Enerzine a évoqué le sujet récemment, un smart grid à l’échelle d’une zone d’activité a été installé dans une zone d’activité à Toulouse afin de connecter les installations qui consomment de l’énergie, celles qui en produisent et celles qui la stockent.
Sur ce site où travaillent en permanence 230 personnes dans des bureaux, des ateliers, des laboratoires…, 50 % des besoins énergétiques sont aujourd’hui couverts par la production locale d’électricité d’origine renouvelable, éolienne (60 kW) et photovoltaïque (300 kWc).
Une fois produite, l’énergie peut-être autoconsommée ou stockée grâce à des batteries lithium-ion (1,5 MWh) afin d’optimiser le bilan économique et environnemental du site. Un système de gestion intelligente de l’énergie collecte et centralise les informations de consommation et de production via des capteurs répartis sur le site et pilote les installations pour mettre en adéquation la production et de la consommation.
Les consommateurs deviennent des acteurs à part entière et participent à l’équilibre du réseau électrique. Par exemple, le gestionnaire du bâtiment peut arrêter le chauffage ou la climatisation lors des pics de consommation tout en maintenant un niveau de confort dans les bureaux : pendant l’heure du déjeuner ou lors de créneaux d’inactivité, la production solaire est stockée pour être utilisée plus tard.
Pour compléter le dispositif, une plateforme de recherche et d’essais en conversion d’énergie de 2.000 m2 permettra de tester des solutions technologiques innovantes comme la récupération d’énergie de freinage des métros et tramways. A vocation pédagogique, elle accueillera également étudiants et ingénieurs pour découvrir ou expérimenter les solutions électriques de demain.
Actuellement, Cofely Ineo et ses partenaires (Laboratoire Laplace-INP Toulouse, Levisys et CIRTEM) travaillent sur la conception d’un algorithme de pilotage intelligent qui permettra d’optimiser la consommation énergétique du site, l’installation de volants d’inertie (100 kWh ; installés en décembre) pour tester une autre technologie de stockage et sur la mise en place d’un réseau à courant continu, technologie qui permettra d’éviter les déperditions d’énergie.
Sur ce site, porteur de développement technologique et économique, 20 nouveaux emplois sont créés chaque année.
Fonctionnement du smart grid
Production
L’électricité est produite localement. Le smart grid de Toulouse dispose de ses propres unités de production d’électricité : des panneaux solaires (300 kWc de puissance installée), des éoliennes (60 kW de puissance installée)
Stockage
L’électricité est stockée. Une fois produite, l’électricité peut être stockée grâce à des batteries (1,5 MWh) et des volants d’inertie (100 kWh). Les échanges entre sources de production d’énergie et unités de stockage sont assurés par des liaisons en courant continu grâce à des convertisseurs d’énergie à haut rendement. Cela permet de limiter les pertes d’énergie causées par la conversion de l’électricité du courant continu au courant alternatif.
Gestion intelligente de l’énergie
L’électricité est pilotée intelligemment. Plus de 100 compteurs mesurent en temps réel l’offre et la demande d’électricité en différents points du réseau sur le site. Une plateforme de gestion centralise ces informations et permet au gestionnaire d’énergie sur le site d’organiser la mise en adéquation de l’offre et de la demande électrique en pilotant les équipements.
20 emplois par ans pour un site, c’est un début, mais la compétence smart grid se construit et il semble qu’il y ait encore une marge de progression sur ce site, certains toits ne semblent pas encore équipés et des ombrières PV pourraient être installées sur le parking, rechargeant les véhicules pendant la journée de travail un peu d’H2 ne serait pas pourme déplaire ;o)
Euh, la news ne dit pas que les 20 emplois pour un site sont dans les smart grids….. Il faut d’ailleurs l’espérer pour eux , car la valeur de l’electricité produite puis gérée, pour 300kW de PV et 60 kW d’éolien c’est environ 500MWh/an soit selon comment on compte ( energie seule ou energie distribuée) entre environ 20000 et 60000€/an. On se demande bien comment peuvent être amotirs les matériels ( batteries, volants d’inertie,…). Même si l’expérience est certainement interessante, faut pas non plus réver sur les emplois associés à des smart grids « industrialisés ».
Le but de ce genre projet n’est pas sur la production d’énergie mais sur la diminution des cout de raccordement et des besoins de réseaux électrique. Rien que l’entretien du réseau nous coute 17 milliards d’euros par an (CA ERDF + RTE) et c’est sans compter tout ce qui est qualité de service qui est à la charge du consommateur.
Et de combien le coût de raccordement et de réseau de cette zone d’activité a-t-il été diminué? Parce qu’en hiver ce ne sont pas les 300kW de PV qui vont beaucoup aider, ni les 60kW d’éolien certains jours. Sauf à mettre les gens au chomage technique les jours nuageux, ce qui effectivement un mode de demand side management, mais je ne pense pas que ce soit ici le but. Mais si vous avez une réponse précise à la question….
C’est un excellent exemple de l’évolution en cours. Et des freins qui entravent le progrès. Car il ne faut pas négliger le conservatisme ambiant. Certains ne manqueront pas de crier à l’imperfection, ou d’essayer de dénigrer les solutions décentralisées, mais le progrès est en marche. A tous les niveaux : les smartgrids, l’autoproduction, les systemes decentralisés, ainsi que les véhicules électriques… Soit on s’adapte et on devient acteur de l’évolution, soit on restera de vulgaires consommateurs, de technologies développées ailleurs.
