Evaluation économique des Smart Grids sur les réseaux de

Libre Interne Restreinte Confidentielle Très confidentielle

Evaluation économique des Smart Grids sur le réseau public de distribution Journées stockage d’électricité et P2G de l’ATEE

22/11/2017

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Sommaire

Un travail qui vise à donner des orientations à l’ensemble de la

filière Smart grids 1

Zoom sur l’utilisation de flexibilité pour traiter des contraintes

de soutirage 4

Evaluation économique Smart grids sur le RPD - 22/11/17

Des fonctions Smart grids économiquement prometteuses et au

service de la transition énergétique 3

Une démarche qui facilite l’exploitation des résultats sur le

territoire français 2

Conclusion et perspectives 5

3

Le travail de valorisation économique vise à donner des orientations à l’ensemble de la filière Smart grids


Un travail mené avec l’ensemble des parties prenantes et en coordination avec RTE, l’ADEME et l’ADEeF

Des travaux qui s’inscrivent dans la stratégie industrielle Smart grids d’Enedis

Double demande ministérielle

Stratégie industrielle Enedis

Eclairer le débat public et la filière

Une analyse économique des potentiels des différentes fonctions avancées

Une vision sur les différents modes de déploiement envisagés

Une synthèse et un rapport disponibles sur le site Enedis http://www.enedis.fr/developper-les-smart-grids#onglet-valorisation-economique

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Une analyse qui se concentre sur les fonctions Smart grids les plus pertinentes


Projets R&D

Démonstrateurs

SG

Déploiement

Expérimentations

terrain

Industrialisation

Niveau de maturité des fonctions étudiées

Représentatives des Smart Grids dans une vision système

6 fonctions avancées étudiées

Fonctions de gestion prévisionnelle

Auto-cicatrisation des incidents

Réglage centralisé dynamique de la tension

Régulation locale dynamique de la puissance réactive par les producteurs HTA

Flexibilités en contrainte d’injection : Ecrêtement de production HTA

Flexibilités pour résoudre des contraintes de soutirage

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La méthodologie utilisée garantit la pertinence et l’exploitabilité des résultats


Une recherche de l’optimum coût-qualité pour la collectivité

Un savoir faire historique en termes de planification et de gestion du réseau

Le cadre d’étude est commun avec les ACB réalisés dans les démonstrateurs (hypothèses nouveau MIX 2014, valorisation à horizon 2030, optimum pour la collectivité)

Les calculs sont réalisés à partir de l’outil de planification des développements du réseau utilisé à tous les niveaux d’Enedis

Stratégie de minimisation des coûts Outil industriel de planification du réseau (ERABLE)

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Une analyse qui prend en compte les deux logiques de déploiement des fonctions Smart grids


Déploiement national

Déploiement local

Fonctions permettant de faire évoluer « l’infrastructure de base » pour être en capacité d’accueillir les nouvelles fonctions

Services d’information et automatismes pouvant être intégrés dans un processus d’industrialisation généralisé

Fonctions permettant de répondre aux contraintes locales et accompagner la transition énergétique

7

Les 6 fonctions Smart grids étudiées présentent un gain positif pour la collectivité


8

Des fonctions Smart Grids au service des transitions énergétiques locales Concrètement et dès 2018


Amélioration de l’insertion des EnR grâce à une plus grande utilisation du réseau existant

Gestion

prévisionnelle


• Entre 80 et 200 GWh/an d’énergies renouvelables produites en plus

par des installations déjà existantes, à iso-coût

Réglage local du réactif des producteurs HTA

Ecrêtement de

production HTA Déploiement

local

• Des économies entre 90 et 100 k€ / MW raccordé en départ existant

grâce à la régulation du réactif des producteurs et l’écrêtement de

production.

• 720 MW de production HTA raccordée en plus dans le réseau existant

d’ici 2030 avec l’écrêtement de production HTA

Améliorer la qualité de l’électricité, notamment en réalimentant plus rapidement les clients lors d’incidents

Autocicatrisation

des incidents


• Réalimentation des clients jusqu’à 25 minutes plus tôt qu’avant, en

cas d’incident sur un poste source

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Zoom Flexibilités pour des contraintes de soutirage(1/2)


Définition • Problématiques liées à la charge au niveau des postes sources et des réseaux HTA. • Les flexibilités peuvent dans certaines situations permettre d’atteindre un meilleur optimum coût-qualité en intervenant en

complément et/ou en alternative aux solutions usuelles

Conduite / Exploitation

Planification

1 Schéma normal

(épisode climatique

extrême)

2 Schéma secours

suite à un incident

3 Schéma secours

suite à des travaux

• La planification des réseaux est réalisée de manière à optimiser le dimensionnement au vu des capacité de la conduite. La maitrise de l’utilisation de flexibilité en temps réel permettra d’anticiper leur usage au stade de la planification.

• La prise en compte de leur impact sur la non-qualité lors des études de renforcement peut permettre de décaler la date optimale de renforcement d’une ou plusieurs années.

