Consulter la feuille de route EDF-SEI

Systèmes Energétiques Insulaires
Feuille de route Réseaux intelligents Basse Tension
1er novembre 2014
Objet de ce document
Ce document est une demande à la CRE en réponse à sa demande à SEI
de présenter une feuille de route en réponse à la délibération du 12 juin
2014 portant recommandations sur le développement des réseaux
électriques intelligents en basse tension.
Pour mémoire les réseaux BT à SEI à fin 2013
1,1 millions de pdl actifs et près de 8000 producteurs
717 départs BT
19 037 Km de lignes BT dont 33% en souterrain
2
Les Smarts Grids à SEI
Le contexte général des smart grids s’applique à EDF SEI : comme en métropole continentale,
l’essor des technologies de l’information et de la communication offre des opportunités pour
répondre aux enjeux actuels du secteur électrique mais avec des spécificités liées à la nature de
ces territoires :
Des réseaux plus fragiles dans des environnements climatiques difficiles (ensoleillement, humidité,
cyclones…)
Un développement accru des ENR intermittentes et notamment du PV qui pose la question de leur
insertion dans le système électrique
Des coûts de production élevés qui permettent l’émergence de solutions non économiques sur la plaque
continentale
Un modèle de régulation spécifique avec pour SEI la gestion des réseaux de transport, de distribution et la
commercialisation
POUR QUI ?
POUR QUOI ? 3 OBJECTIFS
les clients
(producteurs/consommateurs;
tous segments)
le système électrique et le
gestionnaire du réseau
(dans l’intérêt général)
Performance économique
•
Gestion optimisée des infrastructures
•
Réduction de la CSPE, du Turpe
•
Réduction des factures des clients
Performance environnementale :
•
Insertion des ENR intermittentes
•
Véhicule électrique (sous conditions)
Performance technique :
•
Qualité et continuité de la fourniture
•
Stabilité du système électrique
•
Fourniture en conditions difficiles
(écarts, ilotage)
•
Confort client
COMMENT ?
A coûts maîtrisés, et en
maintenant la qualité et la
fiabilité du système électrique
Progressivement en fonction
de la maturité des
technologies
3
3
Sommaire
Les priorités SEI dans le domaine Smart Grids
o Nos spécificités
o Nos démonstrateurs
La réponse à la consultation
o L’insertion des ENR intermittentes
o L’aval compteur
o Les procédures de raccordement
4
Des systèmes électriques fragiles
La non interconnexion ou faible interconnexion à un grand réseau – comme celui de
l’Europe continentale – est une fragilité structurelle :
o Un court-circuit sur un ouvrage haute tension ou la perte d’un groupe engendre un
creux de tension ou des perturbations du système électrique îlien (puissance de
court-circuit faible).
o La métropole continentale est connectée au réseau UCTE (300GW)
Les conséquences peuvent être importantes sur la qualité et continuité de la fourniture :
o Les creux de tension et baisses de fréquence sont plus nombreux et plus profonds
que sur le continent (inertie des masses tournantes plus faible)
o Les délestages fréquence-métriques y sont donc fréquents
o Plusieurs dizaines chaque année : Le dimensionnement du système repose sur le délestage partiel
o Le risque de Black-Out est important
5
5
L’important développement des ENR intermittentes
nécessite une gestion ad-hoc
L’intermittence se définit par :
o
o
o
o
Énergie fatale
Fortes variations de production fréquentes
Absence d’inertie
Absence de tenue de tension et de
fréquence
Les solutions (complémentaires les unes des
autres) aujourd’hui à l’étude sont :
o
o
o
o
Poursuivre les déconnexions
Adapter la gestion du système électrique (en augmentant
la réserve primaire)
Installer des solutions de stockage ou volants d’inertie à
commande centralisée
Améliorer les prévisions de production
Evolution de la fréquence lors de la perte
d’un groupe :
L’inertie présente sur le réseau amortit la
chute de fréquence et permet à la
réserve primaire de prendre le relai. Le
PV n’apporte pas d’inertie.
En deçà de 30% la présence d’ENR fait
augmenter le besoin de réserve primaire.
Autour de 30%, le risque de BO devient
considérable.
Le 30% dépend sans doute des
spécificités de chaque système. Pour
mémoire, l’hydraulique de pointe ne
contribue par à la réserve rapide.
PV 0 %
Pour certaines de ces solutions, des modèles
économiques doivent encore émerger.
