• Print
  • Decrease text size
  • Reset text size
  • Larger text size
01/02/2019

Microgrids en France : des barrières à lever pour plus d’attractivité [Cycle Smart Cities - 3/3]

L’essor des technologies de stockage ainsi que le développement de l’autoconsommation bouleversent le modèle actuel du système électrique. Ces évolutions encouragent les énergéticiens à définir un nouveau paradigme pour les réseaux électriques de plus en plus décentralisés. L’émergence des microgrids permet de valoriser ces avancées et de répondre aux challenges énergétiques de demain ; une énergie plus verte et des territoires à énergie positive.

Isolés ou connectés au réseau, les microgrids existent depuis des années pour des questions de sécurité d’approvisionnement d’électricité en zone sensible (hôpitaux, prisons, zones militaires) ou alimenter des zones non ou mal interconnectées au réseau principal (milieux insulaires, montagne etc.). Néanmoins, le concept de microgrid urbain ne parvient pas à dépasser le stade expérimental. Quels sont les freins à l’émergence des microgrids en milieu urbain ? Quels sont les leviers de développement de cette technologie ?  

Microgrids : produire et consommer local

Un microgrid, ou littéralement un micro-réseau, est un système comprenant des sources de productions énergétiques, renouvelables ou conventionnelles, une capacité de stockage ainsi que des charges interconnectées. Il est en effet très difficile de définir un microgrid par ses spécificités techniques, le cas d’usage déterminant mieux la structure ainsi que l’architecture d’un microgrid. On peut néanmoins distinguer deux types de microgrids :

  • Un micro-réseau local autonome sans connexion nécessaire avec un réseau électrique principal : îles, zones isolées, pays émergents ne disposant pas déjà d’un réseau électrique ;
  • Un micro-réseau « îlotable » capable de se connecter ou se déconnecter du réseau principal. C’est le cas des microgrids urbains qui sont souvent une extension du réseau public de distribution. La capacité d’îlotage, qui peut être définie par la durée pendant laquelle le microgrid peut fonctionner en totale autonomie, diffère d’un microgrid à l’autre selon le besoin et les ressources utilisées. Le pilotage de ce type de microgrid s’avère plus complexe comparé à celui d’un micro-réseau isolé.

Qu’il soit connecté au réseau principal ou utilisé en mode îloté, un microgrid est généralement piloté par un système intelligent de supervision. L’intégration massive des énergies intermittentes ainsi que la présence d’éléments de stockage impliquent un pilotage renforcé du micro-réseau. Ce système se doit en effet d’optimiser la production des sources renouvelables et piloter l’intervention des batteries afin d’assurer un équilibrage permanent entre injection et soutirage d’énergie.

La France, en retard dans le développement des microgrids ...

En France, plusieurs villes participent à l’initiative des Territoires à énergie positive pour la croissance verte dont l’un des axes majeurs est de produire de l’énergie renouvelable et locale. Grenoble, l’un des lauréats de cette démarche, a déjà lancé plusieurs projets de bâtiments ou de quartiers énergétiquement autonomes. Bien que les réseaux locaux puissent répondre pleinement à ces défis, la France n’arrive cependant pas à accélérer le développement des microgrids, capable de profiter au secteur de l’énergie.

Avec 2 GW de capacités installées en microgrids depuis 2016, les Etats-Unis sont devenus leaders sur le marché mondial.[i] Toutefois, la logique de développement des réseaux décentralisés est différente de celle de la France qui ne se dote que de quelques démonstrateurs d’une dizaine de MW chacun. Pour les Etats-Unis, l’enjeu est d’améliorer les performances d’un réseau électrique de moins bonne qualité que le réseau français. Cette différence de développement de marché s’explique aussi par une situation climatique extrême dans certains Etats américains. Ces régions ont intérêt à profiter pleinement des atouts des microgrids, capables de fonctionner indépendamment du réseau public, afin d’assurer un approvisionnement continu en électricité en cas de dysfonctionnement du réseau principal.

Le développement des microgrids dépend aussi des opportunités de lancement des nouveaux réseaux locaux. En effet, les projets de microgrids concernent souvent des grands projets de rénovation ou de création de nouveaux quartiers commerciaux ou résidentiels. La croissance du marché européen de construction, prévue à 3% dans l’UE en 2019[ii], devrait favoriser le développement des projets des micro-réseaux dans les années à venir.

L’avenir des microgrids est enfin directement lié à la compétitivité du marché de stockage. Une baisse du coût du stockage accélèrera le développement des solutions microgrids. Entre temps, des nouveaux acteurs voient le jour comme Store&Forecast[iii] du Groupe EDF, dont l’activité principale est de fournir des moyens de pilotage des réseaux locaux, preuve de l’attractivité du marché.

Des contraintes techniques à dépasser pour un développement à grande échelle 

Les microgrids urbains doivent fonctionner à la fois en mode îloté et en mode connecté au réseau principal. Combiner les deux modes de fonctionnement soulève des problèmes techniques lors des périodes de déconnexion et reconnexion. En effet, les sources de production ainsi que les charges connectées changent d’un microgrid à un autre en fonction de l’usage final. Par exemple, les générateurs synchrones sont similaires aux sources traditionnelles alimentant les réseaux publics ce qui facilite les interactions d’îlotage par rapport aux sources renouvelables.

