Contexte objectifs

Nice Smart Valley est le démonstrateur Français du projet Européen InterFlex co-financé par la Commission Européenne dans le cadre de l’appel à projets H2020. InterFlex comptait par ailleurs des démonstrateurs dans 4 autres pays (Allemagne, Pays-Bas, République Tchèque et Suède).  Les 20 partenaires de ce projet européen ont imaginé et mis en œuvre un vaste panel de solutions innovantes visant à créer et exploiter des flexibilités pour répondre aux enjeux locaux des réseaux de distribution, tels que l’intégration massive d’énergies renouvelables et de points de charge pour véhicule électrique à moindre coût.

D’une durée de 3 ans, le projet Nice Smart Valley, comme tout le projet InterFlex, a démarré le 1er janvier 2017 et s’est achevé le 31 décembre 2019.

InterFlex a été co-financé à hauteur de 70% par la Commission Européenne, en tant que lauréat d’un appel à projet du programme de recherche et d’innovation H2020. Le budget total de Nice Smart Valley était de 5,1 millions d’euros.

Nice Smart Valley était porté par six partenaires bénéficiant du financement de la Commission européenne :

• des gestionnaires de réseaux de distribution : Enedis (pilote du projet) et GRDF ;
• des fournisseurs d’électricité et agrégateurs : ENGIE et EDF ;
• des fournisseurs de solutions : Socomec et GE Grid Solutions. 

Par ailleurs, le consortium s’est associé avec la métropole Nice Côte d’Azur dès la phase de construction du projet en 2016 en l’intégrant dans sa gouvernance. Le projet a également bénéficié de l’appui de la mairie de Cannes quant à la mise en œuvre des solutions déployées sur les îles de Lérins, et de l’écosystème du projet Flexgrid dont Nice Smart Valley est membre.

Localisation et objectifs

Nice Smart Valley a atteint ses 3 objectifs opérationnels principaux :

• concevoir et tester une solution d’îlotage HTA temporaire des îles de Lérins sans coupure, opérable à distance, au travers de batteries et de ressources locales, en impliquant un acteur de marché (ENGIE) ;
• tester des modèles d’affaires de systèmes de stockage valorisés de façon coordonnée sur plusieurs poches de valeur notamment : les services système de RTE, l’optimisation marché, la gestion des contraintes réseaux locales et l’optimisation de l’autoconsommation. Ce cas d’usage s’est appuyé sur les deux systèmes de stockage déployés sur les îles de Lérins et sur le système de stockage installé sur la commune de Carros dans la plaine du Var, ainsi que sur quatre clients (deux consommateurs et deux producteurs) qui ont mis leurs données de comptage à disposition pour simuler une opération d’autoconsommation collective ;
• concevoir et tester un mécanisme local concurrentiel de la flexibilité organisée par le gestionnaire du réseau de distribution, dans le but d’éliminer ou de limiter les contraintes électriques sur le réseau qu’il exploite. Plusieurs sources de flexibilité ont été étudiées et testées sur le terrain : effacement d’usages électriques chez les consommateurs par pilotage à distance ou action manuelle, installations techniques dites gaz/électricité qui exploitent la complémentarité entre les réseaux de gaz et d’électricité, pilotage de moyens de production, utilisation bi-directionnelle de bornes de recharge pour véhicules électriques et systèmes de stockage par batteries. Ce cas d’usage a été déployé grâce à 200 consommateurs et producteurs répartis sur 7 communes des Alpes Maritimes alimentées par quatre postes sources.

Principales solutions testées et enseignements

Le projet a su relever l’ensemble des défis techniques et a produit des outils et savoir-faire exploitables dès demain. Par ailleurs le consortium a posé les bases de potentiels futurs modèles contractuels entre distributeur, fournisseur de service de flexibilité, opérateur de système de stockage et clients finaux. Enfin, l’analyse de la valeur des différents services mis en œuvre et des modèles d’affaire associés a permis d’identifier les leviers pouvant être activés pour atteindre la viabilité économique des solutions.

