Le réseau de distribution électrique français vit une révolution, dont l’un des enjeux est la gestion de la flexibilité de la consommation. Pour le bâtiment, cela se traduit par la capacité d’effacer partiellement la consommation électrique en cas de demande du gestionnaire du réseau.
La décentralisation et l’intermittence de la production électrique d’origine renouvelable bouleversent l’organisation traditionnelle du réseau de distribution électrique français, conçu pour une production centralisée et stable. La part de l’énergie renouvelable dans la consommation finale brute d’énergie française, qui était de 14,2 % en 2013, doit passer à 23 % en 2020. Cela a lieu dans un contexte où le réseau électrique peut connaître des défaillances, voire des pannes brutales, lors de pointes de consommation liées à des aléas climatiques ou à des incidents techniques.
Visés prioritairement par les délestages, les industriels sont les premiers sollicités pour construire une offre plus souple, avec un effacement de leur consommation à la demande. Les opérateurs de l’effacement se trouvent d’ailleurs essentiellement sur le marché industriel : par exemple, Energy Pool (filiale de Schneider), Smart Grid Energy ou RSW. Voltalis, dans le résidentiel, fait figure d’exception. Néanmoins, plusieurs projets-pilotes ont permis de développer et tester un effacement diffus dans le résidentiel (lire l’encadré p. 27). Les briques matérielles et logicielles de l’effacement (compteur communicant, pilotage énergétique, stockage, etc.) existent donc, mais le frein financier demeure (lire l’encadré p. 28). Enfin, la standardisation des échanges d’informations dans le cadre d’un smart grid progresse avec l’OpenADR (Open Automated Demand Response) en Amérique du Nord et le SGAM (Smart Grid Architecture Model) en Europe.
Les gestionnaires de réseau électrique ont deux besoins en matière de flexibilité : le réglage de la fréquence de l’électricité du réseau et un maintien en tension lors des pointes de consommation. Le réglage de la fréquence se joue à la seconde et s’obtient en mobilisant pour deux tiers des réserves rapides et en agissant pour un tiers sur la consommation des industriels. Le maintien de la tension lors des pointes requiert de mobiliser des réserves dites « complémentaires ». Dans le résidentiel, le potentiel d’effacement en France est de l’ordre de 5 000 MW, essentiellement en pilotant le chauffage électrique de huit millions de logements et de deux millions de ballons électriques. L’instauration d’un dialogue entre le bâtiment connecté et le gestionnaire de réseau d’énergie permet d’envisager de piloter l’effacement des équipements les plus consommateurs du bâtiment (radiateurs, ballons d’eau chaude sanitaire, climatisation, etc.). Le gisement de cette flexibilité, c’est-à-dire sa valeur potentielle, est encore plus grand, lorsque le consommateur est également producteur d’électricité, autoconsommateur et équipé d’un stockage local.
L’« effacement diffus », c’est-à-dire cumulant de nombreux effacements de consommation de petite puissance, demande de pouvoir remonter des informations de production et de consommation, de disposer de capacités d’analyse et de prévision et de rendre « intelligent » le réseau de distribution. ERDF met en avant la généralisation du compteur communicant Linky pour rendre le réseau basse tension (BT) intelligent. « Afin de garantir une qualité de fourniture en tout point du réseau, nous nous appuyons sur la diffusion de Linky à grande échelle, assure Guillaume Roupioz, chef de projet smart grids chez ERDF. Avec la flexibilité, l’idée est de chercher des alternatives au renforcement des capacités de production, en rééquilibrant localement la demande et la production, ce qui permet de différer les investissements. » Lors du salon SG Paris 2015, fin mai, l’intéressé a présenté les dernières recherches et expérimentations en la matière. Un historique archivé des perturbations électriques sur un réseau a montré que la flexibilité ne doit pas s’effectuer n’importe quand ni n’importe où. La flexibilité doit être locale, en fonction des besoins locaux. Par ailleurs, le potentiel de lissage n’est pas uniforme et il est nécessaire de prévoir les rebonds après les effacements. Dans certains cas, l’opérateur de réseau demande à pouvoir restreindre, voire bloquer la flexibilité.
Report
L’effacement se caractérise par la puissance effacée et le taux de report, qui mesure le pourcentage d’énergie surconsommée avant ou après l’effacement ramenée à l’énergie effacée. Par exemple, sur un chauffe-eau qui doit fonctionner trois heures pour faire monter la température de l’eau du ballon, il est facile de suspendre le fonctionnement de la résistance pendant une demi-heure. La consommation est simplement décalée, et le report est de 100 %. En revanche, avec le chauffage, le report varie.
