SmartGrid Avenir

Une étude mondiale d’Accenture (sur 9000 consommateurs dans 17 pays) intitulée « Understanding Consumer Preferences in Energy Efficiency » montre que 46% des personnes interrogées ne participerait pas à un dispositif de gestion de l’énergie car cela augmenterait leur facture électricité.

Et pourtant, l’argument souvent invoqué pour faire accepter aux particuliers la pose de compteurs intelligents est la possibilité de gérer sa consommation d’énergie pour dépenser moins d’argent. Autrement dit, les réseaux et compteurs intelligents nous permettraient de faire des économies.

Cela est-il vrai ?

Pour tenter de comprendre l’impact de l’installation des smart grids et des smart meters, commençons par comprendre comment se décompose le prix de l’électricité pour les particuliers aujourd’hui. Il est de 0,12€/kWh. Le tarif de l’électricité a trois composantes : la fourniture de l’énergie (40%), son acheminement (33%), et les taxes et autres contributions (27%). Chaque composante est déterminée par les pouvoirs publics et s’impose pour les tarifs réglementés.

La fourniture

La décomposition de la structure de coût de la partie fourniture explique la différence entre le tarif réglementé et l’offre à prix de marché avec notamment les coûts de commercialisation et la marge nette dégagée.Le détail des frais entrant dans la composition de la fourniture de l’électricité est le suivant:

• le coût complet de production de l’électricité par les centrales, investissements et charges de fonctionnement, dont les coûts d’approvisionnement : combustible, personnel, autres frais de fonctionnement,… Ce sourcing électricité correspond à 70% du prix de la fourniture. Les tarifs réglementés de la fourniture d’électricité sont fixés chaque année par décret en Conseil d’État, après avis de la CRE et de l’Autorité de la concurrence.
• Les différents markup couvrant différents risques comme la thermosensibilité des clients, soit 10-15% du prix de la fourniture
• les coûts de commercialisation (marketing, gestion de clientèle…) et la marge nette du fournisseur d’énergie, soit 15-20% du prix de l’électricité

L’acheminement

Après avoir été produite, l’électricité est acheminé via le réseau de transport géré par RTE (lignes à très haute ou haute tension) le réseau de distribution d’ERDF (lignes à moyenne et basse tension).

Les fournisseurs d’énergie reversent une partie de la facture d’électricité aux gestionnaires de réseaux : RTE, ERDF ou des entreprises locales de distribution (ELD). Le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (Turpe) est déterminé en fonction de plusieurs coûts :

• les coûts de gestion et d’exploitation des réseaux publics
• les coûts de maintenance, de sécurisation et de développement des réseaux publics ;
• les coûts de recherche et de développement nécessaires à la sécurisation des réseaux et à l’accroissement des capacités des lignes électriques.

La fiscalité et autres taxes (27%)

Plusieurs taxes ou contributions s’appliquent :

• La contribution tarifaire d’acheminement (2%) : cette contribution doit permettre notamment le financement des droits spécifiques du régime spécial de l’assurance vieillesse pour le personnel des entreprises électriques et gazières.
• La contribution au service public de l’électricité (4%): elle est destiné à financer les charges liées à la mission de service public de l’électricité. Ces charges prennent en considération les surcoûts liés aux obligations d’achat des énergies renouvelables, les surcoûts de production dans les zones non interconnectées (dans les Dom et en Corse par exemple), et enfin les charges résultant des dispositifs d’aide aux clients démunis (tarif de première nécessité…). Son montant est de 4,50 €/MWh au 1er août.
• La TVA (14%): elle s’applique sur l’abonnement, la consommation, les prestations, les taxes locales et la contribution tarifaire d’acheminement (CTA).
• Les taxes locales (7%): elles sont prélevées pour le compte des collectivités locales.

Ce détail de la décomposition du prix de l’électricité nous permet maintenant de voir avec précision où se répercutera le surcoût lié à la mise en place du compteur communicant Linky.

