Le projet a testé un quartier solaire intelligent intégrant une part importante de production photovoltaïque locale, des solutions de stockage d’électricité, 2 500 compteurs évolués Linky et des solutions d’effacement et notamment de modulation de la consommation (déplacement des consommations électriques des clients), pour améliorer la gestion des pointes de consommation et/ou de production électriques à différentes échelles de temps.

Le projet a relevé 4 principaux défis à l’heure de la transition énergétique :

• optimiser l’exploitation d’un réseau de distribution électrique en basse et moyenne tension : 
  • avec l’intégration massive de production d’électricité photovoltaïque renouvelable et intermittente ; 
  • par du stockage d’électricité géré à l’aide de batteries implantées à différents points du réseau ; ceci afin d’offrir plus de flexibilité dans l’absorption locale de la production intermittente et dans la couverture des pointes de consommation.
• faire évoluer le comportement des consommateurs résidentiels et industriels pour les inciter à être acteurs de leurs consommations. Le consommateur a pu jouer un rôle actif dans le système électrique : en décalant ses consommations aux moments où l’énergie est abondante, en stockant l’énergie au moment où elle est produite pour la consommer plus tard (quand il est lui-même producteur d’électricité d’origine renouvelable). Le consommateur (particuliers, entreprises et collectivités locales) a pu aussi, en période de grands froids, diminuer sa consommation électrique, pour contribuer à la maîtrise des pics de consommation. Les effacements de clients résidentiels (grâce au compteur communicant Linky) et de clients industriels, la mise à disposition d’informations détaillées de consommations d’électricité, et le pilotage des onduleurs (associés au photovoltaïque ou aux batteries) illustrent quelques-unes des thématiques testées ;
• étudier et tester le fonctionnement d’une zone de consommation autonome. La zone a été isolée du réseau principal sur des durées limitées, et dotée de ses propres moyens de production photovoltaïque et de stockage : c’est l’îlotage qui a pu être mis en œuvre ;
• tester des modèles économiques liés aux Smart grids.

10 partenaires se sont engagés pour tester ce quartier solaire intelligent

Le lancement du projet

Le gouvernement a donné le coup d’envoi du projet le 17 juin 2011 en signant à Nice, avec Monsieur Christian Estrosi, alors Député-maire de Nice, Président de la Métropole Nice Côte d’Azur et Monsieur Eric Ciotti, alors Député et Président du Conseil général des Alpes-Maritimes, la décision de cofinancement du projet par le programme des Investissements d’avenir de l’ADEME.

La durée du projet

Les partenaires de Nice Grid ont signé à Nice le jeudi 12 janvier 2012 l’accord de consortium ouvrant la voie au démarrage du projet, en présence de Monsieur François Loos, alors Président de l’ADEME. Le projet s’est étendu sur 5 ans.

Le consortium

Alstom Grid (aujourd’hui GE Grid Solution), Saft, EDF, Armines, RTE, NetSeenergy, Daikin, Socomec, NKE et Enedis qui a assuré le rôle de coordonnateur.

La spécificité de la zone d’expérimentation

Le projet s’est déroulé à Carros, dans la plaine du Var, sur le territoire de la Métropole Nice Côte d’Azur et dans le périmètre de l’Opération d’intérêt national « Éco-Vallée ».

Le département des Alpes-Maritimes est situé à l’extrémité du réseau de transport, ce qui constitue une fragilité structurelle dans son alimentation électrique. Il dispose également d’importants gisements d’énergies renouvelables, notamment solaire. Par ailleurs, la ville de Carros comprend une zone industrielle et des zones d’habitat diversifiées, résidentielles ou collectives. Ces éléments rendent parfaitement pertinent le choix de cette commune au vu des fonctionnalités du démonstrateur.

