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Introduction

Dans le domaine de l’énergie, la Corse, les collectivités d’outre-mer (Saint-Pierre et Miquelon, Saint Barthélémy et Saint Martin), les collectivités sui generis (Nouvelle Calédonie et Terres Australes et Antarctiques Françaises), les départements d’outre-mer (Guadeloupe, Guyane, Martinique, La Réunion et Mayotte), Wallis et Futuna et la Polynésie française présentent la particularité de former de « petits systèmes isolés ».

Ne bénéficiant pas, ou très peu, d’interconnexions à un réseau électrique continental, ces régions (ou ZNI pour zones non interconnectées) présentent des spécificités (détaillées ci-après) par rapport à l’Hexagone.

Les territoires insulaires français sont caractérisés, du point de vue économique et social, par :

  • une croissance démographique forte, notamment en Guyane, et une population jeune ;
  • des économies fragiles, avec un taux de chômage élevé et un PIB par habitant inférieur à celui de la métropole.

Du point de vue environnemental, ces régions représentent des réservoirs de biodiversité qu’il faut prendre en compte et préserver ; ce sont aussi, pour certain, des territoires en zone intertropicale, soumis aux cyclones.

Sur le plan énergétique, ils se caractérisent par une croissance de la consommation bien supérieure à celle de l’Hexagone : augmentation de 3,8 % par an en moyenne pour l’ensemble des DOM (à comparer à une moyenne de 1 % par an en métropole continentale).

Ces systèmes électriques, petits et isolés, présentent une fragilité « technique » intrinsèque.

L’électricité consommée dans les zones non interconnectées doit être produite sur place : en totalité pour les DOM-COM, en grande partie pour la Corse.
La production de base, dans ces territoires, reste fortement carbonée, à base de pétrole et de charbon (même si le parc EDF permet de délivrer environ 20 % d’énergie hydraulique et au total un quart d’énergies renouvelables).

Les zones françaises non interconnectées



Ce dossier a été rédigé en collaboration avec EDF SEI.




Le contexte législatif et réglementaire des zones insulaires

Statut juridique des territoires d’outre-mer et de la Corse

En droit européen, la Guadeloupe, la Guyane, la Martinique, la Réunion, Saint-Barthélemy et Saint-Martin ont le statut de région ultrapériphérique indépendamment de toute évolution statutaire en droit interne (articles 349 et 355 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne). Les dispositions des traités leur sont applicables.

L’archipel de Saint-Pierre-et-Miquelon, les îles Wallis et Futuna, Mayotte, la Polynésie française et la Nouvelle-Calédonie sont qualifiés de pays et territoires d’outre-mer (article 355 et annexe II du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne). Ils ne sont pas soumis au droit européen mais bénéficient. d’un régime spécial d’association à l’Union européenne (quatrième partie du TFUE).

En droit français, on distingue les collectivités selon qu’elles sont régies par l’article 73 ou par l’article 74 de la Constitution.

1- L’article 73 de la Constitution s’applique aux départements et régions d’outre-mer (DROM), à savoir la Guadeloupe, la Réunion, la Guyane, la Martinique et Mayotte. Cet article pose le principe d’assimilation législative, conformément auquel les lois et les règlements de la République sont applicables de plein droit aux DROM.

Outre les compétences dévolues aux départements et régions « classiques », les DROM bénéficient d’attributions spécifiques prévues par le code général des collectivités territoriales (CGCT) et pouvant avoir un impact dans le domaine de l’énergie (pour les DOM, voir les articles L.3444-1 et L.3444-2 du CGCT ; pour les ROM, voir les articles L.4433-7, L.4433-18, L.4433-20, L.4433-22 et L.4433-31 du CGCT).

En outre, conformément à l’alinéa 2 de l’article 73 de la Constitution, les lois et règlements de la République peuvent faire l’objet d’adaptations dans les matières où les collectivités concernées exercent leurs compétences et si elles y ont été habilitées (habilitation-adaptation).

L’alinéa 3 de ce même article prévoit également que les DROM, à l’exception de la Réunion, peuvent être habilités à fixer eux-mêmes les règles applicables sur leur territoire (habilitation-fixation de règles spécifiques).

A titre d’exemple, le conseil régional de la Guadeloupe a été habilité par l’article 17 de la loi n°2011-884 du 27 juillet 2011 relative aux collectivités territoriales de Guyane et de Martinique, pour une durée de 2 ans à compter de sa promulgation, à fixer des règles spécifiques en matière de maîtrise de la demande d’énergie, de règlementation thermique pour la construction de bâtiments et de développement des énergies renouvelables. Le conseil régional de la Guadeloupe a ainsi adopté de nombreuses délibérations, comme par exemple la délibération du 14 juin 2013 relevant du domaine du règlement relative aux modifications de la procédure d’appel d’offres en matière d’énergies renouvelables. Une demande d’habilitation a été effectuée pour la période à venir.

2- L’article 74 de la Constitution s’applique aux collectivités d’outre-mer, à savoir Saint-Barthélemy, Saint-Martin, Saint-Pierre-et-Miquelon, la Polynésie française et Wallis et Futuna. Cet article pose le principe de spécialité législative, ce qui signifie que le statut de ces collectivités, qui tient compte des intérêts propres de chacune d’entre elles, est défini par une loi organique fixant les conditions d’application des lois et des règlements dans la collectivité, les compétences de cette collectivité, ses institutions, etc. Les COM sont donc dotées d’une certaine autonomie, plus ou moins grande selon la loi organique.

A ce titre, les collectivités de Saint-Barthélemy et de Saint-Martin fixent notamment les règles en matière d’énergie (articles L.O.6214-3 et L.O.6314-3 du CGCT).

La Polynésie française peut quant à elle, sur demande des conseils municipaux, autoriser les communes à produire et distribuer de l’électricité dans les limites de leur circonscription.

3- La Nouvelle-Calédonie est soumise au titre XIII de la Constitution et à un statut particulier sous forme de loi organique.

Cas particulier de la Corse

La Corse constitue une collectivité territoriale au sens de l’article 72 de la Constitution. Elle s’administre librement dans les conditions fixées par les articles L.4421-1 et suivants du CGCT.
Ses compétences en matière énergétique sont définies à l’article L.4424-39 du CGCT et concernent principalement la gestion des ressources énergétiques locales.
Ainsi, la collectivité territoriale de Corse :

  • élabore et met en œuvre le programme de prospection, d’exploitation et de valorisation des ressources énergétiques locales de Corse, qui porte sur :
    • la géothermie,
    • l’énergie solaire,
    • l’énergie éolienne et de la mer,
    • l’énergie tirée de la biomasse,
    • l’énergie tirée de la valorisation et de la récupération des déchets,
    • l’énergie tirée des réseaux de chaleur,
    • l’énergie hydraulique des ouvrages dont la puissance est inférieure à 8 000 kW,
    • des mesures destinées à favoriser les économies d’énergie.
  • est préalablement consultée sur tout projet d’implantation d’un ouvrage de production utilisant les ressources locales énergétiques susmentionnées.

Dans ce cadre, la Corse a adopté un Plan énergétique pour la période 2005-2025 préconisant un approvisionnement énergétique basé sur un « trépied énergétique » composé des éléments suivants :

  • les énergies renouvelables,
  • la production thermique,
  • les interconnexions.

A partir des orientations de ce plan, la collectivité territoriale de Corse a adopté un Plan de développement des énergies renouvelables et de maîtrise de la demande d’énergie, qui fixe un plan d’action chiffré pour la période de 2007 à 2013. Ce document repose quant à lui sur 3 piliers :

  • la maîtrise des consommations d’électricité,
  • la promotion des énergies renouvelables de substitution à l’électricité,
  • le développement des énergies renouvelables de production d’électricité.

En outre, la Corse participe à l’élaboration et à la mise en œuvre d’un plan tendant à couvrir les besoins et à diversifier les ressources énergétiques de l’île en concertation avec les établissements publics nationaux.

Organisation du secteur électrique en outre-mer et en Corse

Les territoires isolés, qui se caractérisent par « leur fragilité et leur forte dépendance énergétique, des coûts de production d’électricité plus élevés que dans le territoire métropolitain continental et une demande d’électricité qui augmente nettement plus vite du fait d’une croissance économique soutenue et d’un comblement progressif du retard en équipement des ménages et en matière d’infrastructures » (annexe de la loi n°2005-781 du 13 juillet 2005 de programme fixant les orientations de la politique énergétique), nécessitent la mise en place d’un cadre législatif et réglementaire adapté.

L’article 44 de la directive électricité n°2009/72/CE prévoit que les États membres de l’Union européenne qui peuvent prouver que des problèmes importants se posent pour l’exploitation de leurs petits réseaux isolés d’énergie (i.e. « réseaux qui ont une consommation inférieure à 3 000 GWh et qui peuvent être interconnectés avec d'autres réseaux pour une quantité inférieure à 5 % de leur consommation annuelle ») peuvent demander à la Commission européenne de bénéficier de dérogations à certaines dispositions de la directive relatives :

  • à l’exploitation du réseau de transport ;
  • à l’exploitation du réseau de distribution ;
  • à la dissociation comptable entre les activités et la transparence de la comptabilité ;
  • à l’organisation de l’accès au réseau.

En outre, l’article 26 §4 de cette même directive prévoit expressément que les Etats membres peuvent décider de ne pas appliquer les règles relatives à la dissociation des GRD aux entreprises intégrées d’électricité qui approvisionnent de petits réseaux isolés.

La loi française a progressivement décliné la notion de « petit réseau isolé » ainsi que les dérogations qui s’appliquent à eux, à travers notamment la notion de Zones non-interconnectées au réseau métropolitain continental (ZNI), sans en donner une définition formelle, c’est-à-dire des zones qui ne peuvent être raccordées au réseau de transport en raison de leur éloignement.
Sont considérés comme des ZNI :

  • les DROM ;
  • les COM, à l’exception de la Polynésie française et de Wallis et Futuna ;
  • les îles d’Ouessant, Molène, Sein, Chausey et les Glénans.

Les deux opérateurs dans les ZNI sont EDF SEI et Electricité de Mayotte. Ils sont présents sur toute la chaîne de l’électricité. A titre d’information, EDT, filiale de GDF-Suez est concessionnaire du service de l’électricité à Tahiti et dans 19 autres îles de la Polynésie française et EEWF est concessionnaire de la production et de la distribution d’électricité à Wallis et Futuna.

L’approvisionnement des ZNI en électricité entre dans le cadre de la mission de développement équilibré de l’approvisionnement en électricité prévue à l’article L.121-3 du code de l’énergie.

EDF SEI et EDM produisent de l’électricité en concurrence avec d’autres producteurs. EDF SEI a l’obligation de conclure un contrat d’obligation d’achat avec les producteurs d’énergie renouvelable (éolien, biomasse, photovoltaïque) qui en font la demande (article L 314-1 du code de l’énergie). En raison des spécificités géographiques des ZNI, notamment leur faible taille, la production d'électricité y est plus coûteuse qu'en France métropolitaine continentale. Pour ce motif, les surcoûts de production dans les ZNI, qui ne sont pas couverts par les tarifs réglementés de vente d'électricité, sont regardés comme des charges de service public devant être compensées (article L. 121-7 du code de l’énergie).

La distribution d’électricité est assurée par EDF SEI dans les ZNI (article L.111-52, 3° du code de l’énergie) sauf à Mayotte, où la société concessionnaire de la distribution d’électricité est Electricité de Mayotte (EDM). EDF SEI est également chargée, dans les ZNI, de la mission de développement et d’exploitation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (article L.121-4 du code de l’énergie).

Enfin, EDF SEI assure la fourniture d’électricité dans les ZNI. Les consommateurs finals domestiques et non domestiques situés dans les ZNI bénéficient pour leurs sites, à leur demande, des tarifs réglementés de vente d’électricité (article L. 337-8 du code de l’énergie). En outre, l’article L.337-1 du code de l’énergie prévoit la possibilité de fixer des plafonds de prix pour la fourniture d’électricité aux clients qui ont exercé leur « éligibilité ».



Page mise à jour le 16/10/2013

Les recommandations de la CRE sur les Smart grids pour les zones insulaires

L’adoption de différents seuils de pénétration des EnR dans les zones non interconnectées

La sûreté des systèmes électriques des zones insulaires, dans le contexte de l’intégration d’énergies renouvelables variables, dépend fortement des spécificités de chaque territoire : présence dans le mix électrique de moyens de production ayant une grande réactivité, moyens de stockage d’électricité, maillage du réseau électrique, capteurs et actionneurs communicants déployés sur le réseau, caractéristiques et évolution de la consommation, etc.

L’insertion des EnR sur les réseaux

Ces caractéristiques spécifiques, propres à chaque territoire, ne sont aujourd’hui pas prises en compte dans la fixation du seuil maximum de pénétration instantanée des énergies renouvelables et des caractéristiques des différents moyens (stockage d’électricité, systèmes de prévision, etc.) permettant d’y déroger.

En 2014, la CRE a recommandé davantage de flexibilité dans la fixation de ce seuil de 30 %, afin de rendre possible l’intégration d’un nombre plus important d’installations de production d’EnR sans porter préjudice à la sûreté des systèmes électriques insulaires.

Recommandation de la CRE no 40 du 12 juin 2014 (R. 2014-40)

La CRE est favorable à l’adoption de différents seuils de pénétration des EnR qui dépendraient des caractéristiques du système électrique de la zone concernée et de l’installation de production d’EnR dans son ensemble (incluant les éventuels dispositifs de stockage d’énergie électrique et systèmes de prévision associés à l’installation de production ou dont dispose le gestionnaire de réseaux), ceci en adéquation avec les éventuelles dispositions réglementaires qui pourraient définir les objectifs stratégiques en matière d’énergie par zone géographique pertinente, en lieu et place du seuil unique de pénétration des EnR de 30 % prévu par l’arrêté du 23 avril 2008 dans les zones non-interconnectées au réseau métropolitain continental.

