénéficier des technologies mises au point et démontrées au sein de REIDS sont invités à se joindre au consortium en tant que « Adopters ».


Les sociétés participantes au projet (Source : REIDS)

Conclusion – Les barrières à lever pour un déploiement rapide des microgrids à grande échelle

Le déploiement des microgrids permet l’intermédiation entre les différents utilisateurs du micro-réseau, valorise les équipements publics locaux et réduit l’empreinte énergétique du quartier vis-à-vis du réseau national. Dans le même temps, le réseau national est déchargé de la gestion électrique du microgrid, qui est capable de s’adapter au mieux à la charge nationale. Le Smart microgrid contribue donc aussi directement au bon fonctionnement du système électrique intelligent.

Différents défis devront être relevés pour que les micro-réseaux se déploiement plus rapidement. Les premiers d’entre eux sont techniques et technologiques. Par exemple, le stockage étant une composante essentielle des microgrids, il faudra que les technologies de stockage s’améliorent et que leur prix diminue pour devenir plus accessibles et plus rentables.

D’autres sont de nature économique. Si l’on souhaite que les microgrids se développent, il faudrait envisager de nouveaux mécanismes financiers pour permettre l’autoconsommation à une maille plus grande, celle de l’îlot ou du quartier par exemple, que celle de l’utilisateur individuel. Cela pourrait permettre à un producteur installé dans le périmètre du projet smart grids de valoriser l’électricité qu’il ne consomme pas, en la cédant aux sites de consommation situés eux aussi dans le périmètre du projet.

Des changements dans ces différents domaines pourraient voir le jour sous l’impulsion d’initiatives comme la Galvin Electricity Initiative, fondée en 2005 dans le but de promouvoir un large déploiement des microgrids ou les Appels à manifestation d’intérêt (AMI) de l’ADEME qui ont subventionné des projets de micro-réseaux comme Smart ZAE ou encore Nice Grid.


Les barrières à l’adoption des microgrids (Source : Smart grids insights, Zpryme, traduction CRE)

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son seizième forum le 8 juillet 2014 sur le thème « Les Smart microgrids, des réseaux électriques intelligents à l’échelon du territoire ».

Joseph Maire, Directeur technique du Programme Smart grids d’EDF SEI, Jean-Gabriel Steinmetz, Responsable du Développement Smart grids de Cofely Ineo et Marc Aubry, Directeur général du Syndicat départemental d’énergies du Morbihan sont intervenus lors du forum afin de nous présenter trois projets de microgrids caractéristiques, leurs spécificités et les premiers retours d’expérience.


 

Point de vue de Joseph Maire / Laure Lambrot
Directeur technique Programme Smart grids / Chargée de mission chez EDF SEI en Corse

Point de vue de Jean-Gabriel Steinmetz
Responsable Développement Smart grids

Point de vue de Marc Aubry
Directeur général


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview de Bernard Salha
Directeur d’EDF R&D

Interview de Yasmine Assef
Directeur général adjoint

Interview de Georges Kariniotakis
Responsable du projet Microgrids et More Microgrids




Point de vue de Joseph Maire et Laure Lambrot (EDF SEI) :

Comme gestionnaire de réseaux de la plupart des systèmes électriques insulaires et isolés français, EDF SEI s’intéresse aux microgrids :

  • en Guyane dans les communes de l’intérieur (systèmes isolés, à quelques heures de pirogue des points de communication les plus proches), elle mène depuis 2013 le projet d’« Alimentation des écarts » qui permet d’alimenter les villages à partir d’un ensemble : énergies de source renouvelable, stockage et groupe de production diesel ;
  • en Guadeloupe, elle conduit une expérimentation sur Marie Galante avec AKUO et Sidec pour procéder à l’ilotage d’une poche qui sera essentiellement alimentée avec des énergies de source renouvelable intermittente et un système de stockage ;
  • en Corse, elle mène le projet PAESI.


Source : EDF SEI

Présentation du projet PAESI

En langue corse, le mot PAESI évoque la ruralité, le pays, la campagne, le village. Pour le projet, l’acronyme signifie également : « Production et Alimentation en Électricité d’un Système Îsolé ».

Les évènements neigeux ont été récurrents en Haute-Corse pendant les hivers des années 2009 à 2012. En Castagniccia (territoire au relief très accidenté, avec beaucoup de massifs forestiers et de très longues portées de lignes pour un habitat assez peu dense), de nombreux villages se sont retrouvés sans électricité pendant plusieurs jours les moyens humains et matériels disponibles pour les réparations ne pouvant pas être acheminés parce que les routes étaient bloquées par la neige.

Le projet PAESI est ainsi né de la volonté commune d’EDF SEI et de la Collectivité territoriale de Corse de trouver des solutions innovantes pour parer à ce type de situation. Le projet a pour objectif de tester le recours au microgrid en cas d’aléa climatique pour améliorer la continuité de fourniture de villages isolés en Haute-Corse.

Le microgrid PAESI teste à la fois le recours à une source de production d’électricité renouvelable et le développement d’un système intelligent permettant d’assurer de façon occasionnelle l’équilibre offre/demande à l’échelle du microgrid.


Source : EDF SEI

Le démonstrateur s’appuie sur un moyen de production d’électricité renouvelable innovant : une unité de gazéification du bois qui fonctionne comme une cogénération avec combustion partielle de biomasse sous forme de plaquettes forestières (pas de recours au solaire photovoltaïque ni à l’éolien, car les ressources ne sont pas disponibles en cas d’aléa climatique). Elle représente 90 kW de puissance installée, pour alimenter 60 points de livraison et produit 600 MWh électriques par an pour un temps de fonctionnement d’un moyen de production en base avec un rendement électrique assez performant sur une telle puissance : 24 % pour environ 1000 tonnes par an de plaquettes forestières.


Source : EDF SEI

En conditions normales, le village est alimenté par le réseau public de distribution et la production de l’unité de cogénération est injectée sur le réseau.


Source : EDF SEI

En prévision d’un aléa climatique, un ordre d’îlotage est envoyé par le gestionnaire de réseau qui permet de séparer les postes de distribution du village du reste du réseau public et d’alimenter directement le village grâce à la centrale de production. Ici, c’est l’équilibre offre/demande en temps réel qui est recherché.


