ParisTech Review

Depuis la naissance des systèmes électriques, les réseaux sont intelligents. Ainsi au début de cette industrie, quand chaque bourg était alimenté par sa centrale électrique, le réseau qui acheminait l’énergie vers les consommateurs devait être instrumenté (pilotage par le suivi de la fréquence). Puis la recherche d’une meilleure sécurité d’alimentation et d’une électricité moins coûteuse a conduit à interconnecter par les réseaux les différentes centrales de production. On a ainsi pu utiliser la production hydraulique excédentaire d’une région pour éviter de démarrer des groupes thermiques dans une autre et ainsi économiser du charbon. L’interconnexion, autorisant le secours mutuel, a évidemment contribué à améliorer la sécurité d’alimentation. Mais ceci n’a été réalisable que grâce à des réseaux capables de gérer des situations de plus en plus complexes. Ceci a conduit à y développer une « intelligence » de plus en plus sophistiquée. Pour s’en convaincre, il suffit de constater le haut niveau technologique mis en œuvre dans les plans de protection ou dans les systèmes de conduite. Cette sophistication des réseaux est en général croissante avec le niveau de tension. En effet plus le niveau de tension est élevé, plus les enjeux sont importants (un disfonctionnement en 4OOKV a, en général, un impact plus important qu’un disfonctionnement en basse tension). Il en résulte que l’arbitrage entre les coûts des infrastructures de télécommunication et les gains que l’on en retire conduit assez naturellement à cette situation.

Ainsi, sans le niveau d’« intelligence » actuel très élevé des réseaux, le système électrique ne pourrait pas fonctionner. En ce sens les réseaux intelligents ne sont pas une nouveauté.

Deux éléments impactent aujourd’hui en profondeur les systèmes électriques : le mur d’investissement et la part croissante des énergies renouvelables dans la production d’électricité. Ces deux éléments conduisent à un besoin accru de flexibilité dans les systèmes électriques.
En effet deux nouveaux défis conduisent à une évolution en profondeur du système électrique.

Le premier défi est l’importance des investissements à réaliser.
Nous entrons dans une période où les investissements dans les systèmes électriques vont être en très forte croissance.
Dans les pays émergents ceci s’explique aisément par la nécessité de satisfaire la demande (près de 2000 Md$ en Chine sur la période 2010-2020).

Dans les pays déjà développés les montants prévus sont également colossaux. En effet, même si le niveau de croissance est faible (0,7% par an en Europe jusqu’en 2020), les installations sont anciennes et nécessitent d’être renouvelées, parfois assez rapidement compte tenu de nouvelles réglementations environnementales (centrales charbon..). Ainsi, en Europe, on a investi 540Md$ de 2000 à 2010 et on envisage d’investir 1136 Md$ de 2010 à 2020 (un des scénarios de l’AIEA).

Face à de tels montants, il est naturel d’essayer de se limiter au strict nécessaire. En particulier il convient de s’interroger à nouveau sur l’arbitrage entre investir dans des actifs de production et/ou de réseaux, et solliciter des clients afin qu’ils réduisent leur demande quand les capacités existantes sont saturées. Ce type de démarche n’est évidemment pas nouveau, surtout en France où, à l’initiative de Marcel Boiteux, la tarification de l’électricité a incité les clients à déplacer leur consommation vers les heures creuses. Mais dans le contexte actuel cette idée reprend une nouvelle jeunesse. Cependant, mettre en œuvre cette démarche nécessite de disposer de flexibilité dans le système électrique, en particulier au niveau de la demande.

Le second défi est l’introduction non marginale de la production ENR (Energies Nouvelles Renouvelables) dans le mix de production électrique. En Europe, la production d’électricité d’origine ENR pourrait atteindre 30% en 2020 (un des scénarios AIEA) avec des pays comme l’Allemagne qui affichent une ambition à 80% en 2050. Cette montée extrêmement rapide du renouvelable est le résultat direct d’une politique visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre.

Or les productions ENR se distinguent des modes de productions classiques sur deux points :
• elles sont souvent intermittentes (éolien et solaire),
• elles ont souvent un positionnement géographique assez différent des moyens de production conventionnels : elles sont très éloignées des centres habités (éolien offshore, solaire dans les zones désertiques), ou au contraire totalement intégrées dans les habitations (photovoltaïque sur les toits, micro éolienne, …).

Cette arrivée massive des ENR intermittentes (éolien et solaire) demande une flexibilité accrue du système électrique. Cette flexibilité peut être acquise soit par la construction de moyens de production classiques, qui se substituent aux productions renouvelables intermittentes quand celles-ci sont absentes, soit par des moyens de stockage d’énergie (batteries, stations de pompage hydrauliques, stockage de chaleur dans des ballons d’eau chaude), soit par la flexibilité de la demande (celle-ci pouvant s’effacer par exemple quand le vent disparaît et réapparaître quand celui-ci se remet à souffler).

Un besoin fort de flexibilité qu’il va falloir gérer : c’est la « nouvelle intelligence » demandée aux réseaux.