La CRE est favorable à ce que les seuils de pénétration des EnR, ainsi que les caractéristiques des dispositifs (stockage d’électricité, systèmes de prévision, etc.) permettant d’y déroger, soient définis, non pas dans la réglementation, mais dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseaux, après concertation avec les utilisateurs et suivant la procédure définie par la CRE dans sa délibération du 7 avril 2004. Une modification des articles 22 et 22 bis de l’arrêté du 23 avril 2008 serait pour cela nécessaire.

Ces évolutions doivent permettre d’intégrer davantage d’EnR dans chaque territoire insulaire dans le respect des règles de sûreté des systèmes électriques insulaires.



Il s’agissait de laisser chaque zone géographique pertinente libre de déterminer, à son échelle, un seuil de pénétration des EnR qui dépendrait des caractéristiques de la zone concernée et de l’installation dans son ensemble. Depuis, la loi du n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte a modifié l’article L. 141-5 du code de l’énergie et a permis de lever les obstacles réglementaires à la mise en place d’un seuil de pénétration des EnR par zone géographique. Sont concernés les territoires de la Corse, la Guadeloupe, la Guyane, Mayotte, La Réunion, Saint-Pierre-et-Miquelon et les îles Wallis et Futuna.

La Corse a été le premier territoire à mettre en œuvre ces nouvelles dispositions dans sa programmation pluriannuelle de l’énergie approuvée par le décret n° 2015-1697 du 18 décembre 2015 : le seuil de pénétration des EnR y est désormais fixé à 35 % en 2018 (seuil qui sera porté à 45 % en 2023). Il est désormais prévu que les autres zones interconnectées suivent l’exemple Corse et fixent dans leur programmation pluriannuelle de l’énergie, en accord avec l’État, un seuil d’insertion des EnR.

Recommandation de la CRE no 14 du 8 décembre 2016 (R. 2016-14)

Afin de mettre en œuvre les dispositions prévues à l’article L. 141 9 du code de l’énergie, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux d’électricité insulaires Électricité de France – Systèmes Énergétiques Insulaires (EDF SEI), Électricité de Mayotte (EDM) et Eau et Électricité de Wallis et Futuna (EEWF) de définir dans leur documentation technique de référence l’ensemble des caractéristiques des dispositifs (stockage d’électricité, systèmes de prévision, etc.) permettant de déroger au seuil de pénétration des EnR, défini dans la programmation pluriannuelle de l’énergie du territoire concerné par celle-ci.

Les solutions Smart grids dans les ZNI

La recherche et développement sur les Smart grids en zones insulaires porte principalement sur les technologies de stockage et de comptage évolué. Le gestionnaire EDF SEI, en particulier, mène de nombreuses études sur l’utilisation du stockage dans les zones non-interconnectées, l’objectif final étant de déterminer précisément dans quelle mesure des installations de stockage pourraient faciliter l’intégration des EnR sur le réseau électrique.

Recommandation de la CRE no 15 du 8 décembre 2016 (R. 2016-15)

La CRE demande à EDF SEI d’expliciter et de présenter les études technico-économiques que cette dernière aura menées sur la valeur du stockage d’électricité du point de vue du producteur EnR et du point de vue de l’ensemble du système électrique dans les zones non interconnectées. Cette étude analysera en particulier le positionnement centralisé ou non des dispositifs de stockage d’électricité.


EDF SEI prépare le déploiement d’environ 1,2 millions de compteurs évolués en Corse et dans les départements d’Outre-Mer. À l’occasion du déploiement à titre expérimental de 1.000 compteurs communicants en Martinique, dans le cadre du démonstrateur Click Conso, EDF SEI a observé une certaine indifférence des utilisateurs qui ne se sont pas sentis concernés par la mise en place d’un tel programme censé favoriser la maîtrise en énergie. La CRE relève que des efforts de pédagogie sont à fournir afin d’impliquer les utilisateurs en explicitant les différents usages possibles des systèmes de comptage évolué et plus globalement des technologies Smart grids.

Recommandation de la CRE no 16 du 8 décembre 2016 (R. 2016-16)

À la suite du déploiement expérimental de compteurs évolués dans les zones non interconnectées, la CRE demande qu’EDF SEI entreprenne des actions de sensibilisation concernant l’utilisation possible des systèmes de comptage évolué dans le contexte de ces territoires (services de diagnostics énergétiques, notamment).

Pour en savoir plus :

Délibération du 12 juin 2014 portant recommandations sur le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension

Délibération du 8 décembre 2016 portant communication sur l’état d’avancement des feuilles de route des gestionnaires de réseaux et proposant de nouvelles recommandations sur le développement des réseaux intelligents d’électricité et de gaz naturel

L’organisation singulière du marché de l’électricité en zone insulaire

Des territoires spécifiques nécessitant le maintien d’un groupe énergétique intégré…

Les zones non interconnectées françaises sont réparties quasiment sur tous les océans du globe.

  • Polynésie française avec Electricité de Tahiti (Suez), couvrant 19 îles ;
  • Nouvelle Calédonie avec ENERCAL et EEC ;
  • Wallis et Futuna (EEWF Suez) ;
  • la Corse, les collectivités d’outre-mer (Saint-Pierre et Miquelon, Saint Barthélémy et Saint Martin) et les départements d’outre-mer (Guadeloupe, Guyane, Martinique et Réunion) où EDF assure le service public de l’électricité (production, rôle d’acheteur unique, transport, distribution, commercialisation) ;
  • Mayotte (DOM depuis 2011) avec EDM (Electricité de Mayotte).

L’électricité consommée sur chacune de ces « îles énergétiques » doit être produite sur place (en totalité pour les DOM-COM, en grande partie pour la Corse). Leur isolement induit un surcoût important par rapport aux coûts de production obtenus dans l’Hexagone : le prix de revient de l’électricité y est très supérieur aux tarifs de vente garantis par la péréquation tarifaire dans les DOM et en Corse (dont il est plus particulièrement question dans la suite de ce dossier). Ainsi, en 2010, le coût du mégawatheure produit était de 122 à 315 € selon les régions, pour un coût de l’énergie reflété dans le tarif au client établi à 51,7 €/MWh.

Cette situation ne permettant pas l’émergence d’une concurrence pour la fourniture aux clients, le législateur a choisi de faire bénéficier les régions insulaires d’une dérogation prévue par la Commission européenne en faveur des petits systèmes énergétiques. EDF s’est organisé en conséquence en créant en 2004 la direction des Systèmes Energétiques Insulaires (SEI) qui exerce une fonction de producteur, en concurrence avec d’autres industriels, et intègre les missions de service public de gestionnaire de l’équilibre offre/demande, de gestionnaire de réseaux (HTB, HTA et BT) et de fournisseur.

… et un modèle économique adapté

Le code de l’énergie reconnaît que la fourniture d’électricité aux tarifs réglementés dans les systèmes insulaires a le caractère d’une mission de service public, et que son opérateur (EDF) doit à cet égard être rémunéré.

C’est ainsi que la CSPE (Contribution au Service Public de l’Electricité) :

  • compense les surcoûts structurels de production ;
  • rémunère les investissements faits dans la production au taux de 7,25 % pour les investissements faits avant 2006, et au taux de 11 % pour les investissements engagés depuis.

Etabli par la loi, ce fonds CSPE est financé par une contribution de tous les consommateurs d’électricité en France.
Par ailleurs, l’activité de gestionnaire de réseaux effectuée par EDF est rémunérée par le TURPE (Tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité), mécanisme de régulation sur l’ensemble du territoire français (et donc commun avec ERDF, RTE et les ELD –Entreprises locales de distribution) et dont s’acquittent les utilisateurs du réseau dans le cadre d’une réglementation fixée par les pouvoirs publics sur proposition de la CRE.

Organisation et flux financiers dans les SEI

Un modèle d’activité régulé par deux mécanismes

Un contexte législatif et réglementaire adapté aux zones non interconnectées

La directive européenne sur le marché intérieur de l’électricité avait pris en compte les particularités des « petits systèmes isolés » en prévoyant des dérogations aux chapitres relatifs à l’exploitation du réseau de transport, l’exploitation du réseau de distribution, la dissociation comptable et la transparence de la comptabilité ainsi que l’organisation de l’accès au réseau.

La législation française décline ces dérogations :

  • Loi du 10 février 2000 :
    • instauration du principe de compensation des surcoûts de production dans les ZNI (par la CSPE),
    • prise en compte des ZNI dans la PPI (Programmation Pluriannuelle des Investissements de production électrique),
  • Loi SPEGEEG du 9 août 2004 :
    • non application de l’obligation de séparation des fonctions de gestionnaire d’un réseau de distribution et des fonctions de producteur et/ou fournisseur pour les DOM et la Corse,
  • Loi POPE du 13 juillet 2005 :
    • détermination par arrêté ministériel des conditions de rémunération du capital immobilisé dans les moyens de production d’électricité utilisés pour calculer la CSPE,
    • possibilité pour les consommateurs finals domestiques et non domestiques de bénéficier des tarifs réglementés de vente de l’électricité pour leurs sites situés dans les ZNI,
    • liste des ZNI, à savoir « principalement la Corse, les quatre DOM, la collectivité territoriale [DOM en 2011] de Mayotte, la collectivité territoriale de Saint-Pierre-et-Miquelon »,
  • Ordonnance portant codification de la partie du code de l’énergie du 9 mai 2011 :
    • attribution à EDF de la mission de développement et d’exploitation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité dans les ZNI.

Les actions menées pour assurer l’autonomie énergétique de ces territoires

En matière d’évolution vers l’autonomie énergétique, EDF met en œuvre deux leviers d’action principaux dans les territoires sous sa responsabilité :

  • des mesures visant à une meilleure maîtrise de la consommation d’énergie, pour une efficacité énergétique croissante,
  • et des actions en faveur de l’intégration des énergies renouvelables dans le mix énergétique.

Une meilleure maîtrise de la consommation d’énergie

EDF est engagé en faveur des économies d’énergie pour ralentir la consommation, enjeu majeur dans les territoires insulaires, et développe avec ses partenaires des solutions plus performantes au plan énergétique , comme par exemple des équipements domestiques, des process industriels (procédé industriel dans les sucreries au Gol à la Réunion), des solutions pour les collectivités (éclairage de Fort-de-France, convention avec la Préfecture de Corse…) et les grandes entreprises (Groupe Bernard Hayot, base de Kourou).

La maîtrise de la consommation d’énergie est un enjeu environnemental et économique particulièrement important dans les territoires insulaires où la croissance de la consommation d’électricité (3 à 4 % par an) est bien plus élevée qu’ailleurs en France. Depuis plusieurs années, EDF, l’Ademe et les régions sont promoteurs des économies d’énergie, avec des offres et des services incitatifs.
Les résultats, déjà notables, sont évalués en « CSPE évitée » et en tonnes de CO2 non rejetées.

EDF mène également des expérimentations de généralisation de systèmes permettant des économies d’énergie dans le cadre de recherches et développements sur les Smart grids, telle que l’expérimentation MILLENER (cf. fiche de ce dossier).

Toutes ces actions contribuent à économiser l’énergie et donc à préserver l’environnement (notion de « kilowattheure mieux consommé »). Elles concourent à garantir à long terme l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité en Corse et en outre-mer.

L’efficacité énergétique, enjeu majeur des territoires insulaires

Compte tenu des spécificités des zones insulaires, développer l’éco-efficacité énergétique y est essentiel du point de vue environnemental et économique mais aussi pour faciliter l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité. EDF, sur ces territoires, intensifie ses projets de R&D pour répondre au besoin des régions d’accroître leur autonomie et leur sécurité énergétique.

Intégrer les énergies intermittentes dans de bonnes conditions techniques

Le contexte des territoires insulaires favorisent le développement des énergies photovoltaïques et éoliennes ainsi que des productions décentralisées. Or, à la différence des énergies renouvelables à puissance contrôlable, l’éolien et le photovoltaïque sont soumis aux variations du vent et de l’ensoleillement. Le caractère intermittent qui en résulte crée, pour leur insertion sur un réseau insulaire, des difficultés techniques encore plus contraignantes que pour les grands réseaux interconnectés : les systèmes électriques insulaires sont en effet plus fragiles et « instables » que les systèmes continentaux.

Cependant, ces énergies se développent fortement : en juin 2011, 200 MW de panneaux photovoltaïques étaient raccordés aux réseaux insulaires, contre 20 MW fin 2008 !

Afin d’assurer la sécurité de l’alimentation électrique des réseaux insulaires, l’arrêté ministériel du 23 avril 2008 fixe le seuil maximal d’énergies intermittentes à 30 % de la puissance appelée sur le réseau.

Les équipes d’EDF, en collaboration avec d’autres industriels, des universitaires et des experts du Pôle de compétitivité Cap Energies, cherchent des solutions techniques innovantes pour « lisser » le caractère intermittent de ces sources d’énergie et ainsi faciliter leur insertion sur le réseau. Il s’agit par exemple d’expérimenter de nouveaux modèles de prévision des productions éolienne et photovoltaïque et de nouvelles technologies de stockage d’énergie.

