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