1 améliorer le pilotage Avec davantage d'automatisme et de souplesse, les outils associés au smart grid devraient simplifier la recherche d'équilibres instantanés entre l'offre et la demande d'électricité. La plupart des technologies sont connues. L'équation économique est complexe. L a situation électrique des départements d'outre-mer est-elle symptomatique des difficultés que rencontreront les réseaux de demain ? Largement encouragée, la montée en puissance des énergies renouvelables (ENR) complique la tâche d'EDF SEI, qui accueille l'intégralité de la production sur son réseau. À la Réunion par exemple, le seuil de 30 % d'énergies intermittentes a été atteint. Pour éviter un déséquilibre de la tension du réseau de distribution quand le ciel devient nuageux ou quand le vent se lève, l'opérateur impose à chaque producteur un compteur l'informant toutes les cinq minutes de la puissance qu'il injecte. Dès que l'on frôle les 30 %, les derniers équipements installés sont contraints de se mettre en sommeil. Pour ne redémarrer que lorsque le taux est redescendu de façon durable au-dessous du seuil. La mesure est radicale et concerne le cas très particulier des péninsules électriques, incapables de miser sur les interconnexions pour revenir à l'équilibre. Elle souligne néanmoins la nécessité de faire évoluer le fonctionnement de réseaux électriques qui n'ont pas été préparés à l'émergence des ENR. Pas plus qu'ils ne pourront accueillir de nouveaux points de consommation énergivores, comme les véhicules électriques, s'ils ne gagnent pas en intelligence. Les réseaux haute et moyenne tension sont déjà équipés de fonctions d'automatisme pour garantir la qualité du service, « notre première mission », rappelle Marc Boillot, directeur de la stratégie et des grands projets chez ERDF. « Quand un arbre tombe sur une ligne moyenne tension par exemple, des outils d'autocicatrisation nous permettent d'isoler la partie concernée en moins de trois minutes, grâce à des capteurs et des interrupteurs que l'on actionne à distance. Nous réalimentons ainsi les clients avant que nos équipes interviennent sur la réparation proprement dite », explique-t-il. Des régulateurs sont installés par ailleurs dans les 2 200 postes sources pour maintenir un niveau de tension acceptable. Des dispositifs d'échanges d'informations et d'exploitation (DEIE) facilitent l'optimisation du réseau en transmettant ses consignes aux onduleurs des gros producteurs d'ENR. Et, plus finement encore, des régulateurs de puissance savent limiter leur production. Dans les 700 000 postes de transformation basse tension, ces fonctionnalités deviennent beaucoup plus rares. Pour éviter les dysfonctionnements, il est donc nécessaire de prendre une certaine marge en limitant l'essor des renouvelables sur un même segment de réseau. À l'avenir, la mise en place de capteurs et de régulateurs de tension décentralisés capables de piloter la moindre installation changera-t-elle la donne ? Des fonctions d'automatisme permettront-elles de mener des politiques d'écrêtement plus mesurées en régulant la puissance de production, sans l'arrêter totalement, comme c'est déjà le cas pour les grands parcs éoliens ou photovoltaïques ? L'un des enjeux des démonstrateurs de smart grid est justement de répondre à ces questions sans négliger les paramètres économiques. « Dans le cadre du projet Greenlys, nous travaillons sur plusieurs scénarios de transition en analysant les bénéfices et les coûts des différentes options », présente Marine Joos, chargée de projet réseaux intelligents chez Hespul. Premier constant : inutile d'attendre une réponse unique qui s'imposerait à tous. « Greenlys associe différents acteurs. Il est intéressant de voir quel regard chacun porte sur les mêmes technologies », souligne Nicolas Flechon, directeur adjoint de l'entreprise locale de distribution grenobloise GEG. D'autant que le contexte local a son importance. Une commune forestière qui possède un réseau de chaleur à biomasse et un territoire sur lequel se sont multipliées les toitures photovoltaïques et les convecteurs ne font é vi demment pas face aux mêmes enjeux électriques. À Grenoble, « on est sur un réseau urbain. Le maillage est robuste et la