Les investissements d’EDF portent sur plusieurs champs :

  • les sources renouvelables « contrôlables » et exploitées de longue date (hydraulique, biomasse, géothermie), qui seront renforcées ;
  • des énergies stables mais plus récemment expérimentées (hydroliennes fluviales, énergies marines, etc.) à la percée desquelles EDF contribue ;
  • les énergies intermittentes (photovoltaïque, éolien, et dans le futur, énergie de la houle) pour lesquelles des solutions techniques innovantes sont étudiées pour permettre leur insertion sur le réseau dans des conditions plus satisfaisantes.

Ces développements sont menés en portant une attention forte au respect de l’environnement :

  • études d’impact sur la faune et la flore, en amont et tout au long de la durée de vie d’une installation ;
  • partenariats locaux pour la mise en œuvre de mesures de protection de l’environnement (naturel et culturel).

EDF mobilise l’expertise de sa R&D et sa connaissance des territoires pour instaurer les conditions techniques et économiques de percée de ces nouvelles filières et préparer l’action des investisseurs.

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

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

EDF, dans les territoires insulaires, s’engage dans des programmes de recherche et des projets concrets pour développer les Smart grids (réseaux électriques plus intelligents). Il s’agit d’intégrer davantage les technologies de l’information et des télécommunications dans l’ensemble de la chaîne de valeur de l’électricité, de la production jusqu’à la consommation, de manière à accroître la performance des systèmes.

Ces actions sont complétées par les expérimentations et déploiements des Smart grids en milieu îlien. EDF a pour objectif de préparer des réseaux et systèmes électriques capables de gérer le foisonnement croissant des sources d’énergie et le rôle actif de clients devenant à la fois consommateurs et producteurs.

Dans ce cadre, les pouvoirs publics et l’Ademe ont retenu un projet coordonné par EDF Systèmes Energétiques Insulaires pour tester les « systèmes électriques intelligents ». Baptisé Millener (Mille installations de gestion énergétique dans les îles), ce projet est développé en consortium avec six industriels : BPLG, Delta Dore, Edelia, Schneider, Saft et Tenesol. Lancé au dernier trimestre 2011 à La Réunion, en Corse puis en Guadeloupe, le projet consiste à proposer des installations de gestion d’énergie chez 1 000 clients ainsi que 500 dispositifs associant panneaux photovoltaïques et stockage. Les équipements seront pilotés par EDF SEI à partir d’une plate-forme d’intégration communicante. L’expérience permettra d’évaluer la contribution potentielle de tels systèmes à l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité et d’aider les clients à maîtriser leur consommation.

Tester le pilotage de l’offre et de la demande

Projet MILLENER à La Réunion, en Guadeloupe et en Corse

En 2009, l’Ademe a lancé un Appel à Manifestation d’Intérêts sur les Smart grids sur lequel la direction des Systèmes énergétiques insulaires (SEI) d’EDF et six partenaires industriels se sont positionnés. Le projet a été intégré dans le cadre des Investissements d’Avenir. Le processus de contractualisation est en cours de finalisation.

Un projet sur 4 années

Le démonstrateur prévoit de déployer deux types de systèmes chez des particuliers ; 1 050 installations dotées de passerelles énergétiques et 500 installations dotées de batteries de stockage associées à des systèmes photovoltaïques. Ces installations seront déployées en Guadeloupe, en Corse et à La Réunion.

Les enjeux du projet

Les attentes de retours de ce démonstrateur sont multiples : impact comportemental de l’information sur la consommation, gains MDE envisageables chez les particuliers, pertinence du pilotage des effacements diffus, analyse de la valeur et définition de modèles économiques associés, amélioration du taux de pénétration des énergies renouvelables et optimisation du pilotage de l’équilibre du réseau, etc.

La structure du projet

Le financement du projet est assuré par l’Ademe (à travers le grand emprunt), les trois régions (Corse, Réunion et Guadeloupe) et les sept partenaires du consortium (EDF, BPL Global, Edelia, Tenesol, Schneider, Saft et Delta Dore), pour un coût total de 30 M€.

Les systèmes PV (photovoltaïque) + stockage

Un système intelligent de stockage associé à des panneaux photovoltaïques permet :

  • d’injecter une énergie PV lissée sur le réseau ;
  • de contribuer à l’équilibre du réseau (réglage fréquence, apport de puissance aux heures de pointe) ;
  • au participant à l’expérimentation d’autoconsommer son énergie produite et d’être secouru en cas de panne.

500 installations de ce type sont prévues et seront réparties en Corse, Guadeloupe et à La Réunion

Les systèmes avec passerelles énergétiques

Une « passerelle » permet de gérer les équipements de chauffage/climatisation du participant afin de :

  • permettre au client participant de diminuer sa consommation grâce aux conseils MDE ;
  • contribuer à l’équilibre du réseau (effacement de puissance, réglage puissance…).

1 050 installations sont prévues et seront réparties en Corse, Guadeloupe et à La Réunion.

Les matériels de ce type seront déployés dans le courant de l’année 2012 et l’expérimentation durera jusque fin décembre 2014.

Projet européen ADDRESS dans les îles bretonnes de Houat et Hoëdic

Lancé en juin 2008 pour une durée de 4 ans, ADDRESS (Active Distribution network with full integration of Demand and distributed energy RESsourceS) est un projet européen de recherche et développement relevant du 7ème Programme Cadre (FP7) de l’Union Européenne. Il regroupe 25 partenaires répartis dans 11 pays. EDF SA en assure la direction technique.

ADDRESS vise à concevoir et développer des solutions techniques et commerciales pour permettre une gestion « intelligente » des consommations d’électricité (des clients particuliers et professionnels).

L’objectif est d’améliorer l’efficacité, la sécurité et la qualité de l’approvisionnement électrique, dans un contexte de production électrique d’origine renouvelable croissante.

Pour en savoir plus :

Communiqué : Projet Européen ADDRESS

Quelle place pour les véhicules électriques dans le mix énergétique des îles ?

L’un des objectifs du Grenelle de l’environnement est de faire évoluer le secteur des transports, fort consommateur de combustibles fossiles en métropole. Cet objectif concerne, également, les territoires insulaires.

En métropole, l’idée de passer d’un parc « essence » à un parc « électrique » paraît s’imposer d’elle-même : le développement de véhicules électriques, se rechargeant sur le réseau à partir d’une électricité produite à plus de 90 % sans émission de CO2, est considéré comme une solution évidente pour passer d’une mobilité carbonée à une mobilité « propre » (voir le dossier consacré au véhicule électrique).

En revanche, dans les systèmes énergétiques insulaires qui ne bénéficient pas, ou peu, d’interconnexions à un réseau électrique continental, l’implantation de véhicules électriques doit être envisagée avec précaution. La dimension réduite des îles semble en faire un espace particulièrement adapté à l’autonomie de ce type véhicule et, ce, malgré une topographie souvent montagneuse et un besoin potentiel en climatisation.

Cependant, même si les mix énergétiques locaux sont appelés à évoluer, ils resteront encore durablement marqués par une production thermique fortement carbonée (diesel, charbon). C’est la raison pour laquelle le bilan carbone du véhicule électrique pourrait s’avérer négatif avec un résultat obtenu en termes d’émission de CO2 loin de l'objectif recherché.

À cela, il convient d’ajouter la fragilité plus grande de l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité sur ces territoires. La recharge simultanée des véhicules à la pointe du soir conduirait à une fragilisation supplémentaire pouvant nécessiter de nouveaux investissements dans des moyens de production de pointe (notamment des Turbines à combustion - TAC) quasiment dédiés à cet usage. Il faut également caractériser les effets qu’aurait le développement des véhicules électriques sur la Contribution au service public de l’électricité (CSPE).

Ces deux aspects obligent à conduire des études approfondies avant d’envisager un déploiement massif du véhicule électrique dans les îles. C’est la raison pour laquelle l'expérimentation DRIVECO (Corse) a été proposée dans le cadre de l’AMI de l’ADEME lancé au début de l’année 2011 et dont les résultats ne sont pas connus à ce jour. Cette expérimentation, dont EDF SEI est partenaire, a pour but de déterminer les conditions nécessaires à la bonne intégration du véhicule électrique dans les systèmes électriques insulaires.

Le projet Driv’Eco en Corse

Ce projet est piloté par CorsicaSole et regroupe les acteurs suivants : INEO GDF SUEZ, CEA – INES, HOLCAR (Europcar Corse), EDF SEI Corse et l’université de Corte.

Le projet consiste à concevoir, construire et exploiter un réseau de 50 stations de recharges connectées à des ombrières photovoltaïques pour des véhicules électriques en Corse. Ces 50 stations feront partie d’un réseau intelligent de gestion de l’énergie.

Il s’agit d’offrir une capacité de recharge aux utilisateurs de véhicules électriques de location grâce :

  • a) au déploiement d’une infrastructure intelligente et communicante suffisamment dense et judicieusement positionnée pour favoriser le stationnement en journée permettant de recharger des véhicules à partir d’une source d’énergie solaire et d’avoir le minimum d’impact sur le système électrique Corse ;
  • b) au déploiement de véhicules communicants, notamment pour informer le conducteur sur la localisation et la disponibilité des bornes, d’étudier le comportement des conducteurs et d’adapter l’infrastructure de recharge aux besoins ;
  • c) à une gamme de services pour l’ensemble des acteurs (conducteurs, exploitants du parc de véhicules, du réseau, etc.).

Les objectifs de ce projet sont :

  • de tester une solution originale de mobilité électrique à l’échelle d’un territoire ;
  • de valider l’intérêt économique, énergétique et écologique du déploiement d’une infrastructure de recharge de véhicules électriques à partir de l’énergie solaire ;
  • de renforcer les connaissances afin de développer un tissu industriel de compétences en matière de recharge des véhicules électriques et de préparer le déploiement des infrastructures de recharges au niveau national et international.

Un des objectifs majeurs du démonstrateur est d’imaginer des solutions de mobilité avec des véhicules électriques en Corse, dont l’empreinte carbone sera inférieure aux meilleurs véhicules thermiques ou hybrides selon un bilan dit du « puits à la roue ». Dans les systèmes insulaires actuels, ceci constitue un défi important et nécessite une attention particulière sur la concomitance entre recharge et production solaire, sauf si des batteries tampons sont utilisées.

Pour en savoir plus :

Consulter le site Projet-driveco.fr

Le développement du stockage d’électricité : un nouveau maillon des réseaux intelligents

Le projet Pegase « Prévision des énergies renouvelables et garantie active par le stockage d’énergie »

Le projet Pegase a pour objectif de répondre aux spécificités des réseaux électriques insulaires des départements d’outre-mer, et en particulier de celui de La Réunion, dans la continuité des actions de développement des énergies renouvelables (EnR) et des actions post Grenelle de l’environnement.

Le système électrique de La Réunion présente des spécificités par rapport aux grands systèmes continentaux. Le taux de pénétration des EnR intermittentes y est élevé et présente une croissance telle que celui-ci atteindra plusieurs fois par an, d’ici 2013, le seuil des 30 % de puissance produite intermittente par rapport à la puissance consommée.

Le système électrique est, du fait de sa petite taille, intrinsèquement plus fragile que les grands systèmes interconnectés continentaux avec un risque de rupture plus important de l’équilibre instantané offre/demande, notamment lié à des variations brutales et de fortes amplitudes des ENR intermittentes.

Le parc de production d’électricité comporte une part importante de moyens thermiques émetteurs de CO2 qui, sans moyens de prévision de l’intermittence EnR et de compensations par le stockage d’énergie, pourraient être plus fortement sollicités, annulant ainsi les gains environnementaux liés aux EnR.

Neuf partenaires – Aérowatt, EDF EN, EDF R&D, EDF SEI, EP-LMD, Météo France, Sidec, l’Université de la Réunion ont conçu le projet Pegase, dont l’objectif est de développer les méthodes et outils :

  • de prévision court terme (jusqu’à 48 heures) et très court terme (jusqu’à quelques heures) de gabarits de production de parcs photovoltaïques et éoliens à partir de moyens de prévisions météorologiques ;
  • de gestion de l’information pour être en mesure de gérer l’ensemble des flux de données en temps réel et rendre le réseau électrique plus intelligent ;
  • de gestion du stockage d’énergie par batterie NaS (sodium-soufre) pour corriger les écarts de production avec la prévision photovoltaïque et éolienne tout en permettant des services à différents horizons temporels allant du transfert d’énergie (quelques heures) au réglage de fréquence (quelques secondes).

L’expérimentation Pegase participe donc à l’atteinte des objectifs suivants pour le système électrique réunionnais :

  • optimiser l’équilibre offre-demande ;
  • mieux intégrer les énergies renouvelables dans le mix de production de l’île ;
  • améliorer la stabilité du système électrique.

Cette expérimentation permettra de coupler, pour la première fois en France, une ferme photovoltaïque et/ou éolienne (de 3 à 10 MW) avec un moyen de stockage par batterie NaS (1 MW) suivant un plan de production qui intègrera la prévision de production. Elle permettra aussi de tester une gestion foisonnée de plusieurs centrales renouvelables en temps réel, avec le stockage d’énergie.

Les expérimentations dans le monde

Ile d’El Hierro, l’île électrique aux Canaries

L’île d’El Hierro aux Canaries s’est fixée comme objectif d’être autonome en énergie, en recourant uniquement aux énergies renouvelables (parc éolien notamment). Grâce à une station de pompage-turbinage hydroléolienne, le projet est de capter l'énergie éolienne et de stocker l'électricité produite en excédent grâce à une station de transfert d'énergie par pompage-turbinage (STEP). L’installation permettra de produire 80 à 85 % des besoins énergétiques de l'île, le reste étant obtenu grâce à du solaire photovoltaïque ou du solaire thermique. Le bénéfice environnemental correspond à 18 700 tonnes de CO2 évitées. Le projet est mené par le Conseil général de l'île, la compagnie d'électricité des Canaries et l’Institut technologique des Canaries. Le coût total du projet est estimé à 24 millions d'euros et bénéficie d'une subvention de 2 millions d'euros de la Commission européenne dans le cadre du Programme Altener.

