feuille de route srd

Transcription

FEUILLE DE ROUTE SRD
01/11/2014
Délibération de la Commission de Régulation de l’Energie
Réponse de SRD à la Délibération de la Commission de Régulation de l’Energie du 12 juin
2014 portant recommandations sur le développement des réseaux électriques intelligents
en basse tension
Suite à la consultation publique sur le développement des réseaux intelligents (4/11/13 au 8/12/13),
la CRE publie des recommandations d’évolution des cadres juridique, technique et économique pour
le développement des réseaux électriques intelligents en basse tension.
La CRE demande au gestionnaire du réseau de transport (RTE) et aux gestionnaires de réseaux de
distribution d’électricité desservant plus de 100 000 clients de présenter une feuille de route de
er
mise en œuvre des recommandations qui les concernent pour le 1 novembre 2014. Cette feuille de
route comprendra un calendrier incluant les études techniques et économiques à mener pour
évaluer les coûts et les bénéfices de ces évolutions pour la collectivité, les jalons de mise en œuvre et
les points d’avancement avec la CRE envisagés.
1. SRD et son Autorité Organisatrice de la Distribution d’Electricité
1.1.
Gouvernance et organisation
SRD est le gestionnaire des réseaux de distribution d’électricité du Syndicat Energies Vienne
regroupant 269 communes rurales du département.
L’existence d’un distributeur non nationalisé dans la Vienne remonte à la création en 1925 de la
Régie d'électricité de la Vienne par le Syndicat intercommunal d’électricité et d’équipement du
département de la Vienne, lui-même créé en 1923.
SRD est une SEML détenue à 66% par le syndicat Energies Vienne, à la fois actionnaire majoritaire et
Autorité Organisatrice de la Distribution d’Electricité du territoire de desserte de SRD.
En conséquence, une collaboration étroite entre le syndicat et SRD rythme le quotidien des deux
entités, qui travaillent main dans la main pour maintenir un niveau de qualité et de prestation à son
plus haut niveau, tout en œuvrant pour le développement de leur territoire rural, avec cependant
des ressources limitées.
1.2.
SRD et les ENR
La zone de desserte du réseau de distribution géré par SRD, particulièrement rurale, est
extrêmement propice au développement des énergies renouvelables par les espaces qu’elle offre,
autant que par la politique régionale d’aide au développement photovoltaïque de ces dernières
années.
SRD a été le témoin et l’acteur de l’apparition des premiers parcs éoliens et photovoltaïques en 2009
puis de l’accélération du rythme de d’installation de ces nouvelles productions diffuses. Ainsi, en
septembre 2014, on dénombre sur le réseau de distribution près de 3000 installations
photovoltaïques pour une puissance cumulée de 65MW, et plusieurs parcs éoliens d’une dizaine de
MW, soit une part ENR de près de 20% de la puissance en pointe sur le même territoire.
Evolution de la productions PV
raccordées au réseau SRD
Puissance ENR raccordée au réseau SRD
2014 (MW)
Les études de faisabilité et demandes de raccordement récentes, de plus en plus nombreuses
notamment pour les parcs éoliens, laissent entrevoir l’ampleur du portefeuille de projets dans le
département de la Vienne. La saturation des ouvrages électriques, tant sur le réseau de distribution
que le réseau de transport, tout comme les problématiques d’exploitation soulevées par l’arrivée
massive de la production décentralisée, a poussé SRD à réfléchir à la mise en œuvre de solutions de
Feuille de route SRD – Recommandations Smartgrids de la CRE
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gestion de ces ENR depuis quelques années maintenant. SRD est donc particulièrement attentif à
l’émergence des réseaux intelligents, et contribue, à son niveau, à l’avancée collective dans le
domaine.
2. Réponses aux recommandations de la CRE
Dans sa délibération du 12 juin 2014 portant recommandations sur le développement des réseaux
électriques intelligents en basse tension, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de
distribution d’électricité desservant plus de 100 000 clients de présenter, pour le 1er novembre 2014,
une feuille de route de mise en œuvre des recommandations n° 3, 7, 12, 13, 15, 17, 19, 20, 21, 24,
25, 26, 28, 30, 34 et 39.
2.1.
Remarques préliminaires
SRD a suivi avec attention les démarches entamées par la CRE sur la mise en œuvre des réseaux
intelligents. Attentif à ces évolutions et proactif dans le domaine, SRD a lancé des actions de
développements et d’expérimentations smartgrids dans certains des domaines abordés par la
consultation.
En préambule, SRD souhaite exprimer plusieurs remarques sur la nature de la consultation ainsi que
sur la forme et le fond des éléments de réponse présentés.
2.1.1. Les thèmes retenus
Les thèmes retenus par la CRE sont variés et reflètent le large panel des domaines regroupés sous le
terme générique de « réseau intelligent ». Etant donné sa taille, et donc ses ressources, SRD a choisi
d’orienter ses travaux de recherche et d’expérimentation « smartgrids » sur les thématiques les plus
proches de la réalité du terrain, c'est-à-dire essentiellement les thématiques liées à la gestion des
ENR au sens large.
En effet, la double contrainte spatiale et temporelle générée par les productions ENR intermittentes,
installées à l’écart des zones de consommation, a d’emblée posé les questions essentielles du
dimensionnement des infrastructures, de l’optimisation des transits d’énergie, de la gestion des
« engorgements » locaux, et du maintien de la qualité de distribution notamment en terme de plan
de tension.
Néanmoins, SRD reste attentif à l’ensemble des thématiques abordées, et accompagne porteurs de
projets et collectivités dans les démarches de transition énergétique en région (avec le déploiement
prévu de bornes de recharges de véhicules électriques par exemple).