Source : EDF SEI


Source : EDF SEI

4 défis techniques propres aux microgrids ont été identifiés dans le cadre des études préalables menées durant le projet :

  • garantir l’équilibre entre la production et la consommation sur une petite zone ;
  • adapter le plan de protection en fonction du mode de fonctionnement, essentiel pour garantir la sécurité des biens et des personnes ;
  • gérer les automatismes, avec un système de contrôle-commande ;
  • gérer les phases de découplage/recouplage du microgrid avec le réseau public de distribution.

Les défis techniques des microgrids


Source : EDF SEI

1er défi : l’équilibre entre l’offre et la demande

Plus la taille du microgrid alimenté en électricité est faible, plus l’équilibre entre la production et la consommation peut être délicat à assurer du fait d’un foisonnement plus réduit des usages. L’équilibre est déterminé en fonction de l’évolution de la consommation au fil des saisons, des possibilités de pilotage de ces consommations et des caractéristiques des moyens de production.

Dans le cadre du projet PAESI, le moyen de production délivre une puissance constante (production dite « en ruban ») qui ne peut pas être modulée. Comme la puissance consommée par le village évolue au fil de la journée, il faut dissiper le surplus d’énergie produite pour préserver l’équilibre du microgrid pendant les épisodes neigeux. Ces contraintes d’équilibre production/consommation peuvent également être résolues par des équipements de stockage.

Dans le cadre du projet PAESI, le moyen de production utilise une machine asynchrone qu’il est très difficile de faire fonctionner sur un réseau îloté. Il faut notamment ajouter des condensateurs à cette installation de production pour lui fournir de la puissance réactive.

Lors de la mise en place d’une installation de production centralisée dans un système électrique isolé, il est nécessaire d’effectuer un travail de sensibilisation à l’efficacité énergétique et aux économies d’énergie pour éviter que le volume de consommation n’augmente très fortement.


Source : EDF SEI

2e défi : le plan de protection

L’objectif du plan de protection est d’assurer en permanence la sécurité des biens et des personnes et d’assurer que, lorsqu’un court-circuit se produit à un endroit du réseau, il ne provoque pas la mise hors tension de l’ensemble du réseau. Il s’agit du principe de sélectivité des protections. Cette sélectivité des protections est facilement assurée sur des réseaux dont les puissances de court-circuit sont importantes, comme sur les grands réseaux interconnectés. En revanche, elle est plus difficile à assurer dans un petit réseau isolé avec plusieurs modes de fonctionnement.

Assurer le plan de protection est d’autant plus important que l’on raccorde des énergies de sources renouvelables telles que le solaire ou l’éolien qui sont en général raccordées au travers de convertisseurs électroniques de puissance qui n’ont pas la capacité des machines électrotechniques à fournir une pointe de courant lorsqu’un court-circuit apparaît à leurs bornes.

Le plan de protection est donc un enjeu technique important qui relève du gestionnaire de réseau de distribution et qui nécessite des études au cas par cas.


Source : EDF SEI

3e défi : le recouplage/découplage du réseau et le contrôle-commande

En matière technique, le plus difficile est le recouplage du réseau îloté au réseau public de distribution. Il nécessite de resynchroniser la poche îloté avec le reste du réseau. Étant donné que les systèmes de synchro-couplage sont coûteux et complexes et, donc, non rentables pour les petits systèmes électriques, il est préférable de mettre le microréseau hors tension, avant le recouplage puis de suivre une procédure de remise sous tension classique.

La mise en œuvre du contrôle-commande (instrumentation du micro-réseau avec des capteurs et des actionneurs communicants, une infrastructure de communication et un système d’automatisation) est également une problématique à traiter dans le cadre des microgrids : il permet d’assurer le fonctionnement de l’ensemble de la poche.


Source : EDF SEI

Conclusion et perspectives

La réalisation de micro-réseau comprend des défis d’autant plus compliqués que la taille du micro-réseau est réduite et que les sources sont d’origine variable, voire pour certaines intermittentes.

Il est naturel de vouloir utiliser des ressources locales d’énergie pour les utiliser en secours lors d’une défaillance du réseau, mais la mise en œuvre peut être complexe.

Il ne faut pas confondre cette application avec celle qui consiste à optimiser l’usage local de la production afin, notamment, de soulager une contrainte locale de réseau tout en maintenant la connexion.

Le projet PAESI est en cours de recherche de financement et une mise en service est prévue dans les prochaines années.


Joseph Maire & Laure Lambrot
8 juillet 2014





Joseph Maire est Directeur technique au sein du programme Smart grids d’EDF SEI.








Laure Lambrot est chargée de mission chez EDF SEI en Corse.




Point de vue de Jean-Gabriel Steinmetz (Cofely Ineo) :

Présentation du projet Smart ZAE

Le principe du projet Smart ZAE est de créer un microgrid au service du réseau de distribution sur une zone d’activité économique. Le microgrid permet :

  • d’optimiser la gestion de l’énergie électrique ;
  • prévoir, suivre et tirer profit de la production locale d’énergie renouvelable ;
  • maîtriser les consommations et les appels de puissance ;
  • valoriser économiquement la flexibilité apportée par le pilotage des installations et le stockage de l’énergie ;
  • soutenir le réseau en cas de nécessité.

Le projet Smart ZAE est déployé dans le cadre du programme des Investissements d’avenir et subventionné à ce titre par l’ADEME. Le budget total est de 4,1 millions d’euros.

Le projet a débuté en février 2012 et durera trois ans. Actuellement, nous sommes dans la phase opérationnelle de déploiement de l’ensemble des systèmes.

La zone d’activité économique (ZAE) choisie se trouve au nord de Toulouse. Elle est de taille relativement réduite mais est appelée à se développer. Aujourd’hui, deux entreprises sont installées dans la ZAE, sur des parcelles contiguës. Elles ont deux activités décorrélées. Elles se sont dotées par elles-mêmes de moyens de production d’énergie renouvelables : 170 kWc de panneaux solaires sur la première entreprise et 10 kWc sur la seconde. Le microgrid comprend aussi 15 kW d’éoliennes et deux technologies de stockage en concurrence : batteries Lithium-Ion et volants d’inertie (composante technologique très forte du projet, car un volant d’inertie avec des performances sans commune mesure est développé par un des partenaires du projet). Enfin, un logiciel permet la gestion de l’ensemble de ces composants afin de remplir au mieux les objectifs du projet.