Territoire
Nb d’heures de déconnexion en
2013 du dernier PV installé
Guadeloupe
18h30
La Réunion
153h
Corse
17h
Guyane, Martinique
Pas de déconnexion
P V 20 %
P V 30 %
6
0 ,0 0
10 ,0 0
20 ,0 0
3 0 ,0 0
4 0 ,0 0
L’aval compteur à SEI dans un modèle intégré
A SEI, les habitudes de consommation d’électricité des clients sont très dépendantes
des conditions climatiques et de la localisation géographique des territoires
o Peu de grande industrie
o Un poids important de la climatisation notamment dans les DOM
o Une moindre saisonnalité (sauf Corse, Saint-Pierre et Miquelon et dans une
moindre mesure la Réunion)
o Une pointe du soir très marquée et quasi quotidienne qui dimensionne le parc de
production dans les DOM (éclairage, cuisson, eau chaude et début de
climatisation),
Un paysage tarifaire à date spécifique
o Des Tarifs Bleus identiques à la métropole continentale
o En Corse :
o Des Tarifs Jaunes et Verts très proches des Tarifs réglementés de métropole continentale
o Dans les DOM :
o Des Tarifs Bleus Plus pour les sites de puissance supérieure à 36kVA
o Des Tarifs Verts spécifiques et tous différents
Des événements climatiques sévères fréquents qui peuvent justifier le développement
d’autoproduction chez les entreprises et les particuliers.
Un modèle intégré qui facilite certaines expérimentations :
o Entre le transport et la distribution
o Entre la distribution et la fourniture
7
Déploiement des compteurs communicants Inf36kVA
Comme tout gestionnaire de réseau, SEI devra déployer un compteur communicant pour les
sites de puissance inférieure ou égale à 36kVa.
o Pour ce faire, une expérimentation est en cours à la Martinique qui anticipe le
déploiement des futurs compteurs.
La décision formelle d’investir devra intervenir courant 2015. D’ici là SEI doit finaliser :
o
o
o
o
o
o
L’analyse coût-bénéfice
Des études sur la tenue des compteurs en environnement tropical
Un programme de déploiement
Les schémas d’infrastructures SI&T
Le cas des communes isolées
Un programme de conduite du changement
SEI prévoit a priori de déployer un compteur type Linky adossé sur le SI d’ERDF et plutôt de
génération G3.
Des travaux doivent être lancés en parallèle sur les outils de conduite du futur de la HTB aux
sites bleu en tenant compte de nos spécificités territoriales. Le compteur sera la brique
fondamentale de l’amélioration de nos réseaux BT.
L’électrification des écarts et la constitution de micro-grids
La réalisation de micro-réseaux comprend des défis d’autant plus compliqués que la
taille du micro réseau est réduite et que les sources sont d’origine variable voire pour
certaines intermittentes.
Mettre en place un contrôle commande dédié au microgrid
Assurer l’équilibre offredemande à l’échelle d’un
micro-réseau dont la taille
ne permet pas d’avoir un
foisonnement
statistique
satisfaisant
Maîtriser les phases de
découplage/recouplage au
réseau général en toute
sécurité pour les biens et les
personnes
Equilibre
offredemande
Découplage/
Recouplage
Plan de
protection
Contrôle
commande
Adapter
le
plan
de
protection du micro-réseau
qui ne bénéficie pas de
l’impédance ni de la
puissance de court circuit
d’un réseau étendu
Mettre en place un
contrôle commande
dédié au microgrid
Sur ces questions également des modèles de facturation
et de consommation devront être définis.
9
Le véhicule électrique dans les ZNI
Sans accompagnement, l’émergence du véhicule électrique (VE) dans les ZNI aura un impact
négatif sur le plan économique et environnemental :
o Impact économique global négatif (le coût est en outre non visible du client final puisqu’il
bénéficie de la péréquation tarifaire et surcoût est in fine financé par la CSPE)
o Bilan CO2 négatif
o Nouveaux besoins de pointe liée à la recharge en fin de journée
o Risque sur le dimensionnement des réseaux.
L’impact est estimé à 3t de CO2 /(an*véhicule) par rapport à un véhicule thermique
standard et environ +700 € /(an*véhicule) sur la CSPE.
En première approche, la substitution du fioul par l’électricité pour 10% du parc de
transport pourrait conduire à une augmentation de la CSPE de 25%.