Pour 300 kWc PV et 60 kWc éolien, il y a une capacité de stockage de 1,5 MWh containerisés de batteries, plus 100 kWh de stockage inertiel. Toute cette logique finalement repose proportionnellement sur une énorme capacité de stockage, qui permet de s’effacer du réseau probablement dans la plupart des cas en pointe de consommation. C’est la pointe qui dimensionne les réseaux de distribution, ainsi que les générateurs de production. Au pire, le stockage de l’énergie chargée la nuit sur le réseau est rendue la journée. Certes, c’est une expérimentation, mais quel est le prix ultime moyen du kWh ?? Le reportage ne le dit pas, mais entre l’investissement de production, de stockage et de gestion intelligente, j’imagine que le coût de l’électricité fournie se situe au delà de 25 cent€ du kWh.
D’abord bravo à Cofely et à toutes les équipes du projet (CIRTEM,…) C’est un projet qui a coûté 8 millions d’€, à 51 % par Cofely, et subventionné par ADEME, et qui a été lancé il y a 3 ans, si ma mémoire est bonne. La batterie, le convertisseur, tout cela coûte. La question est de savoir quelle rentabilité, pour un investissement pareil, est possible et donc dans quelle piste il faut faire évoluer cette démarche. Première démarche : on économise sur ces investissements, et on aboutit à des projets de type photovoltaïque, auquel on joint une batterie et une consommation d’électricité aux heures « solaires » via un stockage sous la forme d’un ballon d’eau chaude. L’Espagne, où le soleil est abondant, voit se développer cette perspective. L’Allemagne, où le prix de l’électricité est très élevé, voit aussi cette perspective s’accroître fortement, avec des offres mixtes (exemple : une firme taïwanaise+ une firme allemande qui propose un « package complet »).Enormes avantages de cette démarche : on part des potentialités du marché, le gestionnaire de réseau ne doit pas prendre en charge (et donc investir) en « réseau intelligent » sur son patrimoine, car c’est une solution « offgrid ». De plus, l’outil tarifaire suffit pour être incitatif : on appuie un peu sur la pédale du tarif à la puissance souscrite, et on obtient l’incitant. La transition énergétique sans subvention…. Et le gestionnaire de réseau payé (peut-être cher) le jour où le consommateur-producteur n’est pas efficace (en matière de gestion électronique par exemple) Deuxième démarche : on veut rentabiliser l’investissement. Ce n’est bien sûr pas avec des rikiki de micro-éoliennes, qu’on va rentabiliser cet investissement. Pensons, par exemple, à 5 éoliennes de 2 MW (ou plus). Intérêt d’amener de grandes éoliennes à proximité de zones d’activité (à 100 mètres ou à 3 km, avec cabine de parc éolien ramenée sur la zone d’activité) : -meilleure efficience énergétique de très loin (les pertes sont fonction de la distance entre le lieu d’injection et le lieu de soutirage, et ici : producteur et consommateur sont au même endroit). Cela change des performances des réseaux électriques publics, qui sont eux, par nature et sans qu’on puisse le leur reprocher, de vraies passoires. -externalisation de l’investissement : le « smartgrid » peut être pris en charge financièrement par les intéressés, plutôt que par la dépense publique. La transition énergétique se fera d’autant plus vite que les coûts-réseau (pour l’approvisionnement en renouvelable) seront économisés. Il reste à transférer une partie de la CESPP (contribution de l’Etat pour le financement du renouvelable) directement aux opérateurs de renouvelable. Les industriels payant leur part d’électricité au prix marché (de l’électricité habituelle) , une partie de la CESPP ne devra donc pas être payée par le contribuable. Ce qui, à la lecture du document « 41 propositions relatives aux réseaux intelligents » (juin 2014) est dans la perspective de la C.R.E. Désocialisation du coût du smartgrid, non-renvoi du coût du smartgrid sur la facture du contribuable non concerné techniquement, amélioration de l’efficience énergétique, promotion du renouvelable auprès de l’industrie à un prix hyper-compétitif : voilà divers intérêts de ce modèle en devenir.
veuillez m’excuser. je ne savais pas qu’Enerzine supportait peu Microsoft. je ferai mieux la prochaine fois… 🙂
@ Le belge Vous avez raison, on économise sur les investissements, on gagne du temps sur les demandes de raccordements accordées par EDF puisqu’on peut s’en passer on crée des réseau plus solides qui pourront être raccordés à la toile et avec un stockage efficace on supprime le besoin d’énergie primaire.
« La question est de savoir quelle rentabilité, » Facile, l’économie de 60000€ par an d’achat d’elecritcité, représente 0.75% du capital (8M€), et sans les frais de maintenance. Donc faillite immediate. Pas la peine de chercher plus loin. » Intérêt d’amener de grandes éoliennes à proximité de zones d’activité (à 100 mètres ou à 3 km, avec cabine de parc éolien ramenée sur la zone d’activité) » Le plus dur sera d’emmener le vent prés de la zone d’activité, les éoliennes c’est trés facile. Déplacer les villes dans les régions ventées serait je pense plus facile à faire que l’inverse. Mais au final tirer des Lignes THT est de loin le moins couteux.
J’adore le slide 22 de la présentation de Chelya qui compare avant/après mais surtout le warning en bas à gauche: « on ne tient pas compte des coût de fonctionnement et d’investissement » Ca c’est de la gestion! Juste un détail…d’où le titre du post de Chelya, j’imagine….