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Réseaux électriques intelligents > Principaux verrous perspectives de développement




Principaux verrous technologiques


=> Interface réseau communication/réseau physique
Le nécessaire développement de l’acquisition d’informations sur le fonctionnement en temps réel du réseau et des interactions entre parties prenantes requiert un couplage entre réseaux de communication et réseau physique de distribution de l’électricité. Ce couplage amène plusieurs interrogations et choix techniques mais aussi réglementaires et économiques :
  • choix des niveaux pertinents de relevé et d’intégration des données ;
  • choix du ou des types de réseaux de communication (courants porteurs en ligne ou CPL, Internet, réseaux de fibres optiques, etc.) ;
  • choix du niveau d’ouverture de l’accès à ces données : entre l’Internet, où les plateformes performantes économiquement sont des plateformes ouvertes, ou des plateformes fermées, propriétaires par exemple des seuls opérateurs ou offreurs de service ;
  • évaluation et prise en compte des risques liés aux couplages entre réseau physique et réseau d’information et communication ; développement de solutions adaptées ;
  • besoin de protection intelligente du réseau : les variations des paramètres physiques du réseau peuvent devenir plus importantes du fait de la flexibilité accrue, d’où le besoin de détection et décision « intelligentes » sur les réglages pour une meilleure capacité d’adaptation du réseau. Par ailleurs, cette protection doit s’adapter au niveau qu’elle contrôle.


=> Logiciels et outils TIC : Internet des objets, optimisation et sûreté de fonctionnement
  • Optimisation du lien entre le compteur et l’observabilité du réseau ; visibilité de ce qui se passe en temps réel sur le réseau ; traitement de données à optimiser ;
  • sécurité de fonctionnement dans le cadre du couplage entre les réseaux de communication et de transport/distribution de l’électricité à renforcer ;
  • développement de méthodes de prédiction et d’apprentissage de la production et de la consommation toujours plus précises et fiables ;
  • pour un réseau plus réactif, plus souple, besoin d’informations agrégées aux bons niveaux et en temps réel du réseau ; diffusion de l’intelligence nécessaire tout au long de la filière énergétique ;
  • marché futur plus large et plus ouvert (perspectives de quelques millions de véhicules électriques, de millions de producteurs autonomes et d’acteurs d’effacement diffus) : cela implique un très grand nombre d’acteurs interagissant en temps réel avec le réseau, une plus grande variété de solutions technologiques, et donc un développement en matière de métrologie et d’intelligence à mettre dans le système et en couplage avec le réseau d’information. Intelligence accrue du réseau pour être en capacité d’interagir avec l’Internet des objets qui lui seront connectés (composants énergétiques des bâtiments, de production ou de stockage local, véhicules électriques, etc.).


=> Évolution des infrastructures et intelligence associée
  • Architecture réseau : nécessité d’avoir une conception intégrée TIC – réseau apportant de la flexibilité et de nouvelles architectures permettant l’accueil de taux élevés de production locale, ce qui implique par exemple une architecture plutôt en mailles locales qu’arborescente ;
  • réseau autocicatrisant : instruments – y compris TIC – qui détectent ou anticipent les défaillances et prennent automatiquement les mesures visant à limiter les coupures (durée, occurrence) ;
  • rôle du stockage : le stockage peut contribuer à faire évoluer les choix de mix énergétique et de gestion de l’énergie, et ce à différents niveaux de puissance et donc de localisation sur le réseau. Si des progrès sont à réaliser sur le plan technologique pour arriver à des objectifs de prix compatibles avec l’application réseau demand/response (environ 5-10 centimes d’euros du kWh restitué pour un service au minimum de dix ans), ils sont à compléter de progrès sur l’intelligence de la gestion de ces moyens de stockage. Un véritable développement de l’intelligence de la gestion des véhicules électriques et hybrides pourrait leur permettre de jouer un rôle dans l’amélioration de la flexibilité du système électrique : nécessaire lissage à la charge, utilisation optimale de l’électricité renouvelable fatale, contribution à l’effacement des pointes;
  • plus d’intelligence et de données pour aller plus loin dans l’efficacité énergétique du système et des objets, dont perspective d’exploitation avec de nouvelles architectures de maille ; perspectives de développement de réseaux en courant continu (DC) à différentes échelles.