Le financement et les soutiens institutionnels

L’investissement total du projet Nice Grid s’est élevé à 30 millions d’euros, dont 11 millions financés par des aides publiques nationales et européennes. Labellisé et financé par le Commissariat Général aux Investissements d’avenir (CGI) à hauteur de 4 millions d’euros avec le soutien de l’ADEME, le projet a également reçu une aide de la Commission européenne au travers du projet Grid4EU (dont il est une des composantes) à hauteur de 7 millions d’euros.

Il a bénéficié du soutien institutionnel de la Commission de régulation de l’énergie, de la Région PACA, du Conseil général des Alpes-Maritimes, de la Métropole Nice Côte d’Azur, de la ville de Carros, de l’Éco-Vallée de la Plaine du Var et du pôle de compétitivité Capénergies.

La brique française du projet européen GRID4EU

En tant qu’acteur majeur dans le domaine des réseaux intelligents, Enedis a coordonné le projet européen « GRID4EU » dont Nice Grid constitue la contribution française.

Ce programme, initié dans le cadre d’un appel à projets de la Commission européenne, a contribué au développement des réseaux électriques de demain. Financé à hauteur de 25 millions d’euros par la Commission européenne, ce programme européen, dont le coût a été d’environ 54 millions d’euros, fut l’un des premiers projets européens dans le domaine des réseaux intelligents à être financé par l’Union européenne. Il a permis d’expérimenter certaines potentialités des Smart grids dans le domaine de l’intégration des énergies renouvelables, du développement des véhicules électriques, de l’automatisation des réseaux, du stockage de l’énergie, de l’efficacité énergétique, de l’îlotage et de la gestion active de la demande.

GRID4EU reposait sur six démonstrateurs qui ont été testés pendant 4 ans (de novembre 2011 à décembre 2015) dans chaque pays européen représenté dans le consortium (France, Italie, Espagne, République tchèque, Suède et Allemagne). Les démonstrateurs ont été pilotés par 6 distributeurs d’électricité européens (Enedis, Enel Distributore, Iberdrola Distribución Eléctrica, ČEZ Distribuce, Vattenfall Distribution AB et RWE AG). Ce programme a favorisé la complémentarité entre les différents projets, avec notamment des actions transverses de recherche et de partage des résultats entre les différents distributeurs concernés.

Le 27 mai 2015, lors du Clean Energy Ministerial (G20 des Ministres de l’énergie) au Mexique, GRID4EU a reçu l’« ISGAN Award of excellence 2015 », qui récompense au niveau mondial chaque année les projets les plus innovants et souligne l’importance des Smart grids pour faire face aux grands enjeux du climat.

Les principaux dispositifs techniques expérimentés

Le stockage électrique a été mis en place et testé sur le réseau et chez les clients 

Des batteries avec onduleurs/convertisseurs ont été expérimentées à 4 niveaux du réseau public de distribution :

• au poste source HTB/HTA de Carros avec une batterie de 1 MW – 560 kWh ;
• sur un poste de distribution publique HTA/BT avec une batterie de 250 kW – 620 kWh ;
• sur une ligne du réseau BT avec deux batteries de 33 kW – 106 kWh ;
• chez des clients résidentiels avec 20 batteries de 4 kW – 4 kWh.

Ajoutons une installation de stockage électrique spécifique NICE GRID sur le Concept Grid d’EDF Lab aux Renardières où ont été menés les tests d’îlotage à l’été 2015, avant leur mise en œuvre à Carros en 2015 et 2016.

Le NEM, gestionnaire d’énergie réseau du projet, a été utilisé en situation opérationnelle

Le Network Energy Manager (NEM) ou gestionnaire d’énergie réseau du projet, a été mis en fonctionnement en mars 2014. Ce gestionnaire d’énergie a permis de solliciter différents agrégateurs. Ceux-ci agissaient sur plusieurs leviers afin d’optimiser les réponses aux contraintes observées sur le réseau en fonction de l’heure de la journée.

