Avec 255 000 véhicules en circulation et 27 800 points de charge accessibles au public, des lignes de bus entièrement électrifiées, la mobilité électrique entre en France en phase industrielle.
Enedis vient de publier un rapport sur l’intégration dans le réseau public de distribution d’électricité de ce nouvel usage en plein essor en France et dans le monde.
27 800 points de recharge ouverts au public : un pour 7 véhicules
72 % ont été installés à l’initiative des collectivités locales. Les zones rurales ont fait figure de précurseurs, avec de nombreuses initiatives portées par les syndicats d’énergie et soutenues par le Programme d’investissement d’avenir (PIA).
« La qualité du réseau électrique et son maillage très dense ont permis le déploiement de ces bornes sans difficulté technique majeure, avec un coût et un impact environnemental maîtrisés (coût moyen : 1 900 € HT pour un raccordement simple, 13 000 € HT pour une extension de réseau de 100 m) ».
Les points de recharge de forte puissance, supérieurs à 22 kVA, représentent 15 % du parc installé, en priorité à proximité des grands axes de circulation et autoroutes. S’y ajoutent progressivement la grande distribution, avec 576 stations dotées en moyenne d’une borne de recharge comprenant deux points de charge par borne (7 % du parc installé), les pétroliers avec l’équipement des stations-service, les réseaux de concessions automobiles (750 stations, 8 % du parc), les opérateurs d’autopartage, et les sociétés de parkings. Le nombre total de points de charge est environ de 30 % supérieur au nombre de véhicules.
« Le développement de ces bornes se fait aujourd’hui au gré des initiatives ou des opportunités », observent les auteurs du rapport. « Il reste à s’assurer de la cohérence d’ensemble sur le territoire pour rendre tout le service qu’on peut en attendre en termes de sécurité d’approvisionnement des véhicules tout au long de leurs trajets. Les recharges des véhicules en circulation se font à plus de 80 % sur des points de charge situés sur le lieu de travail et au domicile ».
La totalité des infrastructures de recharge est connectée au réseau de distribution en moyenne tension (HTA) ou basse tension (BT). Sont aussi connectées au réseau de distribution plus de 400 000 installations de production solaire et éolienne. « Même si un raccordement pris isolément ne conduit pas nécessairement à un renforcement du réseau, l’augmentation des raccordements au réseau doit être anticipée pour définir les besoins de renforcement, afin de garantir la qualité du service aux utilisateurs : continuité de l’acheminement, résilience du réseau aux défauts, gestion des pics de consommation et de production, prise en compte des amplitudes météorologiques ».
Piloter l’exploitation du réseau
Enedis a développé des outils de pilotage et d’optimisation du réseau, centralisés dans des sites sécurisés. Enedis est ainsi capable, par exemple, de réalimenter lors d’incidents plus de 2/3 des clients à distance en quelques minutes, grâce à des algorithmes décisionnels de conduite du réseau.
Enedis a également développé des outils d’optimisation des schémas électriques d’exploitation, rendant dynamique la conduite des réseaux de distribution, en reportant des consommations d’un poste sur l’autre, d’un câble sur l’autre. Ceci est rendu possible par les nombreux capteurs implantés sur le réseau.
Maîtriser les pics locaux
Enedis a modifié en profondeur sa manière d’exploiter le réseau, afin d’intégrer la production des énergies renouvelables, les installations de stockage et les dispositifs d’autoconsommation.
Le pilotage du réseau permet désormais de maîtriser les pics de sollicitation causés par des afflux locaux et ponctuels de nombreux véhicules électriques. « Ces évolutions ajoutées à la robustesse du réseau, à l’anticipation des besoins en renforcement du réseau dus à la croissance globale des usages électriques et à l’intelligence croissante embarquée dans la gestion du système de distribution ont donc créé des conditions favorables à l’intégration de la mobilité électrique ».
De surcroît, « la capacité de programmer la recharge des véhicules permettra aux acteurs du « marché » d’inciter les consommateurs à recharger leurs véhicules lors des pics de production locale, ce qui aura pour conséquence d’atténuer les pics locaux de sollicitation, et le refoulement de la production locale sur le réseau de transport (RTE) ».
La combinaison entre pilotage de la charge des véhicules électriques et production solaire ou éolienne
Enedis, en lien avec les acteurs du marché, expérimente dans les conditions réelles la combinaison de la recharge avec les énergies renouvelables. Plusieurs projets en cours visent « à anticiper la production des énergies renouvelables, transmettre l’information au système de charge du client, inciter le client à se charger au moment de la production renouvelable locale . Ces projets s’appuient sur les expériences de « smart grids » développées depuis près de dix ans ».
Enedis mentionne, notamment, plusieurs projets en cours : SMAC (pilotage énergétique des bornes de recharge et mise en place d’une « communauté » d’usagers éco-participatifs), . Flexmob’île (autonomie énergétique de Belle-île-en-Mer), SoMEL SoConnected (solutions d’autoconsommation individuelle avec insertion de bornes de recharge) et aVEnir (projet porté par Enedis avec 11 partenaires, visant à maîtriser en conditions réelles les questions relatives à la flexibilité de la recharge).
Electromobilite et pilotage du système électrique au niveau national
Selon Enedis, « la production des énergies éolienne et solaire et la consommation des véhicules électriques vont croître dans des ordres de grandeur similaires. L’optimisation de l’un par l’autre en sera donc facilitée. La consommation des véhicules électriques est estimée en moyenne à 2MWh/an, ce qui conduirait à une consommation cumulée pour 15 millions de véhicules de 30 TWh. La PPE prévoit une augmentation de la puissance installée solaire de 9 GW aujourd’hui à 44 GW en 2028. Concernant l’éolien, on passerait d’une production de 26 TWh pour 15 GW installés en 2018 à 60 TWh pour 35 GW installés en 2028. Ce sont 34 TWh supplémentaires qui seront injectés sur le réseau, dont environ la moitié la nuit. Les productions éolienne et photovoltaïque sont complémentaires sur l’année. La production solaire est maximale en été et le jour, tandis que la production éolienne est maximale en hiver etla nuit. Les perspectives d’optimisation en sont renforcées ».
Un écosystème innovant en voie d’industrialisation
Le développement de la mobilité électrique mobilise de nombreux acteurs : les utilisateurs de véhicules électriques (particuliers, entreprises…), gouvernement, élus nationaux et locaux, administrations et autorités administratives, acteurs industriels des véhicules, des transports, des données, de la fourniture d’électricité, fournisseurs de services, fabricants, installateurs et mainteneurs de bornes. « Aucun des acteurs ne peut développer des solutions et les industrialiser à lui seul. Aussi, les actions d’Enedis sont systématiquement menées en partenariat avec des acteurs de la mobilité électrique ».
Enedis mentionne ainsi plus de 120 réalisations concrètes impliquant Enedis déployées ces deux dernières années. « Ces projets concernent différents moyens de transport(voitures, bus, bateaux…) et situations (recharge à domicile, recharge sur voie publique en l’absence d’un parking privé, bateaux à quai, bus en zone urbaine…) ».
Source :
Intégration de la mobilité électrique au réseau public de distribution d’électricité
Voir aussi :
- Stockage, recharge intelligente et V2G : comment Renault est devenu un acteur des Smart grids
- La mobilité électrique : futur maillon fort des Smart Grids