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Données et diagnostic

Enjeux

L'appropriation des enjeux sur le réseau électrique enrichit la planification de la transition énergétique des territoires

Les collectivités territoriales sont de plus en plus nombreuses à fixer des objectifs ambitieux pour la transition énergétique. Ceux-ci concernent notamment le développement de l’éolien, du photovoltaïque et de la mobilité électrique, filières qui sont chacune susceptibles de générer des besoins d'adaptation du réseau électrique à différentes échéances.

Les collectivités chargées de la politique énergie-climat doivent intégrer un diagnostic réseau électrique à leur Plan Climat Air Énergie Climat (PCAET, voir article dédié). Dans ce cadre, elles vérifient la cohérence des objectifs fixés, notamment en termes d’EnR, avec la capacité d’accueil des réseaux. A cet effet, elles doivent :

  • s’assurer que les réseaux sont adaptés aux premières actions de développement du photovoltaïque, de densification des réseaux de chaleur, de production de biométhane, …
  • intégrer les évolutions à venir (développement d’énergies renouvelables, baisses ou hausses de consommations, substitutions d’énergies, …) dans la planification des investissements dans les réseaux.

Pour la collectivité, ce premier diagnostic (voir la page « Diagnostic des réseaux ») nécessite à minima d’obtenir du Gestionnaire de Réseau de Distribution (GRD) les données topologiques du réseau électrique (voir la page « Données topologiques et données en puissance »). Un exemple de diagnostic est le croisement de ces données avec l'estimation du gisement photovoltaïque d’un territoire (voir article "Cadastre solaire"). Ce croisement, également appelé cadastre solaire et réseau, est réalisé de manière à obtenir un ordre de grandeur de la part du gisement qui est raccordable sans travaux, au vu des infrastructures actuelles.

Collecte des données

L'ACCÈS AUX DONNÉES sur les réseaux DÉPEND DE L'USAGE ET de l'interlocuteur

Lorsque l'on parle "d'accès aux données", quatre types principaux de données peuvent être distingués. Ceux-ci ont des usages très différents :

  • des données dynamiques en énergie issues des compteurs individuels ;
  • des données dynamiques en puissance issues des compteurs individuels ;
  • autres grandeurs physiques dynamiques du réseau obtenues par simulation ou mesurées par des capteurs sur le réseau public ;
  • des données topologiques statiques issues des bases de données des GRD ;
  • des données statiques en puissance issues des bases de données des GRD.

Le tableau ci-dessous résume l'usage potentiel de ces données, l'accès possible à celles-ci, et les références réglementaires éventuelles.

L'usage des données est encadré par des textes réglementaires et également par la CNIL (Commission nationale de l'Informatique et des Libertés) pour celles qui concernent les particuliers. Les gestionnaires de réseaux de distribution sont garants de l'usage et du traitement des données. La confidentialité de certaines de ces données est décrite dans les pages suivantes.

  • Tableau des exemples de données, d'accès à celles-ci et des références réglementaires associées classés par type de données
    Types de données Exemples de données Accès Principales références
    Dynamiques en énergie

    Données brutes : Consommation d'électricité à différents pas de temps et différentes échelles

    Données issues d'analyses : par exemple analyse de la thermosensibilité

    Open data

    Usager

    Personnes publiques

    Décret n°2016-973, arrêté du 18 juillet 2016

    Dynamiques en puissance

    Données brutes : Puissance maximale soutirée/injectée sur un pas de temps à différentes échelles, puissance maximale atteinte en tête des départs HTA, ...

    Données traitées : capacité d'accueil en soutirage ou en injection

    Autorités concédantes

    Open data

    Convention annexée au contrat de concession

    capareseau.fr

    Autres grandeurs physiques dynamiques du réseau Données en tension (sur le réseau public BT ou HTA) mesurées ou simulées, ... Autorités concédantes Convention annexée au contrat de concession
    Topologiques Tracé du réseau, position des postes de transformation, avec ou sans éléments descriptifs de ces ouvrages (nature et section des câbles, puissance des postes ...)

    Open data

    Collectivités territoriales

    Autorités concédantes

    Décret n°2016-973 (code de l'énergie D.111-54)

    Convention annexée au contrat de concession

    Statiques en puissance Puissance des abonnements en consommation, puissance installée des producteurs, ...

    Collectivités territoriales

    Autorités concédantes

    Open Data

    Convention annexée au contrat de concession

    Registre national des installations de production et de stockage (Code de l'énergie L. 142-9-1)

    Open Data Enedis

Données topologiques et données en puissance

Des données topologiques partielles sont disponibles en OPEN DATA

Enedis, en tant que gestionnaire de réseau de distribution sur 95 % du territoire, met en ligne des données sur l'architecture physique du réseau de distribution d'électricité. Ce n'est pas le cas des autres GRD.

Ces informations sont fournies à titre indicatif. Elles sont téléchargeables (format tableur ou SIG) ou peuvent être simplement visualisées en ligne.

La localisation des réseaux BT et HTA souterrains est disponible depuis fin 2019.

Les données sont uniquement topologiques: les ouvrages ne sont pas caractérisés (section des câbles, puissance des postes, ...). Elles sont donc insuffisantes pour réaliser une analyse fine des raccordements ou une évaluation des capacités d'accueil pour la production du réseau de distribution. Elles peuvent permettre néanmoins, par exemple, de:

  • identifier le poste HTA/BT le plus proche en linéaire réseau d'une ou plusieurs installations de production en projet ;
  • calculer une distance entre le poste HTA/BT le plus proche et le lieu de production envisagé en linéaire réseau ;
  • faire des statistiques de densité de réseau à des mailles inférieures au département.

Données sur la qualité d'alimentation

la qualité d'alimentation englobe la continuité d'alimentation, la qualité de l'onde de la tension et la qualité de service

La qualité d'alimentation regroupe les trois domaines suivants :

  • la « continuité d’alimentation », qui est affectée par les interruptions fortuites et les interruptions programmées ;
  • la « qualité de l’onde de la tension », impactée par les fluctuations de fréquence, les fluctuations rapides et lentes de la tension, les déséquilibres, les surtensions et les harmoniques (à ne pas confondre avec la notion de sécurité des installations électriques) ;
  • la « qualité de service », caractérisant la relation entre le gestionnaire ou fournisseur et l’utilisateur des réseaux (non abordé dans le cadre de cette formation).

Les deux premiers domaines sont encadrés par l'arrêté du 24 décembre 2007, issu en partie de la déclinaison de la norme européenne EN 50 160.

Au niveau national, la CRÉ vérifie les statistiques de la qualité d'alimentation, qui sont associées à une régulation incitative des GRD (voir article sur le TURPE). Localement, les AODE ont pour rôle d'assurer le suivi des indicateurs de qualité d'alimentation.

Les paragraphes suivants traitent uniquement de la qualité de l'onde de tension, des données permettant son suivi à une échelle locale, et des perspectives d'évolutions.

Deux sujets sont prégnants pour les producteurs :

  • en phase de dimensionnement : les hypothèses sur le paramétrage en tension du réseau utilisées pour évaluer la contrainte de tension et dimensionner le raccordement pour la lever, le cas échéant ;
  • en phase exploitation : les tensions effectives au point de raccordement du producteur.