2.1.2. La cible « Basse Tension »
Comme évoqué lors de l’entretien dans les locaux de la CRE du 9 septembre 2014, SRD est surpris par
le choix du domaine de tension effectué par la CRE qui émet ses « recommandations sur le
développement des réseaux électriques intelligents en basse tension ».
En effet, si certains domaines sont quasi-exclusivement liés aux infrastructures électriques basse
tension, certaines thématiques, notamment celles en lien avec l’intégration des ENR, concernent,
nous semble-t-il, autant la moyenne tension que basse tension ; les solutions innovantes étant par
ailleurs plus « simples » à mettre en œuvre sur les installations de taille importante raccordées en
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HTA. Conformément à l’échange du 9 septembre 2014, SRD ne limitera pas sa feuille de route à la
basse tension, les premières actions étant essentiellement orientées vers la HTA, étape préliminaire
incontournable. Lorsque cela semble pertinent, SRD présente donc une déclinaison par niveau de
tension des actions à engager dans le cadre de cette feuille de route.
2.1.3. La forme et le fond de la réponse SRD
Comme évoqué au 2.1.1, SRD se concentre en priorité sur les problématiques les plus matures,
compte tenu de la réalité de son territoire de desserte.
Cette feuille de route proposée par SRD reflète cette notion de priorisation,
« prospectifs » étant traités dans un second temps.
les sujets plus
Par ailleurs, sur des thématiques de normalisation, de standardisation ou de qualification, le poids du
gestionnaire de réseau de distribution national ERDF étant tel, SRD émet ses plus gros doutes quant à
la pertinence pour les Entreprises Locales de Distribution (ELD) d’entamer des travaux dans ce
domaine. En effet, étant donné le poids relatif des ELD en France, il semble difficile voire impossible,
de ne pas adopter les standards proposés par ERDF, tant qu’ils ne sont pas contraires aux intérêts
propres du territoire desservi par SRD.
2.2.
Actions et calendrier proposé
2.2.1.
Développement de nouveaux services (données) .................................................................. 5
2.2.2.
Recharge Véhicule Electrique .................................................................................................. 6
2.2.3.
Autoproduction ....................................................................................................................... 9
2.2.4.
Insertion ENR ......................................................................................................................... 10
2.2.5.
Stockage d’énergie ................................................................................................................ 14
2.2.6.
Flexibilité ............................................................................................................................... 16
2.2.7.
Interopérabilité ..................................................................................................................... 17
2.2.8.
Performance globale du système électrique......................................................................... 18
2.2.9.
Zones Non Interconnectées .................................................................................................. 19
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2.2.1. Développement de nouveaux services (données)
Recommandation n° 3
Afin que les potentialités des systèmes de comptage évolués soient utilisées au mieux, la CRE demande aux
gestionnaires de réseaux de distribution de publier, dans leur documentation technique de référence, la
standardisation retenue dans le cadre des travaux du GTE pour les contenus des messages et l’association
des relais « virtuels » à des usages types.
a. Remarques sur le contenu de la recommandation
A ce jour, l’arrêté comptage ne mentionne ni l’obligation d’existence des relais virtuels sujets de la
recommandation n°3, ni le type de standard associé à ces relais. De plus, ces relais virtuels ne
figurent pas dans la version « expérimentale » du Linky G1 installé dans le cadre des diverses
expérimentations (dont celle de SRD, sur près de 2000 points de livraison entre 2011 et 2013).
b. Objectifs et mise en œuvre
SRD partage, sur le principe, l’idée d’une nécessaire publication dans la Documentation Technique de
Référence (DTR) de la standardisation des contenus des messages et de l’association des relais
«virtuels» à des usages types.
En tout état de cause, les standards pour les contenus des messages ne pourront être publiés dans la
DTR SRD qu’après avoir été définis dans le cadre de du groupe de travail créé à cet effet. La mise à
jour de la DTR pourra être réalisée dans les 6 mois suivants cette publication, si celle-ci intervient
pendant ou après la phase de déploiement massif des compteurs communicants.
De la même manière, étant donné le poids relatifs des ELD sur le territoire français, il semble
contreproductif d’établir une association relais virtuels-usage type spécifique à chaque GRD. En ce
sens, SRD entend s’adapter aux associations adoptées par l’ADEEF.
Enfin, SRD estime que la publication de ces standards et associations ne sera pertinente à son échelle
qu’une fois le déploiement massif des compteurs communicants entamé.
c. Calendrier
Type de travaux
Publication dans la DTR
Lancement des actions
Après le début de déploiement
des compteurs communicants
Délai de réalisation
6 mois
La CRE rappelle que les gestionnaires de réseaux de distribution sont tenus de communiquer un certain nombre
de données avec les autorité organisatrices de la distribution de l’électricité en application notamment de
l’article L. 2224-31 du code général des collectivités territoriales.
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la mise en place d’interfaces visant à
mettre à disposition dynamiquement des autorités organisatrices de la distribution de l’électricité les
données collectées sur les réseaux qu’ils sont tenus de communiquer.
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la mise en place d’interfaces visant à
mettre à disposition dynamiquement de toute personne le souhaitant les données librement communicables.
L’étude devra s’intéresser aux modalités de mise à disposition du public des données librement communicables,
telles que les données patrimoniales, dans le respect des secrets protégés par la loi.
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Les échanges avec les Autorités Organisatrices de la Distribution d’Electricité (AODE) sont essentiels.
Comme rappelé en préambule au 1.1, SRD a la particularité d’avoir pour interlocuteur une AODE qui
se trouve être son actionnaire principal. Les échanges sont donc permanents et les actions de SRD
élaborée en étroite collaboration avec le syndicat, qui dispose à cet égard, depuis la création de SRD,
d’un accès plein et entier aux données dont il exprime le besoin et que SRD est tenu de
communiquer.
