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Vers un réseau électrique « intelligent »

Pour utiliser au mieux les énergies renouvelables, diminuer les consommations d’énergie tout en préparant l’arrivée des véhicules électriques, le réseau électrique doit devenir « intelligent ». Le point sur les expériences en cours.

© Renard

Imaginez-vous dans une dizaine ou une vingtaine d’années. Vous revenez du travail, vous garez votre voiture électrique et la branchez immédiatement pour la recharger. Puis vous rentrez chez vous, allumez les lumières et le four pour préparer le repas du soir. Au même moment, des millions de personnes font la même chose, créant une forte demande d’électricité, un « pic de consommation ». Manque de chance, le vent est tombé et les éoliennes, qui représentent en 2025 une part non négligeable de l’électricité française, sont quasi à l’arrêt. Les panneaux photovoltaïques ne fonctionnent pas non plus, car il fait nuit. Comment éviter le black-out ? La réponse pourrait être : le Smart Grid, ou « réseau intelligent ».

D’où provient l’électricité ?

En France, près de 80 % de l’électricité provient des centrales nucléaires. Elles fournissent l’électricité dite « de base », régulière et continue. C’est aussi le cas des centrales thermiques au charbon. Lorsque la demande excède cette base, d’autres moyens de production entrent en jeu. Certains sont capables de réagir en quelques heures, comme les centrales au fioul, d’autres en quelques minutes, comme les centrales au gaz. Enfin, l’hydroélectricité, extrêmement flexible, permet de répondre aux variations de la demande en quelques secondes. Quant aux énergies renouvelables intermittentes (éolien et solaire), leur production est liée aux conditions météorologiques.

Les enjeux du Smart Grid

Aux États-Unis en 1919, une automobile électrique en charge... Une voiture en 1900 © Cress-Dale Photo Co, Seattle / Domaine public

L’idée est simple : différer les demandes d’électricité non urgentes pour répartir les consommations et éviter le black-out. Par exemple, si vous ne reprenez la voiture que le lendemain, peu importe qu’elle se recharge dès 19h ou à partir de 2h du matin, pourvu qu’elle soit prête au moment où vous partez. De même, le chauffage peut se mettre en route quelques minutes plus tard sans que les occupants ne le ressentent. En revanche, l’éclairage ou la télévision ne seraient pas concernés par ces reports. Et l’usager pourrait à tout moment reprendre la main sur ses consommations, par exemple en rechargeant sa voiture dès son arrivée chez lui s’il compte ressortir. Enfin, « le Smart Grid, en limitant les pics de consommation, permet de réduire le recours aux centrales électriques à gaz ou au fioul, donc de réduire les émissions de CO2 dues à la production d’électricité », indique Daniel Clément, directeur scientifique adjoint de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe).

Nouveau programme européen Grid4EU

Le 22 novembre 2011, a été lancé le programme européen Grid4EU, pour un budget total de 54 millions d’euros, dont 25 millions d’euros provenant de l’Union européenne. Ce programme repose sur six démonstrateurs de réseaux électriques intelligents testés pendant quatre ans dans six pays européens. L’opérateur français ERDF, pilote de l’ensemble, a choisi d’implanter son démonstrateur dans la région niçoise : Nicegrid aura un budget de 28 millions d’euros octroyés par l’Ademe.

Il s’agit d’un changement complet dans la manière de gérer le réseau électrique. Aujourd’hui, celui-ci fonctionne à sens unique : le consommateur utilise autant d’électricité qu’il veut, quand il veut, et les producteurs s’arrangent pour fournir cette quantité à chaque seconde. Cela ne va pas sans poser problème : lorsque le thermomètre chute et que les radiateurs électriques fonctionnent à plein, les pics de consommation vers 19h requièrent la mise en route de presque tous les moyens de production, et les gestionnaires du réseau sont sur des charbons ardents. Malgré tout, ce réseau marche plutôt bien aujourd’hui, mais à terme, ce mode de fonctionnement n’est plus possible, à cause de l’arrivée des véhicules électriques et de l’essor des énergies renouvelables telles que le photovoltaïque et l’éolien. Celles-ci sont intermittentes : on ne peut pas commander leur production, même si on peut la prévoir 24 voire 48 h à l’avance, à l’aide des prévisions météo. Il faut donc jouer sur la demande, et plus seulement sur l’offre : c’est tout l’enjeu du Smart Grid.

Le stockage d’électricité reste complexe

© Renard

L’électricité se stocke très difficilement, c’est pourquoi à chaque instant, il faut que la production corresponde à la demande. Les gestionnaires du réseau demandent donc aux producteurs d’énergie de mettre en route ou d’arrêter leurs productions en fonction de la demande. Il existe néanmoins quelques moyens de stockage, essentiellement grâce aux centrales hydroélectriques possédant un bassin amont et un bassin aval : on pompe l’eau vers le bassin amont lorsque la demande en électricité est basse, et on turbine vers l’aval lorsque la demande est forte. On appelle cela des stations de transfert d’énergie par pompage (Step). Il existe aussi des expérimentations de stockage de l’électricité à l’aide de batteries sodium-soufre (projet Gerri à l’île de la Réunion), mais le coût reste élevé.