Afin de maintenir l’équilibre entre la production et la consommation, l’opération d’îlotage[iv] doit être soigneusement contrôlée. Le micro-réseau doit être capable de détecter n’importe quel défaut sur le réseau principal et de s’îloter rapidement afin de ne pas être impacté. Lors de la déconnexion, l’énergie importée du réseau public doit être entièrement remplacée par les sources de production des microgrids ainsi que les systèmes de stockage. Pour la reconnexion, une régulation de tension et de fréquence est nécessaire pour ne pas impacter le réseau principal. Tous ces défis techniques peuvent être dépassés grâce aux technologies de pilotage et de supervision existantes sur le marché mais qui demeurent couteuses. 

Plusieurs expérimentations[v] sont menées pour étudier la fiabilité technico-économique de ces solutions de contrôle et de communication dans un projet microgrid, mais elles n’ont pas fait encore l’objet d’une industrialisation à grande échelle en raison du coût élevé de ces solutions de supervision.

La nécessité d’intégrer l’îlotage dans la gestion d’un microgrid est donc à étudier au cas par cas. En effet, les réseaux électriques en Europe sont, pour les mix énergétiques actuels, suffisamment dimensionnés pour répondre aux exigences de fiabilité d’approvisionnement en électricité.
Néanmoins, le développement des EnR, encouragé par la loi pour la Transition Energétique et les  différents scénarios de la PPE de 2018, impactera le dimensionnement du système électrique. Ces évolutions nécessiteront ainsi la démocratisation des solutions de supervision et de commande, permettant alors de profiter également au développement massif des microgrids et de réduire les éventuels surcoûts.

Une réglementation insuffisante 

Les microgrids, comme toute technologie de rupture, se développent plus rapidement que le cadre réglementaire qui les dirige. L’organisation libéralisée du marché d’électricité pose plusieurs challenges à surmonter. La règlementation actuelle, visant à dissocier les activités de production, transport, distribution et commercialisation, peut ne pas être cohérente avec certains modèles économiques des microgrids. Dissocier les activités dans la gestion du microgrid peut alors représenter des contraintes administratives et financières qui peuvent menacer la viabilité d’un tel projet.

Outre ce problème organisationnel, les tarifs d’accès au réseau public appliqués au microgrid ne reflètent pas le vrai coût des services fournis par le réseau principal. En France, la part variable du TURPE, représentant entre 65% et 85% du tarif total, est basée sur l’énergie soutirée et non pas la puissance souscrite. Pour un auto-consommateur dont l’énergie soutirée est proche du 0, le TURPE peut être divisé par 4. Cette baisse pénalise les opérateurs des réseaux électriques qui doivent continuer à fournir le même niveau de service à tous les utilisateurs. Avec sa structure actuelle, le TURPE peut permettre d’encourager les initiatives du développement des microgrids. Mais, à moyen terme, la question d’augmenter la part fixe du TURPE pourrait être ouverte afin de soutenir le développement des réseaux publics qui doivent être capables de sécuriser le fonctionnement des microgrids en développement.[vi]

Quant à l’îlotage, aucune réglementation ne le régit aujourd’hui. Les opérations de connexion et de déconnexion au réseau principal doivent cependant s’inscrire dans une procédure réglementaire claire afin de sécuriser les interactions entre le microgrid et le réseau public. En effet, après une opération de déconnexion, le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) peut refuser, pour des raisons économiques ou techniques, la reconnexion d’un microgrid à son infrastructure. Le GRD pourrait aussi exiger l’îlotage afin d’assurer l’équilibre de son réseau. La définition des responsabilités et des rôles de chacun des acteurs permettrait de réduire les risques liés aux projets et de définir un cadre incitatif au développement des projets microgrids.

Le développement des microgrids permet d’accélérer la transition énergétique par le développement local, démarche de plus en plus répandue en France grâce au projet « Territoires à énergie positive pour la croissance verte » (TEPCV) lancé en 2014. Cependant, des initiatives doivent être prises pour un déploiement à grande échelle qui est loin d’être faisable aujourd’hui.

Sia Partners

Retrouvez les précédents articles du Cycle Smart Cities : 
 
 
 
 

[ii] European Builders Confederation : http://www.ebc-construction.eu/index.php?id=3&L=1

[iii] EDF Store & Forecast apporte plus d’intelligence aux microgrids des Iles de Sein et de Ouessant : https://www.edf-sf.com/edf-store-forecast-apporte-plus-dintelligence-aux-microgrids-des-iles-de-sein-et-de-ouessant/

[iv] Esprit, Ilotage des installations photovoltaïques raccordées au réseau électrique : réglementation, méthodes de détection et retours de terrain.

 

[vi] L’autoproduction à différentes échelles du territoire
http://www.smartgrids-cre.fr/index.php?p=microgrids-autoproduction

 

0 commentaire
Publier un commentaire

Plain text

  • Aucune balise HTML autorisée.
  • Les adresses de pages web et de courriels sont transformées en liens automatiquement.
  • Les lignes et les paragraphes vont à la ligne automatiquement.
Image CAPTCHA
Saisissez les caractères affichés dans l'image.
Back to Top