L’Ademe revient sur 10 ans de soutien à des projets de systèmes électriques intelligents

Depuis 2010, l’Ademe joue un rôle clé dans l’accompagnement à la structuration de la filière des systèmes électriques intelligents. Depuis 2010, l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie a soutenu 64 projets de recherche, développement et innovation sur le sujet. Elle vient de rendre un rapport sur les résultats publics issus des 45 projets clôturés à date, et en tire des conclusions.

avril 10, 2020 Joël Spaes

Photo : Pixabay

L’Ademe participe au financement de projets «smart grids» principalement dans le cadre du Programme d’investissements d’avenir (PIA) piloté par le Secrétariat général pour l’investissement (SGPI) et aussi par l’intermédiaire de ses Appels à projets recherche (APR). Le rapport s’articule autour de trois questions : Quelle évolution des infrastructures pour une meilleure intégration des énergies renouvelables (ENR) ? Comment adapter les modes de consommation ? Vers de nouvelles dynamiques territoriales (notamment autoconsommation) ?

En matière d’ENR, l’Ademe a recensé trois enjeux principaux : la production, le réseau et le stockage.

Dans ses conclusions sur le sujet, l’Ademe souligne qu’en termes de raccordement des ENR, un fort taux de pénétration sera favorisé par des Offres de raccordement intelligentes (ORI) qui peuvent permettre à des producteurs, dans certains cas, de se raccorder à moindre coût, avec en moyenne un gain de 90 000 €/MW, et plus rapidement (délai réduit de 7 à 10 mois).

En outre, des modèles avancés innovants peuvent améliorer les prévisions de production ENR (par exemple une prévision « territorialisée » qui intègre des mesures issues de capteurs au sol proches de la centrale photovoltaïque dont la prévision de production doit être réalisée). De plus, les « services système en fréquence (réglage primaire inclus) pourront a priori être fournis par des moyens non conventionnels ». Enfin, les projets ont permis de démontrer que le concept de « centrale virtuelle » répond aux besoins des exploitants de moyens de production ENR, tant pour le pilotage à distance que pour valoriser leurs flexibilités en les agrégeant, ou encore pour améliorer la prévision de production agrégée.

Côté réseau, « les projets ont permis de montrer que l’observabilité et le pilotage du système électrique peuvent être renforcés au moyen de technologies innovantes et de contrôle-commande numérique déployables ». De plus, « la numérisation des infrastructures permet aux gestionnaires de réseau, grâce au déploiement de nouvelles fonctions (maintenance prédictive, supervision, …) d’améliorer leur performance opérationnelle » à la fois par une réduction des temps de coupures, fraudes et coûts d’exploitation et par une utilisation maximale des capacités physiques des réseaux.

Enfin, sur le sujet du stockage, l’Ademe constate que « les projets ont permis de montrer que le coût du stockage, les caractéristiques actuelles du système électrique et de la régulation rendent le contexte plutôt défavorable au développement du stockage distribué sur le territoire métropolitain. Cependant, celui-ci peut offrir des services précieux au système. » L’Agence souligne, comme dans son rapport de 2016 sur les smart grids, la nécessité d’améliorer le « droit » en la matière. Par ailleurs, elle estime que « le modèle économique du stockage par volant d’inertie, qui s’appuie en grande partie sur le service de contrôle de fréquence, est aujourd’hui fortement concurrencé par celui des batteries électrochimiques, en France métropolitaine et surtout dans les zones non interconnectées. » Enfin, « les projets ont permis de montrer que le stockage distribué peut trouver un intérêt à court terme sur sites isolés et en zones non interconnectées ».

Des défis encore à relever

Reste de nombreux défis que le retour d’expérience des projets permet de lister. Il s’agit ainsi d’abord de « concrétiser les évolutions réglementaires nécessaires pour proposer des ORI aux producteurs ENR se raccordant en HTA (Haute tension, sur le réseau du gestionnaire de transport). » Ensuite, il est nécessaire de « définir la réglementation permettant d’avoir recours à l’écrêtement de production pour régler des problèmes de congestion du réseau ». Il faut en outre « définir un statut d’opérateur de stockage » et « soutenir la réduction du coût des systèmes de stockage, coût encore trop élevé, même s’il diminue d’année en année », tout en soutenant « l’adaptation des règles et mécanismes de marché pour rémunérer le stockage à la valeur des services rendus. » Enfin, le besoin d’anticipation de la localisation des installations d’énergies renouvelables à l’échéance d’une dizaine d’années est indispensable, indique l’Agence.

Autoconsommation

L’autoconsommation apparaît à la fois dans les projets de maîtrise de la demande et de nouvelles dynamiques territoriales.

En termes de MDE, « l’un des projets a permis d’expérimenter des solutions permettant la maximisation de l’autoconsommation à partir d’électricité d’origine photovoltaïque installée sur site et ce grâce à des démarches de MDE et de pilotage de la demande. »

Mais c’est en matière de territoires, l’Agence signale que plusieurs projets accompagnés encore en cours ou récemment clôturés, illustrent quatre nouveaux modèles émergents pour des territoires en mutation, dont notamment « l’autoconsommation collective ». Reste, constate l’Ademe, que « des problématiques non technologiques restent à aborder pour favoriser le développement de ces projets, notamment la simplification de la mise en place de la personne morale organisatrice pour les opérations d’autoconsommation collective, l’articulation des interactions avec le réseau de distribution, et l’évolution de la tarification. »

Ce contenu est protégé par un copyright et vous ne pouvez pas le réutiliser sans permission. Si vous souhaitez collaborer avec nous et réutiliser notre contenu, merci de contacter notre équipe éditoriale à l’adresse suivante: editors@pv-magazine.com.