Le parc d’éoliennes a une capacité de production de 10 MW. L’électricité produite est stockée sous forme d’énergie potentielle hydraulique dans deux réservoirs (stockage supérieur de 500 000 m3 dans le cratère du volcan "La Caldera" qui pourra permettre une autonomie de 22 jours sans vent, stockage inférieur de 225 000 m3) et une conduite forcée de 2 350 mètres en deux tubes d’un mètre de diamètre. Une centrale de pompage remonte l'eau en utilisant l'excès de production des éoliennes par rapport à la consommation réseau. Lors d’une pointe de consommation, la centrale des turbines produit de l’électricité par turbinage, selon les besoins. La centrale au diesel sera maintenue afin de faire face à un problème éventuel dans l’installation éolienne/hydraulique, ou à une période prolongée sans vent.



Le projet d'El Hierro est considéré comme un véritable précurseur en la matière. Il pourrait servir d'exemple pour de nombreuses îles, en Europe et dans le monde, qui souhaiteraient diversifier leur approvisionnement en énergie.

Aux Açores – Ile de la Graciosa

Aux Açores, l’île de la Graciosa (4 500 habitants) est sur le point de devenir autonome en énergie grâce à l’éolien et au solaire. Une société allemande spécialisée dans le stockage d’énergie a installé un système intelligent fondé sur la combinaison des énergies renouvelables, d’une batterie sodium/souffre de technologie japonaise et de plusieurs autres unités de stockage plus petites, d’une puissance totale d’un mégawatt.

L’objectif est de créer un système de gestion de l’énergie capable de fonctionner, même en l’absence de soleil et de vent. Actuellement encore en développement, le système mis en place dans les Açores devrait être totalement opérationnel en 2012.

Pour en savoir plus :

Graciosa, bientôt première île sans CO2 ?

Au Danemark – îles de Samsø et Bornholm

Samsø est une île danoise de 114 km2 qui compte 4 100 habitants. L’île est uniquement alimentée par 11 éoliennes d’un mégawatt chacune.

Une autre île danoise, Bornholm, teste actuellement un réseau électrique intelligent pour véhicules électriques. L’enjeu de ce projet, nommé EDISON (Electric Vehicles in a Distributed and Integrated Market using Sustainable Energy and Open Networks) et lancé en février 2010, est de développer une infrastructure de recharge intelligente, pour faire correspondre les besoins de charge des véhicules électriques aux périodes de disponibilité d’énergie éolienne.

D'après les chercheurs, le développement de l’infrastructure nécessaire permettrait aux véhicules électriques de communiquer de manière intelligente avec le réseau électrique et de déterminer les temps de recharge de manière optimale en fonction des entrées d’énergies de sources renouvelables sur le réseau et de la demande cumulative du réseau à tout instant. En effet, les voitures électriques sont dotées de technologies intelligentes capables de contrôler les recharges et la facturation, et de garantir l’équilibre du système électrique général. L’Etat danois prévoit que, dans quelques années, un dixième de la flotte de véhicules danois sera électrique ou hybride grâce à l’introduction commerciale et aux plans d'investissements.

Les différents acteurs participant au projet sont IBM, DONG Energy (la plus grande entreprise d’énergie du Danemark), la société régionale d’énergie d’Oestkraft, l’Université Technique du Danemark, Siemens, Eurisco et l’Association danoise d’énergie. La recherche sera financée en partie par le gouvernement danois, un financement motivé par les bénéfices sur l’environnement que représentent les technologies de voitures électriques.

À Malte

À Malte, le déploiement en cours de milliers de capteurs intelligents (dont 250 compteurs communicants) sur les lignes de transport et de distribution, sur les postes électriques et sur d'autres éléments du réseau électrique permettra d'optimiser la gestion de la fourniture d’électricité et facilitera la prévention des incidents.

Le déploiement des Smart grids sur l’île de Malte permettra aux gestionnaires de réseau de lire les données de consommation à distance et de gérer en temps réel le réseau grâce aux technologies de l’information. La surveillance en temps réel des réseaux et les compteurs communicants rendent possible la tarification horosaisonnalisée. Les réseaux électriques intelligents permettront également aux consommateurs d’infléchir leurs habitudes de consommation, voire de réduire leur facture d’électricité, grâce au suivi de leur consommation d’énergie en ligne.

À Hawai – Ile Maui

Dans l’île hawaïenne de Maui, des acteurs de l’énergie américains et japonais vont collaborer sur un démonstrateur de Smart grids de plusieurs millions d’euros. En effet, le fort taux de pénétration des EnR dans l’île de Maui fait de cette région un territoire parfait pour tester les technologies de Smart grids. L’installation des technologies de Smart grids doit commencer à la fin de l’année 2012. Opérationnel en 2013, le projet doit durer jusqu’en 2015.

Il inclura l’installation de technologies intelligentes de contrôle et intégrera des énergies renouvelables intermittentes, comme le solaire et l’éolien. L’objectif est de préparer le système électrique pour l’utilisation future du véhicule électrique dans toute l’île.

Ainsi, pour préparer le réseau électrique de l’île au déploiement à grande échelle des véhicules électrique, le projet aura recours à un système avancé de gestion de la charge pour relier les outils de contrôle du système électrique aux stations de recharge présentes dans toute l’île. Ce dispositif permettra ainsi à la Compagnie d’électricité de l’île de gérer activement la charge du véhicule électrique pour préserver l’équilibre production/consommation et pour mieux exploiter la production éolienne et solaire de l’île.

Les différents partenaires du projet sont : le Département américain de l’Énergie, le Département hawaïen des Affaires, du Développement économique et du tourisme, l’Institut hawaïen des énergies naturelles, la Compagnie d’électricité d’Hawaï, la Compagnie d’électricité Maui et l’agence gouvernementale japonaise NEDO (New Energy and Industrial Technology Development Organization, équivalent japonais de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie - ADEME).

Le NEDO a récemment sélectionné six entreprises japonaises (Hitachi, Hewlett-Packard Japan, Mizuho Corporate Bank, Sharp, JFE Engineering Corporation et Cyber Defense Institute) qui travailleront avec les partenaires américains du projet pour développer et installer les technologies de Smart grids sur l’île. Le NEDO fournira environ 37 millions de dollars pour financer le projet.

Au Japon – Ile de Miyako-jima

Tout comme à Hawaï, le Japon cherche de nouveaux moyens pour améliorer l’intégration des EnR dans les petits systèmes électriques qui ne sont pas interconnectés aux réseaux continentaux.

Sur l’île préfecture de l’archipel d’Okinawa – l’île de Miyako-jima, un consortium japonais incluant Toshiba, développe des systèmes de production à base d’énergies renouvelables, de Smart grids et de stockage d’énergie

Le gestionnaire de réseau de l’île, Okinawa Electric Power Co., exploite le premier réseau électrique intelligent japonais sur l’île Miyako-jima, utilisant les différentes technologies de Smart grids pour contrôler la fourniture d’énergie renouvelable aux 55 000 habitants de l’île. L’infrastructure relie le réseau électrique existant à une centrale solaire et une batterie sodium/soufre capable de stocker 4 MW de puissance. Des batteries Lithium/Ion ont également été installées. En outre, le système contrôle aussi la puissance de 4,2 MW issue de fermes solaires situées sur l’île. Okinawa Electric a investi 75,8 millions de dollars dans l’infrastructure, dont les deux tiers ont été financés par le gouvernement.

Okinawa Electric a stabilisé la charge sur le réseau provenant des fermes éoliennes en ajustant la production d’une centrale thermique. En utilisant désormais le stockage par batteries et les technologies de Smart grids, le gestionnaire de réseau sera capable d’accroître l’insertion des énergies renouvelables sur l’île, sans accroître la dépendance aux moyens de production de pointe (centrales thermiques).

Conclusion

Dans les territoires insulaires où le contexte favorise le développement des installations de production d’électricité photovoltaïque et éolienne, les technologies de Smart grids se mettent en place très rapidement. En effet, en raison de leur taille réduite et leur non-interconnexion aux réseaux continentaux, les systèmes électriques insulaires sont plus fragiles et plus « instables » que les systèmes continentaux. Le déploiement des réseaux électriques intelligents dans les îles permet de « lisser » le caractère intermittent des EnR et, ainsi, de faciliter leur insertion sur les réseaux. Les zones insulaires constituent le laboratoire d’expérimentation par excellence des Smart grids.

Expérimentées à petite échelle sur les réseaux électriques des îles, les différentes technologies de Smart grids, et plus particulièrement les technologies de l’information et de la communication sont aujourd’hui prêtes à être déployées à plus grande échelle et notamment sur l’ensemble du réseau électrique métropolitain.

Cependant, le modèle économique des Smart grids sur le continent reste encore à définir parce qu’en métropole, les activités de production, de transport, de distribution et de commercialisation sont séparées. Les démonstrateurs présents sur le territoire métropolitain devront permettre d’établir des modèles économiques viables.

Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son sixième forum le 11 octobre 2011 sur le thème des zones insulaires comme laboratoire d’expérimentation pour les Smart grids.

Madame Maria Guidicelli, Conseillère exécutive en charge de l'énergie à la Collectivité territoriale de Corse et Messieurs Thierry Pons, Directeur d’EDF SEI et Claude Ricaud, Directeur Innovation Power Business de Schneider Electric ont accepté de participer au forum en tant qu’intervenants et de nous expliquer en quoi les technologies mises en œuvre dans les réseaux insulaires préfigurent les systèmes électriques intelligents de demain.


Point de vue de Maria Guidicelli
Conseillère exécutive en charge de l'énergie

Point de vue de Thierry Pons
Directeur

Point de vue de Claude Ricaud
Directeur Innovation Power Business


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview de Pascal Rioual
Directeur délégué

Interview de Patrice Caillaud
Directeur Commercial et Marketing France

Interview de Christophe Jourdin
Manager au sein de la practice Energy & Utilities

Interview de Michael Lippert
Chargé du Marketing et du Business Development pour l’unité « Systèmes de Stockage d’Energie » au sein de la Division des Batteries Industrielles




Point de vue de Maria Guidicelli (Collectivité Territoriale de Corse) :

La Collectivité Territoriale de Corse (CTC) dispose en matière de stratégie énergétique de compétences élargies. Celles-ci sont notamment étendue par la loi du 22 janvier 2002 qui dispose que la « CTC élabore et met en œuvre le programme de prospection, d’exploitation et de valorisation des ressources énergétiques locales de Corse, qui porte sur la géothermie, l’énergie solaire, l’énergie éolienne et de la mer, l’énergie tirée de la biomasse, l’énergie tirée de la valorisation des déchets, des réseaux de chaleur, l’énergie hydraulique des ouvrages dont la puissance est inférieure à 8.000 kW et qui comporte également des mesures destinées à favoriser les économies d’énergie, participe à l’élaboration et à la mise en œuvre d’un plan tendant à couvrir les besoins et à diversifier les ressources énergétiques de l’île en concertation avec les établissements publics nationaux. La CTC est préalablement consultée sur tous les projets d’implantation d’un ouvrage de production utilisant les ressources locales énergétiques ».

La crise énergétique de 2005 est, en effet, dans toutes les mémoires, les Corses ayant été plongés dans le noir et le froid pendant plusieurs semaines. Très récemment encore, durant l’hiver 2011, plusieurs villages de Haute Corse ont, également, été privés d’électricité pendant plusieurs jours.

Dès notre accession aux responsabilités en avril 2010, le Président de l’Exécutif de Corse, Monsieur Paul Giacobbi, a souhaité, compte tenu de l’urgence et de l’importance du sujet, qu’un Conseiller Exécutif soit directement en charge de la question énergétique et qu’une Direction déléguée à l’énergie, spécialement constituée soit placée sous son autorité directe.

La Corse est, à l’instar des autres territoires insulaires, une collectivité fragile sur le plan de sa situation énergétique. Un inventaire récent des émissions de gaz à effets de serre a mis en évidence la forte dépendance de notre île vis-à-vis de ses approvisionnements pétroliers extérieurs. Ceux-ci représentent plus de 83 % de la consommation totale d’énergie, un taux très nettement supérieur à la moyenne française.

Cela se traduit par un ratio d’émission de gaz à effets de serre de 8,5 tonnes d’équivalent CO2 par habitant pour la Corse contre 6,5 pour la moyenne française. Ces émissions de gaz à effets de serre étant à 82 % d’origine énergétique (contre 65 % au niveau national), le sujet mérite une attention toute particulière, car il met en évidence la forte dépendance de la Corse vis-à-vis du pétrole et, donc, son extrême fragilité en cas de fluctuation des prix ou des approvisionnements. La Corse a, stratégiquement, plus intérêt que d’autres régions à diminuer sa dépendance au pétrole. C’est pour cela qu’une mutation vers une société de « l’après pétrole » est inéluctable. Nos orientations politiques doivent nous permettre de diminuer progressivement mais de façon résolue cette dépendance aux approvisionnements pétroliers et, à terme, aux combustibles fossiles en général.

Cet objectif ne garantit pas pour autant la sécurité énergétique de la Corse, qui est menacée à court ou moyen terme, compte tenu du retard pris dans la réalisation des outils de production de base.