Par ailleurs, les données géographiques de réseau par exemple sont couvertes semble-t-il par la
directive Inspire, qui prévoit la mise à disposition par les gestionnaires de réseaux des données
géographiques précisées dans l’annexe 3. En outre, dans le cadre des réponses aux DT-DICT, les
gestionnaires de réseaux transmettent à quiconque en émet la demande les éléments relatifs aux
infrastructures de réseau du périmètre de la concession.
Si le principe d’une communication des données renforcée avec l’AODE est en complet accord avec le
fonctionnement de SRD, la question de la mise en place d’une interface dynamique semble être,
quant à elle, d’une pertinence discutable, étant donné l’organisation et les liens particuliers qui
existent entre SRD et son AODE.
Enfin, SRD communique régulièrement sur la qualité de distribution sur son réseau, et transmets aux
organismes en faisant la demande les données statistiques nécessaires à leurs travaux respectifs.
En résumé, le rapport entre le coût de mise en œuvre (ressource, matériel, logiciel, etc.) d’une
interface dynamique et le bénéfice pour la société semble totalement disproportionné pour SRD, qui
n’a qu’une seule Autorité Organisatrice de la Distribution d’Electricité (AODE).
c. Calendrier
Type de travaux
Réflexion sur la mise à
disposition des données
Déjà en place
Fonctionnement à adapter
éventuellement si sollicitation
nouvelle
/
2.2.2. Recharge Véhicule Electrique
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier la faisabilité d’une mise en place
progressive d’interfaces visant à partager dynamiquement avec les porteurs de projets de bornes de
recharge, en particulier avec les collectivités territoriales et les autorités organisatrices de la distribution, les
données relatives aux capacités disponibles qui pourraient être utilisées pour accueillir les bornes de recharges
et les contraintes de réseaux existantes ou futures.
La Région Poitou-Charentes avec 12 collectivités partenaires a répondu à l'Appel à Manifestation
d'Intérêt (AMI) national "Dispositif d'aide au déploiement d'infrastructures de recharge pour les
véhicules hybrides et électriques", lancé par l'ADEME le 10 janvier 2013, pour l'installation de 883
points de recharge représentant un investissement global de 5,4 millions d'euros avec une
subvention de 2,7 millions d'euros de l'ADEME et de 1,1 million d'euros du Conseil Régional.
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Le syndicat Energies Vienne est l’une des 12 collectivités de la région engagées dans cet AMI, et le
territoire qu’elle représente accueillera 80 de ces bornes de recharge, raccordées en grande partie
sur le réseau de distribution basse tension de SRD, à partir de 2015.
SRD encourage l’échange avec les porteurs de projets quels qu’ils soient, afin d’appréhender au plus
tôt les besoins, contraintes et opportunités de développement d’infrastructures (de recharge de
véhicule électrique (VE) dans cet exemple) sur le réseau de distribution qui lui est concédé.
Dans le cas particulier du développement des infrastructures de recharge pour VE dans le
département de la Vienne, sur la concession SRD, il se trouve que la collectivité portant le premier
projet est le Syndicat Energies Vienne représentant des communes, AODE et actionnaire majoritaire
de SRD. Il est donc de fait établit que SRD sera sollicité en amont, afin d’établir autant que possible
un positionnement pertinent de ces infrastructures.
Par ailleurs, si tout autre porteur de projet entamait une démarche similaire sur le territoire de
desserte de SRD, SRD participera avec la même rigueur et la même transparence au partage des
informations relatives aux capacités du réseau.
En revanche, comme pour la recommandation n°7, la mise en œuvre d’interfaces de mise à
disposition dynamique des capacités du réseau électrique serait extrêmement lourde en termes de
développements informatiques, de maintenance et de mise à jour. Le rapport entre le coût de mise
en œuvre et le bénéfice pour la collectivité semble totalement disproportionné pour une structure
de la taille de SRD, d’autant plus que si le raccordement au réseau BT, et en particulier son coût, est
une composante importante de la viabilité du projet, elle n’est pas la composante essentielle ou
bloquante. La localisation de la borne est, elle, l’élément primordial. En effet, dans une zone
d’habitat peu concentré telle que le territoire de desserte de SRD, les points de recharge seront
vraisemblablement répartis harmonieusement de manière à rassurer les propriétaires de VE en
prévenant le risque de « panne sèche » lors d’un déplacement ; la recharge « classique »,
quotidienne, étant elle effectuée dans la majorité des cas au domicile du propriétaire. La localisation
géographique de la borne dans les bourgs est alors prioritaire par rapport à l’impact sur le réseau
basse tension, qui sera limité compte tenu du nombre de prises par communes.
Il est en ce sens indispensable qu’un travail préalable d’analyse des zones d’implantation potentielles
soit effectué (notamment pour prendre en compte le potentiel d’utilisation). Le GRD pourra ensuite,
sur la base des possibilités d’implantation prédéfinies travailler de concert avec le porteur de projet
pour définir avec lui, les solutions de raccordement optimales.
c. Calendrier
Type de travaux
Participation à l’affinement de
localisation des bornes de
recharge VE
Sur sollicitation des porteurs de
projets
immédiat
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’ajouter dans le prochain barème pour la
facturation des opérations de raccordement aux réseaux publics de distribution qui leur sont concédés, un
chapitre dédié aux infrastructures de recharge des véhicules électriques sur l’espace public afin d’améliorer la
transparence des conditions financières de raccordement. Pour les gestionnaires de réseaux de distribution
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desservant plus de 100 000 clients, ce nouveau chapitre sera soumis à l’approbation de la CRE dans le cadre de
la révision du prochain barème de raccordement.