• Prévision d’utilisation possible à J-4. Mobilisation effective à J-1/J

• Activation : quelques heures. Occurrence très faible

• Incident court : peu/pas de préavis et quelques minutes pour répondre • Incident long : l’arrivée de moyens spécifiques peut prendre plusieurs heures • Activation : quelques heures. Situation dimensionnant les réseaux

• Préavis : a minima 10 jours, jusqu’à plusieurs mois. Possibilité de créer un programme prévisionnel

• Activation : durée des travaux ou durée des périodes de forte consommation pendant les travaux

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Zoom Flexibilités pour des contraintes de soutirage(2/2)


• Les outils de prévision, de planification et de conduite du GRD sont nécessaires à l’utilisation des flexibilités. • Les études ne préjugent ni de la nature ni de la source de la flexibilité. toute solution dont le coût de mise en œuvre pour la

collectivité est inférieur à la valeur maximale affichée peut être pertinente • Une contrainte de soutirage peut aussi bien être traitée par une flexibilité à la baisse en consommation qu’à la hausse en

injection

Mise en œuvre

Evaluation des gains

Conduite / Exploitation

Planification

• A chaque cas d’investissement correspondent : un surplus collectif permis par la flexibilité, une puissance envisagée et une durée d’utilité en moyenne par an. Pour chacun de ces cas, une grande diversité de valeurs a été observée.

o Entre 0 et 24 €/kW/an ou Entre 0 et 11 600€/MWh o Entre 0 et 16 MW

1

Schéma normal

(épisode climatique

extrême)

2 Schéma secours

suite à un incident


3 Schéma secours

suite à des travaux

• Valeur maximale pour la collectivité de 2 500€/MWh. Est à comparer avec les solutions alternatives

• Les durées potentielles d’appel dépendent des cas et sont de l’ordre de plusieurs heures à plusieurs jours

• Valeur maximale pour la collectivité dans le cas d’incidents courants de 9 200€/MWh. Est à comparer avec les solutions alternatives

• Les fréquences d’appel seront entre 0 et quelques appels par an par poste source

o Entre 0 et 186 minutes

o Entre 0 et quelques appels / an par poste source

11 Evaluation économique Smart grids sur le RPD - 22/11/17

Conclusions et prochaines étapes

Une étape clé dans l’industrialisation de premières solutions Smart Grids Des éléments de valorisation économique des fonctions Smart Grids qui permettent d’orienter les choix de déploiement Des gains pour accélérer la transition énergétique

Cette étude doit se poursuivre par un travail concret et conséquent pour

Assurer l’industrialisation des fonctions Smart grids et réussir les premiers déploiements à grande échelle (REI6) Mettre en œuvre opérationnellement des flexibilités

• Réaliser des expérimentations concrètes d’utilisation des flexibilités, notamment dans le cadre de l’article 199

• Préparer le cadre contractuel et juridique : market design, outils, contrats, processus, …

Parallèlement, les développements de solutions Smart Grids se poursuivent, à des mailles territoriales plus petites, relevant notamment du domaine électrique de la basse tension.

R&D Démonstration et expérimentation Industrialisation et déploiement

Fonctions Smart grids analysées

Flexibilité en contrainte de soutirage

Fonctions Smart grids : gestion prévisionnelle, auto-

cicatrisation, réglage centralisé dynamique de la tension, Régulation locale dynamique de la puissance réactive chez les

producteurs HTA, écrêtement de production HTA

Annexes

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Zoom Fonction de Gestion Prévisionnelle (GP)


Définition Mise en œuvre

Détection des contraintes Identification des leviers et échanges

avec les producteurs

Contraintes évitées, minimisation des pertes, augmentation de la sécurité d’alimentation et maximisation de l’évacuation des productions EnR

Optimisation de la planification des travaux

• Mise en place des outils de conduite (15M€) et maintenance des outils

• Pas de déploiement de matériels sur le réseau


1. Estimation de l’énergie non injectée (ENI) en MWh liée aux indisponibilités pour

maintenance des réseaux

2. Évaluation de l’impact sur ENI de l’optimisation des travaux avec la GP

Réduction de 10% l’énergie non injectée, sans impact sur la durée des travaux et sur la qualité de la maintenance

Economies annuelles pour la collectivité évolueront entre 3 et 19 M€/an d’ici 2030, du fait de la croissance des énergies renouvelables, ce qui correspond à un gain net (économies – coûts) pour la collectivité cumulé estimé entre 62 et 70 M€

Cette fonction est essentielle pour la mise en œuvre d’autres fonctions avancées (réglage centralisé de la tension, flexibilités).

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Zoom Fonction d’écrêtement de production HTA


Définition Mise en œuvre

Permet d’éviter des travaux et de limiter les coûts d’insertion de la production : en raccordant un producteur HTA à moindre coût et/ou plus rapidement en évitant les contraintes sur le départ HTA liées à l’insertion de production BT

Les installations concernées sont celles de taille moyenne (1~8 MW, i.e. 30 % PV et 8 % éolien).

• Mise en place d’équipements de mesures de précision sur le départ pour le suivi de l’écrêtement (CAPEX:12k€)

• Coût lié à l’énergie se substituant à la production écrêtée


1. Déterminer le % de départs en contrainte en 2030 avec producteur HTA

2. Analyser l’impact de la fonction sur le %

L’écrêtement de production diminue les coûts d’insertion de la production pour un nombre de producteurs significatif : environ 200 installations à l’horizon 2030

Pour les installations concernées, les gains pour la collectivité de cette fonction s’élèvent à 90 k€/MW

Un gain net de 65 M€ au niveau national = raccordement de 720 MW de production additionnelle en départ existant

• Consiste à limiter le niveau d’injection de productions HTA et ainsi les contraintes de tension ou d’intensité liées à l’insertion de productions HTA et BT

3. Évaluer les impacts en volume d’ENI et en déduire le gain sur les coûts d’insertion

Documents

Evaluation économique des Smart Grids sur les réseaux de