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Flexibilités en HTA

Perspectives des flexibilités en HTA

Les contraintes réseaux vont être progressivement communiquées aux acteurs du système électrique

Les gestionnaires de réseaux sont actuellement les seuls à même d’évaluer les contraintes sur le réseau électrique et les modulations de puissance permettant de les lever, puisqu’eux seuls détiennent les données suffisantes pour le faire (voir article sur Données et diagnostic). C’est en grande partie pour cette raison que l’expérimentation liée à l’article 199 de la loi TECV « Flexibilité locale » et son décret d’application Décret n° 2016-704 du 30 mai 2016 n’ont pas abouti à des opérations concrètes en nombre.

En effet, ces dispositions prévoyaient que les établissements publics, les collectivités territoriales et les autorités concédantes puissent « proposer au gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité la réalisation d'un service de flexibilité local sur des portions de ce réseau ». Or, en absence d’informations sur les contraintes effectives sur le réseau électrique sur les départs HTA, périmètre d’application défini par Enedis, très peu de propositions ont été faites au GRD et seulement une a fait l’objet d’une convention. Ce dernier projet concerne l’expérimentation pendant un an d’une baisse de puissance soutirée jusqu’à 3MW grâce à l’activation de groupes électrogènes sur un site HTA, sans engagement d’activation, pour lever une partie des contraintes pendant les vagues de froid sur un poste source qui aurait du autrement être renforcé.

En conséquence, les acteurs doivent avoir accès à des informations techniques sur les contraintes à lever pour pouvoir répondre au besoin. Les objectifs poursuivis par la mise en place des flexibilités en planification ou en exploitation sont les suivants:

  • Planification :
    • éviter ou reporter un investissement important sur des lignes HTA et/ou des postes sources pour cause de sécurisation, de mauvaise qualité d’alimentation ou de capacité insuffisante pour accueillir de nouveaux usagers ;
    • accélérer le raccordement des utilisateurs producteurs au réseau.
  • Exploitation :
    • faciliter / accélérer la ré-alimentation des clients lors d’incidents extrêmes de courte durée non programmés (vagues de froid, tempête, incident sur le réseau, …) ;
    • améliorer la qualité d’alimentation des utilisateurs du réseau.

Les approches testées doivent démontrer leur intérêt technico-économique pour atteindre les objectifs pré-cités. Pour répondre à ces cas d’usages, les solutions consistent généralement à piloter la puissance active et/ou réactive d’un ou plusieurs sites raccordés (site de consommation, site de production, site combiné production-consommation, site de consommation avec groupe électrogène de secours,  ou stockage), à la hausse ou à la baisse.

Les solutions peuvent être déployées pour le bénéfice d’un usager (diminution du coût et/ou du délai du raccordement) ou de la collectivité. Plusieurs types de solutions et leur cadre réglementaire et contractuel, le cas échéant, sont décrits ci-dessous.

Offres intelligentes (ORI)

Des offres intelligentes dans l’optique de diminuer les coûts de raccordement et réduire les délais des producteurs


Dans le régime de droit commun, une installation de production obtient une offre de raccordement de référence sur la base de la puissance de raccordement demandée, ni plus ni moins. Une offre alternative (ORA) peut être demandée à Enedis lors de la demande de raccordement, en indiquant une puissance de raccordement en injection plus faible. Si le producteur accepte l’ORA, il se raccordera à la puissance indiquée.

Une offre intelligente (ORI) consiste à raccorder le producteur à la puissance de raccordement demandée et à moduler la puissance maximale d’injection à la baisse en fonction des contraintes sur le réseau.

Les offres intelligentes de raccordement en HTA ne sont actuellement pas généralisées : elles ont été éprouvées dans le cadre du projet Smart Grid Vendée, où deux parcs éolien et photovoltaïque ont été raccordés de cette manière.

Leur traduction dans le cadre réglementaire reste à venir, notamment parce qu’actuellement elles sont incompatibles avec l’obligation qui incombe au gestionnaire de réseau de délivrer une offre de raccordement « nécessaire et suffisante » pour l’évacuation de la production « à la puissance de raccordement demandée » (Arrêté du 28 août 2007 - voir l’article sur la Contribution des utilisateurs aux coûts de raccordement).

Dans sa consultation du 23 mai 2019 sur les procédures de raccordement, la CRÉ questionne les acteurs sur plusieurs possibilités de mise en œuvre des ORI, notamment pour limiter les risques pour les producteurs en spécifiant par exemple un nombre maximal d’heures d’écrêtement par an. En effet, dans ce cadre, il n’est pas prévu de compenser l’énergie écrêtée puisqu’il est considéré que le gain est déjà perçu par une baisse du coût de raccordement et/ou un raccourcissement des délais de raccordement.

