Détermination du cahier des charges

Le système électrique qui va servir de cas d’étude pour l’application de la méthodologie de gestion énergétique est présenté à la Figure 4.8. Il correspond à l’ensemble des PS constituant le réseau de distribution de GEREDIS situé dans les Deux-Sèvres. Selon les prévisions de développement de la production décentralisée dans le département des Deux-Sèvres, les PS peuvent ou ne pas intégrer des producteurs PV ou éoliens. En revanche, le taux d’insertion des VE/VHR se fait au prorata du nombre, du type du client et des taux d’insertion considérés. Les travaux exposés dans ce chapitre vont reprendre les mêmes hypothèses considérées dans le chapitre 2 (Impact des VE sur le réseau HTA). Une illustration des flux de puissance dans le système est indiquée dans la Figure 4.8, où la production décentralisée est valorisée en autoconsommation par l’ensemble des charges. En cas de surproduction, l’excédent énergétique est renvoyé au réseau de transport.

Figure 4.8 : Architecture du système électrique - SRD4.

Pour cette étude prospective, il est supposé que les VE ont la faculté de communiquer avec le SI du GRD afin de transmettre les informations relatives à leurs états de charge au moment de leur connexion au réseau. Par ailleurs, pour une meilleure gestion, il est indispensable d’équiper les réseaux HTA/BTA d’un système de communication. En

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revanche, aucune prévision de la production, de la consommation ou de la demande des VE/VHR n’est considérée dans ces travaux.

A partir de là, l’objectif de la supervision sera de diminuer la facture d’acheminement d’électricité en maximisant la consommation locale de la production éolienne, en limitant les dépassements par rapport à la Psc et en favorisant la recharge des VE/VHR pendant les

périodes où le coût d’acheminement d’énergie est faible.

Les contraintes induites par le système considéré et ses objectifs sont par conséquent les suivantes :

- La puissance souscrite est la première des contraintes : elle limite la puissance soutirée au réseau et doit être choisie judicieusement en fonction de la fréquence des pics de puissance apparaissant en période d’hiver. Une puissance souscrite élevée va permettre de minimiser le coût des dépassements mais engendrera simultanément un coût de prime d’abonnement exorbitant. L’inverse est aussi vrai.

- L’importante variabilité de la production renouvelable et tout particulièrement celle d’origine éolienne est une autre contrainte. Elle dépend principalement des conditions météorologiques mais aussi de la puissance installée.

- Les heures de connexions et les besoins énergétiques des VE induisent une contrainte supplémentaire mais demeurent prévisibles. Elles vont dépendre des distances parcourues par les utilisateurs et les heures d’arrivée des VE/VHR au lieu de travail ou au domicile. La modélisation probabiliste définie dans le chapitre 2 sera introduite dans le système de supervision développé.

- Enfin, il est nécessaire d’intégrer l’aspect sociologique dans la liste des contraintes. Dans les travaux menés, il sera considéré que l’ensemble des utilisateurs cèdent leurs VE au GRD pour une application de « pilotage de charge ». En contrepartie, le GRD devrait verser des rémunérations aux clients (4.8.2) et s’engager à assurer la recharge complète des VE. Dans le cas présent, il a été considéré que l’ensemble des VE doivent être chargés avant 17h pour une recharge au travail et avant 06h du matin pour une recharge au domicile.

Ensuite, le moyen d’action du superviseur se concentre sur l’envoie des consignes d’arrêt ou de reprise de charge des VE. Dans un cas plus élaboré où l’on pourrait renvoyée de l’énergie au réseau (V2G) ou stocker l’énergie éolienne refoulée, le superviseur aurait des actions supplémentaires. Cela dit, ce travail se limite à la gestion unidirectionnelle de la charge des VE.

Enfin, afin d’évaluer les performances du système de supervision, des bilans financiers, énergétiques et environnementaux seront réalisés. Le premier va correspondre à la comparaison de la facture d’acheminement avant et après supervision, le second est

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consacré à l’évaluation de la quantité d’énergie éolienne maximisée et enfin une estimation des taux d’émissions CO2 induites par la consommation des VE est effectuée pour compléter

le bilan environnemental.

En effet, le taux d’émissions CO2 va dépendre de l’origine de la production générée.

En France, elle est majoritairement composée de nucléaire et d’hydraulique. Cependant, elle comporte certaines composantes fortement émettrices de CO2 (centrales thermiques à

flamme en particulier). Le recours à ces modes de production se fait en majeure partie pour couvrir les pointes de consommation saisonnière d’hiver [124]. De même, le taux d’émissions de CO2 varie en fonction des saisons, des jours de la semaine et des heures de la

journée et demeurent ainsi proportionnel aux volumes de consommations. Dans les travaux présentés, le site éCO2mix de RTE [125] va servir d’une base de données d’émissions de CO2

en considérant les relevés de l’année de 2013. Ces données vont être utilisées à titre indicatif étant donné qu’elles évoluent dans un contexte très aléatoire et ordonné par des décisions de politiques énergétiques et environnementales. De plus, les émissions liées à la production des composants, à l’assemblage, l’usage, et puis le recyclage du VE ne seront pas considérées dans le cadre de cette étude. Des recherches plus approfondies seraient ainsi nécessaires pour une véritable quantification de l’ensemble des émissions générées par le VE.