La ZAE est alimentée par un réseau de distribution en 400 V triphasé (aujourd’hui l’alimentation est en 20 kV parce que la zone a grandi mais l’expérimentation se fait toujours en 400 V en aval d’un transformateur de distribution publique). Au sein de la zone d’activité économique est mis en œuvre un réseau à courant continu pour tirer au maximum profit des énergies renouvelables qui, la plupart, du temps produisent de l’électricité en courant continu.


Source : Cofely Ineo

Les partenaires de ce projet sont Cofely Ineo par l’intermiédiaire de sa filiale SCLE SFE (acteur de la numérisation des réseaux haute tension et des conversions d’énergie haute puissance), Levisys (fabricant de volants d’inertie à lévitation magnétique), CIRTEM (fabricant d’appareils d’électronique de puissance – convertisseurs à haut rendement) et Laplace qui est le laboratoire de l’INP Toulouse spécialisé sur la modélisation de réseau, l’algorithmie et l’optimisation.

Le principe d’optimisation choisi dans le cadre du projet repose sur les différents paramètres composant la facture d’électricité :

  • le coût de production ;
  • le coût du transport et de la distribution ;
  • le coût du CO2 ;
  • les taxes (financement des énergies renouvelables par exemple).

L’optimisation du microgrid est déterminée en J-1 en fonction des prévisions de consommation et de production sur la zone et du schéma tarifaire du lendemain en production et en acheminement. Cela permet de déterminer le profil énergétique optimisé de la ZAE pour le lendemain. Ce profil est ensuite intégré dans la gestion technique du microgrid le jour J et réalisé grâce au stockage et à des actions de pilotage sur les charges contrôlées.


Source : Cofely Ineo

Premiers enseignements

Le concept s’applique à toutes les situations réunissant les conditions suivantes :

  • alimentation via un réseau de distribution en 400 V ;
  • présence d’énergies de sources renouvelables ;
  • plusieurs lieux de consommation contigus ;
  • possibilité d’installer du stockage d’énergie ;
  • existence d’un gestionnaire unique d’énergie ;
  • volonté de coopération entre les bâtiments.

Il s’applique également à différents types d’espaces : zones d’activité, écoquartiers, sites industriels, sites militaires, campus, hôpitaux.

Cependant, avant de lancer un microgrid de type Smart ZAE de façon opérationnelle et non plus expérimentale, il faut dépasser différents freins à la fois techniques, économiques et réglementaires.


Source : Cofely Ineo GDF Suez

Perspectives

Les retours d’expérience de ce projet mené depuis maintenant deux ans peuvent s’appliquer à d’autres microgrids.

Ainsi, le projet a permis de déterminer les endroits où il sera possible de déployer des microgrids à court terme :

  • gestionnaires d’un site privé multi-bâtiments avec sous-comptage (par exemple, site militaire ou campus) ;
  • petits réseaux isolés dans les pays en développement.

Les objectifs de ces projets déployables à court terme seront d’optimiser l’exploitation des énergies de sources renouvelables (par exemple, dans une île polynésienne qui produit de l’électricité de source photovoltaïque en journée mais qui consomme le soir) et de lever les contraintes liées au réseau de distribution (par exemple si le réseau est faible et que la zone concernée grandit).


Jean-Gabriel Steinmetz
8 juillet 2014



Jean-Gabriel Steinmetz est responsable de l’ingénierie Systèmes de Puissance chez SCLE SFE, filiale de Cofely Ineo (Groupe GDF Suez).
Auparavant, il a été responsable du développement de l’activité Photovoltaïque Résidentiel et Smart Grids chez Cofely Ineo et chef de Projet Innovation dans la télématique chez PSA Peugeot Citroën.
Il est diplômé de l’École des Mines de Paris et ancien élève de l’École Normale Supérieure de Cachan.



Point de vue de Marc Aubry (Syndicat départemental d’énergies du Morbihan) :

À l’origine du projet Kergrid, il y a la création du siège du Syndicat départemental d’énergies du Morbihan (SDEM). Le SDEM est un établissement public de coopération intercommunale (EPCI) au budget de 150 millions d’euros (36 millions d’euros par an sont consacrés aux travaux sur les réseaux électriques). Ce syndicat d’électricité – autorité concédante – est propriétaire dans le Morbihan de 23 000 kilomètres de lignes et de 13 000 postes de transformation de distribution publique.


Source : SDEM

Les objectifs de ce bâtiment ont été de :

  • mutualiser : le siège du SDEM est commun avec celui de Eau du Morbihan et celui de l’Association des maires du Morbihan ;
  • labelliser : faire du bâtiment une « Passivhaus » (label allemand de performance énergétique dans les bâtiments neufs dont les besoins en chauffage sont inférieurs à 15 kWh/m²/an et la consommation totale inférieure à 120 kWh/m²/an). Cette labellisation est en cours de finalisation, il ne reste qu’à valider le critère étanchéité à l'air du bâtiment (indicateur n50 inférieur à 0,6 m3/h sur tout le volume) ;
  • expérimenter : tester le projet Kergrid, un projet de microgrid à l’échelle du bâtiment, voire peut-être du quartier

Les fondements du projet Kergrid sont :

  • la sensibilité aux questions énergétiques : la Bretagne est une péninsule électrique ;
  • la compétence du syndicat sur la maîtrise de la demande en énergie, la production, la maîtrise d’ouvrage. L’objectif est de diminuer le nombre de renforcements du réseau de distribution ;
  • la réflexion sur le modèle de distribution de demain ;
  • l’étude de la gestion des flux ;
  • la mise en œuvre d’une gouvernance simple ;
  • la création d’un projet duplicable.

Le projet Kergrid se compose du bâtiment (pompe à chaleur eau, triple vitrage, détecteurs de présence, luminosité, membrane étanchéité, VMC double flux, climatisation passive), de 126 kWC (soit 850 m²) de panneaux photovoltaïques , de deux mini-éoliennes de 2 kW et 2,5 kW, d’une batterie Lithium-Ion de 56 kWh et de bornes de recharge pour véhicules électriques d’une puissance comprise entre 3 kVA à 22 kVA.