pénétration des ENR est moins forte qu'on pouvait l'imaginer. On ne cherche donc pas absolument à avoir davantage d'intelligence sur la basse tension. On est plus dans l'observation », estime Nicolas Flechon. Avec Smart grid Vendée, le démonstrateur lancé en février, le Sydev entend apprendre à piloter une centaine de bâtiments publics et 10 000 points lumineux. Des systèmes de gestion technique du bâtiment (GTB) seront paramétrés pour répondre aux besoins du réseau et permettre aux utilisateurs de faire des économies… Un effort ensuite valorisé sur les marchés de capacité et d'ajustement par l'agrégateur Actility auprès de RTE, voire d'ERDF, qui teste ici l'intérêt de cette optimisation locale. « La principale in connue, c'est la valeur de cette flexibilité qu'il convient de calculer et de répartir entre les acteurs », estime Nicolas Gente, chargé de développement au Sydev. Le syndicat a d'ailleurs peut-être, lui aussi, intérêt à mettre la main au porte-monnaie pour limiter les renforcements de réseau. Le smart grid mettra aussi les ménages à contribution, via des dispositifs d'effacement diffus qui ont déjà fait leur preuve. Voltalis interrompt par exemple brièvement les équipements énergivores de ses clients pour détendre le réseau électrique dès que RTE le sollicite. Pour aller vers un véritable pilotage en temps réel du réseau domestique, ce n'est pas tant la question technique que la structure des tarifs de l'électricité qui pose problème. Enthousiastes il y a quelques années, Google (avec PowerMeter), Microsoft (avec Hohm) et Cisco (avec Home Energy Controller) ont suspendu leur offre. « Notre boîtier est capable de récupérer les coûts de l'énergie et d'effacer une partie de la consommation grâce à des prises communicantes, décrit Olivier Seznec, directeur de la stratégie technologique chez Cisco France. Pour le moment, le modèle économique n'est pas là. Le budget électrique d'un ménage français est trop faible pour que les économies rentabilisent l'installation. » En attendant, les expérimentations continuent. Dans Greenlys, la consommation électrique est découpée par usages et peut être pilotée par un agrégateur, via un boîtier conçu par Schneider Electric. « Agrégateur, c'est pour le moment plus une fonction qu'un acteur, prévient Nicolas Flechon. Il y a plusieurs arbitrages possibles. » Le pilote du réseau peut être le fournisseur d'électricité (qui propose un service d'effacement à son client), le gestionnaire de réseau (qui maîtrise ainsi sa flexibilité) ou un acteur indépendant chargé de valoriser l'effacement. 2 Standardiser la communication L'émergence de nouveaux équipements sur le réseau électrique fait bondir le nombre de données à collecter et à agréger. Pour mieux les exploiter, le travail de normalisation ne fait que commencer. Des spécialistes de l'effacement au gestionnaire d'immeuble, du centre de contrôle de l'opérateur au chauffe-eau domestique, le smart grid met en scène des acteurs et des équipements très variés. Le réseau voit affluer une masse de données considérables : des prévisions d'ensoleillement à l'impact sur la production photovoltaïque, des données physiques comme la puissance instantanée ou l'intensité du courant… Et ce n'est pas fini ! Le passage d'un modèle centralisé à une grille capable de stocker de l'énergie localement nécessitera une instrumentation poussée. « La question du comptage de l'énergie consommée et produite ne se posait pas sur le réseau électrique quand on avait un seul fournisseur et des utilisateurs », justifie Lionel Cima, P-DG de Neelogy. Cette société s'est d'abord positionnée sur le ferroviaire pour améliorer la facturation des compagnies utilisant le même réseau électrique. Elle compte bien adapter ses capteurs aux postes électriques. Rien que sur le réseau haute tension, RTE se targue de traiter dix milliards de données par jour. Les 35 millions de compteurs Linky, avec leurs courbes de charges captées toutes les demi-heures, généreront 400 To de données. « Les systèmes d'information géographique ont beaucoup à apporter aux outils de supervision des réseaux », souligne Joris Seznec, en charge des secteurs télécoms et électricité chez Esri. Cette tendance explique en partie