evaluation économique des smart grids sur les réseaux de
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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
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Le travail de valorisation économique vise à donner des orientations à l’ensemble de la filière Smart grids
Evaluation économique Smart grids sur le RPD - 22/11/17
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
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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
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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
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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
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Les 6 fonctions Smart grids étudiées présentent un gain positif pour la collectivité
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Des fonctions Smart Grids au service des transitions énergétiques locales Concrètement et dès 2018
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Amélioration de l’insertion des EnR grâce à une plus grande utilisation du réseau existant
Gestion
prévisionnelle
Déploiement national
• 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
Déploiement national
• 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)
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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)
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• 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
Evaluation des gains
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)
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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
Evaluation des gains
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
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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
Evaluation des gains
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