Ainsi le souci d’optimisation des investissements et l’insertion massive des ENR conduisent à vouloir disposer de flexibilité, en particulier au niveau de la demande, flexibilité qu’il faut développer (sur les équipements existants) ou créer (sur des nouveaux équipements).

Mais il faut aussi gérer cette flexibilité, par exemple rendre possible que, pendant les périodes de pointe, les clients reportent l’utilisation de leur lave-linge ou que des industriels lancent des process quand les éoliennes fonctionnent.

La nouvelle intelligence que l’on doit maintenant introduire dans les réseaux est celle qui rend possible la gestion de cette flexibilité, à tous les niveaux (européen, national, local), en prenant en compte les contraintes propres à chaque niveau et les interactions qu’ils ont entre eux.

Ceci est nouveau car jusqu’à présent les besoins de flexibilité étaient essentiellement assurés par les moyens de production centralisés (les centrales nucléaires en France sont parmi les moyens les plus performants pour assurer le réglage fin de la fréquence). Mais la nouvelle donne nécessite, comme on vient de le voir, de mobiliser ces ressources de flexibilité à tous les niveaux et auprès de tous les acteurs. Ceci conduit par exemple à équiper les réseaux basse tension et les clients qui y sont raccordés d’infrastructure de télécommunications et de systèmes d’information qui permettent de réagir rapidement aux sollicitations nationales et locales du système électrique (utilisation des protocoles Internet, compteurs intelligents, gestion de la production photovoltaïque sur les toits….). C’est dans ce cas un changement majeur, car aujourd’hui les réseaux basse tension conçus quasi exclusivement pour acheminer de l’énergie vers le client ne sont pas en mesure de répondre totalement à ces nouveaux défis.

A ce stade, on peut d’ores et déjà dire que le développement massif des ENR ne pourra se faire que si ces flexibilités existent et que s’il existe un réseau dont l’intelligence permet de les gérer : le « smart-grid ».

Mais l’émergence d’un tel smart-grid est porteuse d’évolutions fortes voire de ruptures, dans trois domaines :
• dans le domaine technique et technologique,
• dans le domaine du client et de sa place dans le système électrique,
• dans le domaine industriel.

Evolution et rupture dans le domaine technique et technologique : des recherches et développements à conduire sur les réseaux et les nouveaux équipements qui y seront raccordés (stockage, …).
Tout d’abord au niveau des réseaux, l’impact va toucher les deux bouts de la chaîne, à savoir les réseaux THT (très haute tension) et les réseaux BT (basse tension).

Les réseaux THT avec le développement des liaisons à courant continu, nécessaires pour acheminer l’énergie des grandes fermes éoliennes offshore ou des centrales solaires situées dans les déserts. Outre le fait que ces liaisons continues sont parfois techniquement incontournables (par exemple quand il est nécessaire de passer sous la mer : cf. le cas du câble France-Angleterre ), elles sont même parfois plus économiques en liaison terrestre que des liaisons aériennes à courant alternatif (ceci à partir de 600-800 Km puisqu’elles ne nécessitent que deux câbles au lieu de 3 ce qui compense le coût des stations de conversion alternatif-continu). Il s’agit de technologies en développement qui vont impacter fortement le futur des réseaux THT.

A l’autre bout de la chaîne, les réseaux de distribution sont les plus impactés et ce pour plusieurs raisons.

A ces réseaux sont connectées des installations de production ENR (notamment photovoltaïques sur les toits), installations pour lesquelles ils n’ont pas été conçus. Cela pose des questions comme le contrôle de la tension ou la définition des plans de protection. A ce jour, dans le sud de la France par exemple, les installations photovoltaïques posent des problèmes de tension haute qui pourraient conduire à les déconnecter durant certaines périodes.

Ces réseaux basse tension devront de plus être le support des flexibilités que l’on souhaite mettre en œuvre chez les clients qui leur sont raccordés, mais ils ne sont pas encore suffisamment équipés pour jouer ce rôle.

Des efforts de développement et de recherche sont là aussi nécessaires et sont d’ores et déjà engagés comme le montre le nombre important de pilotes industriels sur ce sujet de par le monde (plus d’une dizaine rien qu’en France). Il en résultera des réseaux de distribution très différents des réseaux actuels.

Enfin de nouveaux équipements vont voir le jour sur les réseaux, en particulier au niveau du stockage. Le champ de recherche et de développement est là, immense. Il y a bien sûr les recherches sur le stockage électrochimique, qu’il soit de grande capacité (batterie sodium soufre) installé dans des postes sources, ou de plus petite taille (lithium ion) installé chez les clients. Il y a des expérimentations sur le stockage en utilisant l’air comprimé (CAES et CAES adiabatique). Et pour finir, citons les travaux sur le stockage d’énergie sous forme de chaleur et de froid (stockage de la chaleur ou du froid produits à partir d’une électricité bon marché, quand par exemple la production éolienne est abondante).

