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05 février 2020

Smart grid : de la R&D à l’industrialisation en passant par les démonstrateurs

Diplômé de SUPELEC en 1987, Yves Barlier est aujourd’hui directeur du développement des réseaux électriques intelligents à Enedis, filiale d’EDF, en charge du réseau de distribution d’électricité. Il détaille pour Technica les grandes étapes des projets smart grid, depuis leur phase de R&D jusqu’à leur industrialisation, avant de révéler quelques-unes des pistes de réflexion actuelles quant aux smart grids de demain.


Bonjour Monsieur Barlier. Pouvez-vous pour commencer nous expliquer à quoi servent concrètement les smart grids ?

Les smart grids contribuent non seulement à la transition énergétique mais aussi à l’amélioration de la performance industrielle des gestionnaires de réseau électrique, comme ENEDIS pour le réseau de distribution publique en France. Ils sont aussi vecteur de bénéfices pour les clients et les territoires. L’actualité sociale nous l’a rappelé à plusieurs reprises ces derniers mois, le coup de l’énergie est très important pour les ménages. Aussi est-il essentiel de maîtriser et d’optimiser les coûts liés au réseau électrique. Grâce aux smart grids, il est possible d’améliorer les performances techniques et économiques du réseau électrique. Quant à la transition énergétique, ces derniers facilitent l’intégration sur le réseau électrique des énergies renouvelables, qui sont par définition plus variables car dépendantes du vent et de l’ensoleillement. De fortes variabilités sur le réseau sont attendues avec le développement par exemple des bornes de recharges des véhicules électriques. Les smart grids offrent une réponse adaptée à ce défi énergétique, via l’intégration des flexibilités à la fois au niveau de la production, rendue possible grâce aux smart grids, mais aussi de la consommation - que ce soit à la hausse ou à la baisse - ainsi que la possibilité de faire appel au stockage d’énergie (lui-même potentiellement producteur d’énergie).

 

Comment passe t-on d’une simple idée de solution smart grids à sa mise en service sur le territoire ?

Il existe en effet 3 grandes phases : l’émergence via la R&D, l’expérimentation via les démonstrateurs, et enfin l’industrialisation. La phase de R&D vise à identifier les solutions les plus prometteuses selon des analyses coûts/bénéfices. Une fois ces priorités établies, débute le processus d’expérimentation sur le terrain via des démonstrateurs (exemple : les projets SMAP – ndr. « ajouter lien vers article du dossier ») qui permettent de tester sur 2 à 3 ans, les solutions identifiées en R&D. De ce retour d’expérience dépend le passage ou non à la phase finale de généralisation via l’industrialisation du produit (si hardware) ou du logiciel (si software). Cette dernière étape prévoit également la mise en place de contrats d’achat, sans oublier la conduite du changement au sein des équipes opérationnelles qui vont accueillir cette nouvelle solution smart grid et si possible, l’intégrer aux outils existants.

 

 

Peut-on déjà observer les bénéfices de solutions smart grid déployées sur le territoire ?

Effectivement, plusieurs solutions smart grids nées il y a plusieurs années sont déjà en phase d’industrialisation. Certaines commencent d’ailleurs à porter leurs fruits. Par exemple, le projet Greenlys mené à Lyon de 2012 à 2016 a permis de recueillir, grâce au compteur Linky, de nombreuses données sur le réseau basse tension. Leur analyse a abouti au développement d’une solution opérationnelle appelée Linky Réseau, qui accélère la localisation et la résolution des éventuelles pannes sur le réseau. L’implantation sur les réseaux moyenne tension de détecteurs de défauts connectés a également été menée. Ces derniers permettent en cas d’incident, d’informer automatiquement l’agence de conduite régionale qui peut localiser le problème et faire intervenir rapidement les équipes pour résoudre le problème. Toutes ces solutions nées initialement de la R&D, validées ensuite par des démonstrateurs, sont aujourd’hui en phase de déploiement et de généralisation sur l’ensemble du territoire. Ils devraient permettre concrètement de réduire de 10 % le temps de coupure en France !