Perspectives de réseaux DC à deux échelles


Basse tension < 120 V : intérêt dans l’habitat = gain en composants, éviter les transformateurs et les problèmes de compatibilité électromagnétique. Quelques verrous dans le bâtiment, essentiellement normatifs et culturels, pas technologiques. Possibilité d’optimisation d’architecture de réseau local : PV + stockage + utilisation DC locale microgrid).
Moyenne tension : 1-10 kV (marché à évaluer) ; difficultés : choix niveau tension, maintien de ce niveau tension, sécurité. Raccordement d’éolien offshore. Machines synchrones à vitesse variable : on a intérêt à raccorder en DC toutes les machines.
Fortes puissances : interconnexions entre sources EnR en multipoints (maillés) ; interconnexions à grande distance ou supergrid (éolien offshore, solaire dans le Sahara avec connexion Europe projets Transgreen ou Desertec).


Protocoles, standards et verrous politiques


- Prise en compte de l’utilisateur devenu « consom’acteur » (production, stockage, effacement, consommation) et protection de ses données privées ;
- perspective de développement d’un marché de capacité au niveau local (quartier, ville, etc.), couplant production, stockage (dont optimisation du niveau de (dé)localisation) et effacement. S’il n’y a pas de difficultés techniques insurmontables à cette évolution, en revanche la question est plutôt celle de l’équilibre économique et informationnel entre les acteurs : usagers, opérateurs de réseaux, opérateurs de service, et surtout collectivités locales qui pourraient avoir un rôle dans ce développement d’une énergie plus « locale » ;
- une réflexion est à mener sur les modèles d’affaires qui doivent pouvoir se développer autour des réseaux, les nouveaux services notamment en direction des « consom’acteurs », le partage de la valeur, etc. En effet, les smart grids devraient être vus comme une opportunité de développer ce secteur économique avec de nouveaux services innovants. Comme évoqué ci-dessus, des conditions favorisant l’innovation ouverte sont une des clés pour que des acteurs français réussissent dans ce domaine ;
- rôle du stockage : c’est le marché de capacité qui va faire en partie la place de certaines solutions de stockage, au même titre que l’effacement qui peut être considéré comme une « capacité négative » ;
- les collectivités pourraient avoir un rôle beaucoup plus proactif en matière d’énergie dans les années à venir (producteur, agrégateur, etc.).

Besoins de R & D


Les priorités de recherche à caractère technologique, telles qu’identifiées par l’ADEME dans sa feuille de route stratégique sur les smart grids, sont retranscrites dans le tableau suivant.
Les priorités de recherche technolotgique en lien avec le matériel et l’électrotechnique des réseaux et de ses composantes Conception et développement de systèmes de protection des réseaux de distribution adaptés à une forte pénétration de la production distribuée et intermittente
Conception et développement de systèmes de stockage décentralisé adaptés aux contraintes de fonctionnement des installations de production distribuée et à l’insertion sur les réseaux de distribution
Conception et développement de capteurs et d’organes de coupure en réseaux télé-opérables
Conception et développement de systèmes et d’architecture adaptés au fonctionnement des réseaux îlotés à faible puissance de court circuit
Conception et développement de modèles et d’outils de suivi du vieillissement des matériels, d’anticipation et de détection, localisation des pannes sur les réseaux
Conception et développement d’outils de prévision (courtmoyen terme) de la production intermittente et de consommation adaptés aux besoins des différents acteurs en particulier sur les territoires non interconnectés
Les priorités de recherche technologique en lien avec les systèmes de gestion de l’information nécessaire à la croissance de l’intelligence des réseaux Conception et développement d’outils transverses et de normes pour le dialogue et la circulation d’information entre les acteurs du système
Conception et développement d’outils permettant de gérer les phases d’entrées et de sorties des régimes îlotés
Conception et développement d’interfaces permettant des transmissions optimisées d’information entre les différents acteurs (ex. : consommateur, agrégrateur, producteur, fournisseur) / composantes (ex. : maisons, départs, postes sources) du système électrique
Conception et développement d’outils de conduite en temps réel des réseaux de distribution : estimation d’état, automatisation des manoeuvres de reprise, du réglage de la tension, etc.
Conception et développement d’outils de planification des réseaux en cas de présence massive de PDE (production décentralisée d’électricité).
Les priorités de recherche à caractère technologique
Source : ADEME (2010), Feuille de route sur les réseaux et systèmes électriques intelligents intégrant les énergies renouvelables, juin


Comment développer les smart grids ?