Contrairement à la métropole continentale, les soutiens au déploiement du VE dans les
territoires insulaires notamment fiscaux devraient être limités.
Les expérimentations en cours visent dont à faire émerger des solutions de recharge
économiques et écologiques :
o Association à une énergie renouvelable intermittente,
o Pilotage des recharges en fonction des contraintes en vue d’en limiter l’impact.
10
SI et Télécoms dans les ZNI
Malgré un taux de couverture géographique perfectible, l'émergence des solutions de
téléphonie mobiles ont permis à nos territoires de rattraper le retard qu'ils avaient dans la
pénétration de la téléphonie fixe. Nos clients sont aujourd'hui connectés.
La qualité de la fourniture et la sûreté de fonctionnement du système sont aujourd'hui
soumises, du fait de l'absence de fibre optique sur l’ensemble du réseau HTB, à l'appui
sur des solutions télécom alternatives nécessitant une compétence locale (interne et
externe) parfois absente. La construction de schémas directeurs intégrant les SI &
Télécom industriels et fonctionnels est en cours.
La qualité des liaisons télécom sur les territoires, mais également des territoires vers la
métropole, est aujourd'hui un frein à certains développements (contraintes économique
et technique). Les applications temps réel d'EDF sont aujourd'hui hébergées localement
alors que les applications temps différé notamment de
clientèle sont hébergées en
métropole.
Les SI & Télécom constituent un point sensible qui pourra, s'il n'est pas pris en compte,
freiner le déploiement des smartgrids dans les ZNI.
11
La planète Smart Grids SEI et ses finalités
Insertion des ENR et pilotage par le système des usages et de la production
Guadeloupe
30
Plateforme Smart Grids
En service depuis octobre 2009
Elaboration de cibles et de trajectoires
Pilotage, Animation, veille et benchmarks
Opérationnel fin 2015
Architecture NTIC pour créer de la valeur
et réduire les coûts
Evaluation
Conduite de la
Economique
transformation
: objectif 100 charges pilotés / 100 syst. PV+ bat
Nouvelles offres
pour le marché
d’affaire
: Ilotage à Marie Galante (2015)
Animation et appuis transverses
Martinique
En service depuis
février 2011
30
30
En service
Corse
Viasole : pilotage de
recharges propres de
véhicules électriques
Paesi : ilotage d’un village sur un gazéifieur bois
en cas d’épisode neigeux. MES :2015 /2016
Clikconso : 1000 compteurs
communicants testé mi-2013/mi 2015
Opérationnel fin 2014
: objectif 300 clients pilotés / 100
syst. PV+ bat
pilotage des flexibilités des clients
Grand Compte (Groupe- Process
interruptible)
Portail des
effacements (mi-2013)
La Réunion
VERT recharge solaire
début 2012- fin 2013
Guyane
Opérationnel Fin 2013
« Alimentation des
Ecarts Guyanais »
Mise en service
premier écart en 2015
30
30
En service
Opérationnel en 2014
•
•
•
•
•
•
•
Comptage / service clients : click conso
Insertion des ENR : Push, Pegase, Millener, Ile de Sein
Ilotage Ilotage Marie Galante, Millener
Autoconsommation résidentielle : Millener
Insertion des véhicules électriques : Vert, Viasole
Micro-grids : Marie Galante, Sein, Ecarts Guyannais, …
Pilotage de charge : Millener, Sigma
En service
Pilotage de stockage associé à la production
renouvelable associé à prévision météo :
2012/2015
Portail des effacements (mi-2013)
: objectif 400 charges pilotés /
125 syst. PV+ bat
Projet Push: mesure et pilotage « 30% »
Légende :
Microgrids
: Sigma
Projet Pegase
Syscodom / Plug in : renouvellement de l’outil
du dispatchinget modernisation de la conduite
Sommaire
Les priorités SEI dans le domaine Smart Grids
o Nos spécificités
o Nos démonstrateurs
La réponse à la consultation
o L’insertion des ENR intermittentes
o L’aval compteur
o Les procédures de raccordement
13
Thème : seuil des 30%
Recommandation(s) n° 40 & 41:
Seuil de déconnexion dans les ZNI,
critères de sûreté et mise à jour de
la DTR
A
N
A
L
Y
S
E
Le ralentissement du développement du PV dans les ZNI est avant tout le fait de la baisse des tarifs d’obligations
d’achat et des incitations fiscales.