Par exemple, l’été, en cas de surproduction photovoltaïque, il a pu retenir les offres de flexibilités résidentielles de l’agrégateur, qui proposait : des « bonus solaires » (heures creuses solaires entre 12 heures et 16 heures), un déclenchement à distance du chauffe-eau des clients volontaires, et du stockage d’électricité dans les batteries. À l’inverse, l’hiver, lors des pointes de consommation, le NEM a pu retenir des offres de baisse du chauffage ou des propositions de décharge des batteries, émanant de l’agrégateur des batteries réseau.

Le compteur Linky

Ce sont 2 500 compteurs de type Linky qui ont été installés chez les habitants de Carros.

Le bilan des expérimentations 

Sur les flexibilités

217 foyers carrossois ont rejoint le projet Nice Grid pour expérimenter la solution « Chauffage piloté » et « Économies volontaires » et ainsi participer à la maîtrise des pics de consommation électrique et à la réduction des émissions de CO2. Les clients ont été incités à modérer leur consommation de 18 heures à 20 heures et à tester le pilotage de leur chauffage électrique via le compteur évolué Linky. Ces particuliers ont réduit en moyenne de 22 % leurs consommations d’électricité lors des jours de pointe.

Les entreprises de la zone industrielle de Carros ont aussi été mobilisées (CMC Malongo, Augier, Paindor, Arkopharma, Virbac, Elis, Synergie Cad Options, LCE, Colisland, Valdiserra). Des contrats de partenariat ont représenté environ 10 MW de puissance souscrite et une réduction à la pointe du soir d’environ 10 % des consommations d’électricité. Préalablement équipées de matériel permettant le télé-pilotage de certains de leurs équipements électriques, ces entreprises ont répondu aux demandes d’effacement visant à réduire – voire à interrompre selon leur engagement – leurs usages entre 18 heures et 20 heures.

Par ailleurs, 8 rues de Carros ont été équipées de solutions de pilotage de l’éclairage public, via le compteur Linky. Lors des pics de consommation, l’intensité lumineuse a pu être diminuée de l’ordre de 30 %.

Nice Grid a démontré la nécessité d’envisager une maille large et une proportion importante de clients pour maximiser l’effort :

• en été : la capacité d’augmentation temporaire de consommation dépendait de l’offre parmi les trois proposées aux habitants pour optimiser la ressource solaire (+ 20 % pour le bonus solaire sur la tranche 12 heures à 16 heures ; + 56 % pour le ballon d’eau chaude sanitaire piloté sur la même tranche horaire ; + 89 % lorsque pour les batteries résidentielles ; jusqu’à + 5 % de consommation supplémentaire sur la zone) ;
• en hiver : la réduction de la consommation en période de pointe de 18 heures à 20 heures a été de – 21 %/client en moyenne soit – 2 % de la puissance du poste source et jusqu’à – 4 % lors d’une expérimentation de 10 heures à 11 heures en 2016.

Les expérimentations ont confirmé également :

• la contribution de l’infrastructure Linky dans la mise en œuvre de solutions intelligentes à bas coût pour les agrégateurs ;
• l’efficacité des solutions de stockage comme flexibilité pour la conduite et l’exploitation du réseau : utilisable à tous les niveaux du réseau public de distribution d’électricité, faciles à exploiter, robustes et réactives, mais présentant encore à date des freins pour un déploiement industriel :
• un taux de disponibilité du stockage de plus de 95 % la dernière année, mais qui impose de disposer d’une solution de secours ;
• une absence de cadre normatif pour l’installation des batteries et de recul sur la sécurité du fonctionnement de celles-ci ;
• une emprise au sol de l’installation des batteries conséquente et des coûts encore très importants, bien qu’en forte diminution ;
• pour pouvoir résoudre des contraintes sur les réseaux en BT, une utilisation des flexibilités qui nécessite à la fois :
  • d’être constituées de portefeuilles de clients statistiquement étoffés ;
  • d’offrir la puissance nécessaire au bon moment et au bon endroit.