Source : SDEM

En 2010, un groupe de travail réunissant le SDEM, Saft, Schneider Electric, l’Université Bretagne Sud (UBS), EDF et ERDF a réfléchi au projet. En 2011, le SDEM a signé un partenariat avec Schneider Electric et le projet a été inauguré en novembre 2013.

L’autoconsommation, l’effacement de la consommation, son lissage, l’îlotage du bâtiment, l’interruption de la production et la flexibilité du système grâce au logiciel développé par Schneider Electric ont été testés avec succès. L’alimentation du bâtiment grâce aux batteries des véhicules électriques et l’optimisation de la gestion des flux (agrégateurs) sont en cours de test.


Source : SDEM

Les premiers retours d’expérience concernent :

  • le raccordement du bâtiment au réseau public de distribution ;
  • la mise en œuvre technique ;
  • la possibilité d’écrêtage (de la consommation et de la production) ;
  • l’impact de la saisonnalité ;
  • la flexibilité ;
  • la pertinence de la maille territoriale en fonction des usages énergétiques (bâtiment, quartier (tertiaire, loisirs, domestiques, etc.) ;
  • les services que le bâtiment pourrait apporter au réseau (réglage de la tension et de la fréquence, contribution à la qualité de l’onde de tension par la réduction des harmoniques de fréquence) ;
  • l’intérêt économique et écologique des Smart grids et du stockage diffus (réduction des émissions de CO2, réduction des factures énergétiques, etc.).

Certains freins réglementaires devront être levés pour donner de la lisibilité au business plan :

  • un tarif d’achat de l’énergie produite par plusieurs moyens de production de sources renouvelables différentes ;
  • la mutualisation de la production d’énergie de source renouvelable et du stockage d’énergie en une seule unité de production.

La mise en œuvre d’un microgrid expérimental revêt plusieurs intérêts dont une gouvernance simple, un financement léger.


Marc Aubry
8 juillet 2014





Marc Aubry est Directeur général du Syndicat départemental d’énergies du Morbihan.





Interview de Bernard Salha (EDF R&D) :

Qu’est-ce que Concept Grid ? Pouvez-vous nous présenter les équipements techniques, les fonctions disponibles, etc. ? À qui cette plate-forme est-elle destinée ? Pendant combien de temps sera-t-elle en service ?

EDF a créé sur son site des Renardières (Seine-et-Marne) dédié à la Recherche et au Développement (R&D) et situé au sud de Paris, Concept Grid, une plate-forme expérimentale majeure destinée à anticiper et accompagner l’évolution des systèmes électriques. A mi-chemin entre les essais en laboratoire et les expérimentations de terrain, Concept Grid offre la possibilité de mener, en toute sécurité, des campagnes d’essais complexes et en conditions perturbées qu’il serait impossible de réaliser en situation réelle.

Concept Grid est un véritable système électrique « intelligent » s’étendant sur 3 hectares. Il intègre des moyens d’essais innovants mis en place spécifiquement pour préparer les évolutions des systèmes électriques.

Le réseau Concept Grid réunit 3 kilomètres de réseau moyenne tension (20 kV) qui alimentent un réseau basse tension de 7 kilomètres. Des matériels électriques complémentaires – tels que des cellules RLC (Résistance Inductance Capacité), un amplificateur et un simulateur – permettent de reproduire virtuellement les caractéristiques de réseaux de plus grande taille :

  • ainsi, les cellules RLC simulent jusqu’à 120 kilomètres de lignes moyenne tension supplémentaires ;
  • l’amplificateur de puissance, couplé au simulateur temps réel, permet de générer de multiples scénarios de production (jusqu’à 120 kVA) ou de consommation électrique (60 kVA max), puis de les associer au réseau réel de Concept Grid ;
  • de nombreuses perturbations peuvent être réalisées à la demande : courts-circuits HTA, perturbations du plan de tension, de la fréquence, etc.

Pour rendre Concept Grid encore plus représentatif des systèmes réels, EDF a reproduit un quartier d’habitation avec 5 maisons de 20 m2 chacune, incluant des équipements actuels ou anticipant les usages futurs : compteurs évolués, appareils électroménagers pilotables à distance, pompes à chaleur réversibles, micro-éoliennes, panneaux photovoltaïques, bornes de recharge de véhicules électriques, solutions de stockage, etc. Ce quartier d’habitations témoins regroupe ainsi des technologies nouvelles en matière d’énergies renouvelables, de stockage ou encore de mobilité électrique.

En complément, son raccordement à d’autres laboratoires d’essais du site EDF R&D des Renardières rend possible l’étude de problématiques additionnelles. Par exemple, Concept Grid est relié au laboratoire PV-ZEN. Dédié à l’expertise des systèmes photovoltaïques, PV ZEN expérimente des modules photovoltaïques en zone d’ensoleillement naturel pour comprendre et évaluer leur comportement à court et long terme. Il constitue une source d’énergie photovoltaïque complémentaire pour Concept Grid et permet l’étude de problématiques additionnelles (par exemple, l’effet de perturbations du réseau dues à la production photovoltaïque).

Concept Grid constitue un moyen d’investigation et d’intégration qui réunit autour de lui les compétences et l’expertise des équipes d’EDF R&D.

En s’appuyant aussi bien sur des partenariats dans la durée que sur des coopérations plus ponctuelles, Concept Grid a vocation à devenir le lieu de rencontres privilégié pour les différents acteurs des Smart grids. D’ores-et-déjà, des partenariats incluant cette plate-forme ont été signés avec entre autres Alcatel, l’Institut de recherche du Groupe HydroQuébec (IREQ) et Supélec. De plus, Concept Grid fait déjà partie du réseau européen d’instituts et de laboratoires de recherche DERlab.

Concept Grid a été conçu pour intégrer des développements ou transformations futurs, ce qui fait de ce laboratoire un outil évolutif. Grâce à des matériels interchangeables et à la possibilité d’accueillir de nouvelles infrastructures, il pourra s’adapter aux besoins émergents des systèmes électriques intelligents.

En quoi cette plate-forme expérimentale est-elle un Smart microgrid ?