Données sur les capacités d'accueil

Les données sur les capacités d'accueil en production sur les postes sources sont disponibles en Open data

Dans le cadre des Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR), RTE et Enedis mettent à jour mensuellement les données sur les capacités réservées aux EnR sur les postes sources et les capacités d'accueil pour les autres filières de production, cela sur tout le territoire métropolitain. Les données sont disponibles sur le site capareseau.fr . Les informations suivantes sont disponibles :

  • Puissance EnR déjà raccordée ;
  • Puissance des projets EnR en développement (file d'attente) ;
  • Capacité d'accueil réservée, au titre du S3REnR, qui reste à affecter.

Au-delà des capacités réservées, des données sont disponibles sur la capacité technique des ouvrages (identifiées comme les "données pour le raccordement en dehors du S3REnR"). En effet, des transferts administratifs de capacité réservée sont possibles entre postes sources à condition qu'ils ne génèrent pas des coûts de travaux plus importants que prévu. Ce sont donc bien ces données qui permettent d'évaluer si le raccordement est possible sur le poste source :

  • RTE - Capacité d'accueil en HTB2 et HT1 : un feu tricolore indique la saturation ou non des lignes ;
  • Capacité de transformation HTB/HTA restante disponible pour l'injection sur le réseau public de distribution : cette donnée ne tient compte ni de la file d'attente ni de la capacité réservée aux EnR restante sur le poste.

Pour aller plus loin, voir l'article sur les S3RENR.

Diagnostic des réseaux

Le diagnostic des réseaux électriques est fait à différents niveaux de détail selon la compétence et le besoin des acteurs

Un état des lieux des réseaux énergétiques est imposé aux collectivités réalisant un plan climat air-energie-territoire (PCAET) par le Décret n° 2016-849 du 28 juin 2016 relatif au plan climat-air-énergie territorial . Bien qu'une partie seulement des collectivités en charge des PCAET détiennent également la compétence réseaux de distribution, cet état des lieux est toujours utile a minima pour vulgariser le sujet des réseaux et faire prendre conscience des grands ordres de grandeur. Les éléments de ce diagnostic sont décrit dans l'article dédié aux PCAET.

Par ailleurs, un diagnostic technique de l'état du réseau électrique est réalisé réalisé tous les ans dans le cadre de la mission de contrôle des autorités concédantes (voir article Cadre de la concession). Un diagnostic partagé entre les autorités concédantes et leur(s) concessionnaire(s) est également établi en vue d'une planification des investissements à réaliser sur le réseau. Ce diagnostic est un élément essentiel en particulier lors du renouvellement du contrat de concession.

Confidentialité des données

En cours de rédaction.

L'amélioration de la connaissance du réseau permet d'Optimiser les coûts de raccordement des EnR

Les coûts de raccordement peuvent affecter la viabilité des projets EnR. Ceux-ci sont déterminés par le Gestionnaire de Réseau au moment de l’étude de raccordement (voir article sur les "Principes d'études et de dimensionnement"). Or, cette étude se base elle-même sur les données du réseau électrique, qui sont souvent modélisées et non mesurées (voir la page « Données sur la qualité d’alimentation - Tension »). Une meilleure précision sur ces données, en particulier sur le réseau basse tension, pourrait donc permettre d’optimiser les solutions de raccordement.

L'ACCÈS AUX DONNÉES AMÉLIORE LA COORDINATION ENTRE LES ACTEURS

L’accès aux données du réseau électrique est également un enjeu fort de la relation entre l’Autorité Organisatrice des Réseaux de Distribution (AODE) et son Gestionnaire de Réseaux de Distribution (GRD), notamment en termes planification des travaux d'adaptation du réseau (voir la page « Diagnostic des réseaux »). Pour en savoir plus à ce sujet, voir l’article « Cadre de la concession ».

L’amélioration de la connaissance des infrastructures et le partage de cette connaissance entre acteurs du système électrique pourrait également faciliter le travail de planification et d’adaptation du réseau électrique aux nouveaux usages, avec pour enjeu l’augmentation de sa capacité d’accueil.

Les producteurs Enr ont besoin d'une visibilité sur les capacités d'accueil

Les données sur la capacité d'absorption de la production sur les postes électriques sont des signaux sur la facilité (et donc sur le coût) de raccordement des installations de production. Ces indicateurs permettent, dans certains cas et dans la limite des possibilités liées à l'implantation des projets, d'optimiser le choix de la localisation du site de production (voir la page « Données sur les capacités d'accueil »).

Dernière Mise à jour : 09/06/2020

Les données primordiales pour la planification des réseaux sont les données topologiques et les données en puissance

Les données concernant les ouvrages du réseau électrique (câbles et postes), appelées données topologiques, sont nécessaires pour comprendre la capacité de l'infrastructure à transiter l'énergie, que ce soit pour alimenter les consommateurs ou collecter la production des producteurs. Le réseau étant dimensionné par rapport aux puissances maximales transitées (voir article Planification des réseaux de distribution), les données sur ces dernières sont essentielles.

Les données sur la capacité d'accueil des ouvrages en soutirage ou en injection ne sont pas disponibles en Open data, à l'exception des capacités d'accueil pour la production sur le site pour les postes sources. La capacité d'accueil dépend fortement de l'emplacement des sites, et ceci est d'autant plus vrai en production (voir l'article sur les Principes d'études et de dimensionnement). Ces données ne sont actuellement pas simulées par les gestionnaires de réseaux de distribution en injection, bien que des expérimentations aient été menées à l'échelle de certains territoires.

L'accès aux données en énergie, non essentielles à la planification, mais cruciales notamment pour évaluer les potentiels d'économies d'énergie et en faire le suivi, n'est pas décrit ici. Quelques références peuvent aider à avancer sur ce sujet :

  • L'observatoire des statistiques fournit des par maille IRIS ou commune sur un historique d'une décennie.
  • L'accès aux données de consommation d'électricité pour les personnes publiques est gratuit à raison d'une demande au gestionnaire de réseau de distribution par an, dans le cadre de l'arrêté du 18 juillet 2016.

Les pages suivantes décrivent l'accès aux données en puissance et aux données topologiques pour différents acteurs.

Dernière Mise à jour : 09/06/2020
Article suivant Données topologiques et données en puissance

Les données topologiques complètes du réseau sont accessibles gratuitement pour tout type de collectivité

Toute collectivité peut demander à son gestionnaire de réseau de distribution les plans dit "moyenne échelle" du réseau, une fois par an, gratuitement. La transmission de ces informations est rendue obligatoire par le VII de l'Article D111-55 du code de l'Énergie.

Ces plans sont transmis en format SIG (fichiers shape) et comprennent généralement les informations suivantes sur le périmètre de la collectivité, la transmission pouvant varier d'une direction régionale d'Enedis à une autre, et d'un GRD à l'autre:

  • l'intégralité du tracé des réseaux BT et HTA, et leur type (aérien nu, aérien torsadé, souterrain) ;
  • la localisation des postes de distribution publique (DP) ;
  • la localisation des postes de distribution privé, dits "postes clients" ;
  • la localisation des postes sources (HTA/HTB).