l'implication des acteurs de l'informatique dans les démonstrateurs. « L'objectif est de développer une plateforme neutre d'échange qui agrège ces données. Cela nécessite d'importantes puissances de calcul et de stockage », explique Jérôme de Parscau, président d'Atos Worldgrid. Certains sont sceptiques. Pierre Bivas, le dirigeant de Voltalis, estime que « le smart grid est un mot inventé par les grandes SSII américaines pour entrer dans le secteur de l'énergie ». Lui préfère d'ailleurs parler de « smart for the grid », arguant qu'on peut gérer de multiples informations sans que toutes transitent par le réseau électrique. Ses effacements en sont une bonne illustration. Si à un moment t, la production électrique est insuffisante ou la consommation excessive, le centre de contrôle de RTE les déclenchent… par téléphone. « Une communication directe avec les boîtiers installés chez les clients n'aurait pas de sens puisque nos serveurs doivent calculer une répartition de la commande avant d'envoyer un ordre à chacun. » Surtout, si une production complémentaire d'électricité par une centrale à gaz nécessite un préchauffage, et donc un minimum de temps. « Nous sommes plus rapides que les besoins d'ajustement », souligne-t-il. « Il est difficile de se faire une religion, estime, de son côté, Nicolas Flechon, directeur adjoint de GEG. Sur le papier, la plateforme centrale est une bonne idée. Mais qui peut la financer ? » Et dans quel cadre réglementaire ? Les données d'un usager lambda n'ont pas vocation à être livrées sur la place publique, comme l'a rappelé la Cnil dans un avis rendu fin 2010. « Ce type de plateformes existe dans le milieu bancaire ou télécoms. Sécuriser l'accès aux données et faire en sorte que celles des uns ne soient pas accessibles aux autres ne pose pas de problème », tempère Jérôme de Parscau. Dans tous les cas, avec ou sans centralisation, une rationalisation de la collecte de données semble inéluctable. De même qu'une amélioration des protocoles de communication entre les équipements. « La standardisation a toujours existé dans le secteur électrique, rappelle Laurent Schmitt, vice-président d'Alstom Grid. Les opérateurs ont intérêt à avoir des équipements ouverts pour se fournir chez différents fabricants. » Les solutions normées sont, en outre, prêtes à brancher, « ne nécessitant pas de configurations à chaque fois qu'un nouvel équipement est connecté au réseau ». Entre les postes électriques, la Commission électrotechnique internationale a fait émerger une norme désormais lar gement adoptée baptisée IEC 61 850. Entre les centres de contrôle (pour que RTE partage ses informations avec ERDF ou avec ses homologues européens par exemple), le protocole IEC CIM s'impose progressivement. Il définit la manière dont les informations doivent être véhiculées et structurées pour être comprises par tous. Pour améliorer l'interopé­ rabilité, l'enjeu est double. Il faut d'abord un lien entre deux protocoles, pour limiter le nombre de passerelles à installer et à configurer. Il faut ensuite faire évoluer le standard pour intégrer les équipements de stockage, la recharge des véhicules électriques ou les compteurs intelligents, notamment pour leur envoyer un signal prix. Les opérateurs de distribution n'ont pas tous fait les mêmes choix technologiques. « Certains s'appuient sur les courants porteurs en ligne (CPL), d'autres sur des technologies radio, notamment aux États-Unis du fait de la dispersion des clients », décrit Patrice Caillaud, directeur marketing chez Itron. En France, Linky transmet ses informations au poste basse-moyenne tension via le protocole CPL G1 (le CPL G3 devant être testé pour les compteurs installés à partir de 2017 et 2018). Puis des concentrateurs relaient une fois par jour les index de consommation par le réseau sans fil GPRS. L'interopérabilité est donc au rendez-vous. « Trois constructeurs ont développé des produits qui fonctionnent très bien ensemble », poursuit le représentant d'Itron. Pour Olivier Seznec, directeur de la stratégie technologique chez Cisco France, « il faut évoluer vers une architecture de bout en bout », donc vers un standard intégré par tous les équipements électriques. Grand défenseur de l'internet