Le réseau électrique se double d’un réseau de télécommunication par fibres optiques, par radio et par courant porteur en ligne (CPL) ainsi que d’un système d’information qui intègre des fonctions de type Smart grid. Une partie du système d’information assure le contrôle commande, c’est-à-dire le pilotage et la supervision du réseau Concept Grid depuis le poste de conduite avec :

  • la remontée d’informations ;
  • le passage d’ordres ;
  • l’automatisation du plan de protection électrique et de remise sous tension pour optimiser la reprise de service. Ainsi, par exemple, en cas de défaut, le processus d'actionnement des différents organes de coupures associés aux protections va permettre d'isoler le défaut.
    Ceci permet d'assurer le bon fonctionnement de la partie saine du réseau. Ce processus peut être automatisé pour gagner du temps.

L’autre partie du réseau est dédiée à la transmission des données expérimentales et à la commande à distance des équipements situés dans les maisonnettes à l’aide de compteurs communicants. Le réseau télécom est utilisé pour assurer deux fonctionnalités :

  • la première est le contrôle-commande du réseau électrique de Concept Grid. Il s'agit donc d'une fonction vitale pour connaître l'état du réseau électrique à tout instant et le piloter.
  • la deuxième est destinée aux expérimentateurs sur Concept Grid. Il s'agit de rappatrier les données de mesures lors de la réalisation d'essais. Ainsi, les maisons du quartier d'habitation, mais aussi les postes de distribution, sont équipés de fibre optique avec un réseau IP, pour faciliter la connexion d'équipements en test ou permettant la réalisation des tests.

L’association du système d’information et du réseau de télécommunication au réseau moyenne et basse tension fait donc de Concept Grid un véritable système électrique intelligent.

Quels innovations ou concepts avez-vous déjà testé ? Quelles sont les applications que vous envisagez de tester ?

Concept Grid est un outil flexible. Il est, par exemple, possible de choisir les longueurs de liaisons (en BT ou en HTA), le régime de neutre, d’insérer ou non des productions décentralisées, de générer des perturbations sur le réseau et de les maintenir, d’utiliser des équipements liés aux nouveaux usages. La flexibilité de la production et des usages de l’électricité est au cœur des problématiques qu’aborde ce réseau laboratoire.

Les multiples configurations possibles de Concept Grid ouvrent un champ d’expérimentations étendu. Les études peuvent concerner le domaine technique et le test de matériels avec des problématiques d’automatisation, de sécurité informatique, d’intégration de l’énergie solaire ou de stockage. Elles peuvent aussi traiter l’utilisation de pompes à chaleur, la charge des véhicules électriques ou le pilotage d’équipements situés en aval du compteur.

Parmi les nombreux essais réalisés depuis sa mise en service fin 2013 ou programmés pour 2014, on peut relever en particulier:

  • dans le cadre du démonstrateur VENTEEA, Concept Grid est utilisé pour préparer l’installation de nouveaux matériels sur le réseau HTA (ces équipements seront installés en aval du poste source de Vendoeuvre-sur-Barse dans le département de l’Aube) en particulier : des disjoncteurs réenclencheurs en réseau, des transformateurs avec régleurs en charge HTA/BT et des détecteurs de défauts. Pour ces derniers, les premiers tests ont déjà eu lieu avec les partenaires MADE et Schneider Electric ;
  • des études et des essais de « réglage de fréquence par batteries », visant à évaluer la possibilité de fournir de la réserve primaire pour le réglage de fréquence en France sont programmés dès la mise en service en fin d’année 2014 de la batterie d’1 MW fournie à la suite d’un appel d’offres par un consortium Alstom / Saft.

Bernard Salha
8 juillet 2014



Bernard Salha est Directeur de la Recherche et Développement du Groupe EDF depuis 2010. Avec 2 000 chercheurs, EDF R&D couvre l’ensemble des activités du Groupe : réseaux, production (nucléaire, thermique, hydraulique et renouvelable) et clients. Il était précédemment Directeur de la Division Ingénierie Nucléaire d’EDF. Il a également occupé différents postes à responsabilité dans les Unités d’ingénierie et d’études d’EDF. Il a notamment participé au démarrage du programme nucléaire civil chinois pendant 3 ans en Chine. Diplômé de l’école Polytechnique et des Ponts-et-Chaussées, il a démarré sa carrière au ministère de la Défense à Cherbourg.


Interview de Yasmine Assef (EMBIX) :

En quoi consiste le projet Nice Meridia ? Quels sont les objectifs d’un Smart grids à l’échelle d’un éco-quartier comme celui de Nice Meridia ?

Le projet Méridia est la première pierre de l’Opération d’intérêt national de la Plaine du Var. Cette technopole urbaine de 24 hectares prévoit un développement immobilier mixte d’environ 360 000 m2 (logements, bureaux, commerces, locaux d’enseignement et de recherche, équipements publics, etc.). La conception urbaine de l’opération est assurée par l’architecte et urbaniste Christian Devillers, entouré du bureau d’étude Artelia et du sociologue Christian Bourdin.

Nice Méridia a des objectifs environnementaux ambitieux, avec une performance énergétique des bâtiments 20 % plus élevée que la réglementation thermique 2012 (RT 2012), et une exploitation optimale des énergies renouvelables disponibles localement, à savoir la géothermie et le solaire photovoltaïque.

Ainsi, la totalité des besoins thermiques sera assurée par la géothermie sur nappe et plus de 20 % des besoins électriques seront assurés par une production photovoltaïque.

Pour compléter cette démarche environnementale et assurer au mieux les objectifs de la politique de sécurisation de l’alimentation électrique de la région PACA, l’Établissement public d’aménagement (EPA) de la Plaine du Var a mandaté un groupement piloté par EMBIX et comprenant le Centre scientifique et technique du bâtiment (CSTB) et le cabinet juridique SEBAN & Associés pour la conception du programme Smart grids de l’éco-quartier Nice Méridia.

Le programme Smart grids de Nice Méridia répond à sept objectifs :

  1. réduire la consommation énergétique de l’éco-quartier ;
  2. réduire l’appel de puissance maximal de l’éco-quartier ou la pointe ;
  3. réduire la facture énergétique de l’éco-quartier ;
  4. renforcer l’autonomie énergétique de l’éco-quartier et favoriser le développement de l’économie locale ;
  5. minimiser les émissions de gaz à effet de serre liées à la consommation d’énergie et à la mobilité ;
  6. proposer un accompagnement énergétique aux utilisateurs ;
  7. développer des services d’hyperproximité tels que le maintien à domicile de la personne, le parking intelligent et mutualisé, les services de vidéo protection, etc.