A titre d’exemple, sur la flexibilité :

• Enedis a développé une plateforme, E-Flex, permettant de mettre en œuvre les échanges d’informations nécessaires à la rencontre de l’offre et de la demande d’un mécanisme de flexibilité locale. EDF et ENGIE ont pu interfacer leurs outils d’agrégation avec cette plateforme pour y poster des offres de flexibilité, susceptibles d’être activées le cas échéant ;
• ENGIE a développé un outil d’optimisation de son portefeuille d’agrégation, intégrant des fonctionnalités de prévision, qui lui permettra demain de valoriser une même flexibilité sur les mécanismes nationaux et locaux ;
• GRDF a démontré l’intérêt de la complémentarité des réseaux de distribution de gaz et d’électricité, en montrant notamment que les produits gaz/électricité testés (pompe à chaleur hybride, rooftop hybride et cogénération) sont des sources fiables de flexibilité et que la chaîne de communication développée pour rendre ces produits pilotables par les agrégateurs est déployable à grande échelle et à coûts maitrisés ;
• EDF a démontré que l’utilisation bi-directionnelle d’une installation de recharge de véhicule électrique pour des services au client (optimisation de la facture) et au système électrique (flexibilité) est techniquement réalisable et présente un intérêt économique. Il s’agit du concept de Vehicle to X, X pour Grid, Home ou Builiding ;
• le retour d’expérience d’EDF et d’ENGIE sur le recrutement des expérimentateurs a permis au consortium de mieux appréhender les clés de l’implication des clients. Par exemple, il est nécessaire de simplifier les procédures contractuelles et de coupler la flexibilité à d’autres intérêts pour le client, tel que l’efficacité énergétique.
• GE Grid Solutions a développé un outil de prévision de la production photovoltaïque et de la consommation à l’échelle d’un poste source ;
• Enedis a mis au point une méthode de caractérisation des produits de flexibilité utiles pour résoudre une contrainte donnée ;
• Enedis, ENGIE et EDF ont conçu un cadre contractuel et les processus permettant la mise en œuvre d’un mécanisme local de flexibilité.

A titre d’exemple, sur l’îlotage :

• Socomec a démontré la possibilité de maintenir la stabilité et la qualité du réseau d’un microgrid HTA avec plusieurs batteries raccordées en BT et communicant entre elles sans liaison filaire ;
• Enedis et Socomec ont démontré la possibilité de mettre en œuvre un îlotage HTA sans coupure et piloté à distance ;
• Enedis a su adapter le plan de protection électrique afin de garantir la sécurité des biens et des personnes sur un microgrid HTA îloté sans machine tournante ;
• ENGIE et Enedis ont conçu un nouveau service au réseau permettant à un acteur exploitant un actif de stockage raccordé chez un client de contribuer à un îlotage du réseau exploité par le distributeur. Ce nouveau service a été intégré dans les analyses techniques et économiques du projet sur l’utilisation multiservice des stockages.

A titre d’exemple, sur le stockage multiservice :

• ENGIE a développé un outil avancé de pilotage à distance d’un actif de stockage mutualisé entre plusieurs clients. Cet outil intègre notamment un algorithme permettant d’optimiser le niveau de charge de la batterie pour maximiser le bénéfice que pourraient en tirer des clients engagés dans une opération d’autoconsommation collective ;
• ENGIE a testé la possibilité de coupler l’utilisation d’un stockage pour une opération d’autoconsommation collective à des services systèmes et une valorisation sur les marchés de capacité ;
• ENGIE et Enedis ont démontré qu’il n’y avait pas d’obstacle contractuel ni technique à la mise en œuvre d’un usage multiservice de stockage, incluant : autoconsommation collective, service au gestionnaire du réseau de distribution (flexibilité locale ou appui à l’îlotage), service système (notamment réserve rapide) et marché de capacité. Si cet empilement de valeur présente un intérêt économique, les analyses d’ENGIE montrent qu’il ne permet pas encore d’atteindre le seuil de rentabilité pour des batteries raccordées au réseau de distribution en France métropolitaine.

Et la suite ?

Les concepts, outils informatiques et méthodes produits pour le cas d’usage « flexibilité » ont alimenté l’appel à contribution lancé par Enedis en novembre 2018, ainsi que l’étude et la publication, en novembre 2019, des 6 zones d’opportunités par Enedis pour le développement de flexibilités locales.

Les technologies et le savoir-faire développés par les partenaires sur les stockages par batteries leur ont permis de se préparer à l’émergence de futurs marchés en France métropolitaine, et de manière plus immédiate à l’international, dans des zones où les réseaux sont moins robustes ou en cours d’électrification.

Pour en savoir plus

Le site Internet du projet