L’Assemblée de Corse, en parfaite harmonie avec l’État, a fait le choix résolu du gaz naturel, énergie fossile certes, mais dont les réserves sont plus importantes que celles du pétrole, pour assurer la sécurité de notre approvisionnement énergétique dans l’intervalle qui nous amènera progressivement à l’autonomie énergétique.

Que ce soit à partir du projet de gazoduc GALSI (Gazoduc ALgérie – Sardaigne – Italie) ou par la mise en place de barges en mer permettant d’alimenter les centrales thermiques en gaz naturel liquéfié, hypothèse annoncée par le Président d’EDF, lors de sa venue en Corse il y a quelques mois, le gaz alimentera la Corse.

Notre stratégie porte donc, d’une part, sur la sécurisation de notre approvisionnement énergétique, en diminuant notre dépendance aux énergies fossiles et en développant les moyens de production locaux d’énergie, notamment renouvelables, créateurs d’emplois et d’activité économique. D’autre part, elle porte sur l’absolue nécessité de préservation, non seulement du capital environnemental et humain de la Corse mais plus largement de la planète, en luttant contre le réchauffement climatique et les émissions de polluants atmosphériques.

Le Plan énergétique adopté par l’Assemblée de Corse au lendemain de la crise de 2005 et qui vise à assurer la sécurité et la qualité de l’approvisionnement de l’île pour la période 2005/2025 acte la nécessité de disposer d’une production électrique diversifiée, tant géographiquement qu’en termes de sources d’approvisionnement, et de préserver l’environnement exceptionnel de l’île.

Il préconise un « trépied énergétique » qui repose sur :

  1. le renouvellement et le renforcement des moyens de production locaux : renouvellement de la centrale thermique de Lucciana en 2011-2012 et de celle du Vazzio en 2013-2014, ainsi que l’implantation d’une turbine à combustion (TAC) supplémentaire de 40 MW en 2007 ;
  2. une interconnexion renforcée : mise en place d’une liaison sous-marine à courant alternatif (câble « SARCO ») entre la Corse et la Sardaigne, et augmentation progressive de la puissance jusqu’à 100 MW en 2010 ;
  3. le développement des énergies renouvelables : atteindre les 30 % de l’électricité produite en Corse.

Sur ce dernier sujet, la CTC s’est dotée d’un Plan de développement des EnR et de MDE adopté en 2007 qui vise à atteindre en 2015 l’objectif de 30 % d’électricité produite d’origine renouvelable. Sur la période 2007-2013, la mise en œuvre de ce plan repose essentiellement sur des partenariats scellés avec les acteurs clés du secteur de l’énergie (ADEME, Union européenne, EDF). Si l’on tient compte des contributions prévues par la CTC, les partenariats représentent au total, sur la période 2007/2013, plus de 55 millions d’euros susceptibles d’être affectés à la problématique énergétique, contre 12 millions d’euros sur la période 2000/2006.

Dans la perspective d’une ambition plus forte en matière de développement des énergies renouvelables et de la MDE, nous entendons mobiliser les 3 leviers d’actions disponibles :

  1. développer un programme de MDE ambitieux pour l’efficacité énergétique des bâtiments et les énergies renouvelables dites de substitution et lutter contre la précarité énergétique ;
  2. augmenter significativement la part des énergies renouvelables non fatales comme le bois ou l’hydroélectricité ;
  3. poursuivre le développement des énergies renouvelables dites fatales en particulier pour dynamiser la recherche.

Le programme de MDE

Il s’agit d’abord de renforcer l’efficacité des modes de consommation en améliorant la qualité énergétique des bâtiments existants et neufs. À cet effet, nous avons mis en place un véritable « Plan Bâtiment » en procédant notamment par appels à projets. Nous avons accompagné en 2010 et en 2011 plus d’une quarantaine d’opérations de construction ou de rénovation de bâtiments basses consommation et envisageons pour l’an prochain de soutenir la réalisation d’opérations respectant d’ores et déjà la Réglementation Thermique 2020. Dans ce volet « bâtiment », un programme de lutte contre la précarité énergétique est, également, prévu.

Parallèlement, nous intensifions notre soutien aux énergies renouvelables « thermiques » telles que le bois énergie ou le solaire thermique qui constituent des moyens privilégiés de substitution.

  • Pour ce qui concerne le bois énergie, la CTC étudie l’implantation d’une unité de cogénération pour, d’une part, alimenter le réseau de chaleur de la ville de Corté ainsi que ses extensions futures et, d’autre part, injecter de l’électricité sur le réseau. Ce projet constitue indiscutablement un changement d’échelle majeur dans la mesure où la filière d’approvisionnement amont devra être en capacité de passer d’une production de 15 000 tonnes de bois par an à 35 000 tonnes. Par ailleurs, nous lancerons dans quelques jours un appel à projets pour soutenir la création de petites chaufferies bois (environ 25 sur 3 ans) en milieu rural pour la production de chaleur et d’électricité.
  • Le solaire thermique est une filière bien développée en Corse, grâce à l’action conjointe de la CTC et de ses partenaires (ADEME, EDF). À ce jour, on compte plus de 100 m2 de capteur pour 1.000 habitants, ce qui est le chiffre le plus important en France métropolitaine. Nonobstant ces bons résultats, ce secteur bénéficie d’un potentiel de développement important qui se trouve aujourd’hui entravé par les coûts des installations induisant des durées d’amortissement trop élevées. C’est pourquoi, il convient de mettre en place un nouveau dispositif de financement des chauffe-eau solaires qui pourrait combiner, d’une part, un engagement des professionnels vers une réduction des prix et, d’autre part, une augmentation des soutiens financiers de la CTC, d’EDF via un chèque énergie et un système de préfinancement.

Si ces actions permettent d’économiser des kilowattheures et des tonnes de CO2, elles permettent en outre des économies en euros, pour ne pas dire en centaines de milliers d’euros. Il nous faut donc, sans plus tarder ouvrir ensemble une vraie réflexion sur ce sujet. Cet effort conjoint devrait nous permettre d’augmenter très sensiblement et à court terme le nombre d’installations mises en œuvre chaque année avec un véritable effet sur la maîtrise de la croissance de la demande d’électricité.

L’ambition de développer encore les énergies renouvelables de production d’électricité non fatales notamment l’hydroélectricité

La Corse dispose déjà de 7 centrales hydroélectriques (Castirla d’une puissance de 28,5 MW, Corscia de 13 MW, Sovenzia de 15,3 MW, Sampolo de 43 MW, Tolla de 15,6 MW, Ocana de 15,1 MW et Pont de la Vanna de 8,6 MW) pour une puissance totale de 139 MW et un productible de 450 GWh soit 22 % de la production d’électricité de l’île. La mise en service, programmée fin 2012, du barrage du Rizzanese d’une puissance de 55 MW portera à 8 le nombre des grands barrages.

Concernant les Petites Centrales Hydroélectriques (PCH) : 17 sont en fonctionnement pour une puissance totale de 28 MW et un productible de 76,2 GWh.

Dans l’hypothèse d’une croissance de la consommation proportionnelle aux dernières années et une pluviométrie constante, la part de l’hydroélectricité dans le mix énergétique pourrait, donc, être prochainement portée à 25 % à horizon 2013.

Les énergies renouvelables de production d’électricité comme l’éolien et le solaire

Ces énergies sont aujourd’hui considérées comme fatales. Leur développement se trouve aujourd’hui limité par le seuil des 30 %.

Loin d’être un handicap, la perspective d’atteindre prochainement cette limite représente une véritable opportunité pour catalyser de nombreux sujets de recherche et d’innovation sur le stockage de l’électricité, le lissage de la production, ou les réseaux intelligents. À ce titre, on peut souligner les travaux menés par l’Université de Corse sous l’égide du pôle de compétitivité CAPENERGIES dans le domaine du stockage de l’énergie.

Les programmes de recherche MYRTE sur la pile à hydrogène et PAGLIA ORBA pour les autres formes de stockage sont, en ce moment même, en plein développement.

Des opérateurs privés investissent, également, dans des démonstrateurs industriels dans des domaines que la CTC souhaite encourager. À cet effet, lors du troisième débat sur les champs photovoltaïques de novembre 2010, l’Assemblée de Corse avait acté, par délibération, la « rédaction d’un rapport proposant un cadre de référence applicable aux projets solaires thermodynamiques ». Ce cadre de référence a permis de délivrer un avis favorable à un premier projet en Corse. Nous avions alors, fort logiquement, exigé un engagement de l’opérateur vis-à-vis du caractère non fatal de la production. Cette centrale sera donc dotée, si elle voit le jour, d’un système de stockage performant permettant de « lisser » la production injectée sur le réseau.

Dans le même esprit, l’Assemblée de Corse avait, également, accordé un avis favorable à un projet de centrale photovoltaïque avec stockage situé sur une commune de Haute Corse. Le système de stockage prévu s’appuie sur des batteries lithium-ion, fournies par SAFT.

Loin d’être éparpillées, toutes ces initiatives convergent vers un seul et même objectif : augmenter résolument, mais de manière pragmatique, la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique.

Dans le domaine des réseaux dits intelligents, la CTC est engagée aux côtés d’EDF dans le projet MILLENER, –qui a pour objectif de répondre aux spécificités des réseaux électriques insulaires de Corse et des Départements d’Outre-Mer (DOM) dans la continuité et en relais des actions de développement des EnR, et de MDE menées avec succès depuis plusieurs années. En Corse, le développement des Smart grids est fondamental si l’on veut, d’une part, augmenter la part des énergies renouvelables intermittentes tout en maintenant la sécurité du système et, d’autre part, mieux gérer les pointes de demande électrique.

S’agissant d’un projet d’une importance capitale pour la Corse, notre participation ne se limitera pas à une aide financière. La Direction déléguée à l’énergie et le volet Corse du Pôle de Compétitivité CAPENERGIES, présidé par Monsieur Jean Zucarelli, seront étroitement associés au pilotage du projet.

En Corse, 7 partenaires – BPLG, DELTA-DORE, EDELIA, EDF, TENESOL, SCHNEIDER, SAFT – constitués en consortium ont conçu un projet pour développer les méthodes et outils :

  • de lissage des pics de puissance et de gestion de la demande en énergie (dispositifs de type « Energie box » installés dans l’habitat) ;
  • de les gérer de façon agrégée ;
  • d’une meilleure intégration des EnR intermittentes grâce à des systèmes photovoltaïques associés à du stockage intelligent par batteries.

L’énergie sera le facteur clé du maintien de la stabilité économique et de la cohésion sociale dans les années à venir, en particulier et à fortiori pour une région insulaire. Nous disposons pour cela de nombreux atouts pour y parvenir mais nous allons avoir besoin du concours de tous.

J’aurai, le 28 octobre prochain, l’occasion d’exposer, à l’Assemblée de Corse, ma feuille de route pour l’énergie, l’air et le climat qui reprendra ces engagements pour la MDE et les EnR. La CTC est pleinement engagée en matière de lutte contre le réchauffement climatique et pour la qualité de l’air.

Étant, également, en charge de la rédaction du futur Plan de Développement DUrable de la Corse, notre stratégie énergétique pour la MDE et les EnR y trouvera une place centrale et structurante en complément du gaz naturel. Ce PADDUC qui constituera le référentiel cadre pour plusieurs années, pour ce qui concerne le développement de la Corse, sera opposable aux tiers et aura force de loi. À cet égard, il ne s’agit pas seulement d’un instrument à l’usage unique et exclusif de la CTC dans sa dimension institutionnelle, mais bien d’un outil à l’usage de tous.


Maria Guidicelli
11 octobre 2011





Maria Guidicelli est Conseillère exécutive en charge de l’énergie à la Collectivité territoriale de Corse.



Point de vue de Thierry Pons (EDF) :

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

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


Source : EDF SEI

Les Smart grids dans les îles

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

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

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

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

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


    Source : EDF SEI

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


    Source : EDF SEI

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


    Source : EDF SEI

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

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

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

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


    Source : EDF SEI

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


    Thierry Pons
    11 octobre 2011





    Thierry Pons est Directeur d’EDF SEI.



Point de vue de Claude Ricaud (Schneider Electric) :

L’objectif du démonstrateur Millener est d’étudier les problématiques de Smart grids sur les trois îles de la Corse, de la Guadeloupe et de la Réunion. Il s’agit plus particulièrement de tester les micro-grids en installations résidentielles (1.000 systèmes d’effacement, 500 systèmes gestionnaire d’énergie PV – convertisseurs – micro stockage distribué).

Comme le démonstrateur est installé en zone insulaire, cela permet de réaliser l’expérimentation dans un contexte régulé où EDF SEI exerce les trois fonctions de gestionnaire du réseau de transport, de gestionnaire du réseau de distribution et de fournisseur d’électricité. EDF SEI assurera également la nouvelle fonction d’agrégateur. Cela permettra d'étudier les aspects économiques sans avoir à répartir a priori la valeur entre les trois fonctions. Les enseignements tirés de Millener permettront de proposer les meilleurs modèles de répartition de valeur entre acteurs dans le cas dérégulé.

Le projet compte sept partenaires dont Schneider Electric, TENESOL, BPL Global, SAFT, Delta Dore, Edelia et EDF SEI.


Source : Schneider Electric

L’expérimentation des Smart grids à travers ce démonstrateur couvre des enjeux importants pour Schneider Electric. Ces enjeux sont à la fois technologiques, sociétaux et économiques. Ils permettront :

  • d’apprendre dans un environnement contraint à insérer de façon massive les EnR, à se focaliser sur la gestion de la demande, à mieux détecter des problèmes structurels et à tester les solutions techniques ;
  • de préparer l’avenir des réseaux continentaux en matière d’insertion massive d’énergies renouvelables intermittentes (60 TWh en 2020), de gestion de la demande et de gestion décentralisée ;
  • de comprendre l’évolution du comportement des acteurs : comment le consommateur devient-il « prosumer » ? Quelles sont ses réactions face à l’évolution des règles du marché et des modèles économiques ?).