Ces données, bien qu'elles ne comportent pas toutes les caractéristiques des ouvrages, peuvent permettre de :

  • comprendre le maillage du territoire ;
  • identifier les "zones blanches" où un raccordement de production risque d'être très coûteux ;
  • analyser de manière macro les conséquences d'une évolution de la consommation et de la production.

les autorités concédantes et LES EPCI réalisant des PCAET ont accès à des données topologiques enrichies

Les autorités concédantes et les EPCI dans le cadre de l'élaboration des PCAET sont destinataires des informations complémentaires suivantes dans les attributs de ces objets localisés :

  • nature et section des câbles ;
  • puissance nominale et nombre de transformateurs dans les postes de distribution publique.

La puissance nominale des postes clients est considérée comme une information commercialement sensible (ICS) par Enedis et n'est pas transmise.

La transmission de ces données fait l'objet d'une convention entre le gestionnaire de réseau de distribution, la collectivité, et éventuellement un tiers (par exemple, un bureau d'études AMO en charge de l'élaboration du PCAET).

Ces données permettent une première évaluation l'adéquation entre les exercices de planification énergétique des collectivités territoriales et l'architecture existante du réseau, avec un focus sur, notamment :

  • les zones d'aménagement envisagées : une estimation grosse maille de la puissance nécessaire peut être réalisée grâce aux caractéristiques connues (nombre de logements, surface tertiaire, ...), une estimation des usages et un facteur de foisonnement. La norme NF C14-100  fournit certains indicateurs en VA/m2 ou en VA/logement. Cette estimation de besoin peut être comparée à la puissance des  postes HTA/BT existants. L'information utile pour compléter cette analyse est le taux de charge actuel des postes HTA/BT, information qu'obtiennent certaines autorités concédantes.
  • le cadastre solaire : celui-ci peut être caractérisé par certains indicateurs pouvant indiquer un besoin de développement de l'infrastructure, par exemple : 
    • le pourcentage du gisement en basse tension situé à moins de 250 mètres d'un poste HTA/BT ;
    • le pourcentage du gisement raccordé à des lignes basse tension en fils nus (ces câbles ayant généralement une faible capacité) ;
    • la comparaison entre le potentiel total en basse tension et la somme des puissances nominales des postes ;
    • une estimation de la capacité d'accueil des postes HTA/BT, moyennant des hypothèses à établir sur la consommation ou des données sur celles-ci.
  • le plan de déploiement des bornes de recharge de véhicules électriques : celui-ci peut être comparé à la capacité des lignes en basse tension et des postes HTA/BT, moyennant des hypothèses sur les niveaux de charge existants. Le plan de déploiement peut être ajusté pour éviter de générer des contraintes supplémentaires sur le réseau et de fragiliser certaines zones. Cette compétence est exercée par certaines autorités concédantes. Voir l'article "Impact du déploiement des bornes de recharge".

Les AODE doivent également avoir connaissance des programmes de travaux. C'est également le cas des communes concernées. Ces dernières ont accès via leur compte collectivité à une représentation cartographique des travaux à venir.

Les autorités concédantes ont accès à des plans plus détaillés pour la maîtrise d'ouvrage des travaux en soutirage et à des données de puissance

Les autorités concédantes réalisent une partie de la maîtrise d'ouvrage des travaux en basse tension, liés au soutirage, dans les communes rurales (voir l'article sur la maîtrise d'ouvrage). Dans ce cadre, le gestionnaire de réseau de distribution leur transmet des données plus détaillées sur le secteur concerné par les travaux programmés pour qu'elles puissent réaliser leurs études:

  • puissance souscrite en soutirage et localisation des clients raccordés,
  • taux de charge du poste HTA/BT,
  • plans grande échelle des réseaux BT.

A défaut d'obtenir les deux premiers types de données, les AODE dimensionnent en utilisant les ratios de la NFC14-100 (voir article sur le dimensionnement en soutirage). Les AODE peuvent aussi se baser sur l'étude (APS) réalisée par le GRD.

Concernant la maîtrise d'ouvrage des travaux de raccordement d'une installation de production, le gestionnaire de réseau de distribution réalise lui-même l'étude de raccordement qu'il transmet aux AODE. Si ces dernières réalisaient elles-mêmes des études équivalentes, elles auraient besoin de données supplémentaires à la liste ci-dessus : la localisation précise des producteurs existants et leur puissance le cas échéant.

Dernière Mise à jour : 09/06/2020
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Article suivant Données sur la qualité d'alimentation

La qualité de l'onde de tension est un sujet clé pour l'intégration des producteurs au réseau

La qualité de l'onde de tension concernent les données de tension sur le réseau et au point de raccordement des utilisateurs. C'est un sujet particulièrement sensible pour les utilisateurs :

  • Les appareils des consommateurs finaux peuvent ne pas démarrer en cas de tension trop basse, ou être abîmé par des tensions trop hautes .
  • Les producteurs sont particulièrement affectés en cas de tension haute puisque les onduleurs des installations photovoltaïques sont paramétrés pour se mettre en veille à une tension dépassant Un+10%. L'injection de l'électricité produite par l'installation est alors suspendue, entraînant une baisse des recettes pour le producteur. Cela est d'autant plus dommageable que ces dépassements interviennent généralement en été au moment des pics de production.

Le réseau doit satisfaire deux situations extrêmes : des consommations importantes et des productions basses en hiver — risque que la tension soit inférieure à 10 % de sa valeur nominale —, des productions hautes et des consommations faibles en été — risque que la tension soit supérieure à 10 % de sa valeur nominale. Cet état de fait est particulièrement vrai pour les réseaux basse tension sur lesquels sont raccordés de la production photovoltaïque (voir article sur les Principes d'études et de dimensionnement).

L'amélioration de la connaissance du comportement dynamique en tension du réseau basse tension (et également moyenne tension) est essentielle pour adapter la conception du réseau (sections des câbles, paramétrage du poste HTA/BT) en présence de production décentralisée.

Le compteur Linky ne garde en mémoire que les tensions anormales

Le compteur Linky est paramétré pour garder en mémoire uniquement les valeurs de tension qui sortent de la plage réglementaire, appelées les "excursions de tension, essentiellement pour minimiser les quantités de données à gérer. Ces données permettent un suivi personnalisé de la qualité de l'onde de tension perçue par les utilisateurs

Les données enregistrées par le compteur Linky sont insuffisantes en l'état pour améliorer la conception et à la planification des réseaux publics de distribution en intégrant le déploiement de la production décentralisée. L'amélioration de la connaissance du réseau basse tension pour dégager de nouvelles capacités d'accueil passe par une analyse plus fine du comportement du réseau en tension.

Les données sur la qualité de l'onde de tension sont issues de simulations

Les valeurs de tension ne sont pas mesurées sur le réseau basse tension, ni chez les utilisateurs. Sur le réseau HTA (moyenne tension), certaines données sont disponibles (tension en tête de départ HTA, tensions mesurées par les compteurs des utilisateurs HTA, etc.) mais ne sont pas forcément utilisées dans les modèles.