protocol (IP) qui a fait son succès, le géant des réseaux informatiques prêche pour sa paroisse : « IP est un protocole d'ingénieurs. Il n'est pas parfait, mais il évolue selon les besoins et a toutes les qualités pour s'imposer. Comme il l'a fait dans le monde des télécoms face au protocole ATM, alors que celui-ci était théoriquement plus robuste ». Parmi ses avantages, des coûts de déploiement faibles, une sécurité qui a fait ses preuves et la possibilité donnée à n'importe quel équipement de dialoguer avec n'importe quel autre. En cas de problème sur un matériel, le réseau serait alors capable de se reconfigurer pour continuer à fonctionner. Dans les postes de transformation enfin, le standard informatique permet d'ajouter des fonctions de sécurisation physique comme de la vidéosurveillance ou le contrôle d'accès. Pour savoir quelle place laisser aux réseaux IP et s'attaquer à d'autres facettes du smart grid, la Commission européenne a poussé trois grands organismes de normalisation à collaborer : le Cenelec, le CEN et l'Etsi. « Plusieurs centaines d'experts y travaillent, précise Laurent Schmitt. L'objectif est bien sûr de s'appuyer sur les spécifications existantes. Le CIM répond par exemple déjà à 80 % des besoins du réseau et le standard Open ADR 2.0 est en train d'émerger pour gérer les dispositifs d'effacement. » 3 Prévoir les raccordements au réseau Les schémas régionaux de raccordement des énergies renouvelables contribueront à renforcer le réseau sans investissements disproportionnés. Une meilleure maîtrise de l'injection et de la consommation est par ailleurs essentielle. Une émergence trop rapide des renouvelables décentralisées deviendrait un casse-tête, à en croire les gestionnaires de réseau. « Il existe une incohérence entre la dynamique de construction d'un parc et les délais nécessaires pour l'autorisation de grands ouvrages du réseau de transport », regrette Hervé Mignon, directeur économie, prospective et transparence chez RTE. Le renforcement du réseau est tout aussi problématique pour le producteur d'énergie renouvelable. Jusqu'alors, la règle était simple : le premier arrivé était le premier servi. Autrement dit, si un promoteur éolien arrivait avec un projet dans une région où le réseau était déjà saturé, il était contraint de financer seul le nouveau poste électrique. Si un autre promoteur arrivait un an plus tard, il profitait de l'investissement du premier. La publication des schémas régionaux de raccordement au réseau des énergies renouvelables (SR3ENR) doit corriger le tir. « Celui de la Bourgogne permettra à 98 % des communes de se connecter à un poste source situé à moins de 20 km », se félicite François Patriat, président de la région, l'une des premières à avoir publié ce document. Concrètement, le SR3ENR part des besoins du réseau : 1 500 MW de projets nouveaux devraient être raccordés d'ici à 2020 d'après le schéma régional climat, air, énergie (SRCAE) bourguignon. Puis il dresse un état des lieux des réseaux basse, moyenne et haute tension. Conclusion : il semble nécessaire de créer ou de renforcer plusieurs ouvrages désormais clairement identifiés. Un calendrier a été établi et les coûts associés seront répartis entre les porteurs de projets à venir. Chaque mégawatt aura désormais le même coût de raccordement. « C'est une amélioration par rapport à la situation antérieure. On supprime les effets de seuil », se félicite Hervé Mignon. Si la saturation des réseaux basse et moyenne tension impose des renforcements, la situation peut aussi évoluer sans investissements massifs, comme tente de le prouver le démonstrateur Venteea, en Champagne-Ardenne. Objectifs  : instrumenter le réseau pour optimiser son fonctionnement et impliquer le producteur d'énergie renouvelable dans la recherche d'équilibres instantanés. Sans oublier que le smart grid doit aussi apprendre à se passer parfois du réseau. Le syndicat départemental de l'énergie du Morbihan (Sdem) tente de le montrer. Misant à la fois sur les économies d'énergie, les ENR et le stockage, son futur siège entend « prouver qu'un immeuble peut être indépendant énergétiquement quand le réseau breton est mis à rude épreuve », raconte Marc Aubry, directeur général du Sdem.