Le premier enjeu est d’ordre technique et technologique. L’expérimentation Millener permettra d’apprendre à :

  • automatiser la gestion de l’autoconsommation, c’est-à-dire à la fois optimiser l’utilisation de la batterie, aider le réseau lors des pointes et préserver au mieux le confort de l’utilisateur ;
  • augmenter l’utilisation des énergies renouvelables en lissant les intermittences grâce à l’énergie stockée, en sécurisant le réseau en réinjectant de la puissance stockée sur baisse de la fréquence et en réutilisant son énergie produite en cas de black-out ;
  • et à créer un micro-grid stable en déterminant si l’optimisation d’un système local permet son optimisation globale.


Source : Schneider Electric

Le deuxième enjeu est sociétal et concerne les nouveaux usages et l’adaptation de l’utilisateur final aux différentes évolutions du réseau. Le démonstrateur permettra de répondre à de multiples questions.

  • Quelle sera l’acceptabilité du client-utilisateur face aux solutions d’effacement et jusqu’à quelle contrainte de confort ? Quel est son degré de compréhension des problèmes énergétiques ? Quelle sera sa réaction face à l’augmentation ou à la variabilité du coût de l’énergie ?
  • Le client producteur acceptera-t-il d’ajuster sa production aux besoins du réseau ? Acceptera-t-il de ne plus tout vendre au tarif de rachat ?
  • Quels seront les effets de l’autoconsommation sur le pro’acteur ? Deviendra-t-il plus responsable de ses consommations ? Aura-t-il des gestes d’efficacité énergétique forts ?

Enfin, et plus généralement, le démonstrateur aidera à mieux comprendre les nouveaux modes de pilotage du réseau (passage d’un pilotage centralisé à un pilotage réparti, création de nouvelles tarifications.

Le troisième et dernier enjeu concerne les modèles économiques. L’expérimentation Millener permettra de déterminer :

  • comment valoriser l’autoconsommation (sera-t-il possible de conserver le contrat de fourniture existant ?) ;
  • comment financer les investissements nécessaires, notamment les batteries, les panneaux photovoltaïques, les convertisseurs, les tableaux et gestionnaires d’énergie qui servent à plusieurs services réseaux tels que le lissage de l’intermittence, la fourniture de réserve primaire de la fréquence pour une faible autonomie, l’effacement de la pointe et l’équilibre infrajournalier, le passage en mode îloté de l’utilisateur ;
  • quels seront les nouveaux métiers (agrégateur résidentiel/petit tertiaire, société de service, etc.) et leur place dans la chaîne de valeur de l’électricité

L’expérimentation Millener permettra de tirer des enseignements du fonctionnement d’un micro-grid insulaires et de les appliquer aux continents. En effet, ces territoires partagent des problématiques communes à échéance plus ou moins proche :

  • l’insertion d’énergie intermittente ;
  • la gestion de la pointe (locale et nationale) ;
  • la limitation de la production de CO2 ;
  • l’augmentation des coûts d’achat de l’énergie primaire ;
  • et l’augmentation des coûts liés au tarif de rachat de l’électricité photovoltaïque.

Par ailleurs, la Corse est faiblement connectée au réseau continental. Les leçons apprises dans ce territoire s’adapteront, donc, facilement aux presqu’îles énergétiques que sont la Bretagne et la région Provence-Alpes-Côte d’Azur.

Enfin, il sera possible de mesurer l’impact du stockage sur le réseau et, ainsi, de préparer les réseaux continentaux à l’arrivée du « Vehicle-to-Grid ».


Source : Schneider Electric


Claude Ricaud
11 octobre 2011





Claude Ricaud est Directeur Innovation Power Business chez Schneider Electric.



Interview de Pascal Rioual (Capénergies) :

Pouvez-vous nous expliquer en quoi consiste Capénergies ? Que représente le label Îlenergies ?

Capenergies est un pôle dédié à la compétitivité des acteurs de l’énergie. Il a pour mission d’encourager l’innovation par des mises en relation, un accompagnement et un soutien de ses membres. Le pôle réunit plus de 420 membres qui réalisent ensemble des projets créateurs d’innovation et d’activités dans le but de soutenir le développement économique des filières énergétiques.
Les actions engagées par le pôle depuis 2005 ont permis l’essor économique de plusieurs entreprises, la création d’emplois et la réalisation de systèmes énergétiques innovants.

Depuis 2005, 400 projets de R&D ont été examinés, 320 projets labellisés et 168 financés.

Îlenergie n’est pas un label mais plutôt un réseau qui constitue un cadre de coopération entre les régions insulaires. Il vise prioritairement à ouvrir une voie nouvelle de collaboration et d’échanges permanents entre les îles.

Pourquoi avoir créé un volet spécifique consacré aux îles au sein du pôle de compétitivité ? Quelles sont les spécificités de ces zones qui vous ont incité à développer ce label ?

Les systèmes insulaires comportent quelques spécificités qui influent sur leur politique énergétique :

  • non-interconnexion avec des moyens de production importants (la Réunion ou la Guadeloupe pourrait être reliées à l’Afrique ou à l’Amérique) ;
  • potentiel en énergies renouvelables intermittentes important ;
  • forte sensibilisation des acteurs et des populations à la problématique énergétique ;
  • coût de l’énergie produite en général élevé ;
  • politique de Maîtrise de la demande en énergie (MDE) déployée.

Les solutions à mettre en œuvre et à imaginer permettent, donc, d’envisager une coopération à construire sur ces thématiques.

Les réseaux électriques insulaires constituent des zones d’expérimentation idéales pour tester des solutions par exemple de stockage ou de distribution d’électricité. Ces solutions pourront à terme être déployées à plus grande échelle sur les réseaux électriques continentaux, poussés eux aussi vers une « décentralisation » des installations de production d’électricité.

Pouvez-nous nous décrire les trois volets insulaires de ce label (Corse, Réunion - Temergie, Guadeloupe - Synergîle) ?

Les volets insulaires de Capenergies Corse, Réunion, Guadeloupe, poursuivent leur développement en 2011.

Temergie, le volet Réunion du pôle Capenergies, a labellisé 7 de ses projets en 2011 et un apporté par TEMERGIE (APICLIMSOL, porté par le CEA INES avec le laboratoire PIMENT comme partenaire, labellisé et candidat à l’AAP SEED de l’ANR).

D’autres projets sont en cours et seront présentés au courant de l’année au Comité Stratégique de Capenergies. « L’objectif est d’atteindre 10 projets labellisés en 2011 afin de leur permettre de bénéficier de l’accompagnement financier dont ils ont besoin. » déclare Monsieur Michel DIJOUX, Président de Temergie.

Le volet Corse de Capenergies a, également, commencé l’année activement. Sous la Présidence de Monsieur Jean ZUCCARELLI, Président de l’Agence pour le développement économique de la Corse (ADEC), et Vice-Président de Capenergies, le Conseil de Gouvernance du volet Corse s’est réuni le 9 février 2011 pour adopter son plan d’actions 2011-2012. Une idée centrale guidera donc l’activité du volet Corse : accompagner les entreprises, que ce soit dans l’élaboration de leurs projets, la recherche de financements, la formation de leurs salariés, ou bien dans la recherche de nouveaux débouchés, etc.

Synergîle, le volet Guadeloupe de Capenergies, a, quant à lui, fait évoluer sa dynamique. Plusieurs actions ont, également, été menées début 2011. Dans la continuité du programme d’actions initié en 2010, la deuxième journée scientifique et technique sur le thème « Matériaux durables, matériaux innovants pour l’habitat, pistes de recherche », organisée par Synergîle le 9 février 2011, a mobilisé une soixantaine de participants (professionnels, institutionnels et chercheurs).

Un Appel à idées a été lancé dans les domaines des EnR et de la MDE, et des projets pourront être financés en lien avec la région et les services de l’État. Synergîle mobilise, également, les acteurs du photovoltaïque par l’organisation de réunions des acteurs de l’énergie solaire, en réponse aux différentes mesures prises par le gouvernement concernant le photovoltaïque en outre-mer. Un plan commun de mesures a été établi par ce biais par les professionnels des Antilles, de la Guyane et de la Réunion.

Quels sont les différents projets en cours dans ces îles ?

Dans le domaine du solaire thermodynamique, deux projets sont en cours en Corse en réponse à l’Appel à manifestation d’intérêt (AMI) sur le solaire du 2 mai 2011: le projet Calliste (de 1 à 2 MW) et le projet Alba Nova 1 de quelques mégawatts.

Dans le domaine du solaire photovoltaïque, plusieurs projets sont également en cours : le projet ILIO IR, Solar trade, à l’île de La Réunion relatif à l’intégration photovoltaïque au bâti en zone cyclonique, le projet INEIRIS, porté par les Universités de La Réunion, de la Corse et de la Guadeloupe, Meteo France, CEA Ines consacré à la prédiction de l’intermittence et au stockage et le projet Soleka initié par la société Réuniwatt en collaboration avec le laboratoire Piment (physique et ingénierie mathématique pour l’énergie et l’environnement), vise, quant à lui, à augmenter le plafond de 30 % d’énergies intermittentes sur le réseau en proposant de nouveaux outils de prévision des ressources en énergie solaire alimentant les modules photovoltaïques.

Dans le domaine de la MDE, on peut mentionner les projets VAL2GE porté par Atoll Energy et consacré à l’efficacité énergétique et à l’optimisation du rendement de la cogénération et le projet TEEO sur Île de La Réunion relatif aux outils de gestion de l’efficacité et à la constitution d’une banque de données de mesures de la production PV et des donnes de climat.

Concernant les bâtiments, il existe un projet sur l’île de La Réunion, porté par l’Université de La Réunion, le projet Pole 3E (Espaces bâtis, énergie, environnement en milieu tropical). Il réunit une dizaine de partenaires, qui souhaitent structurer l’activité de recherche et développement dans le domaine du bâtiment en zone intertropicale. Le projet IA concerne l’atteinte des objectifs de la réglementation thermique 2015 en milieu tropical.

Concernant les Smart grids, on peut citer le projet Millener mené par EDF SEI en Corse, à La Réunion et en Guadeloupe, en partenariat avec Schneider Electric, Tenesol, BPLG, Saft, Delta Dore, Edelia et qui déploie des Smart grids sur 1.000 hébergeurs (ce sont les clients résidentiels et tertiaires qui vont acceuillir les équipments ENR et MDE) sur les 3 territoires.

Pouvez-vous nous expliquer en quoi ces projets s’inscrivent dans une dynamique de développement des Smart grids ?

En dehors du projet Millener (Appel à manifestation d’intérêt sur les réseaux électriques intelligents), tous les projets dans les domaines des EnR, de la MDE, qui contribuent à mieux insérer les EnR intermittentes ou à contribuer à une maîtrise de la consommation, peuvent être considérés comme des briques amenées à s’insérer sur les Smart grids de demain.


Pascal Rioual
5 octobre 2011


Membre du Comité Stratégique de Capenergies depuis près de trois années, Pascal Rioual a rejoint l’équipe du pôle Capénergies, comme Directeur Délégué le 1er janvier 2011. Il a travaillé précédemment au sein du groupe EDF, à la direction de la R&D puis à celle des Systèmes Insulaires sur les problématiques de l’insertion des énergies renouvelables, de l’efficacité énergétique, des relations avec l’État et de l’évolution du cadre réglementaire.


Interview de Patrice Caillaud (Itron) :

En quoi consiste le système de gestion des énergies renouvelables que vous fournissez au gestionnaire de réseau des DOM et de la Corse ?

Avant l’arrivée des énergies renouvelables sur les territoires isolés comme les îles, l’équilibre des réseaux était facilement assuré. Des consommations relativement prédictibles et une production stable permettaient au gestionnaire du réseau de prévoir et de s’adapter aux besoins en énergie de tous les consommateurs pour la semaine, voire pour le jour suivant.

Aujourd’hui, partout dans le monde, de nouvelles législations ont favorisé le développement des énergies renouvelables, avec pour conséquence le besoin de contrôler et d’intégrer au mieux ces nouvelles sources d’énergie sur le réseau électrique.

Le système de gestion des énergies renouvelables fourni par Itron au gestionnaire de réseau de La Réunion, la Guyane, la Guadeloupe, la Martinique, la Corse et Mayotte permet d’intégrer en toute sécurité ces sources d’énergie au réseau électrique, et de répondre à l’intermittence liée à la production d’électricité issue des énergies renouvelables.

Grâce à son expertise sur toute la chaîne de comptage, Itron a conçu, réalisé et déployé, une solution « clé en main » allant jusqu’à l’installation des logiciels et modems et à la formation du personnel du gestionnaire de réseau dans les DOM et la Corse.

Désormais, ces territoires disposent d’un réseau intelligent qui leur permet d’obtenir des informations précises relatives à l’énergie produite sur l’ensemble du réseau, tout en ayant la possibilité d’analyser à tout moment la part d’énergie renouvelable injectée dans le réseau électrique.

Ces informations, combinées à l’intégration de plusieurs niveaux d’alerte, permettent également au gestionnaire de réseau de détecter tout incident potentiel sur ce réseau et d’intervenir quand cela se révèle nécessaire.

Pourquoi avoir mis en place ce nouveau système de gestion ?