Les données sur la qualité de l'onde de tension sur le réseau basse tension sont issues de simulations électriques réalisées par les gestionnaires de réseau de distribution qui permettent de déduire la tension minimale (ou maximale) au point de raccordement de chaque utilisateur du réseau. Ces simulations se basent sur les données topologiques et les données des puissances d'abonnement des clients, et permettent d'identifier les clients "a priori" mal alimentés, au sens de l' arrêté du 24 décembre 2007 :

" utilisateurs dont les points de connexion connaissent au moins une fois dans l'année une valeur efficace de la tension BT ou HTA, moyennée sur 10 minutes, inférieure à 90 % de la valeur de la tension nominale correspondante mentionnée à l'article 1er du présent arrêté ou supérieure à 110 % de cette tension nominale. "

La plage +/-10% autour de la tension nominale (Un) est ce qu'on appelle la "plage réglementaire" de tension en basse tension.

Le déploiement des compteurs Linky en cours sur le territoire métropolitain permettra un suivi à distance et un historique des tensions mesurées qui sortent de la plage réglementaire de tension.

Les données statistiques sur la qualité de l'onde peuvent ne pas correspondre à la réalité du terrain

Dans les modèles, un utilisateur peut être identifié comme mal alimenté alors qu'il est bien alimenté, et vice versa, des clients mal alimentés peuvent ne pas avoir été identifiés alors même qu'ils se plaignent d'une mauvaise qualité d'alimentation. En cas de doute, les AODE peuvent effectuer des campagnes de mesure en plaçant des enregistreurs de tension chez les usagers. Le recoupement entre les simulations électriques et le terrain peuvent être compliqués parce que les mesures doivent être faites dans les moment de consommation maximale.

Par ailleurs, plusieurs sources d'erreurs peuvent expliquer les différences entre la modélisation et la réalité du terrain, en particulier :

  • informations erronées dans la cartographie des réseaux et la puissance d'abonnement des utilisateurs : erreurs sur la puissance nominale des postes, sur la nature et la section des câbles, etc ;
  • différences entre les hypothèses de modélisation et la réalité de terrain, en particulier le réglage en tension des postes de transformation (HTA/BT et postes sources) ;
  • erreurs de rattachement des clients à des tronçons basse tension qui entraînent une surestimation ou sous-estimation de la charge sur les départs concernés ;
  • déséquilibres plus importants que ce que prennent en compte les modèles : cas des réseaux avec peu de clients et des clients raccordés en monophasé.

le GRD rend compte à l'aode du suivi des clients mal alimentés

Chaque année, le gestionnaire du réseau de distribution livre à l'AODE des tableurs nommés "Crit-BT" et "Crit-MT", respectivement pour la basse tension et la moyenne tension, qui recense le nombre de clients mal alimentés au regard de ce critère, par départ basse tension ou départ moyenne tension, issu des modèles du GRD. Les données ne sont pas géolocalisées précisément, seul l'indication du poste HTA/BT permet d'identifier la zone concernée.

Les AODE analyse ces données et peuvent les compléter et les confronter avec d'autres sources de données qui leur sont disponibles de manière ponctuelle : réclamation/plainte d'un client auprès de la commune, campagne de mesure, etc. A terme, les données du compteur Linky devraient également compléter le diagnostic.

Les AODE vérifie également qu'au global sur la concession, moins de 5% des usagers sont mal alimentés.

Les GRD ne communiquent pas aux AODE les hypothèses utilisées dans ses modèles statistiques, en particulier sur les hypothèses du réglage en tension des postes. Des incohérences ont été relevées par de nombreuses AODE entre l'hypothèse d'une prise à vide sur le postes HTA/BT à 2,5% dans les études des raccordement des producteurs et une hypothèse à 5% dans la base de données des clients mal alimentés pour un même poste HTA/BT (voir article sur les Principes d'études et de dimensionnement). En partie pour cette raison, le modèle statistique d'Enedis est en cours de refonte.

Jusqu'à présent, seuls les clients mal alimentés en sous tension étaient suivis. Avec l'arrivée des producteurs, des tensions hautes peuvent être observées sur les réseaux, par exemple en cas d'erreur de dimensionnement par les GRD, et nécessitent un suivi. Les producteurs concernés par des tensions trop hautes sont généralement très vite identifiés puisque cette mauvaise qualité d'alimentation entraîne des pertes de production. Mais  des consommateurs peuvent aussi être concernés.

Pour aller plus loin:

  • la page de la CRÉ sur la qualité d'alimentation ;
  • la traduction française de la norme européenne - Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution: NF EN50-160 ;
  • les compte-rendus annuels de concession (CRAC) généralement disponibles sur le site internet des AODE ;
  • Arrêté du 24 décembre 2007 pris en application du décret n° 2007-1826 du 24 décembre 2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité.
Dernière Mise à jour : 09/06/2020
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La capacité d'accueil sur les départs HTA, sur les postes HTA/BT publics et les départs BT ne sont pas disponibles

Une analyse au cas par cas de la complexité du raccordement est possible en basse tension via l'outil Simulateur de raccordement BT, sur le périmètre d'Enedis. Voir à ce sujet l'article : Coûts de raccordement au réseau.

Aucun équivalent n'existe sur le réseau HTA.

Les données disponibles en Open data et même aux communes et AODE sont actuellement insuffisantes pour faire des études équivalentes à celles des gestionnaires de réseaux (voir à ce sujet la page précédente sur les "Données topologiques et en puissance").

Dernière Mise à jour : 09/06/2020
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le diagnostic technique PAR LES AODE et les grd se base sur l'état des ouvrages

Le diagnostic technique est généralement accompagné d'un état des lieux financier de la concession. Celui-ci fait état des flux entre concessionaire et concédant et comprend les bases techniques et comptables.

Le diagnostic technique comprend généralement les parties suivantes :

  • État des lieux des données disponibles et analyse des réclamations clients.
  • Bilan de la maîtrise d'ouvrage (lorsque l'AODE en exerce une partie) et analyse du prévisionnel de travaux lorsqu'il est connu.
  • Description des réseaux de la concession : le taux d'enfouissement des différents réseaux (HTA, BT) avec un focus sur la technologie fil nu, l'identification du pourcentage des réseaux vulnérables (vent, chutes d'arbres, ...), l'âge des réseaux par rapport à leur durée d'amortissement.
    • Des problématiques spécifiques peuvent également être abordées : éradication progressive du 15 kV en HTA (technologie vétuste remplacée par le 20 kV), remplacement des postes tours qui posent des risques environnementaux, etc.
  • Analyse de la qualité de fourniture : analyse de la continuité et de la qualité d'alimentation via le nombre de clients mal alimentés et son évolution dans le temps, analyse des incidents sur le réseau contribuant au taux de coupure moyen sur la concession (Critère B).
  • Analyse technique du réseau : analyse de la fiabilité des ouvrages, analyse des éléments améliorant l'exploitation du réseau, analyse des risques potentiels pouvant affecter le réseau.

La continuité et qualité d'alimentation doivent être conformes au Décret Qualité n°2007-1826 (codifié dans le code de l'énergie à l'article D322) et décliné dans l'arrêté du 24 décembre 2007

Le diagnostic se fait à l'échelle de la concession, avec dans certains cas des statistiques communales.