SRD n’a à ce jour reçu aucune demande de raccordement pour une ou des infrastructures de
rechargement pour VE.
Néanmoins, d’un point de vue technique et économique, SRD ne voit pas en quoi le raccordement
d’une borne de recharge de VE diffère du raccordement d’un utilisateur du réseau consommateur
« classique », du fait notamment qu’il n’est pas envisagé, a priori, de concentration de prises sur un
point de recharge.
En cela, SRD n’éprouve pas a priori la nécessité d’introduire un article spécifique « raccordement
d’infrastructures de recharge des véhicules électriques sur l’espace public » au barème de
raccordement, le cas étant déjà couvert par les articles classiques de raccordement consommateur.
Conformément à l’échange avec la CRE du 9 septembre, SRD entend la demande de mise en place de
procédures simples offrant de la visibilité aux porteurs de projets de développement
d’infrastructures de recharge sur le domaine public.
SRD entamera donc une réflexion sur le sujet de la facturation et de la mise en œuvre des procédures
de raccordement des infrastructures de recharge VE sur le domaine public, en particulier dans le cas
d’une demande « groupée ».
Parallèlement à cela, afin de simplifier les démarches des porteurs de projets d’installation de bornes
de recharge VE sur le domaine public, SRD étudiera et préparera la mise à disposition de fiches de
collectes plus « lisibles »dont le format reste à définir.
c. Calendrier
Type de travaux
Réflexion les procédures et la tarification des
prestations de raccordement d’infrastructures
de recharge des véhicules électriques sur
l’espace public
Publication de fiches de collectes
mi-2015
Quelques semaines
Fin 2015
Quelques semaines
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de participer, en collaboration avec les porteurs
de projets de bornes de recharge sur le réseau d’éclairage public, aux études relatives à l’évaluation des
conditions de déploiement de ces solutions.
SRD n’est pas gestionnaire de réseaux d’éclairage public.
Par ailleurs, la pertinence de l’utilisation des réseaux d’éclairage public (EP) pour la recharge de
véhicules électriques semble discutable :
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- les réseaux EP ne sont sous tension que sur les plages horaires définies pour l’éclairage et
pilotés depuis le panneau de comptage. Une utilisation de ces réseaux pour une utilisation
autre entrainera une refonte du système de gestion de l’éclairage.
- si l’utilisation de réseaux EP pourrait permettre d’utiliser des capacités de transit existantes,
elle ne résout pas la problématique de soutirage sur le réseau de distribution en amont qui
sera indéniablement impacté.
- les réseaux EP ne sont, semble-il, pas dimensionnés pour l’accueil d’infrastructures de
recharge.
- la problématique du comptage de l’énergie consommée devra être prise en compte.
Bien que SRD ne soit pas gestionnaire de réseau EP, si un projet d’expérimentation de ce type venait
à être développé sur son territoire de desserte, SRD répondrait à la une éventuelle sollicitation afin
d’analyser et de mesurer les impacts de ce genre d’activités sur le réseau de distribution.
c. Calendrier
Type de travaux
Analyse des impacts sur le
réseau de distribution
Sur sollicitation éventuelle
immédiat
2.2.3. Autoproduction
« Une première étape indispensable à la valorisation de l’énergie autoproduite est la mise en œuvre d’un
nouveau schéma de raccordement aux réseaux des installations couplant production et consommation. Mesurer
l’autoproduction implique en effet de passer d’une situation où le consommateur-producteur utilise deux points
de raccordement au réseau à une situation où l’utilisateur ne dispose plus que d’un unique point de
raccordement au réseau. Cette solution permet de mesurer l’injection et le soutirage nets du site de productionconsommation sur les réseaux publics de distribution. Un dispositif de sous-comptage, mesurant l’énergie
produite ou consommée en décompte par rapport au compteur principal, doit compléter ce dispositif de
mesure.
Nota : Le coût de modification du schéma de raccordement pour les installations existantes est estimé entre 500 € et 1 000 € en moyenne, et
est nul dans le cas d’une nouvelle installation. Concernant la facturation en décompte, le catalogue de prestation d’ERDF prévoit
actuellement une prestation annuelle de décompte pour les clients C1 à C5 facturée 21,07 € TTC en cas de comptage à courbe de charge et
556,84 € TTC en cas de comptage à index»
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :
d’estimer le coût des différentes solutions de raccordement, pour le raccordement indirect au réseau
public de distribution d’une installation de production à une installation de consommation ;
d’adapter les procédures de traitement des demandes de raccordement et les moyens de collecte
d’informations (fiches de collecte et interfaces dématérialisées) en vue du raccordement indirect des
installations de production ;
de faire évoluer le barème de facturation des opérations de raccordement aux cas des nouveaux
raccordements indirects d’installations de production en basse tension ;
d’étudier les évolutions des modalités de sous-comptage de la consommation et de la production du
client et de leur affectation au périmètre d’un responsable d’équilibre, ainsi que les éventuelles
modifications à apporter au catalogue de prestation, afin que la prestation de comptage en décompte
ne constitue pas un frein au développement de l’autoproduction.
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SRD n’a pas encore rencontré le cas d’une demande de raccordement en autoproduction. Si le cas
d’une telle demande de raccordement se présentait, SRD entendrait appliquer la prestation de
comptage en décompte, telle que prévue dans les textes.
En outre, SRD participe aux groupes de travail nationaux sur l’autoproduction, notamment celui de la
DGEC, et est attentifs aux évolutions dans le domaine.
La question du raccordement indirect d’installations de production en basse tension est une question
importante, qui nécessite néanmoins un cadre défini.