Appel à flexibilités d'Enedis

Un appel à flexibilités visant à limiter les coûts d’investissement et d’exploitation

Enedis teste actuellement un dispositif qui remplacerait le Service de flexibilité locale de l’article 199 de la loi TECV qui n’a pas porté ses fruits. Les cas d’usages visés par Enedis sont :

  • la gestion des contraintes de tension grâce à la modulation de puissance active ou réactive ;
  • l’amélioration des raccordement des producteurs et des consommateurs ;
  • la continuité de l’alimentation en phase de travaux ;
  • la reprise en cas d’incidents réseaux ou d’aléas climatiques.

Est exclue des cas d’usages l’optimisation des pertes sur le réseau électrique.

Le périmètre d’application correspond aux départs HTA et aux postes sources.

Après une consultation de 3 mois auprès des acteurs s’étant terminée en mars 2019, Enedis devrait lancer une expérimentation au dernier trimestre 2019.

Pour aller plus loin

 

La flexibilité intégrée aux S3REnR

Le recours aux flexibilités pour limiter les infrastructures à créer ou à renforcer dans les schémas régionaux (S3RENR)

Enedis et RTE étudient actuellement la possibilité de limiter la puissance injectée des nouveaux producteurs photovoltaïques et éoliens raccordés dans la cadre des schémas régionaux (S3RENR – voir article dédié).
Une première étude des GRD et GRT montre que dans certaines conditions de déploiement du scénario Ampère (un des scénarios modalisés par RTE dans son bilan prévisionnel), une baisse de l’énergie injectée très limitée permettrait une baisse significative des coûts de développement des réseaux, baisse associée principalement à la création d’ouvrages et qui se traduirait donc par une baisse de la quote-part (le coût des ouvrages à renforcer étant eux couverts par le TURPE qui de fait diminuerait également).

Le photovoltaïque est particulièrement adapté à ce type d’optimisation puisqu’un écrêtement des onduleurs à 70% de la puissance crête des panneaux engendre moins d’1% de pertes de production annuelle (voir article sur les Solutions d’intégration au réseau). Les gains en termes de coûts évités risquent d’être moins significatifs dans les zones à l’éolien est la filière prépondérante.

Un cadre régulatoire reste à définir afin de préciser les modalités de compensation des producteurs dans la mesure où le gain est collectif : la modulation de puissance ne servira pas à réduire le coût de raccordement d’un producteur spécifique, mais le coût de raccordement des EnR dans l’ensemble via la quote-part. Dans ce cadre, il est donc prévu de compenser l’énergie écrêtée.

Pour aller plus loin :

Dernière Mise à jour : 13/11/2019
Article suivant Offres intelligentes (ORI)
Dernière Mise à jour : 13/11/2019
Article précédent Perspectives des flexibilités en HTA
Article suivant Appel à flexibilités d'Enedis
Dernière Mise à jour : 13/11/2019
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Article suivant La flexibilité intégrée aux S3REnR
Dernière Mise à jour : 13/11/2019
Article précédent Appel à flexibilités d'Enedis

Flexibilités en HTA

Perspectives des flexibilités en HTA

Les contraintes réseaux vont être progressivement communiquées aux acteurs du système électrique

Les gestionnaires de réseaux sont actuellement les seuls à même d’évaluer les contraintes sur le réseau électrique et les modulations de puissance permettant de les lever, puisqu’eux seuls détiennent les données suffisantes pour le faire (voir article sur Données et diagnostic). C’est en grande partie pour cette raison que l’expérimentation liée à l’article 199 de la loi TECV « Flexibilité locale » et son décret d’application Décret n° 2016-704 du 30 mai 2016 n’ont pas abouti à des opérations concrètes en nombre.

En effet, ces dispositions prévoyaient que les établissements publics, les collectivités territoriales et les autorités concédantes puissent « proposer au gestionnaire du réseau public de distribution d'électricité la réalisation d'un service de flexibilité local sur des portions de ce réseau ». Or, en absence d’informations sur les contraintes effectives sur le réseau électrique sur les départs HTA, périmètre d’application défini par Enedis, très peu de propositions ont été faites au GRD et seulement une a fait l’objet d’une convention. Ce dernier projet concerne l’expérimentation pendant un an d’une baisse de puissance soutirée jusqu’à 3MW grâce à l’activation de groupes électrogènes sur un site HTA, sans engagement d’activation, pour lever une partie des contraintes pendant les vagues de froid sur un poste source qui aurait du autrement être renforcé.

En conséquence, les acteurs doivent avoir accès à des informations techniques sur les contraintes à lever pour pouvoir répondre au besoin. Les objectifs poursuivis par la mise en place des flexibilités en planification ou en exploitation sont les suivants:

  • Planification :
    • éviter ou reporter un investissement important sur des lignes HTA et/ou des postes sources pour cause de sécurisation, de mauvaise qualité d’alimentation ou de capacité insuffisante pour accueillir de nouveaux usagers ;
    • accélérer le raccordement des utilisateurs producteurs au réseau.
  • Exploitation :
    • faciliter / accélérer la ré-alimentation des clients lors d’incidents extrêmes de courte durée non programmés (vagues de froid, tempête, incident sur le réseau, …) ;
    • améliorer la qualité d’alimentation des utilisateurs du réseau.