Le seuil de 30% peut néanmoins être perçu comme un frein à la relance du PV en production ou autoproduction du
fait de la réduction de recette pour l’installation et de l’incertitude sur le productible pour le porteur de projet.
Le seuil de 30% traduit un équilibre technico-économique entre le dimensionnement de la réserve rapide
(essentiellement thermique dans les ZNI) et l’insertion d’énergie fatale. Le seuil peut dépendre de chaque système
électrique et SEI va s’attacher dans les mois à venir à définir les conditions qui permettront la remontée
progressive de ce seuil tout en assurant la sureté du système électrique et en préservant l’équilibre économique. Les
solutions de stockage et volants d’inertie seront étudiées.
Solutions proposées
1)
2)
3)
4)
5)
6)
Définir les caractéristiques nécessaires pour considérer une installation non intermittente
Proposer une solution sécurisation réglementaire des Business Plans des investisseurs PV ou éolien liées aux déconnexions
Proposer une méthodologie spécifique à chaque territoire de caractérisation du seuil de déconnexion (spécificité du mix et des aléas climatiques)
Définir par territoire le niveau de stockage (à commande centralisée) nécessaire à une pénétration supplémentaire des ENR
Proposer un modèle économique pour les batteries qui accroissent les possibilités d’insertion des ENR intermittentes
Expérimenter la gestion des stockages à commande centralisée (diffus ou non)
• Batterie NaS, autre batterie ou volant d’inertie(?)
• Eventuels appels d’offre
7) Poursuivre les travaux sur les prévisions de production et de consommation
8) Expérimenter le pilotage des usages aux heures de production maximale
• A la Réunion, expérimenter l’utilisation un signal pour piloter les chauffe-eaux aux moments de production ENR intermittente maximale
Calendrier envisagé
2014
1)
2)
3)
4)
Finalisation de l’étude relative au coût système pour
aller au-delà des 30%, avec le même niveau de
sûreté pour le fonctionnement du système électrique
en Martinique
Description sur l’Ile de la Réunion d’un cahier des
charges pour le pilotage des HC ou des chauffe eaux
aux heures de déconnexion
Rédiger et partager une note sur l’estimation du
nombre d’heures de déconnexion
Travaux sur la prévision de production
2015
1)
2)
3)
4)
5)
6)
7)
Définition du stockage nécessaire pour considérer
qu’une installation n’est pas intermittente
Réalisation si pertinent de l’expérimentation Ile de
la Réunion sur le pilotage des usages
Etude sur le coût systèmes pour aller au delà de
30% dans les autres territoires
Expérimentation du pilotage d’une ou plusieurs
batteries centralisée (Projet Pégase)
Proposer un modèle économique pour les
batteries qui accroissent les possibilités d’insertion
des ENR intermittentes
Travaux sur la prévision de production
REX PV + Stockage (AO CRE 2011, Millener)
2016
1)
2)
Réalisation de l’ensemble des études
probabilistes sur les 5 territoires –
analyses
•
Détermination de la corrélation
stockage/Taux
d’ENR
par
territoire
•
Poursuite des travaux sur la
caractérisation des seuils
Travaux sur la prévision de production
14
Thème : Aval Compteur
A
N
A
L
Y
S
E
Recommandation(s) n° 26:
Gestion des flexibilités aval par
les GRD
Il n’existe pas de tarifs à effacement à date à SEI. De fait, en dehors de Corse, on constate une faible
saisonnalité de la consommation. Des réflexions sont en cours sur la mise en place de tarifs à effacement
mais posent à ce stades des questions de faisabilité (notamment de comptage).
Le déploiement d’un AMM doit permettre des offres plus souples. Dans un modèle intégré et sur des
territoires de petite taille, la flexibilité pourra mise être au service de la réduction de la pointe ou de
congestions réseaux sans que soit nécessaire la mise en place d’une régulation spécifique.
Principaux points à résoudre :
Solutions envisagées
1) SEI travaille dans plusieurs projets au pilotage des usages (SIGMA,
Millener). Le modèle intégré évite certaines complexités entre les
acteurs présentes en métropole.
2) Pour autant, l’absence de chauffage et la moindre pénétration du
chauffe eau solaire limitent les flexibilités résidentielles.