Les îles ont pour caractéristique d’avoir des réseaux non interconnectés, ou faiblement interconnectés, au réseau continental. L’équilibre consommation/production est donc un impératif de chaque instant. Avec l’arrivée des énergies renouvelables intermittentes, cet équilibre devient plus difficile à assurer. De plus, des conditions climatiques propices combinées à des incitations financières attractives ont permis aux énergies renouvelables de connaître un essor considérable sur l’ensemble de ces îles.

En conséquence, les énergies renouvelables (solaire ou éolienne) représentent aujourd’hui un fort pourcentage de la production totale d'énergie.

Dès lors, une surveillance constante de ce ratio est essentielle pour maintenir ces sources d’énergie aléatoires et intermittentes (arrêt possible des productions à certains moments en fonction de la météorologie et des alternances jour/nuit) sous un seuil réglementaire et jugé admissible de 30 %. C’est pourquoi Itron a développé un système de gestion du réseau qui permet de piloter en quasi temps réel (toutes les 5 minutes pour 500 points) les données de production garantissant ainsi la sécurité des réseaux électriques et leur fiabilité.

Pouvez-vous nous expliquer son fonctionnement ?

Pour réaliser ce contrôle, il faut mesurer en permanence l’injection de chacun des points de production, rapatrier ces données en un point central afin de les agréger pour en déduire la production totale instantanée et la part de production renouvelable instantanée. Ceci permet d’afficher le ratio par rapport à ce seuil de 30 %.

Le système est constitué d’une base de compteurs industriels communicants installés chez chaque producteur, d’un réseau de communication GPRS transmettant les données de production en quasi temps réel, et d’un système informatique qui collecte et traite les données reçues pour les livrer au gestionnaire de réseau, afin que ce dernier puisse prendre les bonnes décisions de délestage des producteurs dits « derniers entrants » assurant ainsi l’équilibre du réseau.

En quoi ce système constitue-t-il la première étape vers une installation de réseaux intelligents dans les départements d’outre-mer français ?

Ce système présente les caractéristiques d’un réseau intelligent puisqu’il permet d’optimiser la production et la distribution d’électricité tout en garantissant, grâce à ce ratio de 30%, une parfaite sécurité de l’ensemble du système électrique.

L’étape initiale qui avait, dans un premier temps, pour objectif de respecter le ratio de 30 % sera accompagnée de fonctionnalités supplémentaires qui permettront de toujours mieux contrôler le réseau :

  • d’une part, la déconnexion automatique des producteurs dépassant le ratio de 30 % sera assurée. À ce jour le gestionnaire contrôle et prend la décision d’actionner « manuellement » la déconnexion au travers de son système de téléconduite. Cette étape était nécessaire pour bien maîtriser le processus et pour démontrer son efficacité et sa sûreté. L’étape de déconnexion automatique est désormais possible ;

  • d’autre part, le système ne prend en compte que les producteurs supérieurs à 36 kVA, les plus petits étaient approximés par un facteur proportionnel. Cependant, du fait de l’augmentation significative de la production en énergies renouvelables des producteurs inférieurs à 36 kVA et de l’évolution de la réglementation, il devient nécessaire d’en tenir compte et de généraliser ce système à tout le parc des producteurs.

Ce système peut trouver d’autres applications en métropole. En effet, même si le réseau est interconnecté, les mailles locales deviennent de plus en plus sujettes à des phénomènes similaires liés à l’introduction importante d’énergies renouvelables sur des mailles qui ne savent pas consommer instantanément l’énergie produite localement.


Patrice Caillaud
11 octobre 2011


Patrice CAILLAUD est titulaire d’un diplôme d’ingénieur en électronique et de diplômes universitaires. Il a participé à tous les grands projets d’EDF sur le comptage électronique et le comptage communicant. Il est un des représentants français dans les groupes internationaux de normalisation sur les protocoles du comptage. A ce titre, il a été amené à concevoir ou mettre en œuvre des protocoles de type Euridis, Mbus, CPL. Depuis 2005, il est Directeur Commercial et Marketing de Itron France, division électricité. Il est très impliqué dans les projets AMM et Smart grids sur le territoire français parmi lesquels le compteur intelligent d’ERDF et des ELD françaises, ainsi que les projets liés à l’intégration des énergies renouvelables sur les réseaux électriques.


Itron est le leader mondial des systèmes de comptage intelligent, de collecte et de gestion des données pour les industries de l’eau, du gaz et de l’électricité. Notre mission consiste à fournir des solutions complètes (compteurs d’électricité, de gaz, d’eau et d’énergie thermique, des technologies de communication réseau, des systèmes de collecte des données, des logiciels et services associés) pour la mise en place de réseaux de distribution intelligents.

Interview de Christophe Jourdin (Logica Business Consulting) :

Quels sont les différents projets que vous développez dans les îles ?

Les compteurs communicants apparaissent désormais comme le nouveau « palier technique » du comptage. À côté des grands projets d’ERDF ou d’Enel par exemple, il est légitime que les énergéticiens de taille plus réduite – insulaires ou entreprises locales de distribution (ELD) métropolitaines – s’interrogent sur l’opportunité et la rentabilité du déploiement de ces outils.

Logica Business Consulting réalise en ce moment l’étude de cadrage d’un projet Smart Grid en zone insulaire, où le déploiement du comptage évolué de type AMM (Automated Meter Management) offre de réelles opportunités pour répondre aux enjeux du territoire, en particulier autour de l’intégration des ENR et de la réduction de la précarité énergétique.

Parmi ces contraintes spécifiques aux zones insulaires, on retrouve le financement : un revenu moyen par compteur plus faible ou une situation économique difficile constituent de réels freins à l’investissement. Or, le coût d’un projet AMM n’est pas nécessairement proportionnel au nombre de clients ; les contraintes d’intégration des systèmes d’information, la nécessité de maîtriser les données télé-relevées et de superviser les équipements sont les mêmes que pour des projets plus importants. Le rôle de Logica est alors d’innover afin de proposer des solutions en rupture avec les schémas classiques (dimensionnement pragmatique des fonctionnalités, outils de gestion des données de comptage et de supervision plus légers, solutions hébergées ou « Cloud », etc.).

Ensuite, dans ces zones de taille réduite, le lien qui unit le gestionnaire de réseau électrique, le concédant et les clients-citoyens prend une force particulière. Le concessionnaire, ne peut pas centrer son modèle d’affaires sur les gains liés à la réduction des interventions. Il utilisera plutôt le comptage évolué comme un levier pour renforcer sa qualité de service, développer de nouvelles offres, (notamment pour réduire la précarité énergétique) et faire évoluer ses équipes vers des tâches à plus forte valeur ajoutée. L’intégration multi-fluide présente également un intérêt économique plus fort.

Enfin, il ne faut pas négliger les contraintes géographiques : un climat rude pour les équipements, des réseaux d’acteurs différents de ceux de l’Europe, un approvisionnement plus complexe...

L’absence d’interconnexion a toujours impliqué un pilotage plus contraint de l’équilibre du système électrique, mais il se trouve aujourd’hui complexifié par le fort développement des ENR. La relève plus fréquente de données d’injection et de qualité de fourniture sur le réseau basse tension contribuera à réguler les flux. Quand, par ailleurs, la garantie de capacité a été obtenue au prix de la mise en place de moyens de production fortement carbonés, la maîtrise de la pointe présentera un intérêt environnemental et financier certain.

Quelle est la valeur ajoutée de Logica sur ces projets ?

Logica a commencé à travailler sur des problématiques de comptage communicant dans les années 80, du fait de la présence de ses équipes dans plusieurs pays précurseurs, pour lesquels le comptage évolué est déjà devenu une réalité opérationnelle : Grande-Bretagne, Scandinavie, Portugal, etc. En France, Logica travaille sur ces sujets pour RTE depuis les années 1990. Cette longue histoire nous permet de comparer de nombreux retours d’expérience, dans des contextes réglementaires, fonctionnels et technologiques très différents. Nous avons également développé une structure de veille interne et un centre d’expertise « machine to machine » (M2M), nous permettant d’offrir des réponses pertinentes, du modèle d’affaire à l’expertise technologique en passant par la définition de services à valeur ajoutée.

Nos travaux en zone insulaire puisent dans nos réalisations menées pour d’autres pays :

  • les conditions climatiques extrêmes chaudes ou froides, mais toujours humides ont des similarités, soit avec le sud du Portugal, soit avec les pays scandinaves ;
  • la nécessité de prendre en compte une part importante de production intermittente se retrouve également dans la péninsule ibérique ;
  • les offres innovantes, tel que le prépaiement, ont été très largement développées en Grande-Bretagne;
  • des techniques d’incitation à la maîtrise de la demande et de la pointe via une information détaillée pour le consommateur ont été développées par Logica en Suède. Les technologies d’afficheurs déportés sont, également, expérimentées en Grande-Bretagne.

Dans tous les cas, nous veillons à ce que la définition de la stratégie (quels objectifs ? quel modèle économique ?) précède celles des services et des technologies.

Pouvez-vous nous expliquer en quoi ces projets s’inscrivent dans une dynamique de développement des Smart grids ?

S’il a souvent été dit que les compteurs évolués constituent la première brique des Smart grids, les zones insulaires le prouvent : d’une part, dans ces territoires isolés, l’équilibre du système est un enjeu de tous les jours et, d’autre part, la nécessité de réduire l’empreinte carbone de la production électrique est une attente forte des populations qui constatent de visu le réchauffement climatique par la montée du niveau des océans dans leurs archipels.

Ainsi les projets de comptage évolué en zone insulaire ne peuvent s’y réduire à optimiser la relève, mais doivent accompagner la politique énergétique du territoire : améliorer la qualité de fourniture, réduire la précarité énergétique, optimiser le rendement du réseau, mieux cibler les investissements, permettre l’autosuffisance, etc.

On comprendra alors pourquoi les expérimentations et les projets réalisés en zones insulaires suscitent l’intérêt grandissant des petits gestionnaires de réseaux – des « stadtwerke » allemandes aux ELD françaises – mais également des plus grandes, qui toutes en tirent des enseignements.


Christophe Jourdin
1er décembre 2011


Christophe Jourdin est Manager au sein de la practice Energy & Utilities de Logica Business Consulting France, où il est en charge du Smart Metering au sein d’une équipe qui intervient, également, sur le Smart Grid, le Véhicule électrique, le Smart Home & Building et l’efficacité énergétique. De formation ingénieur, il était auparavant intervenu sur des activités de conseil en organisation, en management des SI dans les secteurs de l’électricité, du gaz et des utilities.




Logica est une entreprise de service en business et technologie. Elle réunit 41 000 collaborateurs dans 39 pays et propose conseil en management, intégration de technologies et externalisation à ses clients du monde entier.
Logica Business Consulting constitue le pôle conseil du groupe Logica, avec 3500 consultants en Europe.

Interview de Michael Lippert (Saft) :

Vous êtes partenaire du projet Millener. Pouvez-vous nous dire en quoi consiste ce projet et quel est le rôle de Saft ?

Doté d’un budget de 30 millions d’euros, MILLENER est un projet mené dans le cadre du programme « Réseaux électriques intelligents » des Investissements d’Avenir gérés par l’ADEME. Porté par sept partenaires industriels (EDF SEI, BPL Global, Delta Dore, Edelia, Schneider Electric, Tenesol et Saft) le consortium MILLENER étudiera sur une période de 4 ans les solutions de réseaux électriques intelligents en milieu insulaire. Implanté en Corse, à la Réunion et en Guadeloupe, le projet bénéficiera, via les fonds européens FEDER, du soutien financier de la Collectivité Territoriale Corse, du Conseil Régional de l’île de la Réunion et du Conseil Régional de la Guadeloupe ainsi que de l'état via l'ADEME dans le cadre des Investissements d’Avenir.

Saft équipera les installations résidentielles de systèmes de stockage Lithium-Ion (Li-ion) associés à des installations photovoltaïques, permettant une meilleure intégration des énergies de sources renouvelables et une contribution à l’équilibre offre-demande du réseau d’électricité. Ces installations sont pilotées à distance par EDF SEI, le gestionnaire du réseau public d’électricité.

Sur quels autres projets de batterie dans les zones insulaires travaillez-vous ?

D’autres projets ont précédé Millener. Après avoir démontré l’association opérationnelle des premiers systèmes photovoltaïques (PV) et de stockage Li-ion, entre 2008 et 2010, en Guadeloupe en collaboration avec Tenesol (l’excellent rendement d’un tel système ayant été démontré), Saft déploie actuellement, toujours en coopération avec Tenesol, une cinquantaine de systèmes en Corse et en Guadeloupe dans le cadre du projet franco-allemand Sol-ion (voir www.sol-ion.project). Ce projet est focalisé sur le développement technique du système de gestion et de stockage d’énergie PV et la gestion de cette énergie au sein de la maison, notamment pour maximiser l’autoconsommation PV d’un ménage.

L’offre de Saft ne se limite pas uniquement aux petits systèmes résidentiels installés en aval du compteur. Saft a, également, développé un système de stockage Li-ion en conteneur d’une puissance d’un mégawatt (1 MW), destiné aux grandes installations de production d’énergie renouvelable. Le premier contener Intensium Max de Saft sera d’ailleurs installé début 2012 sur une ferme solaire dans le nord de l’Espagne.

Saft prépare, actuellement, des réponses techniques à différents clients dans le cadre d’appels d’offres émis cet été par la CRE pour la fourniture de centrales éoliennes et de centrales photovoltaïques dans les départements d’outre-mer. Dans les deux cas, le cahier des charges exige un certain niveau de lissage de la production de l’énergie produite, ainsi que la capacité à fournir une réserve de puissance active en cas de variation de la fréquence du réseau électrique îlien.