Sur l’îlotage temporaire

Nice Grid a permis de tester la capacité technique d’Enedis à mettre en œuvre un îlotage sur une durée limitée avec de la production photovoltaïque et un dispositif stockage par batterie. Grâce au couple batterie/convertisseur et à cette production locale, l’îlotage a été maintenu pendant 8 heures sans aucune perturbation pour les clients du réseau isolé.

Cette solution pourrait montrer un intérêt pour des sites isolés ou des sites à alimentation fragile ou secourue. Cependant au terme du projet, cela représentait une solution complexe qui comporte un coût élevé, principalement à cause des moyens techniques complexes mis en œuvre (stockage, organes de coupures, dispositifs de mesures avancés, algorithmes de gestion, etc.).

Sur les « consomm’acteurs »

Plusieurs « expérimentations » ont été proposées aux habitants des « quartiers solaires » de Carros pour équilibrer la production et la consommation. 

En été, lorsque l’énergie solaire était disponible en abondance dans leur quartier, ces offres les incitaient à déplacer leurs consommations d’électricité pendant les heures solaires (entre 12 heures et 16 heures) des 40 « Jours solaires » et à mettre en charge leur ballon d’eau chaude électrique.

En hiver, les clients ont été incités à modérer leur consommation de 18 heures à 20 heures, et à tester l’équipement de pilotage de leur chauffage électrique via le compteur évolué Linky. 

L’enquête sociologique réalisée présentait des « consomm’acteurs » plutôt satisfaits et qui parviennent à déplacer leur consommation. Ces clients participants étaient motivés par la maîtrise de leurs consommations et la contrepartie financière, mais également par un souhait d’agir en faveur de l’environnement. L’expérience a été vécue comme « intéressante » et « peu contraignante » (ou une contrainte bien vécue), mais surtout « positive ».

Le bonus solaire et le pilotage de l’eau chaude sanitaire se sont révélés aisés à mettre en œuvre avec le compteur Linky, mais les expérimentateurs sont en attente d’une rémunération plus importante pour leurs efforts.

En revanche, le pilotage à distance des batteries individuelles s’est révélé plus complexe, en raison de la présence de trop nombreux outils et prototypes de communication.

Conclusions et perspectives

Le projet Nice Grid a permis de tester tous les cas d’usage et d’installer tous les matériels initialement prévus.

Pour la gestion de la production photovoltaïque, si le choix de mailles en BT utilisées dans Nice Grid a été fait pour correspondre à la situation de la ville de Carros, leur dimension réduite souligne des difficultés telles que le nombre important de mailles à gérer, l’imprécision des prévisions, le nombre de clients impactés, la dispersion statistique de la réponse client, le problème de l’équilibrage des phases en BT, etc. Ainsi, les solutions déployées dans Nice Grid qui concernent les niveaux de tension les plus élevés du réseau public de distribution semblent dans un premier temps plus aisées à répliquer : elles permettent, par exemple, d’améliorer significativement la prévision au niveau du poste source, en bénéficiant de l’estimation des réponses aux sollicitations des consomm’acteurs raccordés en aval de ce poste dans toute leur diversité. En outre, et quelle que soit la maille retenue pour résoudre des contraintes locales, les effets sur le réseau sont conditionnés à une très grande proportion de participants résidentiels sur la maille retenue.

À terme, les capacités de flexibilité des consommateurs résidentiels pourraient devenir plus efficaces pour le réseau avec le développement du véhicule électrique, qui offre une réserve d’énergie très supérieure (jusqu’à 20 kWh, voire plus) aux offres testées dans Nice Grid (+ 2 kWh dans le ballon d’eau chaude ou + 0,6 kWh avec le bonus de 12 heures à 16 heures). De plus, il est important de noter que, d’après les essais et simulations menés dans le projet Nice Grid, il est plus simple d’utiliser des capacités diffuses de flexibilité pour gérer des contraintes de puissance que des pics de tension. En effet, lorsqu’il s’agit de moduler la puissance soutirée, la localisation de ces capacités flexibles n’a aucune importance, alors que l’impact sur la tension dépend fortement du positionnement le long du départ (plus les participants sont loin du poste, plus leur impact est important).