Les approches testées doivent démontrer leur intérêt technico-économique pour atteindre les objectifs pré-cités. Pour répondre à ces cas d’usages, les solutions consistent généralement à piloter la puissance active et/ou réactive d’un ou plusieurs sites raccordés (site de consommation, site de production, site combiné production-consommation, site de consommation avec groupe électrogène de secours,  ou stockage), à la hausse ou à la baisse.

Les solutions peuvent être déployées pour le bénéfice d’un usager (diminution du coût et/ou du délai du raccordement) ou de la collectivité. Plusieurs types de solutions et leur cadre réglementaire et contractuel, le cas échéant, sont décrits ci-dessous.

Offres intelligentes (ORI)

Des offres intelligentes dans l’optique de diminuer les coûts de raccordement et réduire les délais des producteurs


Dans le régime de droit commun, une installation de production obtient une offre de raccordement de référence sur la base de la puissance de raccordement demandée, ni plus ni moins. Une offre alternative (ORA) peut être demandée à Enedis lors de la demande de raccordement, en indiquant une puissance de raccordement en injection plus faible. Si le producteur accepte l’ORA, il se raccordera à la puissance indiquée.

Une offre intelligente (ORI) consiste à raccorder le producteur à la puissance de raccordement demandée et à moduler la puissance maximale d’injection à la baisse en fonction des contraintes sur le réseau.

Les offres intelligentes de raccordement en HTA ne sont actuellement pas généralisées : elles ont été éprouvées dans le cadre du projet Smart Grid Vendée, où deux parcs éolien et photovoltaïque ont été raccordés de cette manière.

Leur traduction dans le cadre réglementaire reste à venir, notamment parce qu’actuellement elles sont incompatibles avec l’obligation qui incombe au gestionnaire de réseau de délivrer une offre de raccordement « nécessaire et suffisante » pour l’évacuation de la production « à la puissance de raccordement demandée » (Arrêté du 28 août 2007 - voir l’article sur la Contribution des utilisateurs aux coûts de raccordement).

Dans sa consultation du 23 mai 2019 sur les procédures de raccordement, la CRÉ questionne les acteurs sur plusieurs possibilités de mise en œuvre des ORI, notamment pour limiter les risques pour les producteurs en spécifiant par exemple un nombre maximal d’heures d’écrêtement par an. En effet, dans ce cadre, il n’est pas prévu de compenser l’énergie écrêtée puisqu’il est considéré que le gain est déjà perçu par une baisse du coût de raccordement et/ou un raccourcissement des délais de raccordement.

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Appel à flexibilités d'Enedis

Un appel à flexibilités visant à limiter les coûts d’investissement et d’exploitation

Enedis teste actuellement un dispositif qui remplacerait le Service de flexibilité locale de l’article 199 de la loi TECV qui n’a pas porté ses fruits. Les cas d’usages visés par Enedis sont :

  • la gestion des contraintes de tension grâce à la modulation de puissance active ou réactive ;
  • l’amélioration des raccordement des producteurs et des consommateurs ;
  • la continuité de l’alimentation en phase de travaux ;
  • la reprise en cas d’incidents réseaux ou d’aléas climatiques.

Est exclue des cas d’usages l’optimisation des pertes sur le réseau électrique.

Le périmètre d’application correspond aux départs HTA et aux postes sources.

Après une consultation de 3 mois auprès des acteurs s’étant terminée en mars 2019, Enedis devrait lancer une expérimentation au dernier trimestre 2019.

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La flexibilité intégrée aux S3REnR

Le recours aux flexibilités pour limiter les infrastructures à créer ou à renforcer dans les schémas régionaux (S3RENR)

Enedis et RTE étudient actuellement la possibilité de limiter la puissance injectée des nouveaux producteurs photovoltaïques et éoliens raccordés dans la cadre des schémas régionaux (S3RENR – voir article dédié).
Une première étude des GRD et GRT montre que dans certaines conditions de déploiement du scénario Ampère (un des scénarios modalisés par RTE dans son bilan prévisionnel), une baisse de l’énergie injectée très limitée permettrait une baisse significative des coûts de développement des réseaux, baisse associée principalement à la création d’ouvrages et qui se traduirait donc par une baisse de la quote-part (le coût des ouvrages à renforcer étant eux couverts par le TURPE qui de fait diminuerait également).

Le photovoltaïque est particulièrement adapté à ce type d’optimisation puisqu’un écrêtement des onduleurs à 70% de la puissance crête des panneaux engendre moins d’1% de pertes de production annuelle (voir article sur les Solutions d’intégration au réseau). Les gains en termes de coûts évités risquent d’être moins significatifs dans les zones à l’éolien est la filière prépondérante.

Un cadre régulatoire reste à définir afin de préciser les modalités de compensation des producteurs dans la mesure où le gain est collectif : la modulation de puissance ne servira pas à réduire le coût de raccordement d’un producteur spécifique, mais le coût de raccordement des EnR dans l’ensemble via la quote-part. Dans ce cadre, il est donc prévu de compenser l’énergie écrêtée.

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Dernière Mise à jour : 13/11/2019

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