Pourquoi ce projet est-il un Smart microgrid ?

Les principaux objectifs du programme Smart grids de Nice Méridia peuvent se résumer en une mutualisation d’un ensemble de composants (infrastructure informatique et telecom, systèmes d’information) visant à atteindre un optimum énergétique, optimum qui se définit par une énergie peu chère, une faible empreinte environnementale, une large autonomie énergétique et une flexibilité contribuant à diminuer les investissements dans le réseau électrique.

Dans cette optique, le projet Méridia est un Smart microgrid, car il met en œuvre l’ensemble des technologies Smart grids de gestion intelligente de l’énergie au niveau de l’éco-quartier Méridia, pour atteindre les objectifs propres de l’éco-quartier.

L’atteinte de ces objectifs est conditionnée par l’émergence d’un nouveau rôle de « pilote énergétique ».

Ce pilotage énergétique est rendu possible grâce à la mise en place d’équipements technologiques Smart grids sur l’ensemble des usages de l’éco-quartier, à savoir sur les points de consommation (bâtiments résidentiels, tertiaires et mobiliers urbains), sur les points de production (systèmes de production d’énergie thermiques et d’énergie électrique photovoltaïque) et sur les points de stockage (thermique ou électrique). Les systèmes de recharge des véhicules électriques sont, également, pris en compte, ils sont à tour de rôle consommateurs, stockeurs ou producteurs.

EMBIX et ses partenaires ont défini les spécifications de ces équipements. Elles seront incluses dans les cahiers des charges de cession de terrain et les cahiers des charges « Réseaux » et « Voirie ». Ainsi les promoteurs et les entreprises de travaux devront respecter ces prescriptions lors de la construction de l’éco-quartier.

Ces documents décrivent, d’un côté, les caractéristiques des équipements tels que capteurs, actionneurs, onduleurs, pompes à chaleur, etc. qui rendent les composants de la ville Smart grids Ready, et, de l’autre, les systèmes d’information de gestion intelligente de l’énergie, et leur briques fonctionnelles telles que les applications de prévision ou celles de gestion de flexibilité. La nature des échanges de données, leur fréquence et le mode de communication entre les diverses briques sont également précisément décrits.

EMBIX a, également, décrit le Cahier des charges de pilotage Smart grids, brique essentielle de ce projet de Smart microgrid.

Quelles sont les questions qui se posent au plan juridique et économique ? Quels sont les freins réglementaires identifiés ?

Une des prérogatives donnée par l’EPA Plaine du Var au groupement mené par EMBIX a été de définir le programme Smart grids dans le cadre juridique et réglementaire existant. Avec le cabinet SEBAN & Associés, nous avons toutefois relevé deux points juridiques bloquants dans le déroulement optimal d’un programme Smart microgrids à l’échelle d’un quartier.

Le premier élément porte sur le périmètre d’intervention. Il est primordial que la délimitation géographique d’un projet Smart grids trouve une traduction juridique. En d’autres termes, il est essentiel de pouvoir mener des réflexions à la maille de l’îlot ou du quartier concerné par le projet.

Le second élément est lié aux activités d’autoconsommation et d’autoproduction à la maille de l’îlot. L’idée est de prévoir un mécanisme juridique permettant à un producteur installé dans le périmètre du projet Smart grids de valoriser l’électricité qu’il ne consomme pas en la cédant aux sites de consommation situés eux aussi dans le périmètre du projet.

Pouvez-vous nous présenter le modèle de gouvernance proposé dans le cadre du projet Nice Meridia ?

Du programme Smart grids de Nice Méridia émerge un nouveau rôle qui est celui de pilote énergétique de l’éco-quartier. Ce pilote est celui qui sera garant de l’atteinte des objectifs Smart grids de Nice Méridia dans la durée.

Plusieurs modèles de gouvernance pour le pilotage énergétique du quartier peuvent être envisagés et sont actuellement en cours d’analyse par le groupement et l’EPA :

  • mise en place d’une Association syndicale libre (ASL) qui contractualisera pour une période donnée avec le pilote énergétique. Les différents propriétaires de l’éco-quartier seront membres de droit de l’ASL. Ce modèle a l’avantage de placer le pilote énergétique sous le contrôle direct des acteurs de l’éco-quartier ;
  • intégration du pilote énergétique dans une Société d’économie mixte (SEM) à objet unique, SEM qui comprendra typiquement un ou plusieurs acteurs privés et Nice Métropole. La SEM aura en charge le pilotage énergétique de l’ensemble. Ce modèle permet une plus forte implication du territoire ;
  • mise en œuvre d’une délégation de service public dans laquelle Nice Métropole délèguera au pilote énergétique la responsabilité du pilotage énergétique pour une période donnée. Ce modèle sera le plus conventionnel et reproduira, pour l’exemple, ce qui est réalisé au niveau de l’éclairage public.

Pourriez-vous nous faire une présentation des modèles économiques à la maille du quartier ?

Les investissements nécessaires à la maille du quartier ont été évalués à 5 euros/m2 de surface plancher, soit un volume d’investissement de l’ordre de 2 millions d’euros pour Nice Méridia.

Les investissements sont, donc, minimes et représentent une augmentation limitée à moins de 2 % de la charge foncière.

Les investissements seront payés à 40 % par le promoteur qui se chargera de fournir un ensemble de bâtiments « Smart grids ready », à 20 % par la collectivité qui adaptera les différents équipements de l’espace public (comme l’éclairage public ou les bornes de recharge des véhicules électriques) et enfin à 40 % par le pilote énergétique.

Le modèle économique du promoteur est relativement simple, il sera en mesure de valoriser au mieux son programme foncier en garantissant un niveau de charge plus faible.

La collectivité augmentera l’attractivité de son territoire et parviendra, de fait, à réaliser ses objectifs en termes d’aménagement.

Le pilote énergétique, acteur clé du dispositif, fournira l’ensemble des services décrit préalablement. Il se rémunèrera pour l’essentiel sur un mode de partage de revenus : partage de revenus liés à la réduction de la facture énergétique, partage de revenus sur les services de flexibilité offerts et, enfin, rémunération additionnelle pour les services offerts à la collectivité et aux gestionnaires de réseaux de transport et de distribution, tels que par exemple un service de prévision de consommation et de production énergétique de l’éco-quartier.