L’évolution du système électrique vers plus d’intelligence doit être prise en compte dès à présent, notamment pour tout ce qui concerne les investissements en infrastructures matérielles et logicielles, ne serait-ce que pour assurer sa compatibilité avec les systèmes électriques des pays voisins.

On peut imaginer que cette évolution se fasse par étapes, partant de démonstrateurs et d’initiatives locales puis s’étendant au niveau régional. C’est aussi ce type d’évolution – du local au régional/national – qui est attendu dans les pays en développement, sous forme de nouvelles infrastructures.

=> Moyens à déployer
- Le système électrique ne peut évoluer qu’à partir de l’existant, mais il doit évoluer dès à présent : il existe des perspectives d’évolution par niveaux, par exemple à différentes échelles géographiques (bâtiment, quartier, ville, agglomération, région, etc.) ;

- un premier stade pour augmenter l’intelligence des réseaux pourra être celui du bâtiment avec le développement, d’une part, de son équipement en gestion de l’énergie (hard et soft), y compris de l’énergie produite et stockée, et d’autre part, d’un protocole d’échange avec le réseau, ou un opérateur du réseau (par exemple, un fournisseur d’énergie ou d’accès à Internet) ;

- un second stade, qui peut être mené simultanément à celui des bâtiments, est le développement de vastes démonstrateurs smart grids à l’échelle de nouveaux quartiers ou de rénovation lourde d’infrastructures dans un quartier. On peut citer par exemple des projets comme Nice Grid, GreenLys, ou Issy Grid, ce dernier visant un fonctionnement en microgrid en couplage avec le réseau ;

- les collectivités possèdent les réseaux électriques (infrastructures) de distribution. À ce titre, elles peuvent également s’impliquer pour faire évoluer le niveau d’intelligence du réseau mais aussi intervenir dans la gestion d’une production locale (à base d’énergies renouvelables), du stockage et de la maîtrise de la consommation (dont effacement) ;

- l’infrastructure de transport et de distribution nationale restera le ciment. Elle devrait cependant interagir en temps réel de façon cohérente et en interdépendance avec les smart quartiers ou îlots et leurs spécificités locales en matière de gestion, production, stockage, consommation, effacement, garantissant la maîtrise et l’optimisation des coûts du système pour la collectivité ;

- on peut souligner aussi l’intérêt du foisonnement de la production renouvelable pour moyenner sur le pays (voire sur l’Europe) les risques liés aux aléas de production ; l’intelligence du réseau permettra d’optimiser la gestion et l’utilisation de ce foisonnement, même si cela ne saurait suffire à résoudre le manque de production à base d’énergies renouvelables lors d’anticyclones hivernaux prolongés avec couverture nuageuse ;

- amélioration de la connaissance de l’état et du fonctionnement en temps réel du réseau et donc amélioration du monitoring à différents niveaux (distribution, réseau européen) ;

- l’optimisation du mix énergétique doit pouvoir par exemple intégrer les différents niveaux : le niveau régional, local, voire citoyen, puis dans un schéma directeur national pour ensuite profiter de l’interconnexion avec les régions et pays voisins ;

- par certains côtés, le nucléaire pourrait permettre une transition plus douce et dans de bonnes conditions, d’une part, vers davantage d’énergies renouvelables, parce qu’il fournit la production de base nécessaire et à un prix relativement stable car peu dépendant du combustible, contrairement aux centrales à gaz, et d’autre part, vers davantage de véhicules électriques parce qu’il apporte une électricité décarbonée.

=> Lien avec d’autres réseaux
Les réseaux de chaleur, voire de gaz ou d’eau, pourraient également bénéficier des technologies d’optimisation de la gestion et de l’intelligence (anticipation, capture et traitement d’informations, contrôle-commande) développées pour les réseaux électriques. Par ailleurs, ces différents réseaux ayant des parcours communs et des usagers communs, des couplages pourraient être mis à profit. L’Europe s’oriente d’ailleurs vers des compteurs intégrés.