Dernière Mise à jour : 09/06/2020
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Dernière Mise à jour : 09/06/2020

Données et diagnostic

Enjeux

L'appropriation des enjeux sur le réseau électrique enrichit la planification de la transition énergétique des territoires

Les collectivités territoriales sont de plus en plus nombreuses à fixer des objectifs ambitieux pour la transition énergétique. Ceux-ci concernent notamment le développement de l’éolien, du photovoltaïque et de la mobilité électrique, filières qui sont chacune susceptibles de générer des besoins d'adaptation du réseau électrique à différentes échéances.

Les collectivités chargées de la politique énergie-climat doivent intégrer un diagnostic réseau électrique à leur Plan Climat Air Énergie Climat (PCAET, voir article dédié). Dans ce cadre, elles vérifient la cohérence des objectifs fixés, notamment en termes d’EnR, avec la capacité d’accueil des réseaux. A cet effet, elles doivent :

  • s’assurer que les réseaux sont adaptés aux premières actions de développement du photovoltaïque, de densification des réseaux de chaleur, de production de biométhane, …
  • intégrer les évolutions à venir (développement d’énergies renouvelables, baisses ou hausses de consommations, substitutions d’énergies, …) dans la planification des investissements dans les réseaux.

Pour la collectivité, ce premier diagnostic (voir la page « Diagnostic des réseaux ») nécessite à minima d’obtenir du Gestionnaire de Réseau de Distribution (GRD) les données topologiques du réseau électrique (voir la page « Données topologiques et données en puissance »). Un exemple de diagnostic est le croisement de ces données avec l'estimation du gisement photovoltaïque d’un territoire (voir article "Cadastre solaire"). Ce croisement, également appelé cadastre solaire et réseau, est réalisé de manière à obtenir un ordre de grandeur de la part du gisement qui est raccordable sans travaux, au vu des infrastructures actuelles.

L'amélioration de la connaissance du réseau permet d'Optimiser les coûts de raccordement des EnR

Les coûts de raccordement peuvent affecter la viabilité des projets EnR. Ceux-ci sont déterminés par le Gestionnaire de Réseau au moment de l’étude de raccordement (voir article sur les "Principes d'études et de dimensionnement"). Or, cette étude se base elle-même sur les données du réseau électrique, qui sont souvent modélisées et non mesurées (voir la page « Données sur la qualité d’alimentation - Tension »). Une meilleure précision sur ces données, en particulier sur le réseau basse tension, pourrait donc permettre d’optimiser les solutions de raccordement.

L'ACCÈS AUX DONNÉES AMÉLIORE LA COORDINATION ENTRE LES ACTEURS

L’accès aux données du réseau électrique est également un enjeu fort de la relation entre l’Autorité Organisatrice des Réseaux de Distribution (AODE) et son Gestionnaire de Réseaux de Distribution (GRD), notamment en termes planification des travaux d'adaptation du réseau (voir la page « Diagnostic des réseaux »). Pour en savoir plus à ce sujet, voir l’article « Cadre de la concession ».

L’amélioration de la connaissance des infrastructures et le partage de cette connaissance entre acteurs du système électrique pourrait également faciliter le travail de planification et d’adaptation du réseau électrique aux nouveaux usages, avec pour enjeu l’augmentation de sa capacité d’accueil.

Les producteurs Enr ont besoin d'une visibilité sur les capacités d'accueil

Les données sur la capacité d'absorption de la production sur les postes électriques sont des signaux sur la facilité (et donc sur le coût) de raccordement des installations de production. Ces indicateurs permettent, dans certains cas et dans la limite des possibilités liées à l'implantation des projets, d'optimiser le choix de la localisation du site de production (voir la page « Données sur les capacités d'accueil »).

Collecte des données

L'ACCÈS AUX DONNÉES sur les réseaux DÉPEND DE L'USAGE ET de l'interlocuteur

Lorsque l'on parle "d'accès aux données", quatre types principaux de données peuvent être distingués. Ceux-ci ont des usages très différents :

  • des données dynamiques en énergie issues des compteurs individuels ;
  • des données dynamiques en puissance issues des compteurs individuels ;
  • autres grandeurs physiques dynamiques du réseau obtenues par simulation ou mesurées par des capteurs sur le réseau public ;
  • des données topologiques statiques issues des bases de données des GRD ;
  • des données statiques en puissance issues des bases de données des GRD.

Le tableau ci-dessous résume l'usage potentiel de ces données, l'accès possible à celles-ci, et les références réglementaires éventuelles.

L'usage des données est encadré par des textes réglementaires et également par la CNIL (Commission nationale de l'Informatique et des Libertés) pour celles qui concernent les particuliers. Les gestionnaires de réseaux de distribution sont garants de l'usage et du traitement des données. La confidentialité de certaines de ces données est décrite dans les pages suivantes.

  • Tableau des exemples de données, d'accès à celles-ci et des références réglementaires associées classés par type de données
    Types de données Exemples de données Accès Principales références
    Dynamiques en énergie

    Données brutes : Consommation d'électricité à différents pas de temps et différentes échelles

    Données issues d'analyses : par exemple analyse de la thermosensibilité

    Open data

    Usager

    Personnes publiques

    Décret n°2016-973, arrêté du 18 juillet 2016

    Dynamiques en puissance

    Données brutes : Puissance maximale soutirée/injectée sur un pas de temps à différentes échelles, puissance maximale atteinte en tête des départs HTA, ...

    Données traitées : capacité d'accueil en soutirage ou en injection

    Autorités concédantes

    Open data

    Convention annexée au contrat de concession

    capareseau.fr

    Autres grandeurs physiques dynamiques du réseau Données en tension (sur le réseau public BT ou HTA) mesurées ou simulées, ... Autorités concédantes Convention annexée au contrat de concession
    Topologiques Tracé du réseau, position des postes de transformation, avec ou sans éléments descriptifs de ces ouvrages (nature et section des câbles, puissance des postes ...)

    Open data

    Collectivités territoriales

    Autorités concédantes

    Décret n°2016-973 (code de l'énergie D.111-54)

    Convention annexée au contrat de concession

    Statiques en puissance Puissance des abonnements en consommation, puissance installée des producteurs, ...

    Collectivités territoriales

    Autorités concédantes

    Open Data

    Convention annexée au contrat de concession

    Registre national des installations de production et de stockage (Code de l'énergie L. 142-9-1)

    Open Data Enedis

Les données primordiales pour la planification des réseaux sont les données topologiques et les données en puissance

Les données concernant les ouvrages du réseau électrique (câbles et postes), appelées données topologiques, sont nécessaires pour comprendre la capacité de l'infrastructure à transiter l'énergie, que ce soit pour alimenter les consommateurs ou collecter la production des producteurs. Le réseau étant dimensionné par rapport aux puissances maximales transitées (voir article Planification des réseaux de distribution), les données sur ces dernières sont essentielles.

Les données sur la capacité d'accueil des ouvrages en soutirage ou en injection ne sont pas disponibles en Open data, à l'exception des capacités d'accueil pour la production sur le site pour les postes sources. La capacité d'accueil dépend fortement de l'emplacement des sites, et ceci est d'autant plus vrai en production (voir l'article sur les Principes d'études et de dimensionnement). Ces données ne sont actuellement pas simulées par les gestionnaires de réseaux de distribution en injection, bien que des expérimentations aient été menées à l'échelle de certains territoires.