Il est à noter que le modèle économique serait nettement plus favorable si une véritable logique d’autoconsommation et autoproduction à la maille du quartier était mise en place.


Yasmine Assef
8 juillet 2014



Docteur Yasmine Assef est diplômée de l’École spéciale des travaux publics de Paris (en 1993) et a obtenu son doctorat en électrotechnique en 1997. Elle a rejoint Alstom Grid en 1998 en tant qu’ingénieur réseaux électriques, en charge du développement et de l’intégration d’applications de gestion des réseaux de transport et de distribution. De 1997 à 2000, Yasmine Assef a, également, occupé le poste de professeur en électrotechnique et électronique de puissance à l’ESTP. Entre 2000 et 2007, elle a occupé divers postes au sein d’Alstom : Directeur de projets d’Energy Management, responsable des opérations de Support et de Services pour la zone Europe, Afrique et Asie avant de prendre en charge l’activité de support à l’avant vente au niveau monde. En 2011, Yasmine Assef a rejoint EMBIX en tant que Directeur général adjoint. Elle est en charge du pôle Projets Innovants.


Pour répondre aux nouveaux enjeux des villes et territoires, EMBIX accompagne ses clients, dans la mise en œuvre d’une gestion intelligente de l’énergie à la maille locale.
EMBIX s’adresse aux collectivités locales, aux aménageurs et aux promoteurs, soucieux d’un développement urbain intelligent, intégrant les spécificités locales : ressources disponibles, contraintes et opportunités du territoire.
Pour remplir sa mission, EMBIX s’appuie sur deux activités, une activité de consulting Smart Grids et une activité de développement de solutions logicielles.

Interview de Georges Kariniotakis (ARMINES) :

En quoi a consisté le projet More Microgrids ? Quelle est la différence avec le projet Microgrids ?

Le projet européen More Microgrids (6e programme-cadre de recherche européen - FP6, 2006-2009) visait l’augmentation de la pénétration de la production répartie et du stockage dans les réseaux électriques à travers le développement et la démonstration du concept de micro-réseau. Il faisait suite au projet européen Microgrids (5e programme-cadre de recherche européen - FP5, 2003-2005). Ces deux projets ont été des pionniers dans le domaine des réseaux intelligents, en établissant les développements théoriques et les premières expérimentations, véritables socles des démonstrateurs de plus grande envergure comme ceux du projet Grid4EU (7e programme-cadre de recherche européen - FP7, 2007-2013) ou le démonstrateur Nice Grid en France.

Le projet Microgrids a été le premier projet européen à étudier le concept de « micro-réseau » en Europe alors que cette recherche se développait principalement aux États-Unis (cf. initiative CERTS – Consortium for electric reliability technology solutions). Le projet Microgrids était davantage axé sur la modélisation dynamique des micro-réseaux, le contrôle-commande des micro-sources locales, la gestion de l’énergie, les questions de sécurité et de protection, les infrastructures de télécommunication et l’investigation des questions réglementaires, économiques et environnementales.

Le projet More Microgrids a permis de poursuivre ce travail de recherche à travers la conception de contrôleurs pour les micro-sources de production et les charges, le développement des différentes stratégies de gestion (centralisées ou distribuées), la conception des architectures alternatives des réseaux, le développement de nouveaux outils pour la gestion de multi-micro-réseaux et la standardisation des protocoles techniques. Le projet a cherché à évaluer l’apport des micro-réseaux au fonctionnement du système électrique et leur impact sur le développement des infrastructures électriques. Enfin, si le projet Microgrids intégrait des expérimentations de laboratoire, le projet More Microgrids s’est intéressé aux systèmes réels.

Quels étaient les autres partenaires du projet ? Quel a été votre rôle dans le projet ?

Le consortium More Microgrids, coordonné par le Professeur Nicolas Hatziargyriou de l’Université Technique d’Athènes (ICCS/NTUA), était composé de 28 partenaires académiques et industriels (voir la figure). MINES ParisTech / ARMINES y a participé au travers du Centre PERSEE. Notre rôle a été crucial, d'abord comme membre du « Core group » qui a développé la proposition de projet, puis en tant que responsable du lot centré sur les démonstrateurs. Nos travaux de recherche se sont axés plus particulièrement sur les aspects liés à la gestion d’un micro-réseau. Nous avons travaillé sur des méthodes de prévision de la demande et de la production renouvelable. En raison de la faible agrégation des consommateurs et des installations renouvelables, les incertitudes y sont plus élevées que dans les grands systèmes. Nous avons développé des méthodes pour la gestion prévisionnelle des micro-réseaux, incluant des micro-sources de production, notamment renouvelables, de la demande contrôlable et des unités de stockage, le tout, dans des conditions de marché d’électricité. Notre approche est fondée sur l’optimisation stochastique pour prendre en compte les incertitudes inhérentes. Enfin, nous avons participé à l’élaboration d’un cadre méthodologique à l’usage des décideurs pour le déploiement de micro-réseaux.


Source : Projet More Microgrids

Pouvez-vous nous présenter certaines des expérimentations menées dans le cadre du projet ?

Dans le cadre du projet nous avons mené 8 expérimentations pilotes présentées dans le tableau ci-dessous :

Site (partenaire pilote du projet) Pays Type de microgrid
1 Gaidouromantra site on Kythnos island (CRES) Grèce résidentiel/île
2 Mannheim-Wallstadt settlement (MVV) Allemagne résidentiel
3 Bronsbergen holiday park (Continuon/EMForce) Pays-Bas résidentiel
4 Ilhavo municipality swimming pool (EDP Distribution) Portugal commercial
5 Bornholm Island (DTU, OESTKRAFT) Danemark multi-microgrids/île
6 AGRIA farm (UKIM, BIG) ARY Macédoine Rural-commercial
7 LABEIN test facility (LABEIN) Espagne Installation de test à grande échelle
8 ERSE test facility (ERSE) Italie Installation de test à grande échelle

Les expérimentations ont démontré avec succès la faisabilité technique des différentes technologies de micro-réseaux, y compris les approches de gestion de l’énergie, à travers la gestion des charges contrôlables, le stockage, etc. Les essais sur le terrain ont permis, entre autres, l’évaluation du fonctionnement des micro-réseaux en mode interconnecté au réseau amont et îloté et pendant les transitions entre ces deux modes, l’évaluation du fonctionnement des onduleurs en parallèle et des stratégies alternatives de gestion. Bien que les objectifs techniques aient été atteints, il n’a pas été possible d’évaluer pleinement les avantages économiques, environnementaux et sociaux en raison de la taille limitée des systèmes concernés.