En ce sens, SRD propose d’attendre les objectifs ciblés et les conclusions des groupes de travail
nationaux sur le sujet, avant d’entamer des réflexions technico-économiques sur le raccordement
desdits sites. En effet, il semble indispensable de connaître les principes de rémunération de
l’autoproduction pour pouvoir proposer une solution technique adaptée. Par ailleurs, il semble
difficile d’entamer ces démarches avant le déploiement de compteurs à courbes de charge.
c. Calendrier
Type de travaux
Préparation des documents
relatifs aux raccordements
indirects d’installations de
production
après déploiement des
compteurs communicants et
définition des principes de
rémunération de
l’autoproduction
Quelques mois
2.2.4. Insertion ENR
« La plupart des installations de production photovoltaïque ont la capacité technique d’absorber de la puissance
réactive, ce qui a pour effet d’abaisser localement la tension. Cette solution, qui permet d’éviter l’apparition de
contraintes de tension haute, pourrait être mise en œuvre sous la forme d’un réglage local (par exemple, une
régulation de la puissance réactive absorbée par l’installation de production en fonction de la puissance active
injectée ou de la tension mesurée à son point de livraison sur le réseau) ou d’un réglage coordonné et centralisé
(par exemple par le gestionnaire de réseaux de distribution en prenant en compte le comportement de
l’ensemble des installations et des mesures à sa disposition). »
Afin d’optimiser les conditions économiques de l’accueil de la production décentralisée sur les réseaux publics de
distribution en basse tension et de réduire les coûts à la charge des producteurs et les délais de raccordement
de ces installations de production, la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :
de faire évoluer, dès que la réglementation le permettra, leurs principes d’études de raccordement
afin de prévoir, lorsque cela est intéressant pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement
différentes de l’opération de raccordement de référence, comportant des obligations contractuelles
pour les installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution de participer au
réglage de la tension en absorbant de la puissance réactive. Ces solutions seront alors proposées
comme des solutions différentes de l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendra
au producteur ;
de déterminer et de publier dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs
selon lesquels de telles solutions seront étudiées et proposées ;
d’adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et
conventions conclus avec les producteurs, pour permettre la mise en œuvre de solutions de
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raccordement prenant en compte les capacités d’absorption de la puissance réactive par les
installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution.
Afin d’envisager des solutions intéressantes pour la collectivité dans son ensemble, la CRE demande aux
gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier, en concertation avec les producteurs concernés, les
situations éventuelles et les conditions économiques et contractuelles dans lesquelles des solutions de
raccordement impliquant la participation des installations de production raccordées aux réseaux publics de
distribution au réglage de la tension par l’absorption de la puissance réactive pourraient être mises en
œuvre, dans les cas où elles seraient avantageuses pour la collectivité.
L’état actuel de la réglementation ne permettant pas aux installations de production de consommer
du réactif, SRD s’est jusqu’à présent concentré sur la recherche de solutions d’optimisation des coûts
de raccordement « autres ».
La proposition de solutions de raccordement différentes de l’opération de raccordement de
référence, comportant des obligations contractuelles pour les installations de production raccordées
aux réseaux publics de distribution de participer au réglage de la tension en absorbant de la
puissance réactive, ne pourra se faire qu’à la condition que les installations de productions soient
autorisées à consommer du réactif, ce qui n’est pas le cas aujourd’hui. La mise en œuvre de telles
procédures sera donc envisagée lorsque la réglementation le permettra.
Dans l’attente d’une telle évolution, SRD se propose d’étudier dans un premier temps et pour les
raccordements HTA, les critères objectifs selon lesquels de telles solutions pourraient être étudiées
et proposées, au fur et à mesure que des cas particuliers se présenteront. En effet, il semble
nécessaire, avant de définir des critères et d’appliquer des solutions différentes de la solution de
référence, de s’assurer de la pertinence et surtout de l’efficacité des moyens alternatifs mis en
œuvre. Il sera donc nécessaire pour SRD de passer par une phase d’expérimentation d’ores et déjà
proposée, dont le succès pourra mener à la généralisation des actions.
En ce qui concerne les productions raccordées en basse tension, les études d’adaptation de la
solution de raccordement proposée seront réalisées dans un second temps.
Dans tous les cas, les procédures devront être tracées dans la DTR SRD.
c. Calendrier
Type de travaux
Evolution des principes d’étude et publication, pour
les raccordements HTA
Adaptation de la DTR et publication de critères
objectifs pour les raccordements HTA
Lancement des
actions
après REX
expérimentation
Après REX
expérimentation
6 mois
Afin d’optimiser les conditions économiques de l’accueil de la production décentralisée sur les réseaux publics de
distribution en basse tension et de réduire les coûts et les délais de raccordement à la charge des producteurs,
la CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité d’étudier la faisabilité d’évolutions
consistant à :
faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant
pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de la solution de raccordement
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-
de référence. Ces solutions alternatives pourraient, contrairement à la solution de raccordement de
référence, comporter des limitations de la puissance active injectée par les installations de
production décentralisées. Ces solutions seraient alors proposées comme des solutions différentes de
l’opération de raccordement de référence, dont le choix reviendrait au producteur ;
déterminer et publier, dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon
lesquels de telles solutions seraient étudiées et proposées ;
adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et
conventions conclus avec les producteurs, pour permettre la mise en oeuvre de solutions de
raccordement prenant en compte la possibilité de limitation de la puissance active injectée par les
installations de production raccordées aux réseaux publics de distribution, et prévoir les conditions
d’accès au réseau correspondantes.
L’étude de solutions de raccordement différentes de l’opération de raccordement de référence est
une démarche envisagée par SRD, notamment en ce qui concerne le raccordement de productions
en HTA, lorsque la capacité de transformation au poste source est limitée.