Par ailleurs, Saft travaille sur d’autres projets insulaires dans le monde pour des applications similaires. Saft va installer à Hawaï un système batterie Li-ion composé de deux containers Intensium Max 20E. La batterie fonctionnera conjointement avec un convertisseur d’ABB pour accroître la capacité du réseau à intégrer des énergies de sources renouvelables.

Pourquoi développer le stockage en zones insulaires ? Quels en sont les spécificités ?

Comme de nombreuses communautés insulaires dans le monde, les îles françaises enregistrent une croissance soutenue de la consommation d’énergie (entre 3 et 5 % par an) alliée à un développement massif des énergies renouvelables de sources intermittentes et à des réseaux d’électricité de puissance insuffisante.

En règle générale, ces îles ne disposent pas d’interconnexion avec d’autres réseaux électriques pouvant compenser des défaillances ou des pointes de consommation. De plus, la forte proportion d’énergies renouvelables (dépassant la limite des 30 % sur certaines îles) réduit d’autant l’inertie du réseau et le rend particulièrement vulnérable à tout déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité. Une chute abrupte de la production PV provoquée par un passage nuageux ou bien la défaillance d’une centrale de production peut rapidement déstabiliser la fréquence du réseau îlien et rendre nécessaire des délestages.

Dans ce contexte, on comprend que les producteurs d’électricité ainsi que les gestionnaires de réseau déploient des efforts particuliers pour :

  • exploiter au mieux toutes les sources de production d’énergie et, notamment, les énergies de sources renouvelables souvent abondamment disponibles ;
  • mieux gérer l’équilibre offre-demande par des technologies de Smart grids, c’est-à-dire en influant, d’une part, sur la courbe de consommation (maîtrise de la demande d’énergie – MDE) et, d’autre part, en rendant la production renouvelable plus fiable, prévisible et disponible en adéquation avec la consommation ;
  • demander des services réseaux aux producteurs intermittents pour assurer leur intégration au sein des réseaux non-interconnectés et augmenter leur nombre.

Quelles sont les technologies et les techniques que vous mettez actuellement en œuvre ?

Dans le cadre du projet MILLENER, Saft fournira 500 systèmes batteries Li-ion qui pourront stocker et restituer entre 4 et 8 kWh d’énergie par décharge.

La technologie Li-ion permet une utilisation très dynamique nécessitant des milliers de cycles de charge et décharge sur une durée de vie de 15 à 20 ans. Elle permet en outre de connaître en temps réel l’état de charge précis de la batterie, une condition nécessaire pour pouvoir fonctionner au sein d’un système intelligent qui « commande » des charges ou des décharges d’énergie en fonction d’une multitude de paramètres (état du réseau, consommation instantanée, production instantanée, etc.). Enfin, la technologie Li-ion de Saft affiche un excellent rendement énergétique (environ 95 %) qui contribue à l’efficacité énergétique du système global.

MILLENER évaluera plusieurs scénarios représentant les fonctions possibles du stockage de l’énergie au sein d’un réseau intelligent, en partie associées à la gestion de la demande.

  • Optimisation des apports d’énergie photovoltaïque par augmentation de la capacité d’accueil du réseau – le stockage de l’énergie permet de lisser les fluctuations de courte durée de la production photovoltaïque et de contrôler la tension et la fréquence du réseau.

  • Optimisation de l’utilisation de l’infrastructure de réseau et des installations de production – le stockage de l’énergie facilite l’écrêtage des pics de production et de consommation ainsi que la gestion des aléas du réseau. Les capacités de transport d’énergie du réseau sont ainsi augmentées, ce qui évite d’importants investissements dans de nouvelles infrastructures.

  • Optimisation de l’autoconsommation des ménages pour réduire la charge du réseau – le stockage de l’énergie « décale » la production photovoltaïque locale pour la rendre disponible durant les périodes de pointe de la demande des ménages. Effectivement, dans le contexte règlementaire et tarifaire actuel, il n'y a pas ou peu d'intérêt pour l'utilisateur d'augmenter son autoconsommation. Rémunéré à un tarif fixe par kWh supérieur au prix d'achat, le particulier continuera à injecter toute sa production de façon intermittente en fonction du niveau d'ensoleillement, alors que l'opérateur du réseau public subira les conséquences au niveau du réseau (gestion du plan de tension, par exemple), de l'équilibre offre/demande et du coût. L'introduction progressive de certaines mesures d'incitation (rémunération de la participation à des programmes de MDE, de limitation de la puissance injectée, ...) et/ou des mécanismes de prix de marché (différentiation de la rémunération en fonction de l'heure, bonus pour l'autoconsommation, etc.) permettront d'influer sur la courbe d'injection (et si possible sur la courbe de consommation en même temps) et de modifier ainsi la courbe de charge dans un sens qui est techniquement et économiquement souhaitable pour l'ensemble des acteurs.

Associés à des fermes éoliennes ou photovoltaïques, les batteries Li-ion assurent les fonctions suivantes :

  • lissage de la production intermittente – ce qui permet d’éviter des chutes ou des pointes de production abruptes, de réduire les moyens de production de réserve (turbines à gaz ou générateurs diesels) nécessaires pour compenser ces variations et de mieux planifier la contribution des énergies renouvelables dans le mix énergétique dans le courant d’une journée ;
  • mise à disposition d’une puissance de réserve permettant l’injection de puissance active en cas de variation de la fréquence réseau ;
  • déplacement dans le temps de l’énergie produite pour une mise à disposition en période de forte consommation.

Ces technologies et techniques seront-elles utilisées, également, sur le continent ?

La forte pénétration des énergies renouvelables dans les réseaux insulaires préfigure un certain nombre de problèmes rencontrés sur le continent dès lors que la proportion d’EnR atteint des niveaux similaires à celle sur les îles (dépassement du seuil des 30 %).

Même si la part de marché des EnR reste globalement relativement faible sur le continent, nous connaissons d’ores et déjà des situations de saturation dans certaines poches de nos réseaux continentaux. C’est le cas, par exemple, dans de nombreux quartiers résidentiels, notamment en Allemagne, où la pénétration de systèmes photovoltaïques est très importante. Certaines régions en France comme la Champagne-Ardennes disposent, également, d’une grande quantité de centrales éoliennes connectées au réseau moyenne tension. En période de production élevée, la capacité d’accueil de certains réseaux de distribution arrive à saturation.

Le gouvernement allemand a été le premier à reconnaître l’importance de l’autoconsommation de l’énergie photovoltaïque. En créant un cadre tarifaire qui incite à l’installation de systèmes qui permettent de consommer localement l’énergie photovoltaïque produite, il vise à diminuer l’injection sur le réseau aux heures creuses et à diminuer en même temps la consommation des ménages aux heures de pointes. Ainsi, plusieurs fabricants, dont des partenaires de Saft, ont annoncé en 2011 la commercialisation de systèmes de stockage résidentiels pour 2012.

Aux États-Unis, de nombreux producteurs d’électricité cherchent à augmenter la part des EnR dans leur mix de production et les gestionnaires de réseaux développent des techniques de gestion Smart grids pour maximiser la capacité d’accueil de leurs réseaux. À titre d’exemple, la ville de Sacramento, capitale de l’Etat de Californie teste actuellement des batteries Li-ion dans des installations résidentielles et dans des quartiers (« community energy storage » : une batterie sert plusieurs maisons), en vue de démontrer la faisabilité technique et économique de l’utilisation de stockage distribué pour permettre une plus importante pénétration du photovoltaïque dans le territoire desservi.

Au-delà de l’association stockage – producteur d’énergies renouvelables, Saft travaille avec de nombreux opérateurs de réseaux d’électricité en Europe et aux Etats-Unis dans le cadre de programmes Smart grids. À ce titre, Saft participe à un programme français d’envergure européenne : le projet NICE GRID qui prévoit le déploiement de 2,7 MWh de batteries Li-ion de Saft à différents niveaux d’un réseau de distribution situé sur le territoire de la commune de Carros dans la Vallée du Var.

Dans la plupart des cas, ces programmes sont encore à un stade expérimental. Néanmoins, de nombreux opérateurs sont persuadés que l’avenir énergétique passe par une plus grande décentralisation de la production de l’électricité et une gestion intelligente de l’ensemble des contributeurs du système : les producteurs, les transporteurs, les distributeurs, les consommateurs et le stockage. C’est le réseau intelligent de demain.

En quoi le stockage est-il une technologie cruciale pour les réseaux intelligents ?

Au sein d’un réseau intelligent, l’objectif est d’optimiser l’utilisation de tous les composants du système, et notamment :

  • d’assurer l’équilibre offre – demande entre une multitude de consommateurs et de producteurs d’énergie, en essayant de diminuer la consommation et de maximiser l’efficacité énergétique au sein du réseau ;
  • d’utiliser au mieux l’ensemble des moyens de production, de transport et de distribution de l’électricité et éviter notamment de les surdimensionner pour absorber ou compenser la variation de la demande et/ou de l’offre.

Dans ce contexte, le stockage devrait assurer trois fonctions cruciales :

  • le stockage jouera le rôle de « tampon » indispensable entre une offre et une demande difficiles à équilibrer. A l’avenir, l’objectif est bien entendu d’en minimiser le besoin par des solutions Smart grids sophistiquées ;
  • le stockage permettra d’optimiser l’utilisation des moyens de production et du réseau, par exemple en écrêtant des pointes d’injection et/ou de consommation, et d’éviter ainsi de réserver des capacités seulement pour des temps d’utilisation relativement courts, voire pour des situations aléatoires et statistiquement peu fréquentes ;
  • le stockage pourra, également, fournir des services au réseau (services système) et contribuer ainsi à la stabilité du réseau ainsi qu’à la qualité de service de celui-ci.

En quoi l’expérimentation en zone insulaire va-t-elle permettre à Saft d’établir le modèle économique des systèmes de stockage ? Ces systèmes sont-ils rentables à l’heure actuelle ?

La rentabilité d’un système de stockage se mesure par rapport aux solutions alternatives disponibles pour atteindre un objectif ou remédier à une situation non souhaitée. Or, dans les îles, non seulement le coût d’un kilowattheure d’énergie est plus cher que sur le continent, notamment en période de pointe, mais l’opérateur dispose d’un nombre limité d’options techniques pour faire face à la croissance des besoins d’énergie. Les solutions alternatives sont souvent coûteuses. Installer des générateurs diesel ou des turbines à gaz pour satisfaire les pointes de consommation et/ou pour stabiliser le réseau coûte cher et n’est pas nécessairement une bonne solution en termes d’émissions de CO2.

À court terme, le modèle économique du stockage est, donc, plus facile à établir dans ces situations de contrainte et le projet MILLENER étudiera différents scénarios techniques et économiques en comparant la solution Smart grids à des approches plus traditionnelles. Les simulations lors des premières expérimentations en Guadeloupe entre 2008 et 2010 ont démontré un retour sur investissement de moins de 6 ans, dans le cas d’une utilisation des systèmes PV & stockage à grande échelle.

Il apparaît cependant que la rentabilité du stockage est plus difficile à établir sur des réseaux plus stables et interconnectés sur le continent. En règle générale, la seule fonction d’arbitrage (stocker en période creuse, déstocker et vendre en période de pointe) ne justifie l’investissement que dans certains cas. À l’heure actuelle, la différence de coût entre période creuse et pointe est faible et souvent atténuée voire neutralisée par des tarifs réglementés.

Cependant, de nombreux cas existent sur le continent où le stockage se justifie dès à présent, notamment dans des situations de contrainte réseau et/ou de production. À moyen terme, dans un contexte de libéralisation des marchés, de hausse du prix des énergies fossiles et de baisse des coûts des EnR, trois tendances majeures se dessinent :

  • une unité de stockage va remplir plusieurs fonctions à la fois pour agréger de multiples valeurs ajoutées. Typiquement, un même système va déplacer des blocs d’énergie dans le temps tout en assurant des services système ;
  • la capacité d’accueil en EnR des réseaux sera en effet de plus en plus limitée et tout modèle économique devra tenir compte du coût des solutions alternatives disponibles. Ainsi, le stockage constituera pour les opérateurs une des solutions disponibles parmi d’autres pour optimiser l’exploitation de leurs installations ;
  • avec une croissance des volumes de production et la mise en place d’un outil industriel performant, le coût du stockage va fortement diminuer d’ici la fin de la décennie.

De toute évidence, de multiples modèles économiques vont émerger et faire du stockage un élément incontournable dans le paysage énergétique de demain.


Michael Lippert
1er décembre 2011

Michael Lippert est en charge du Marketing et du Business Development pour l’unité « Systèmes de Stockage d’Energie » au sein de la Division des Batteries Industrielles de Saft. Diplômé d’une École de Commerce Européenne, il a travaillé ces 20 dernières années chez Saft, où il a occupé différents postes marketing et commerciaux à l’international pour les marchés Ferroviaire, Traction, Telecom et Stationnaire. Après avoir dirigé le service Marketing de la Division des Batteries Industrielles pendant 10 ans, Michael Lippert se consacre depuis 2010 entièrement au marketing stratégique et opérationnel pour les secteurs Énergies renouvelables et Réseaux électriques intelligents.



Saft est un leader mondial de la conception et de la production de batteries de haute technologie pour l’industrie. Le Groupe est le premier fabricant mondial de batteries à base de nickel et de lithium primaire pour les infrastructures et processus industriels, le transport et l’électronique civile et militaire. Ses technologies Li-ion sont en cours de déploiement dans les marchés du stockage d’énergie, des transports et des télécommunications. Saft emploie 4000 personnes dans le monde dont 1700 en France.