3) Définir clairement les canaux de communication entre EDF et ses
clients
4) Définir les signaux mis à disposition des clients pour piloter leurs usages
5) Avoir une politique tarifaire et vendre les éventuelles options à
effacement
6) Disposer de système de comptage adaptés
Mettre à jour les structures/niveaux tarifaires dès 2016 pour les sites
Jaune et Vert
Déployer des tarifs à effacement sur les clients à moyen terme sur le
territoire de SEI au service au fur et à mesure du déploiement des
futurs compteurs.
Expérimenter le cas échéant des solutions de contournement via le
signal TCFM sur les compteurs existants. Des analyses sur la faisabilité
de telles solutions sont en cours.
Proposer une solution Véhicule Electrique par des signaux temps réels
issus du dispatching.
Calendrier de déploiement
2014
2015
1) Expérimentations effacements sur
Sigma
2) Pilotage des usages par un signal
dispatching temps réel (Viasole)
3) Refonte des signaux tarifaires dans
le cadre des discussions sur le TRV
post-2016.
2016
1) Poursuite des travaux et élaborations d’offres
types en préparation du futur compteur
15
Thème : Mise à disposition de données
Recommandation(s) n° 7, 12
Mise à disposition de données
A
N
A
L
Y
S
E
La CRE demande au gestionnaires de réseaux de distribution la mise en place d’interfaces pour mettre
dynamiquement :
- à disposition des AODE les données de réseau que le gestionnaire est tenu de leur communiquer;
- à disposition de toutes personnes le souhaitant les données de réseau librement communicables;
- à disposition des porteurs de projets de bornes de recharge de véhicules électriques les données sur les
capacités disponibles et les contraintes des réseaux
- au titre de la LPTE en discussion, les données d’appel des centrales et de coût au pas horaire
Principaux points à résoudre :
Solutions envisagées
1) Inventaire des données à communiquer en application de L.2224-31 du
CGCT et des modalités actuelles de collecte et de communication
2) Identification des mailles d’agrégation permettant le respect de la
confidentialité des données
3) Travail sur la définition du coût constaté dans le cadre de la publication
du coût horaire
4) Définir les caractéristiques de l’interface à mettre en place notamment en
terme d’accès et de fraicheur des données en tenant compte des
contraintes opérationnelles
Mise en conformité avec les nouveaux décret et arrêté CRAC dès
publication
Définition des données à publier pour les différentes parties prenantes
Fiabilisation des données de cartographie notamment moyenne et basse
tension
Etude des modalités de mise à disposition des données (infrastructures
matérielles et logicielles, administration des données, gestion des
infrastructures, équation économique …)
Calendrier de déploiement
2014
1)
Fiabilisation
des
données
de
cartographie moyenne et basse tension
2015
1)
2)
3)
4)
5)
6)
Mise en conformité de la maquette CRAC SEI
Définition des données à publier en fonction des
parties prenantes
Définition des modalités de mise à disposition des
données
Travail sur la notion de coût
Mise en place d’un guichet pour les demandes de
données externes
Fiabilisation des données de cartographie moyenne
et basse tension
2016
1) Fiabilisation
des
données
de
cartographie moyenne et basse tension
2) Mise en service des différentes
interfaces de publication de données
16
Thème : Procédures de raccordement
A
N
A
L
Y
S
E
Recommandations n° 17, 20, 21,
24, 25
Prise en compte dans les procédures de
raccordement des raccordements indirects, du
stockage. Faire évoluer les études pour
proposer des alternatives.
Un travail devra être mené sur les Offres de Référence (ORR) pour mieux comprendre le niveau
demandé en terme de service rendu au système électrique. SEI s’appuiera pour ce faire sur la
convention qui le lie à ERDF et adaptera les solutions retenues dans l’hexagone.
A partir de cette ORR, des offres alternatives pourront être étudiées.
Pour les auto-producteurs, des conventions d’exploitation ont été mises en place pour assurer la
sécurité des personnes et la sureté du système électrique. Elles seront intégrées dans la DTR.
Sur le stockage, les premières expérimentations doivent permettre de faire émerger les solutions.
Principaux points à résoudre :
Solutions envisagées
1) Construire une cadre pour les raccordements indirects de producteurs et
de consommateurs pour les <36kV à confirmer avec l’arrêté du 23 avril
2008.
2) Estimer pour les différents types de producteur la valeur pour le système
électrique des prestations de réglage de tension, fréquence, d’absorption
de réactif. Adapter le barème de raccordement pour intégrer ce coût et
inciter à des productions contributives au système électrique.