L'accès aux données en énergie, non essentielles à la planification, mais cruciales notamment pour évaluer les potentiels d'économies d'énergie et en faire le suivi, n'est pas décrit ici. Quelques références peuvent aider à avancer sur ce sujet :

  • L'observatoire des statistiques fournit des par maille IRIS ou commune sur un historique d'une décennie.
  • L'accès aux données de consommation d'électricité pour les personnes publiques est gratuit à raison d'une demande au gestionnaire de réseau de distribution par an, dans le cadre de l'arrêté du 18 juillet 2016.

Les pages suivantes décrivent l'accès aux données en puissance et aux données topologiques pour différents acteurs.

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Données topologiques et données en puissance

Des données topologiques partielles sont disponibles en OPEN DATA

Enedis, en tant que gestionnaire de réseau de distribution sur 95 % du territoire, met en ligne des données sur l'architecture physique du réseau de distribution d'électricité. Ce n'est pas le cas des autres GRD.

Ces informations sont fournies à titre indicatif. Elles sont téléchargeables (format tableur ou SIG) ou peuvent être simplement visualisées en ligne.

La localisation des réseaux BT et HTA souterrains est disponible depuis fin 2019.

Les données sont uniquement topologiques: les ouvrages ne sont pas caractérisés (section des câbles, puissance des postes, ...). Elles sont donc insuffisantes pour réaliser une analyse fine des raccordements ou une évaluation des capacités d'accueil pour la production du réseau de distribution. Elles peuvent permettre néanmoins, par exemple, de:

  • identifier le poste HTA/BT le plus proche en linéaire réseau d'une ou plusieurs installations de production en projet ;
  • calculer une distance entre le poste HTA/BT le plus proche et le lieu de production envisagé en linéaire réseau ;
  • faire des statistiques de densité de réseau à des mailles inférieures au département.

Les données topologiques complètes du réseau sont accessibles gratuitement pour tout type de collectivité

Toute collectivité peut demander à son gestionnaire de réseau de distribution les plans dit "moyenne échelle" du réseau, une fois par an, gratuitement. La transmission de ces informations est rendue obligatoire par le VII de l'Article D111-55 du code de l'Énergie.

Ces plans sont transmis en format SIG (fichiers shape) et comprennent généralement les informations suivantes sur le périmètre de la collectivité, la transmission pouvant varier d'une direction régionale d'Enedis à une autre, et d'un GRD à l'autre:

  • l'intégralité du tracé des réseaux BT et HTA, et leur type (aérien nu, aérien torsadé, souterrain) ;
  • la localisation des postes de distribution publique (DP) ;
  • la localisation des postes de distribution privé, dits "postes clients" ;
  • la localisation des postes sources (HTA/HTB).

Ces données, bien qu'elles ne comportent pas toutes les caractéristiques des ouvrages, peuvent permettre de :

  • comprendre le maillage du territoire ;
  • identifier les "zones blanches" où un raccordement de production risque d'être très coûteux ;
  • analyser de manière macro les conséquences d'une évolution de la consommation et de la production.

les autorités concédantes et LES EPCI réalisant des PCAET ont accès à des données topologiques enrichies

Les autorités concédantes et les EPCI dans le cadre de l'élaboration des PCAET sont destinataires des informations complémentaires suivantes dans les attributs de ces objets localisés :

  • nature et section des câbles ;
  • puissance nominale et nombre de transformateurs dans les postes de distribution publique.

La puissance nominale des postes clients est considérée comme une information commercialement sensible (ICS) par Enedis et n'est pas transmise.

La transmission de ces données fait l'objet d'une convention entre le gestionnaire de réseau de distribution, la collectivité, et éventuellement un tiers (par exemple, un bureau d'études AMO en charge de l'élaboration du PCAET).

Ces données permettent une première évaluation l'adéquation entre les exercices de planification énergétique des collectivités territoriales et l'architecture existante du réseau, avec un focus sur, notamment :

  • les zones d'aménagement envisagées : une estimation grosse maille de la puissance nécessaire peut être réalisée grâce aux caractéristiques connues (nombre de logements, surface tertiaire, ...), une estimation des usages et un facteur de foisonnement. La norme NF C14-100  fournit certains indicateurs en VA/m2 ou en VA/logement. Cette estimation de besoin peut être comparée à la puissance des  postes HTA/BT existants. L'information utile pour compléter cette analyse est le taux de charge actuel des postes HTA/BT, information qu'obtiennent certaines autorités concédantes.
  • le cadastre solaire : celui-ci peut être caractérisé par certains indicateurs pouvant indiquer un besoin de développement de l'infrastructure, par exemple : 
    • le pourcentage du gisement en basse tension situé à moins de 250 mètres d'un poste HTA/BT ;
    • le pourcentage du gisement raccordé à des lignes basse tension en fils nus (ces câbles ayant généralement une faible capacité) ;
    • la comparaison entre le potentiel total en basse tension et la somme des puissances nominales des postes ;
    • une estimation de la capacité d'accueil des postes HTA/BT, moyennant des hypothèses à établir sur la consommation ou des données sur celles-ci.
  • le plan de déploiement des bornes de recharge de véhicules électriques : celui-ci peut être comparé à la capacité des lignes en basse tension et des postes HTA/BT, moyennant des hypothèses sur les niveaux de charge existants. Le plan de déploiement peut être ajusté pour éviter de générer des contraintes supplémentaires sur le réseau et de fragiliser certaines zones. Cette compétence est exercée par certaines autorités concédantes. Voir l'article "Impact du déploiement des bornes de recharge".

Les AODE doivent également avoir connaissance des programmes de travaux. C'est également le cas des communes concernées. Ces dernières ont accès via leur compte collectivité à une représentation cartographique des travaux à venir.

Les autorités concédantes ont accès à des plans plus détaillés pour la maîtrise d'ouvrage des travaux en soutirage et à des données de puissance

Les autorités concédantes réalisent une partie de la maîtrise d'ouvrage des travaux en basse tension, liés au soutirage, dans les communes rurales (voir l'article sur la maîtrise d'ouvrage). Dans ce cadre, le gestionnaire de réseau de distribution leur transmet des données plus détaillées sur le secteur concerné par les travaux programmés pour qu'elles puissent réaliser leurs études:

  • puissance souscrite en soutirage et localisation des clients raccordés,
  • taux de charge du poste HTA/BT,
  • plans grande échelle des réseaux BT.

A défaut d'obtenir les deux premiers types de données, les AODE dimensionnent en utilisant les ratios de la NFC14-100 (voir article sur le dimensionnement en soutirage). Les AODE peuvent aussi se baser sur l'étude (APS) réalisée par le GRD.

Concernant la maîtrise d'ouvrage des travaux de raccordement d'une installation de production, le gestionnaire de réseau de distribution réalise lui-même l'étude de raccordement qu'il transmet aux AODE. Si ces dernières réalisaient elles-mêmes des études équivalentes, elles auraient besoin de données supplémentaires à la liste ci-dessus : la localisation précise des producteurs existants et leur puissance le cas échéant.