Evolution et rupture dans le domaine du client et de sa place dans le système électrique : le client acteur du système électrique au même titre que le producteur traditionnel , un nouveau type de relation fournisseur d’énergie-clients ?
Dans le nouveau système électrique caractérisé par la flexibilité et la décentralisation, le client devient pleinement acteur du système. En effet, il peut être producteur (PV sur son toit), détenteur de capacité de stockage (avec son véhicule électrique par exemple), et peut moduler sa demande (s’il dispose par exemple d’un ballon d’eau chaude, ou d’une installation de chauffage bi-énergie, électricité gaz par exemple).

Ces capacités lui permettent de contribuer à tous les niveaux : à l’équilibre général offre demande, et/ou à la levée des contraintes de réseaux, régionales ou locales. Il peut également participer à la couverture des aléas et à leur traitement (par exemple réduire sa consommation en temps réel en cas de perte fortuite de groupes de production).

S’il dispose des capacités à agir, en général, la taille unitaire du client ne lui permet pas individuellement de jouer pleinement son rôle dans des systèmes qui demandent des volumes minimaux pour prendre en compte la gestion des flexibilités : ceci nécessite que ces clients soient fédérés.

Ainsi, pour être efficace, les clients se fédéreront ou seront fédérés dans des sous-systèmes. Puis ces sous-systèmes dialogueront avec les grands systèmes électriques traditionnels. Ce mouvement est déjà engagé.

Un enjeu important dans l’avenir est la manière dont ces sous-systèmes seront constitués.

On peut en envisager différents types :
• sous-système constitué par les clients disposant d’un chauffage bi-énergie,
• sous-système constitué des clients situés sur un territoire donné,
• sous-système composé des sites des établissements d’une même entreprise,
• sous-système constitué par les clients d’un aggrégateur (existe aux USA).

Ce qui se réalisera va dépendre à la fois de la régulation et du dynamisme des différents acteurs.
Cette question est évidemment stratégique pour l’ensemble des acteurs et elle définira sans nul doute le paysage des systèmes électriques de demain.

Une chose peut cependant être acquise pour quasi certaine, c’est que le mode de relation entre les clients et leurs fournisseurs d’électricité sera profondément modifié. C’est là très probablement la rupture majeure induite par les smart grids.

Il faut cependant noter que pour que les clients puissent jouer un rôle dans le système électrique, il faut disposer des infrastructures de télécommunications qui permettent les échanges d’informations entre le client et les autres acteurs. Dans cette optique, le développement des programmes de smart meter (compteurs intelligents) est évidemment essentiel.

Le cadre de régulation va également jouer un rôle majeur. En effet, on voit par exemple que celui qui investit dans une structure de comptage crée un actif qui a de la valeur aussi bien pour les fournisseurs que pour les gestionnaires de réseaux. La régulation devra faire en sorte que les conditions soient créées pour permettre la réalisation des investissements nécessaires à la collectivité.
De la même manière, la régulation doit également construire un cadre permettant l’émergence de technologies innovantes.

Evolution et rupture dans le domaine industriel : définir des normes et favoriser l’innovation chez les constructeurs d’équipements électriques
La mise en place de cette « nouvelle intelligence » des réseaux conduit à des investissements très importants (le gouvernement Obama consacre 3,4 Md$ pour aider les projets de smart-grid). Il s’agit pour les équipementiers (compteurs,…), les vendeurs de logiciels et les opérateurs de télécommunications, de relais de croissance tout à fait significatifs.

Mais tout ceci ne se réalisera que s’il y a émergence de normes et de standards. En effet si l’on souhaite une baisse des coûts des matériels, il faut que les industriels aient un large marché (la problématique des ENR est une problématique mondiale) ; l’émergence de normes est donc une évidente nécessité.

Les normes sont également indispensables pour que les industriels développent des appareils innovants, utilisateurs d’énergie électrique conduisant à des usages flexibles. Il faut également qu’ils puissent amortir leur coût de développement sur de grandes quantités.

La normalisation est donc indispensable au développement des smart-grids.

Conclusion
Ce qui apparaît aujourd’hui, c’est que le déploiement d’une électricité décarbonnée utilisant les ENR (eolien, solaire,…) et la nécessaire optimisation des investissements supposent que les réseaux sachent gérer un portefeuille diversifié de flexibilités. C’est une nouvelle forme d’intelligence à introduire dans les réseaux, d’où l’appellation de smart-grids.

Les smart-grids ne sont pas qu’une réponse technique à de nouveaux besoins. Ils vont conduire à modifier les relations entre les acteurs, en suscitant peut-être l’émergence de nouveaux acteurs . En donnant au client un rôle aussi central que le producteur, ils vont susciter de nouvelles règles de gouvernance des systèmes électriques

C’est évidemment un défi majeur pour les électriciens.

C’est aussi un défi pour les industriels (équipementiers, fournisseurs de logiciels, etc.), car c’est un appel à l’innovation et à la rationalisation par la définition de standards.

C’est enfin un défi pour les régulateurs qui doivent :
• instaurer un dialogue entre tous les acteurs (fournisseurs, gestionnaires de réseaux, etc.) afin de permettre l’émergence des investissements nécessaires à la collectivité,
• construire un cadre favorable à l’innovation.