3) Estimer les critères permettant d’étudier des solutions de raccordement
alternatives à l’ORR (offre de raccordement de référence)
4) Vérifier la compatibilité des règles actuelles avec le stockage; définir des
critères objectifs justifiant de traitements différenciés entre installations
(non discrimination)
Veille réglementaire sur la suppression art. 9 de l’arrêté du 23/04/2008,
l’évolution du cadre normatif concernant l’ORR et le stockage
d’électricité
Adapter la DTR en conséquence, en coordination avec ERDF. Analyse
et adaptation éventuelle des évolutions de la DTR d’ERDF au contexte
SEI
Faire évoluer notre portail raccordement pour prendre en compte les
raccordements indirects
Concernant le stockage, il conviendra d’étudier les conditions de leur
raccordement au réseau et d’adapter les DTR en conséquences
Calendrier de déploiement
2015
1) Étude de l’impact des raccordements indirects de
producteurs
2) Etude sur le coût/gain pour le système électrique
des caractéristiques de chaque type de production
3) Travail sur les exigences de la DTR sur le
stockage.
4) Mise à jour de la DTR (yc SEI REF 03)
2016
1) Évolution du portail raccordement
2) Détermination de critères permettant de proposer
des solutions de raccordement alternatives.
17
Thème : régulation de tension sur la production décentralisée
Recommandation(s) n° 18 & 19 :
Réglage de la tension sur les
installations
de
production
décentralisées
A
N
A
L
Y
S
E
La présence d’installations PV ou éoliennes sur les réseaux HTA et BT est susceptible de générer des
contraintes locales, faisant évoluer la tension en dehors des plages contractuelles (non qualité pour le
client, risques sur le matériel). Certaines installations de production situées en extrémité de file sont
plus pénalisées que celles proches du poste source. En cas de contraintes fortes sur la tension, outre des
actions sur la topologie, les solutions peuvent consister en une limitation de la puissance active injectée
(soit imposée au producteur, soit par l’utilisation d’un stockage associé), un dispositif permettant de
réguler la tension sur les installations PV et éoliennes, l’installation de moyens de compensation
statiques.
Principaux points à aborder :
Solutions envisagées
1) Identifier les problèmes de tension générés par les ENR intermittentes
dans les ZNI – Premières remontées non caractérisées à la Réunion.
2) Travailler en priorité sur la HTA
3) S’approprier la palette des solutions envisageables à partir des travaux
effectués par ERDF. En fonction des problématiques rencontrées,
effectuer le choix de la solution la plus efficace sur les plans technique et
économique.
4) Tester les solutions in situ sur un échantillon des « files » à problème
recensées. Des premiers travaux ont montré qu’il faut veiller sur ces
petits systèmes à ce ne pas agir en local sans s’assurer des impacts sur
l’ensemble du système.
Réaliser une enquête sur le Centre Réunion des problèmes locaux de
tension sur les files HTA en priorité, voire BT
Instrumenter les files précédemment identifiées
Recenser, d’après toutes les études précédemment effectuées, les
solutions potentielles, hors celles de renforcement réseau
Utiliser les REX ERDF pour évaluer les différentes solutions (action
sur la topologie, contrôle de la puissance active, action sur le réactif
(régulation de tension sur les groupes, compensation statique locale,
...))
Mettre à jour la documentation technique et réglementaire et les
principes d’étude de raccordement, si besoin et pertinence d’une
adaptation de l’existant
Calendrier de déploiement
2015
1) Lancement d’une
enquête à la Réunion
pour recenser les files
« à problèmes » ;
identification des files
2017
2016
1) Instrumentation des files éventuellement
recensées comme critiques
1)
2) Réalisation des campagnes de mesures
2)
3) Collecte des donnée ; analyse et recherche
des solutions potentielles
4) Test des solutions retenues sur des files
« échantillons »
3)
Collecte des données issues des files
« échantillons »
Test des solutions retenues sur des files
« échantillons »
Proposition d’un guide méthodologique
permettant, hors renforcement réseau,
d’obtenir le meilleur ratio bénéfice/coût
d’une solution pour chaque situation type
>2017
1) Application de la méthode appliquée à la
Réunion aux autres ZNI si nécessaire
2) Examen de la question de l’adaptation sur
les installations existantes si besoin de
régulation de tension ; évolutions (éventuelles)
des textes : DTR, arrêté 28 avril 2008 et des
principes d’étude de raccordement ;
18
Thème : Barème de raccordement
A
N
A
L
Y
S
E
Recommandation(s) n° 13 et 17
Prise en compte dans les barèmes de
raccordement des infrastructures liées
au véhicule électrique
et aux
raccordements indirects
Ces recommandations demandent que le barème de raccordement consacre un chapitre dédié aux
infrastructures de recharge des véhicules électriques.
