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Le Smart Grid envoie les bons signaux
Le projet vendéen a par exemple permis de mieux intégrer la centrale photovoltaïque de Givrand dans le réseau. - © PASCAL BAUDRY

Le Smart Grid envoie les bons signaux

Jean-Philippe Defawe |  le 21/09/2018  |  VendéeEnergies renouvelablesAdemeSmart Grid

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Vendée -

Lancé en 2013 pour cinq ans, le projet Smart Grid Vendée, destiné à parfaire l'intégration des énergies renouvelables et la gestion des réseaux électriques intelligents, s'est achevé officiellement le 15 septembre. Le consortium réunissant le syndicat départemental d'énergie (SyDEV), les gestionnaires de réseaux (Enedis et RTE), des agrégateurs et offreurs de capacités (General Electric et Actility), des fournisseurs de solutions (Engie Ineo et Legrand) et le Conservatoire national des arts et métiers (Cnam) a été dissous mais, fort d'un bilan qualifié de « très positif », cette expérimentation va se poursuivre à l'échelle des régions Pays de la Loire et Bretagne avec le projet Smile (Smart Ideas to Link Energies). « Nous passerons alors à une phase industrielle avec plus de 1 000 bâtiments instrumentés pour chacune des régions et des données qui seront exploitées sur une plate-forme commune », explique Alain Leboeuf, président du SyDEV et vice-président de Smile.

Unique en Europe. Etendu sur l'ensemble du département et doté d'un budget de 28 millions d'euros, dont 9,5 millions assumés par l'Ademe dans le cadre des Investissements d'avenir, le Smart Grid Vendée était le seul démonstrateur européen à tester l'intégralité de la chaîne, du producteur d'énergie éolien ou photovoltaïque au consommateur final (bâtiment et éclairage public), en passant par les réseaux de distribution. « La Vendée est une petite France où l'on a pu expérimenter ce qui se déroulera, demain, à l'échelle nationale ou européenne car nous avons des productions intermittentes, des utilisateurs de toutes les catégories, et toutes les difficultés d'intégration des sources d'énergie étaient réunies », précise Alain Leboeuf.

Afin d'analyser les habitudes de consommation, des capteurs ont été installés sur 120 bâtiments publics, 40 commandes d'éclairage public pilotant 1 200 points lumineux, sept usines de production d'eau potable, quatre parcs éoliens, 37 centrales photovoltaïques, un centre de recharge de voitures électriques, deux stations météorologiques, cinq postes sources… « Au travers des relevés de données sur les bâtiments municipaux, nous avons constaté combien nous étions loin de l'optimisation énergétique. Or, on peut obtenir des gains importants sur la facture d'électricité pratiquement sans coût », assure Alain Leboeuf.

Pour chacun des acteurs, et notamment Enedis impliqué dans le projet à hauteur de 16,9 millions d'euros, l'expérimentation a permis de valider des solutions, comme la gestion en temps réel ou la régulation de tension automatique, qui seront déployées sur l'ensemble du réseau. Sous l'œil de la Commission de régulation de l'énergie (CRE), l'initiative a également permis de faire évoluer la réglementation. « Nous avons pu développer des offres de raccordement plus rapide et économique des sites de production d'énergies renouvelables, en échange de limitation temporaire de la production », témoigne Philippe Monloubou, président du directoire d'Enedis.

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