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Données sur la qualité d'alimentation

la qualité d'alimentation englobe la continuité d'alimentation, la qualité de l'onde de la tension et la qualité de service

La qualité d'alimentation regroupe les trois domaines suivants :

  • la « continuité d’alimentation », qui est affectée par les interruptions fortuites et les interruptions programmées ;
  • la « qualité de l’onde de la tension », impactée par les fluctuations de fréquence, les fluctuations rapides et lentes de la tension, les déséquilibres, les surtensions et les harmoniques (à ne pas confondre avec la notion de sécurité des installations électriques) ;
  • la « qualité de service », caractérisant la relation entre le gestionnaire ou fournisseur et l’utilisateur des réseaux (non abordé dans le cadre de cette formation).

Les deux premiers domaines sont encadrés par l'arrêté du 24 décembre 2007, issu en partie de la déclinaison de la norme européenne EN 50 160.

Au niveau national, la CRÉ vérifie les statistiques de la qualité d'alimentation, qui sont associées à une régulation incitative des GRD (voir article sur le TURPE). Localement, les AODE ont pour rôle d'assurer le suivi des indicateurs de qualité d'alimentation.

Les paragraphes suivants traitent uniquement de la qualité de l'onde de tension, des données permettant son suivi à une échelle locale, et des perspectives d'évolutions.

Deux sujets sont prégnants pour les producteurs :

  • en phase de dimensionnement : les hypothèses sur le paramétrage en tension du réseau utilisées pour évaluer la contrainte de tension et dimensionner le raccordement pour la lever, le cas échéant ;
  • en phase exploitation : les tensions effectives au point de raccordement du producteur.

La qualité de l'onde de tension est un sujet clé pour l'intégration des producteurs au réseau

La qualité de l'onde de tension concernent les données de tension sur le réseau et au point de raccordement des utilisateurs. C'est un sujet particulièrement sensible pour les utilisateurs :

  • Les appareils des consommateurs finaux peuvent ne pas démarrer en cas de tension trop basse, ou être abîmé par des tensions trop hautes .
  • Les producteurs sont particulièrement affectés en cas de tension haute puisque les onduleurs des installations photovoltaïques sont paramétrés pour se mettre en veille à une tension dépassant Un+10%. L'injection de l'électricité produite par l'installation est alors suspendue, entraînant une baisse des recettes pour le producteur. Cela est d'autant plus dommageable que ces dépassements interviennent généralement en été au moment des pics de production.

Le réseau doit satisfaire deux situations extrêmes : des consommations importantes et des productions basses en hiver — risque que la tension soit inférieure à 10 % de sa valeur nominale —, des productions hautes et des consommations faibles en été — risque que la tension soit supérieure à 10 % de sa valeur nominale. Cet état de fait est particulièrement vrai pour les réseaux basse tension sur lesquels sont raccordés de la production photovoltaïque (voir article sur les Principes d'études et de dimensionnement).

L'amélioration de la connaissance du comportement dynamique en tension du réseau basse tension (et également moyenne tension) est essentielle pour adapter la conception du réseau (sections des câbles, paramétrage du poste HTA/BT) en présence de production décentralisée.

Le compteur Linky ne garde en mémoire que les tensions anormales

Le compteur Linky est paramétré pour garder en mémoire uniquement les valeurs de tension qui sortent de la plage réglementaire, appelées les "excursions de tension, essentiellement pour minimiser les quantités de données à gérer. Ces données permettent un suivi personnalisé de la qualité de l'onde de tension perçue par les utilisateurs

Les données enregistrées par le compteur Linky sont insuffisantes en l'état pour améliorer la conception et à la planification des réseaux publics de distribution en intégrant le déploiement de la production décentralisée. L'amélioration de la connaissance du réseau basse tension pour dégager de nouvelles capacités d'accueil passe par une analyse plus fine du comportement du réseau en tension.

Les données sur la qualité de l'onde de tension sont issues de simulations

Les valeurs de tension ne sont pas mesurées sur le réseau basse tension, ni chez les utilisateurs. Sur le réseau HTA (moyenne tension), certaines données sont disponibles (tension en tête de départ HTA, tensions mesurées par les compteurs des utilisateurs HTA, etc.) mais ne sont pas forcément utilisées dans les modèles.

Les données sur la qualité de l'onde de tension sur le réseau basse tension sont issues de simulations électriques réalisées par les gestionnaires de réseau de distribution qui permettent de déduire la tension minimale (ou maximale) au point de raccordement de chaque utilisateur du réseau. Ces simulations se basent sur les données topologiques et les données des puissances d'abonnement des clients, et permettent d'identifier les clients "a priori" mal alimentés, au sens de l' arrêté du 24 décembre 2007 :

" utilisateurs dont les points de connexion connaissent au moins une fois dans l'année une valeur efficace de la tension BT ou HTA, moyennée sur 10 minutes, inférieure à 90 % de la valeur de la tension nominale correspondante mentionnée à l'article 1er du présent arrêté ou supérieure à 110 % de cette tension nominale. "

La plage +/-10% autour de la tension nominale (Un) est ce qu'on appelle la "plage réglementaire" de tension en basse tension.

Le déploiement des compteurs Linky en cours sur le territoire métropolitain permettra un suivi à distance et un historique des tensions mesurées qui sortent de la plage réglementaire de tension.

Les données statistiques sur la qualité de l'onde peuvent ne pas correspondre à la réalité du terrain

Dans les modèles, un utilisateur peut être identifié comme mal alimenté alors qu'il est bien alimenté, et vice versa, des clients mal alimentés peuvent ne pas avoir été identifiés alors même qu'ils se plaignent d'une mauvaise qualité d'alimentation. En cas de doute, les AODE peuvent effectuer des campagnes de mesure en plaçant des enregistreurs de tension chez les usagers. Le recoupement entre les simulations électriques et le terrain peuvent être compliqués parce que les mesures doivent être faites dans les moment de consommation maximale.

Par ailleurs, plusieurs sources d'erreurs peuvent expliquer les différences entre la modélisation et la réalité du terrain, en particulier :

  • informations erronées dans la cartographie des réseaux et la puissance d'abonnement des utilisateurs : erreurs sur la puissance nominale des postes, sur la nature et la section des câbles, etc ;
  • différences entre les hypothèses de modélisation et la réalité de terrain, en particulier le réglage en tension des postes de transformation (HTA/BT et postes sources) ;
  • erreurs de rattachement des clients à des tronçons basse tension qui entraînent une surestimation ou sous-estimation de la charge sur les départs concernés ;
  • déséquilibres plus importants que ce que prennent en compte les modèles : cas des réseaux avec peu de clients et des clients raccordés en monophasé.

le GRD rend compte à l'aode du suivi des clients mal alimentés

Chaque année, le gestionnaire du réseau de distribution livre à l'AODE des tableurs nommés "Crit-BT" et "Crit-MT", respectivement pour la basse tension et la moyenne tension, qui recense le nombre de clients mal alimentés au regard de ce critère, par départ basse tension ou départ moyenne tension, issu des modèles du GRD. Les données ne sont pas géolocalisées précisément, seul l'indication du poste HTA/BT permet d'identifier la zone concernée.