En outre, il est important de souligner la variabilité des résultats en la matière : les capacités de flexibilité qu’il est possible de mobiliser, tant à la baisse en hiver pour réduire la consommation, qu’à la hausse en été pour la déplacer vers l’après-midi lors des pics de production photovoltaïque, varient fortement selon le jour de sollicitation. À une échelle géographique importante, il est probable que cette dispersion des résultats se traduise en une valeur moyenne. À une maille plus locale, il n’est pas possible de compter sur des effets de compensation d’un consomm’acteur par un autre, ce qui pénalise le gestionnaire de réseaux lorsqu’il souhaite avoir recours à cette flexibilité pour la conduite et l’exploitation de ses réseaux.

Outre la capacité de flexibilité activable (exprimée en puissance), la définition de la flexibilité se caractérise par ses périodes possibles d’activation. Par exemple, la période dans la semaine : de très grands écarts de consommation dans la zone industrielle entre une journée normale durant la semaine ont pu être mesurés (130 kW en été au poste Dock Trachel) et le week-end, et surtout le dimanche (20 kW). Le caractère thermosensible des usages effacés est également important, si bien qu’il est souhaitable de privilégier des capacités flexibles non thermosensibles. Dans l’hypothèse où les installations d’une zone industrielle participeraient à ce type de dispositifs, l’absence d’activité le dimanche, et donc de gisement de consommation, constituerait une difficulté majeure pour la gestion de la production photovoltaïque.

Le stockage électrique a été testé à quatre emplacements sur le réseau public de distribution. Quand ils sont correctement dimensionnés pour l’usage attendu, ces dispositifs apportent des solutions intéressantes, car ils sont programmables et très réactifs. Ils peuvent apporter une aide significative pour l’intégration de sites de production photovoltaïque importante, à l’instar des projets lauréats des appels d’offres du ministère de l’énergie dans les départements d’outre-mer qui associent production et stockage. Leur exploitation par les personnels d’Enedis a été simple, mais leur fonctionnement en toute sécurité a nécessité plus de développements, pour gérer en toute rigueur le risque incendie et les différentes alarmes associées à des équipements pouvant montrer des signes d’échauffements. Cependant, ces installations de stockage doivent progresser en fiabilité et rendement. Il est nécessaire de disposer de normes précisant leurs conditions d’installation et d’utilisation. Leurs coûts, certes en baisse, et leur emprise au sol sont des freins supplémentaires à leur développement, en particulier dans les zones déjà urbanisées

L’activation de capacité de flexibilité ou l’utilisation de batteries nécessitent de l’anticipation : en effet, l’une et l’autre ont besoin d’être préparées (évaluation du gisement de flexibilité et capacité réelle de mobilisation de celui-ci dans le premier cas, gestion pertinente de la charge/décharge selon les conditions d’exploitation dans le second cas), avec des échelles de temps variables (de J - x à H - 1 par exemple). Ajoutons que plus le temps de préparation est court, moins il y a de gisement  flexible accessible. La capacité de prévision de la production et de la consommation est donc une composante essentielle pour l’efficacité de la chaîne testée.

Enfin, il faut rappeler le rôle essentiel du compteur évolué Linky, qui a assuré un lien fondamental et constant entre les différentes parties prenantes que sont le client, le gestionnaire de réseaux et le fournisseur/agrégateur. Les fonctions avancées utilisées dans le projet, telles que le relevé de courbes de charge, la mesure des excursions de la tension en BT chez le client ou l’activation de calendriers tarifaires ou d’outils situés en aval du compteur, ont été indispensables et déterminants pour faire fonctionner toute la chaîne des outils déployés dans le projet Nice Grid.