Le coût du déploiement des compteurs communicants

Aujourd’hui en France, le coût de mise en place du compteur communicant Linky (35 millions de foyer d’ici 2021) devrait s’établir entre 4 et 8 milliards d’euros. Ce surcoût devrait alors impacté le coût de l’acheminement. Mais ERDF assure que le financement sera assuré par les économies réalisées par les gestionnaires de réseau et les économies d’énergie. Or le Turpe (Tarif d’utilisation du réseau public d’électricité) est la véritable manne financière permettant de financer le projet Linky. Les opérateurs répercuteront probablement l’augmentation de cette taxe sur la facture électrique. Finalement, les consommateurs payeront bien le déploiement des compteurs intelligents via le Turpe. L’avenir nous dira à combien s’élève l’augmentation de cette taxe.

Il reste maintenant à savoir si cette augmentation de la facture d’électricité sera supérieure ou non au 5-15% d’économie d’énergie (donc d’économie d’argent sur la partie consommation de sa facture électrique) promis aux consommateurs par le biais des compteurs intelligents, compteurs qui devraient permettre, indirectement, de gérer mieux sa consommation d’énergie.

Nous saurons véritablement si les réseaux et compteurs intelligents nous permettront de faire des économies d’argent ou non quand nous aurons une meilleure vision des prix des systèmes de gestion de l’énergie résidentielle à venir.

Avant même de parler des réseaux électriques intelligents, peut-être faudrait il d’abord expliquer ce qu’est un réseau électrique et comment les réseaux électriques que nous avons tous connu ont vu progressivement le jour.

Un réseau électrique est à minima constitué d’un centre de production électrique et d’un point de consommation, eux-mêmes reliés par des lignes électriques. Ces dernières sont connectées entre elles par les postes électriques, postes dans lesquels se trouvent les transformateurs électriques. Un réseau électrique permet de gérer l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité.

Il a fallu attendre la fin du XIXe siècle pour voir apparaître les premiers réseaux électriques car les technologies de production et de liaison n’étaient pas encore matures.

La dynamo à l’origine des premiers réseaux électriques

L’invention de la dynamo par Gramme en 1869 marque le début de l’ère des réseaux électriques. C’est en 1881 lors de l’Exposition Internationale d’Electricité de Paris qu’apparaît la première installation de distribution d’énergie électrique alimentée par 2 dynamos. Les premiers réseaux électriques apparaissent alors simultanément en 1882 à New York (1200 ampoules d’Edison, fondateur de l’Edison Electric Light Co qui deviendra General Electric) et Bellegarde, en France. Leurs caractéristiques : des réseaux utilisant du courant continu et très limité car l’acheminement de l’électricité n’est possible que sur une petite distance.

Entre courant continu et courant alternatif

À cette période les premières expérimentations de transport de l’énergie électrique se développent à partir du courant continu. Ce sont cependant des échecs relatifs car elles ne permettent pas le transport à grande échelle. En parallèle du courant continu apparait le courant alternatif inventé par Lucien Gaulard. Avec Nikola Tesla, inventeur de l’alternateur, George Westinghouse, ingénieur et entrepreneur américain, promeut le courant alternatif triphasé dès 1891. Les deux technologies s’opposent alors avec une vive critique d’Edison sur le risque du courant alternatif en haute tension pour les êtres vivants.

En 1896, la mise en service de la première ligne industrielle en triphasé fut un succès total : le courant alternatif triphasé sera alors LE moyen de transport de l’énergie électrique.

Les villes s’électrifient…

A la fin du XIXe et au début du XXe siècle, des compagnies d’électricité se créent progressivement pour servir l’électrification des tramways, des métros et des chemins de fer ainsi que de l’utilisation de l’électricité par les ménages. Ces opérateurs construisent des centrales électriques et de petits réseaux locaux.

…et s’interconnectent avec les campagnes

Dans la première moitié du XXe siècle les réseaux urbains des pays industrialisés se sont agrandis afin d’électrifier les campagnes. Pour des soucis d’économies d’échelle et de valorisation des ressources géographiques en fonction de leur localisation, des réseaux se sont interconnectés entre eux au niveau régional. Cela a permis aussi de palier à certaines pannes.

Plusieurs difficultés rencontrées pour le développement des réseaux électriques

Les compagnies d’électricité utilisaient des fréquences et des niveaux de tension différents. Or pour permettre une interconnexion des réseaux, il faut adopter une fréquence unique. Finalement 2 standards de fréquence voient le jour : 50 Hz pour le monde entier excepté le continent américain avec ses 60 Hz.