Concernant la basse tension et l’accueil de « petites » productions, SRD n’a pas à ce jour entamé de
réflexion sur l’éventuelle systématisation de l’étude de solutions de raccordement différentes de
l’opération de raccordement de référence, et continue, étant donné l’important nombre de
demandes à traiter, à suivre la procédure « classique ». Néanmoins, en cas de dépassement faible du
seuil limite de tension notamment, entrainant le déclenchement de travaux, un échange informel
avec le demandeur du raccordement permet parfois d’éviter les travaux par de simples modifications
mineures des caractéristiques de l’installation, telle que la puissance maximale d’injection ou le
passage en triphasé.
Sur la HTA, SRD étudie pour chaque demande de raccordement, au cas par cas en fonction des
contraintes réelles observées, les solutions possibles et les présente au demandeur. Néanmoins, au
moment de la demande de raccordement, la puissance du parc de production est déjà figée (permis
de construire et business plan) et il est peu probable que le demandeur de raccordement accepte
une limitation permanente de sa puissance d’injection, sous peine de porter atteinte à la rentabilité
du projet.
L’augmentation du nombre de parcs de production décentralisée intermittente, et par conséquent la
saturation de plus en plus courante des infrastructures existantes, tend à faire de cette approche un
standard, particulièrement intéressant en tant que solution transitoire pour permettre aux sites de
productions de se raccorder sur le réseau rapidement, avec un bridage temporaire le temps que des
travaux d’infrastructure soient réalisés.
En ce sens, SRD expérimente également la limitation de puissance dynamique, qui permet
d’optimiser la production et de minimiser le temps de bridage de la production ; cette démarche
étant particulièrement intéressante tant que le nombre de parc par poste source est limité. Dans le
cadre du projet IPERD (Insertion des Productions et Equilibre des Réseaux de Distribution), AMI de
l’Ademe sur le thème des réseaux intelligents, et particulièrement du démonstrateur n° 2, SRD teste
sur un site de production photovoltaïque de 3 MW, raccordé en HTA sur un départ mixte, la mise en
œuvre d’une solution d’écrêtage à bas coût, pilotée par le GRD. L’analyse coût/bénéfice de ce type
de solution et son extrapolation à d’autres cas sera l’objet (entre autres) du rapport de synthèse du
projet IPERD, dont les conclusions permettront de guider SRD quant à la pertinence de mise en
œuvre de l’écrêtage, et de statuer sur les potentiels avantages d’un écrêtage « dynamique » par
rapport à une limitation fixe de la puissance maximale d’injection. Les résultats de ces travaux seront
disponibles fin 2015.
12/19
Concernant la basse tension, deux types de sites de production sont à distinguer : les « petites »
installations chez le particulier (quelques kW), généralement peu flexibles en termes de puissance
injectée, et les « grosses » installations (100 à 250 kW) pour lesquelles le réseau est soit
suffisamment dimensionné pour accepter la production, soit largement sous-dimensionné, les cas
limites étant a priori assez rares. SRD analysera les possibilités de mise en œuvre de propositions de
raccordement alternatives à la solution de référence dans un second temps, avec la perspective
d’une limitation « statique » de la puissance maximale injectée.
c. Calendrier
Type de travaux
Evolution des principes d’étude pour les
productions HTA
Définition des critères objectifs et des
procédures d’études de solutions de
limitation de la puissance injectée en HTA
Mise à jour de la DTR pour les
raccordements producteurs HTA
Définition des critères objectifs et des
procédures d’études de solutions de
limitation de la puissance injectée en BT
Mise à jour de la DTR pour les
raccordements producteurs BT
Lorsque le 1er cas se
présentera
/
2015
2015
2016
2016
Afin de réduire les coûts et les délais de raccordement des consommateurs, la CRE demande aux gestionnaires
de réseaux de distribution d’étudier la faisabilité et l’intérêt économique pour la collectivité d’évolutions
consistant à :
faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prévoir, lorsque cela est intéressant
pour la collectivité, l’étude de solutions de raccordement différentes de la solution de raccordement
de référence. Ces solutions alternatives pourraient, contrairement à la solution de raccordement de
référence, comporter des limitations de la puissance soutirée par les installations de consommation.
Ces solutions seraient alors proposées comme des solutions différentes de l’opération de raccordement
de référence, dont le choix reviendrait au consommateur ;
dans un second temps, faire évoluer leurs principes d’études de raccordement afin de prendre en
compte les possibilités de recours, à travers différents mécanismes, à différentes sources de
flexibilité raccordées à leurs réseaux et, en particulier, celles que le demandeur de raccordement
pourrait lui-même proposer ;
déterminer et publier, dans leurs documentations techniques de référence, les critères objectifs selon
lesquels de telles solutions seraient étudiées et proposées ;
adapter leurs documentations techniques de référence, et notamment les modèles de contrats et
conventions conclus avec les consommateurs, pour permettre la mise en œuvre de ces solutions de
raccordement et prévoir les conditions d’accès au réseau correspondantes.
Ces études devraient examiner, notamment, le cas particulier du raccordement des infrastructures de recharge
des véhicules électriques.
Comme évoqué dans réponse à la recommandation n°20, en cas de dépassement faible du seuil
limite de tension acceptable notamment, entrainant le déclenchement de travaux, un échange
informel avec le demandeur du raccordement (consommateur cette fois) permet parfois d’éviter les
travaux, grâce à un ajustement de la puissance demandée lorsque cela est possible.
13/19
La démarche est similaire à celle des installations de production. Néanmoins, les demandes de
raccordement d’installations de consommation sont généralement dimensionnées sur des besoins
calculés, sur lesquels les porteurs de la demande sont peu enclins à effectuer des modifications.