Pionnier de l’effacement diffus, Voltalis annonce un report de 60 % en moyenne sur les radiateurs électriques, donnant une baisse globale de consommation annuelle pouvant atteindre 16 %. Sur le projet Modelec, où plusieurs durées d’effacement ont été testées, un premier bilan montre qu’en effaçant pendant un quart d’heure toutes les heures, le report est plus faible (20 à 30 % maximum) que sur une heure complète d’affilée. Par ailleurs, 76,5 % des usagers reconnaissent que leur confort ne s’est pas dégradé et le taux de dérogation, c’est-à-dire le pourcentage d’opérations d’effacement refusées par les usagers, est demeuré inférieur à 1,3 %. Néanmoins, tout le monde s’accorde sur le fait que l’effacement demeure difficile à valoriser auprès de l’usager. Ce dernier souhaite avant tout réduire ses factures, priorité qu’il obtient soit par une optimisation de sa consommation énergétique, soit en profitant des tarifs préférentiels, avec les heures pleines et creuses ou avec tarifs « effacement jour de pointe » (EJP) et Tempo, dits « à pointe mobile ».
La production décentralisée croissante des énergies renouvelables, mais également l’essor des véhicules électriques qui peuvent faire effondrer localement le réseau, a conduit les pouvoirs publics français à lancer une centaine de projets de démonstrateurs de smart grids. « Si l’ensemble des fonctions est couvert, deux domaines restent en friche : le stockage de l’électricité et les véhicules électriques », confiait Thierry Sudret, directeur smart grids chez ERDF, lors d’une soirée organisée le 1er juin par le groupe professionnel « énergie » Arts & Métiers. Sur des projets comme Millener (Corse, Guadeloupe, la Réunion), Nice Grid, ou Venteea (Champagne-Ardenne), le stockage est expérimenté avec des batteries lithium-ion. La question de la flexibilité se pose également pour les véhicules électriques du fait du risque d’une recharge aux mêmes tranches horaires. « Il n’y aura pas de modèle économique pour la flexibilité en France avant dix ou vingt ans, mais il faut être prêt et ce sont les bâtiments tertiaires qui montreront l’exemple avec le smart building », résume Jean-Christophe Clément, chef de projet énergie à la CCI Nice Côte d’Azur.
Une dizaine de projets de smart grids sont en cours sur la Côte d’Azur, dont Nice Méridia (sur la flexibilité dans le résidentiel et le tertiaire) et Smart Campus Nice Sophia Antipolis (sur le smart building). À Nice toujours, Réflexe, débuté en 2011, a permis de tester la flexibilité sur six sites industriels et quatorze sites tertiaires, pour une surface totale de 300 000 m2. Cette expérimentation grandeur nature a montré une capacité de flexibilité entre 1 à 6 MW, mais aussi un fort rebond après l’effacement, que le gestionnaire de réseau doit anticiper.
Interopérabilité
Dans le cadre du projet Millener, l’effacement diffus pour maintenir la qualité de la fréquence du réseau a été expérimenté à grande échelle sur le chauffage électrique et la climatisation de particuliers habitant en Corse, Guadeloupe et à la Réunion. Dans ces territoires, la part d’énergies renouvelables dépasse déjà 30 % de la production. Les candidats sélectionnés devaient être producteurs d’électricité photovoltaïque et environ 200 d’entre eux ont été équipés d’un stockage par batteries lithium-ion fournies par Saft. « Les panneaux solaires sont payés par les usagers, mais la box Schneider Electric de gestion énergétique, le portail de suivi de consommation et le stockage ont été installés gratuitement », précise Christian Dumbs, responsable projet smart grids chez EDF SEI. Toute une chaîne de communications et de commandes a été créée sur mesure avec un pilotage local. La batterie est contrôlée par le système fourni par Schneider Electric, qui, à partir d’un certain niveau de charge, décide si l’autoconsommation ou le réglage de fréquence du réseau électrique est privilégiée. « Il fallait gérer le flux d’énergie dans la maison, en agrégeant les données et en renvoyant des ordres de pilotage. L’interopérabilité des équipements demeure complexe. Le standard de communication est IEC 61850, mais l’intégration gagnerait à être davantage automatisée », précise Yves Jeanjean, innovation program manager chez Schneider Electric. L’expérimentation a également mis en évidence un recrutement complexe et coûteux : il fallait que les usagers possèdent les équipements répondant au cahier des charges, compatibles avec les besoins d’effacement et pouvant être pilotés.