Les AODE analyse ces données et peuvent les compléter et les confronter avec d'autres sources de données qui leur sont disponibles de manière ponctuelle : réclamation/plainte d'un client auprès de la commune, campagne de mesure, etc. A terme, les données du compteur Linky devraient également compléter le diagnostic.

Les AODE vérifie également qu'au global sur la concession, moins de 5% des usagers sont mal alimentés.

Les GRD ne communiquent pas aux AODE les hypothèses utilisées dans ses modèles statistiques, en particulier sur les hypothèses du réglage en tension des postes. Des incohérences ont été relevées par de nombreuses AODE entre l'hypothèse d'une prise à vide sur le postes HTA/BT à 2,5% dans les études des raccordement des producteurs et une hypothèse à 5% dans la base de données des clients mal alimentés pour un même poste HTA/BT (voir article sur les Principes d'études et de dimensionnement). En partie pour cette raison, le modèle statistique d'Enedis est en cours de refonte.

Jusqu'à présent, seuls les clients mal alimentés en sous tension étaient suivis. Avec l'arrivée des producteurs, des tensions hautes peuvent être observées sur les réseaux, par exemple en cas d'erreur de dimensionnement par les GRD, et nécessitent un suivi. Les producteurs concernés par des tensions trop hautes sont généralement très vite identifiés puisque cette mauvaise qualité d'alimentation entraîne des pertes de production. Mais  des consommateurs peuvent aussi être concernés.

Pour aller plus loin:

  • la page de la CRÉ sur la qualité d'alimentation ;
  • la traduction française de la norme européenne - Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution: NF EN50-160 ;
  • les compte-rendus annuels de concession (CRAC) généralement disponibles sur le site internet des AODE ;
  • Arrêté du 24 décembre 2007 pris en application du décret n° 2007-1826 du 24 décembre 2007 relatif aux niveaux de qualité et aux prescriptions techniques en matière de qualité des réseaux publics de distribution et de transport d'électricité.
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Données sur les capacités d'accueil

Les données sur les capacités d'accueil en production sur les postes sources sont disponibles en Open data

Dans le cadre des Schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (S3RENR), RTE et Enedis mettent à jour mensuellement les données sur les capacités réservées aux EnR sur les postes sources et les capacités d'accueil pour les autres filières de production, cela sur tout le territoire métropolitain. Les données sont disponibles sur le site capareseau.fr . Les informations suivantes sont disponibles :

  • Puissance EnR déjà raccordée ;
  • Puissance des projets EnR en développement (file d'attente) ;
  • Capacité d'accueil réservée, au titre du S3REnR, qui reste à affecter.

Au-delà des capacités réservées, des données sont disponibles sur la capacité technique des ouvrages (identifiées comme les "données pour le raccordement en dehors du S3REnR"). En effet, des transferts administratifs de capacité réservée sont possibles entre postes sources à condition qu'ils ne génèrent pas des coûts de travaux plus importants que prévu. Ce sont donc bien ces données qui permettent d'évaluer si le raccordement est possible sur le poste source :

  • RTE - Capacité d'accueil en HTB2 et HT1 : un feu tricolore indique la saturation ou non des lignes ;
  • Capacité de transformation HTB/HTA restante disponible pour l'injection sur le réseau public de distribution : cette donnée ne tient compte ni de la file d'attente ni de la capacité réservée aux EnR restante sur le poste.

Pour aller plus loin, voir l'article sur les S3RENR.

La capacité d'accueil sur les départs HTA, sur les postes HTA/BT publics et les départs BT ne sont pas disponibles

Une analyse au cas par cas de la complexité du raccordement est possible en basse tension via l'outil Simulateur de raccordement BT, sur le périmètre d'Enedis. Voir à ce sujet l'article : Coûts de raccordement au réseau.

Aucun équivalent n'existe sur le réseau HTA.

Les données disponibles en Open data et même aux communes et AODE sont actuellement insuffisantes pour faire des études équivalentes à celles des gestionnaires de réseaux (voir à ce sujet la page précédente sur les "Données topologiques et en puissance").

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Diagnostic des réseaux

Le diagnostic des réseaux électriques est fait à différents niveaux de détail selon la compétence et le besoin des acteurs

Un état des lieux des réseaux énergétiques est imposé aux collectivités réalisant un plan climat air-energie-territoire (PCAET) par le Décret n° 2016-849 du 28 juin 2016 relatif au plan climat-air-énergie territorial . Bien qu'une partie seulement des collectivités en charge des PCAET détiennent également la compétence réseaux de distribution, cet état des lieux est toujours utile a minima pour vulgariser le sujet des réseaux et faire prendre conscience des grands ordres de grandeur. Les éléments de ce diagnostic sont décrit dans l'article dédié aux PCAET.

Par ailleurs, un diagnostic technique de l'état du réseau électrique est réalisé réalisé tous les ans dans le cadre de la mission de contrôle des autorités concédantes (voir article Cadre de la concession). Un diagnostic partagé entre les autorités concédantes et leur(s) concessionnaire(s) est également établi en vue d'une planification des investissements à réaliser sur le réseau. Ce diagnostic est un élément essentiel en particulier lors du renouvellement du contrat de concession.

le diagnostic technique PAR LES AODE et les grd se base sur l'état des ouvrages

Le diagnostic technique est généralement accompagné d'un état des lieux financier de la concession. Celui-ci fait état des flux entre concessionaire et concédant et comprend les bases techniques et comptables.

Le diagnostic technique comprend généralement les parties suivantes :

  • État des lieux des données disponibles et analyse des réclamations clients.
  • Bilan de la maîtrise d'ouvrage (lorsque l'AODE en exerce une partie) et analyse du prévisionnel de travaux lorsqu'il est connu.
  • Description des réseaux de la concession : le taux d'enfouissement des différents réseaux (HTA, BT) avec un focus sur la technologie fil nu, l'identification du pourcentage des réseaux vulnérables (vent, chutes d'arbres, ...), l'âge des réseaux par rapport à leur durée d'amortissement.
    • Des problématiques spécifiques peuvent également être abordées : éradication progressive du 15 kV en HTA (technologie vétuste remplacée par le 20 kV), remplacement des postes tours qui posent des risques environnementaux, etc.
  • Analyse de la qualité de fourniture : analyse de la continuité et de la qualité d'alimentation via le nombre de clients mal alimentés et son évolution dans le temps, analyse des incidents sur le réseau contribuant au taux de coupure moyen sur la concession (Critère B).
  • Analyse technique du réseau : analyse de la fiabilité des ouvrages, analyse des éléments améliorant l'exploitation du réseau, analyse des risques potentiels pouvant affecter le réseau.

La continuité et qualité d'alimentation doivent être conformes au Décret Qualité n°2007-1826 (codifié dans le code de l'énergie à l'article D322) et décliné dans l'arrêté du 24 décembre 2007

Le diagnostic se fait à l'échelle de la concession, avec dans certains cas des statistiques communales.

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Confidentialité des données

En cours de rédaction.

Dernière Mise à jour : 09/06/2020

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