SRD propose néanmoins d’engager une réflexion sur la définition de critères objectifs selon lesquels
des solutions alternatives de raccordement pourraient être étudiées et proposées, pour les
installations de puissance importante (« TJ » et « TV »).
Par ailleurs, en ce qui concerne les demandes de raccordement consommateur basse tension
inférieur à 36 kVA, il ne semble peu pertinent de s’écarter des dimensionnements standards de
branchements.
c. Calendrier
Type de travaux
Analyse des critères objectifs
de proposition de solution de
raccordement alternative à la
solution de référence
2015
1 an
2.2.5. Stockage d’énergie
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’expliciter dans leur documentation technique
de référence la manière dont les dispositions réglementaires en vigueur sont mises en œuvre pour une
installation de stockage d’électricité.
En l’absence de dispositions réglementaires permettant la prise en compte des caractéristiques spécifiques des
installations de stockage d’électricité, la CRE demande également aux gestionnaires de réseaux de distribution
de définir des règles relatives aux prescriptions techniques de conception et de fonctionnement applicables à
une installation de stockage d’électricité. Les éventuelles différences de traitement instaurées entre installations
devront résulter de critères objectifs et être en rapport direct avec les motifs techniques tenant à la sécurité et
la sûreté des réseaux et à la qualité de leur fonctionnement.
A ce jour, SRD n’a rencontré aucun cas de demande de raccordement d’installation de stockage
d’énergie sur le réseau de distribution.
Par ailleurs, l’état actuel de la réglementation en vigueur (ou l’absence de réglementation) conduirait
SRD à considérer l’installation de stockage comme un consommateur et un producteur à la fois, afin
de refléter ses actions de soutirage et d’injection sur le réseau électrique. La nature du moyen de
stockage est alors déterminante pour l’étude du raccordement type producteur.
Dans le cadre du projet IPERD (Insertion des Productions et Equilibre des Réseaux de Distribution),
AMI de l’Ademe sur le thème des réseaux intelligents, et particulièrement du démonstrateur n°1,
SRD teste sur le réseau basse tension, la mise en œuvre d’une solution de stockage à des fins de
gestion par le GRD du plan de tension local. Si cet ouvrage est, dans le cadre du démonstrateur, un
élément à part entière du réseau électrique (et non un utilisateur du réseau), SRD appréhende
néanmoins via l’expérimentation les effets de ce type de système sur le réseau, ainsi que l’absence
de « reconnaissance » de ce type de système par les organismes de contrôle. SRD tirera profit de
cette connaissance du stockage (batterie li-ion en l’occurrence) pour adapter ses procédures de
14/19
raccordement batteries. Néanmoins, l’adaptation des procédures à tous types de moyens de
stockage représente un important travail et une connaissance précise des technologies de stockage.
A ce jour, l’absence de modèle économique pour l’activité de stockage d’énergie sur le réseau de
distribution combiné au cout élevé des outils de stockage, font qu’aucun acteur « stockeur
potentiel » ne s’est jamais manifesté auprès de SRD.
Par ailleurs, en l’absence de cadre réglementaire il semble difficile d’accepter une demande de
raccordement pour ce type d’installation, relevant de plus, le plus souvent, de la réglementation
ICPE.
c. Calendrier
Type de travaux
Mise à jour de la DTR
Lorsque les dispositions
réglementaires seront
adoptées
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de prendre en compte les installations de
stockage d’électricité dans les procédures de traitement d’une demande de raccordement dans le respect des
principes découlant de la délibération de la CRE du 25 avril 2013, afin d’assurer un traitement objectif,
transparent et non discriminatoire de ces demandes.
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de s’assurer que leurs procédures, leurs
documents contractuels et leur documentation technique de référence facilitent l’accueil sur le réseau des
installations de stockage d’électricité :
en adaptant les formulaires de collecte de renseignements pour prévoir le raccordement
d’installations de production associant des dispositifs de stockage. Les caractéristiques des dispositifs
de stockage pourraient par exemple être précisées dans ces formulaires ;
en adaptant les formulaires de collecte pour prévoir le cas du raccordement d’installations de
stockage indépendantes ;
en précisant les principes d’études applicables pour le raccordement des installations de stockage ;
en veillant à ce que la terminologie adoptée dans les modèles et trames types des contrats,
conventions et propositions techniques et financières de raccordement ne soit pas inadaptée aux
installations de stockage et, le cas échéant, en procédant aux évolutions qui seraient nécessaires pour
prendre en compte les caractéristiques spécifiques de ces installations.
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux publics de distribution de veiller à ce que les éventuelles
différences de traitement instaurées entre installations au terme de ces adaptations résultent de critères
objectifs et soient en rapport direct avec les motifs techniques tenant à la sécurité et la sûreté des réseaux, et à
la qualité de leur fonctionnement.
Aucun cas rencontré aujourd’hui.
Ces adaptations pourront avoir lieu une fois la réponse à la recommandation n°24 apportée. Etant
donné le nombre important de sujets prioritaires et la faible probabilité d’occurrence à courte ou
moyenne échéance de l’émergence de demandes de raccordement d’installations de stockage sur le
réseau de distribution, SRD ne propose pas de délai de mise en place de procédures de traitements a
priori.
15/19
c. Calendrier
Type de travaux
N/A
2.2.6. Flexibilité
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’étudier les mécanismes qui permettraient la
mobilisation efficace, dans un cadre objectif, transparent et non discriminatoire, des capacités de flexibilité des
installations raccordées aux réseaux lorsque cela s’avère économiquement intéressant pour la gestion des
réseaux publics de distribution et cohérent avec les dispositifs tarifaires.