Les barèmes de raccordement reposent sur des modélisations des usages et notamment de leur
foisonnement qui peuvent être spécifiques dans le cas des bornes de recharges. En fonction du niveau de
cette spécificité, il convient peut être d’adapter les procédures de raccordement.
Concernant le raccordement indirect, en fonction du cadre retenu le barème pourra être adapté.
Principaux points à résoudre :
Solutions envisagées
1) Un nouveau barème SEI est en cours de finalisation; il doit ensuite
obtenir la validation de la CRE avec une hausse de 30 à 35%. Une mise à
jour plus régulière du barème est à envisager.
2) Sur la question du véhicule électrique, il n’est pas a priori pertinent
d’encourager aujourd’hui le VE sur nos territoires surtout lorsqu’il est
raccordé au réseau.
3) Sur les raccordements indirects, il est essentiel que l’autoproducteur se
déclare. C’est l’objet des conventions d’exploitation mises en place par
SEI.
SEI ne prévoit pas d’étude spécifique sur le sujet mais se coordonnera
avec ERDF – dans le cadre de la convention qui nous lie – pour
déployer la méthodologie éventuellement retenue.
Intégrer dans les prochaines DTR la convention de raccordement des
auto producteurs qui assure la sécurité des personnes, la sureté du
système électrique (gestion de l’intermittence) et l’absence d’un
dispositif de comptage adapté.
Calendrier de déploiement
2014
2015
Mise en application de la version du barème SEI
actuellement en cours de finalisation
2016
2017
Prise en compte des évolutions dans la
construction du prochain barème.
Dès que le dispositif de soutien à
l’autoconsommateur/autoproducteur sera connu, mise à
jour des DTR
19
Thème : Aval Compteur
A
N
A
L
Y
S
E
Recommandation n° 3, 28
Normalisation des contacts virtuels
Définition et publication des exigences
minimales permettant de garantir la
communication entre les équipements
du réseau et les équipements aval
Le compteur de SEI s’appuiera sur la technologie du compteur d’ERDF et à ce titre pourra bénéficier
de tous les travaux de normalisation et de spécification des exigences réalisés par ERDF.
La normalisation des signaux par le GTE doit permettre d’orienter le marché et d’accompagner le
développement d’usages pilotables. SEI est largement favorable à cette démarche.
La solution retenue en matière de comptage communicant à SEI devrait s’appuyer sur la solution
retenue en métropole continentale permettant d’en reprendre les grand principes. Le moment venu,
SEI publiera dans sa DTR 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.
Principaux points à résoudre :
1) Acter la participation de SEI au GTE.
2) Travailler sur les principaux usages pilotables.
3) S’assurer de la robustesse/simplicité des signaux mis en place pour tenir
compte de certaines spécificités des territoires de SEI en terme de
réseaux, SI.
Solutions envisagées
La solution de base envisagée par EDF SEI sera de faire comme sienne
la standardisation retenue par le GTE pour les contenus des messages
et l’association des relais virtuels à des usages types,
De même, 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 seront communes
autant que possible à celles déployées en métropole continentale pour
bénéficier notamment des effets d’entraînement sur les matériels.
Calendrier de déploiement
2014
2015
2016
Calendrier de déploiement calé sur celui du déploiement des compteurs communicants à SEI
dont le déploiement est prévu au plus tôt à partir de 2017
20
Thème : Aval Compteur
A
N
A
L
Y
S
E
Recommandation n° 30
Protection du signal CPL
La CRE demande aux gestionnaires de réseau de décrire dans leur documentation technique de
référence, les exigences en matière de protection du signal CPL .
SEI s’appuiera sur les mêmes outils qu’ERDF en matière de communication CPL
Principaux points à résoudre :
Solutions envisagées
1) Introduire dans la documentation technique de référence de SEI les
exigences en matière de protection CPL
La solution de base envisagée par EDF SEI sera d’utiliser les mêmes
exigences que celles retenues par ERDF dans sa DTR
Calendrier
de déploiement
In
2014
2015
2016
Calendrier de déploiement calé sur celui d’ERDF
21