Questions économiques et financières


Les investissements doivent nécessairement coupler les infrastructures matérielles (même celles qui sont en renouvellement) et informationnelles (compteurs, logiciels, probablement difficile de faire la part de l’une ou l’autre, les technologies logicielles matériels. Les investissements nécessaires au développement de ces smart grids en Europe peuvent être estimés à plus d’une dizaine de milliards d’euros par an pendant plusieurs décennies (le ministère de l’Énergie américain table sur 20 milliards de dollars par an sur vingt ans).

Comme le fait remarquer l’AIE, le seul marché pourrait ne pas parvenir à réaliser ces investissements, et un vrai travail de concertation est à entreprendre entre États, entrants sur ce marché.

Parmi les éléments de réflexion et les questions qui seront à prendre en compte, citons :
  • qui doit/va payer les évolutions d’infrastructures, qu’il s’agisse des infrastructures matérielles ou informationnelles ? Qui va en assurer la maintenance ? notamment si une évolution possible du système électrique est le développement de « smartquartiers », gérant production et consommation locales ?
  • quels nouveaux rôles pour les collectivités, associations de consommateurs, de petits producteurs ou stockeurs, acteurs des télécommunications, Internet, de l’immobilier ?
  • quels seront les modèles économiques qui permettront de rentabiliser cet investissement ?
  • comment en mesurer les bénéfices (dont réduction CO2, économie/report d’investissement dans des lignes HT, en moyens de pointe, réduction du risque de black-out, etc.) et distribuer la valeur ajoutée qui doit en résulter ?
  • quels acteurs seront autorisés à intervenir ? Quel partage de la valeur ajoutée et quels mécanismes de régulation permettant ce partage ?
  • quel couplage économique avec les autres pays d’Europe s’il n’y a pas une harmonisation des systèmes économiques ?
  • quels coûts d’investissement, quel modèle économique lié à la gestion du stockage ?
Au cours de cette réflexion, il sera nécessaire de garder à l’esprit plusieurs considérations importantes :
  • le système énergétique mondial va être bousculé et entraîné par de nouveaux entrants qui « ont faim » d’énergie supplémentaire, comme les pays en développement rapide ou encore les gros consommateurs de l’Internet (fermes de serveurs) ;
  • certaines formes de régulation/réglementation ou choix politiques peuvent être des freins majeurs à l’innovation, à la création de valeur et au partage de cette dernière, y compris au détriment du consommateur (voir la feuille de route technologique sur les smart grids de l’AIE) ;
  • le montant des investissements envisagés nécessitera un environnement d’innovation ouverte de façon à en partager le poids avec un maximum d’acteurs. extrémités du réseau, en respectant bien sûr un cahier des charges assurant le bon fonctionnement du système électrique ; de permettre le recueil et l’accès des données opérationnelles (open data) par les acteurs innovants, ce qui nécessite une réflexion et des avis sur la propriété des différentes données, les droits de chacun à les consulter, modifier, transmettre. Il serait souhaitable de séparer l’innovation de la régulation du système électrique, tout en lui donnant un cadre strict pour assurer la sécurité de fonctionnement du réseau ;
  • pour plus d’efficacité et de création de valeur, l’innovation devrait être la plus ouverte possible ; cela doit aussi interroger sur l’accès à l’infrastructure qui pourrait également être générique et ouvert, car les solutions à mettre en oeuvre pourront être d’une grande variabilité selon les acteurs, par exemple sur la maîtrise de l’énergie ;
  • il faudra également définir des règles d’utilisation des données (propriété et conditions d’accès) tout en veillant à maîtriser et optimiser les coûts pour la collectivité et notamment les usagers ;
  • il convient d’accroître la flexibilité d’un système électrique dont la gestion, notamment celle des réseaux, devient plus complexe ;
  • ces évolutions technologiques et les investissements nécessaires à leur déploiement doivent garantir la maîtrise et l’optimisation des coûts du système pour la collectivité et notamment les usagers.