Par exemple, l’expérimentation du parc de vacances Bronsberger qui contenait 210 pavillons, dont environ 100 équipés de systèmes photovoltaïques (PV) d’une capacité totale installée de 315 kWc, alors que la charge maximale était d’environ 150 kW. Parmi les tests réalisés, il y avait les transitions du mode interconnecté vers le mode îloté et vice-versa. Le micro-réseau a été maintenu en mode « îlotage » pendant une période d’environ 4 heures grâce à la production PV et au stockage.

Quelles sont les conclusions techniques, économiques, sociales et juridiques de ce projet qui s’est clos en décembre 2009 ?

Une quantité considérable de résultats a été produite, résultats qui sont disponibles publiquement sous forme de rapports sur le site Internet du projet. Ils ont également pris la forme d’un ouvrage scientifique de référence qui est intitulé « Microgrids - Architectures and Control » et qui a été publié au début 2014 par Wiley / IEEE Press.

Les modèles développés et les expérimentations de terrain ont montré que les micro-réseaux constituent une option technologique sur laquelle il peut être rentable d’investir, étant donné la situation actuelle du marché en Europe. Le projet a mis en lumière que des avantages importants en termes techniques, économiques, environnementaux et sociétaux pouvaient découler de la mise en œuvre de ce concept en basse tension (BT) et moyenne tension (MT). Les micro-réseaux offrent une opportunité de marché local d’énergie et des services entre micro-sources et consommateurs.

Cependant, le cadre commercial et réglementaire actuel, élaboré dans un contexte de système électrique centralisé, n’est pas en mesure de fournir les bons signaux pour permettre le déploiement à grande échelle des micro-réseaux. Par conséquent, des changements appropriés sont nécessaires. En particulier, une intégration compétitive de la production répartie (DER) dans les micro-réseaux, nécessite d’identifier le type de marché, les cadres de rémunération pour les DER et les accords commerciaux qui doivent être mis en place. Ces éléments doivent, en effet, prendre en compte l’impact à long terme des micro-réseaux sur la distribution BT et les réseaux amont, et doivent fournir des signaux économiques pour stimuler un fonctionnement efficace du système physique.

Par ailleurs, le projet a montré que les micro-réseaux peuvent maximiser l’efficacité totale du système, car ils mettent en exergue les intérêts des micro-sources, des consommateurs et du réseau BT local dans son ensemble. Les micro-réseaux permettent d’atteindre, via une gestion « temps-réel multi-objectifs », à la fois des objectifs économiques, techniques et environnementaux. Ils peuvent supporter différents modèles d’affaires et de propriété et stimuler ainsi la motivation des consommateurs là où d’autres concepts n’y parviennent pas.

Les avantages économiques sont la réduction des prix de l’électricité pour les consommateurs, des revenus améliorés pour les micro-sources ou/et le report des investissements en infrastructures pour les gestionnaires de réseaux de distribution. De tels avantages peuvent être obtenus par la mise en place d’un système de type « marché local » au sein du micro-réseau et par l’application de prix d’électricité différenciés en temps réel. Un micro-réseau présente, également, des avantages techniques, comme la réduction des pertes d’énergie, une contribution à la résolution des problèmes de tension, à l’effacement des pointes et une amélioration de la fiabilité du système. Le dimensionnement et la localisation optimale des micro-sources, ainsi que leur gestion coordonnée en temps réel en fonction des conditions du réseau sont nécessaires pour réaliser les bénéfices techniques attendus. En ce qui concerne les avantages environnementaux, on peut citer leur capacité à intégrer des énergies de sources renouvelables et des technologies économes en énergie, tels que la cogénération. Sur le plan social, les micro-réseaux facilitent la sensibilisation du public et la mise en place d’incitations en faveur des économies d’énergie et de la réduction des émissions de gaz à effet de serre, permettent la création d’emplois et contribuent à l’électrification des zones rurales.

Parmi les conclusions tirées de l’ensemble des expérimentations, il faut citer la nécessité de passer à des démonstrateurs de grande taille incluant des centaines voire des milliers de clients, pour consolider les résultats évoqués ci-dessus. Cela apporterait, de plus, des informations complémentaires liées à la réplication et au changement d’échelle nécessaires au déploiement de ces technologies de micro-réseaux, à l’échelle européenne. Cette recommandation a été suivie par l’UE, ce qui a conduit dans le FP7 à des projets de plus grande envergure encore comme Grid4EU.


Source : Projet More Microgrids

Pour en savoir plus :

Site web de l’ouvrage
Site web du projet


Georges Kariniotakis
8 juillet 2014



Georges Kariniotakis (HdR) a obtenu son diplôme d’ingénieur (1990) et son Master of Science (1992) en Grèce puis son doctorat (1996) à l’École des Mines de Paris. Actuellement il est responsable du groupe de recherche « Energies Renouvelables et Systèmes Electriques Intelligents » du Centre PERSEE. Depuis 1990, il a été impliqué dans une quarantaine de projets R&D et il est l’auteur de plus de 180 articles et communications dans les domaines de la modélisation, gestion et planification des systèmes électriques incluant des EnR. Il a notamment été le coordinateur des grands projets européens Anemos, Anemos.plus et SafeWind sur l’intégration éolienne. Il est membre de différents groupes d’experts (i.e. TPWind) et « Senior Member » de l’IEEE.

Le Centre Procédés, Energies Renouvelables et Systèmes Energétiques (PERSEE) est un des centres de recherche commun MINES ParisTech / ARMINES. Il se situe parmi les principaux acteurs de la recherche française sur les nouvelles technologies de l’énergie (par exemple nanomatériaux, procédés sobres pour la conversion et le stockage) et les énergies renouvelables (EnR). PERSEE développe, sur ce thème, des méthodes et outils permettant l’intégration optimale de la production décentralisée, incluant les EnR, dans les systèmes énergétiques et les marchés de l’électricité (par exemple prévision, gestion prédictive, planification). Les problématiques abordées dans ce cadre sont au cœur du concept de systèmes électriques intelligents (Smart grids).