 

 

Quels sont les critères qui permettent de décider de la viabilité d’un projet smart grid ?

Tout d’abord, il faut accepter que toutes les solutions techniques expérimentées ne soient pas immédiatement industrialisables. Il arrive ainsi qu’un projet en phase d’expérimentation ne soit pas encore assez mature pour l’industrialiser. Dans ce cas, il est possible de l’intégrer à un cas d’usage amélioré au sein d’un autre démonstrateur. Outre l’aspect technique, il faut également s’assurer que la solution développée soit économiquement viable. Par exemple, sur le projet smart grid SOLENN à Lorient, un travail d’écrêtement ciblé a permis, grâce au compteur intelligent Linky, de répartir ponctuellement la puissance électrique disponible entre les différents clients, afin d’éviter que certains soient privés de courant suite à un incident sur le réseau. On sait que techniquement, la solution fonctionne, mais elle coûte encore trop chère à mettre en œuvre. Sa généralisation est donc en suspens en attendant de trouver le moyen d’en réduire les coûts.

 

Il arrive également que certains projets testés dans des démonstrateurs soient arrêtés faute de pertinence technique et/ou économique. Par exemple, pour améliorer la pénétration de l’éolien ou du photovoltaïque en zone rurale, nous avions imaginé mettre en place un régleur en charge sur les transformateurs HTA/BT. Cela consistait à modifier la prise du transformateur de façon à pouvoir baisser ou augmenter la tension en sortie de transformateur (basse tension). Des premiers test effectués dans le projet Nice grid avaient certes permis de valider l’approche technique, mais aussi que la solution n’étaient pas viable économiquement. Le surcoût à l’achat et à la maintenance de cette solution n’était en effet pas compétitive par rapport à d’autres dispositifs qui favorisent l’intégration des ENR sur le réseau, comme par exemple la régulation avec le réactif qui permet également de gérer la tension. ENEDIS est partenaire de ces projets auprès d’industriels et des territoires car au-delà du sujet technique c’est un enjeu sociétal.

 

Il faut bien comprendre que la pertinence technique n’implique pas toujours une pertinence économique. La combinaison savante de la pertinence économique et technique permet de passer à l’industrialisation, à la généralisation. C’est un processus long. Pour Linky, par exemple, entre la phase de R&D et son déploiement, 6 ans se sont écoulés. Dans l’industrie du réseau, nous travaillons sur des installations qui ont minimum 20 ans pour le matériel électronique, et de 40 ans à 60 ans pour le réseau. Quand on fonctionne sur des temps longs, il faut accepter de passer quelques années sur des solutions, quitte en fin de compte, à en écarter certaines.

 

 

En quoi les smart grids permettent-ils de proposer de la flexibilité dans les usages énergétiques ? Et en quoi consiste cette flexibilité ?

En devenant intelligent, le réseau, grâce notamment à ses capteurs, est devenu actif. Il n’est plus seulement là pour distribuer de l’électricité. Il est capable, non seulement d’acheminer du courant dans les deux sens, mais aussi de réagir et de s’adapter en fonction de situations données. On parle alors de flexibilité.

 

Cette flexibilité est née des EnR comme l’éolien et le photovoltaïque, dont la production, à l’inverse d’autres énergies renouvelables comme le biomasse, l’hydraulique et la géothermie, ne peut être maîtrisée par l’homme. Ce sont les éléments qui décident de la puissance qui sera produite à chaque instant. La flexibilité consiste à faire en sorte d’être en mesure d’adapter une partie de la consommation d’un côté, et la production d’énergie maîtrisable de l’autre, en fonction de cette variabilité de l’éolien et du photovoltaïque.

 

Concrètement, on ne peut pas imaginer que demain, la recharge d’un véhicule électrique sur un parking dépende de l’ensoleillement, ou qu’une partie des chambres de froid d’un centre commercial ne fonctionne à 100 % qu’en période de vent et/ou de soleil et qu’on réduise l’activité le reste du temps.