L’héritage du passé avec des infrastructures conçues pour durer plusieurs dizaines d’années posèrent un problème. En effet, si l’électrification des campagnes était aisée du fait de l’absence de tout réseau antérieur et donc la mise en œuvre immédiate des standards du moment (en termes de tension et de fréquence), cela n’était pas le cas pour les villes. Ces dernières étaient dotées de réseaux non interconnectables, conduisant à la multiplication des câbles. Les réseaux en courant continu ont ainsi subsisté très longtemps localement : jusque 1965 à Paris, et 2007 à New York!

Un problème de coût a aussi freiné le développement des réseaux électriques. Pour mettre fin à ce problème, le système des concessions de service public est créé. Les contrats de concession permettaient aux communes de confier à d’autres sociétés la construction des infrastructures électriques. Ces sociétés étaient gagnantes car elles pouvaient alors exploiter le réseau donc obtenir des redevances liées à cette exploitation.

Nous verrons dans un prochain article comment s’est construit le réseau électrique français !

MILLENER signifie Mille Installations de gEstion éNERgétique dans les îles

L’Ademe a lancé en 2009 un AMI Smart Grids sur lequel EDF SEI s’est positionné. Le projet a été intégré dans le cadre de l’Investissements d’Avenir. Il est en attente de validation…

C’est un projet sur 4 ans : le démonstrateur prévoit de déployer des écosystèmes chez des clients particuliers comme des passerelles énergétiques et des batteries de stockage associés  à des systèmes PV. Ces installations seront déployées à la Guadeloupe, en Corse, à la Réunion.

Les enjeux sont multiples : un impact comportemental de l’information sur la consommation, des gains en MDE, la pertinence du pilotage des effacements diffus, l’analyse de la valeur et définition de modèle économiques associés et l’amélioration du taux de pénétration des énergies renouvelables et optimisation du pilotage de l’équilibre du réseau.

Huit partenaires industriels travaillent sur c projet : EDR R&D, EDF SEI, Edelia, Schneider, BPLG, DeltaDore, Tenesol, Saft

Quelques chiffres : le coût global est 30,2M€ avec une partition de l’Ademe de 7,2M€

Deux grandes familles d’installations sont étudiées :

-        la configuration batteries et PV : Un système de stockage permet d’injecter une énergie PV lissée sur le réseau, de contribuer à l’équilibre du réseau (réglage fréquence, apport de puissance aux heures de pointe..), au client d’autoconsommer son énergie produite et d’être secouru en cas de panne. 500 installations sont prévues et seront réparties sur les 3 îles.

-        La configuration passerelles énergétiques : Une passerelle énergétique permet de gérer les équipements de chauffage/climatisation du client afin de diminuer sa consommation, de contribuer à l’équilibre du réseau (effacement de puissance, réglage puissance…). 1000 installations sont prévues et seront réparties sur les 3 îles.

L’ensemble des équipements mis en œuvre dans le cadre du Projet sont pilotés depuis le dispatching de l’île :

-        La plate-forme de pilotage Power SG® permet à l’opérateur de gérer globalement ou localement l’équilibre sur le réseau par :

• La programmation des effacements de charge globale, par Poste de Distribution, par quartier, par logement ou par usage chez le client
• La mise à contribution des batteries de stockage gérées individuellement et agrégées de façon cohérente sur l’ensemble du réseau. D’ailleurs les principales fonctionnalités du système Stockage+PV sont les suivantes : le lissage de la variabilité solaire, la gestion instantanée de la fréquence, la gestion programmée de l’équilibre offre-demande (la veille pour le lendemain), la gestion infra-journalière de l’équilibre offre-demande, le secours (réseau hors service).

-        Cette plate-forme permet de mettre à disposition de l’opérateur un tableau de bord ajusté en quasi temps réel permettant de réagir de façon efficace à l’évolution des conditions sur le réseau

-        La centralisation des données et alarmes générées par tous les équipements installés sur le réseau et chez le client final permet leur traitement et analyse de façon simplifiée

-        Un portail client permet le suivi de la consommation et la gestion du niveau de confort