SRD attire l’attention sur l’existence, depuis de nombreuses années, de mécanismes de lissage de la
sollicitation du réseau de distribution tels que par exemple les chauffe-eau, déclenché sur signal du
GRD. Ces solutions, qui ont nécessité un investissement du GRD, se révèlent extrêmement efficaces,
et nécessaires à la gestion de la charge sur le réseau de distribution. SRD rappelle sa position en
faveur de la conservation par le GRD de ce levier de flexibilité aujourd’hui à usage « technique » pour
la gestion locale de la charge sur le réseau de distribution.
Par ailleurs, SRD attire l’attention sur la difficulté de priorisation des usages et des acteurs sur les
capacités de flexibilité en question. Les intérêts contradictoires de mobilisation des capacités de
flexibilités, rentabilisées selon les acteurs en fonction de critères divers, pourraient entrainer des
situations amenant à une détérioration de l’efficacité globale du système. Il est donc essentiel de
veiller à ne pas perdre les bénéfices des solutions actuellement fonctionnelles.
SRD est très favorable en tant que GRD à piloter les capacités de flexibilités, et le fera dès que
possible, notamment via le compteur communicant I-Ouate. En effet, l’usage actuel et éprouvé du
signal TCFM étant amené à disparaitre avec les nouveaux compteurs, SRD ne souhaite pas
développer de nouvelles solutions de pilotage des flexibilités sur la base d’un signal de fait devenu
obsolète.
c. Calendrier
Type de travaux
Etude des mécanismes de
mobilisation des capacités de
flexibilité
A partir du déploiement des
compteurs communicants
1 an
16/19
2.2.7. Interopérabilité
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution :
de définir les exigences minimales que doivent respecter les équipements de l’installation de
l’utilisateur pour qu’ils soient à même de communiquer avec ceux du réseau de distribution ;
de publier ces exigences, dans leurs documentations techniques de référence.
Les gestionnaires de réseaux de distribution s’attacheront à définir en priorité les modalités de
communication avec les équipements Smart grids déjà déployés ou en cours de déploiement sur les
réseaux qu’ils exploitent en décrivant les interfaces et les protocoles à mettre en œuvre.
SRD précise qu’elle n’a pas à ce jour, en sa possession le cahier des charges Linky d’ERDF. Or sans cet
élément, il semble difficile de publier des règles relatives aux interfaces et protocoles.
Comme expliqué dans la réponse à la recommandation n°3, étant donné le poids relatifs des ELD sur
le territoire français, il semble contreproductif d’établir un standard d’exigences que devraient
respecter les équipements de l’installation de l’utilisateur, spécifique à chaque GRD. En ce sens, SRD
entend s’adapter aux protocoles de communications respectant les standards européens et non
propriétaires.
c. Calendrier
Type de travaux
Impossible sans le CCT Linky
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution de décrire, dans leur documentation technique
de référence, les exigences en matière de protection du signal CPL, comme c’est le cas pour le signal tarifaire
TCFM actuel (notamment le signal 175 Hz) en application de l’article 9 de l’arrêté du 17 mars 2003 et de l’article
3 de l’arrêté du 23 avril 2008.
Les exigences en matière de protection du signal CPL devront être définies et arrêtées dans un
Arrêté, comme c’est le cas pour le signal tarifaire TCFM actuel.
SRD ne dispose ni des ressources ni des moyens en interne pour effectuer ce type d’analyses. Par
ailleurs, s’agissant d’un standard national, SRD s’adaptera aux recommandations des fabricants de
compteurs, experts du domaine.
c. Calendrier
Type de travaux
N/A
17/19
2.2.8. Performance globale du système électrique
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution d’étudier, en
concertation avec l’ensemble des acteurs concernés, les conditions dans lesquelles les installations de
production raccordées aux réseaux publics de distribution pourraient contribuer à la maîtrise des échanges
de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution.
Ces études devront également permettre de définir des modalités de participation permettant d’améliorer
l’efficacité globale du système électrique.
Ces études constitueront un travail distinct :
des réflexions déjà amorcées sur les évolutions possibles des règles existantes encadrant les échanges
de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de
distribution ;
et des incitations applicables aux transits de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de
transport et les réseaux publics de distribution. La CRE demande au gestionnaire du réseau de
transport et aux gestionnaires des réseaux de distribution de se coordonner pour mener à bien ces
travaux, en concertation avec les parties prenantes concernées.
N/A
Ces réflexions doivent faire l’objet d’un travail coordonné avec l’ensemble des gestionnaires de
réseaux ou via leurs organisations professionnelles.
c. Calendrier
Type de travaux
N/A
La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution d’engager, dès l’adoption définitive du code de
réseau européen sur le raccordement des producteurs, une concertation afin que soient précisées les
perspectives d’évolution des modalités de déclenchement des protections de découplage à moyen et à long
terme, à laquelle le gestionnaire du réseau de transport devra être associé. La possibilité de généraliser une
obligation de statisme aux installations de production décentralisées devra, en particulier, faire l’objet d’une
analyse détaillée.
La gestion des modalités de déclenchement des protections de découplage doit être une action
nationale, voire européenne. La démarche ne peut donc être que globale.
Par ailleurs, SRD adapte régulièrement sa DTR afin d’imposer des seuils de déclenchement cohérents
avec les travaux ENTSOE.
En ce sens, SRD participe aux actions d’analyse lancées par RTE et est prêt à poursuivre les échanges
et analyses sur le sujet s’il est sollicité.
18/19
c. Calendrier
Type de travaux
N/A
2.2.9. Zones Non Interconnectées
N/A
N/A
c. Calendrier
Type de travaux
N/A
19/19

feuille de route srd

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Communiqué de Presse

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