 

Chez les particuliers, il est possible d’imaginer aller au-delà du système heures creuses - heures pleines, en conditionnant le fonctionnement du chauffe-eau par exemple au niveau d’ensoleillement et/ou de vent dans la région. Il serait également envisageable de conditionner l’utilisation d’appareils ménager (lave-linge, lave-vaisselle etc.), ou la recharge d’un véhicule électrique, à la réception par le compteur Linky de signaux indiquant la disponibilité d’électricité issu des ENR provenant du vent et/ou du soleil. Ce sont là des exemples de flexibilités des usages. C’est le monde de demain que nous préparons chez Enedis avec les smart grids.

 

 

Quels sont les principaux obstacles à cette flexibilité ?

Il y a d’une part l’acceptabilité sociale qui conditionne le développement de la flexibilité énergétique. Adapter sa consommation d’énergie en fonction de la disponibilité de celle-ci nécessite un gros travail d’évangélisation ainsi qu’une prise de conscience citoyenne. C’est une des raisons pour lesquelles, pour le moment, ce sont surtout des industriels, des centres commerciaux et des gestionnaires d’immeubles tertiaires qui sont intéressés par les flexibilités.

L’autre explication tient au ratio coût/bénéfice. La flexibilité implique en effet d’adapter les installations techniques existantes pour pouvoir piloter la consommation à distance. Ajoutez à cela, la mise en place de nouveaux contrats, on obtient des coûts initiaux difficilement supportables par les particuliers, même au regard des économies d’énergie réalisables par la suite. Un centre commercial par exemple, va permettre de récupérer 10KW de flexibilité là où un particulier peut espérer 1KW. Les collectivités et les entreprises sont ainsi logiquement les premières à être sensibles aux solutions de flexibilité. Les particuliers ne sont pas oubliés pour autant. Certains passionnés de technologie, et des écologistes qui souhaitent agir concrètement sur leur consommation d’énergie, profitent déjà de cette flexibilité, même si celle-ci a un coût.

 

 

Vous parliez tout à l’heure de « temps longs ». Quels sont les grands axes de travail de la R&D actuellement ?

On reste sur nos 3 priorités que sont la transition énergétique, la performance industrielle et le service aux clients et aux territoires. Dans un futur proche, les clients seront ainsi informés en temps réel des problèmes sur le réseau et pourront bénéficier d’interventions plus précises réalisées à distance. Un autre sujet sur lequel nos équipes R&D travaillent est de savoir si demain, tout le monde disposera d’un stockage électrique à son domicile grâce aux batteries lithium-ion ? A moins que la solution ne se situe dans une batterie partagée dans chaque quartier ? Ou encore des mega-batteries… ? Des expérimentations existent sur le stockage de l’énergie, mais on constate dans les différents démonstrateurs que le stockage n’a d’intérêt économique que s’il profite à plusieurs personnes ce qui implique de se projeter sur l’évolution des usages de ressources d’énergie qui deviendront collectives.

 

 

Dans quelle mesure le réseau intelligent s’appuie t-il sur l’intelligence artificielle et le big data ?

C’est notamment vrai en matière de performance industrielle. L’IA et le big data nous permettent par exemple d’optimiser le renouvellement des câbles sous-terrain basse tension. Même s’ils fonctionnent toujours, certains peuvent avoir jusqu’à 70 ans ! Grâce à des capteurs de tension, nous récupérons des données qui, une fois analysées à l’aide d’algorithmes, nous permettent d’identifier les câbles qui montrent des signes de faiblesses et que nous devrons remplacer en priorité. Demain, il sera également possible d’auditer de cette façon les transformateurs.

 

Auteur

Ingénieur de l’Ecole Supérieure d’Electricité (SUPELEC) en1987. 32 ans d’expérience dans le secteur électrique, dont 2 dans le privé puis 30 au sein du groupe EDF, avec des dimensions techniques, économiques, tarifaires et juridiques. Actuellement directeur du développement des réseaux électriques intelligents à Enedis, filiale d’EDF en charge du réseau de distribution d’électricité.

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