Connaître le réseau basse tension

L’idée n’est pas nouvelle : la tarification heures pleines/heures creuses en vigueur depuis des décennies vise aussi à retarder la mise en route des chauffages et chauffe-eau, c’est une ébauche de réseau intelligent. Mais il faut aller plus loin, et surtout automatiser ce pilotage de la consommation. Et pour cela, il faut savoir ce qui s’y passe. Or, autant les gestionnaires connaissent bien l’électricité qui circule dans le réseau à haute tension ou moyenne tension, autant ils ne savent pas ce qui se passe dans celui à basse tension, le plus proche des consommateurs, car il n’est pas équipé de capteurs. « Lorsqu’il y a une panne, c’est grâce aux appels téléphoniques des clients que nous en sommes informés », rappelle Marc Boillot, directeur de la stratégie et des grands projets chez ERDF, le gestionnaire du réseau à basse et moyenne tension. D’où sa volonté de déployer dès que possible un nouveau compteur « communicant », baptisé Linky, destiné à être informé de ce que chaque foyer consomme en temps réel.

Les différents réseaux

Lignes à haute tension sur fond d'éoliennes © David Iliff/GFDL/CC-sa-3.0

Le réseau haute tension (supérieur à 33 000 volts), sorte d’autoroute pour les électrons, sert à transporter l’électricité sur de longues distances, parfois plusieurs centaines de kilomètres, à partir des grands producteurs (centrales nucléaires ou thermiques, grands parcs éoliens…). Le réseau à moyenne tension (entre 1 000 et 33 000 volts), plus proche d’une route nationale, reçoit l’électricité de plus petites productions, par exemple les petites fermes éoliennes, et répartit cette électricité vers toutes les zones de consommation. Il est aérien en zone rurale, enterré en ville. Enfin, le réseau à basse tension (moins de 1000 volts) permet de raccorder chaque maison.

Linky, le compteur intelligent

© Renard

Le compteur communicant enverra à chaque instant des informations sur la consommation de chaque foyer aux gestionnaires du réseau électrique. Ceux-ci sauront donc si le réseau peut répondre à cette demande. En cas de tension, le compteur pourra envoyer des ordres, par exemple « arrêtez les consommations non prioritaires », vers les compteurs Linky de telle ou telle zone. Le chauffage ou la recharge du véhicule électrique seront ainsi automatiquement stoppés (mais le consommateur pourra toujours refuser cette coupure en appuyant sur un bouton pour « forcer » la consommation) pour quelques minutes, ou davantage. L’information circule donc dans les deux sens : du foyer vers le gestionnaire de réseau et réciproquement. Selon ses promoteurs, Linky permettrait aux utilisateurs de connaître leurs consommations instantanées, donc de mieux les contrôler. Ainsi, selon l’Ademe, les expériences menées à l’étranger montrent que l’affichage en temps réel des consommations peut générer une économie d’électricité de 5 à 15 %. Néanmoins, celle-ci ne serait pas toujours durable, certains consommateurs reprenant leurs « mauvaises » habitudes.

Renforcer les connexions entre pays

« Alpha Ventus », un parc d'éoliennes en Allemagne © DOTI

L’objectif de 20 % d’énergies renouvelables en Europe en 2020, décidé en mars 2007 par les dirigeants européens, nécessitera la construction de grands champs d’éoliennes offshore, souvent éloignés des lieux de consommation. Pour absorber cette production, il faut renforcer le réseau à haute tension qui relie les différents pays européens. « L’enjeu est de tirer partie des complémentarités des différents moyens de production au niveau européen, indique Olivier Grabette, adjoint au directeur du Réseau de transport d’électricité (RTE). Ainsi, lorsque les éoliennes en mer du Nord produiront de grandes quantités d’électricité au-delà des besoins locaux, plus d’interconnexion électrique et plus d’intelligence dans les réseaux pourront en faire profiter l’ensemble des consommateurs européens. »

Premières expérimentations en France

En 2010, 250 000 foyers ont été équipés d’un compteur Linky, mais les résultats, notamment en matière d’économie d’énergie, ne sont pas encore disponibles. La société française Voltalis propose, quant à elle, un boîtier permettant de couper durant quelques minutes le chauffage ou l’eau chaude lors des pics de consommation. L’intérêt est surtout pour le gestionnaire du réseau électrique, mais une expérimentation menée sur 700 logements a montré que ce boîtier, baptisé Blue Pod, avait fait économiser 7% d’électricité en février 2011 aux occupants des logements équipés en tout électrique.

Fin 2009, l’Ademe a demandé aux industriels de développer « des projets de démonstrateurs de recherche sur les réseaux intelligents intégrant des énergies renouvelables (Smart Grids) », qu’elle co-financera. Devant le succès de cet appel à projets, elle en a lancé un deuxième le 6 juin 2011, doté de 250 millions d’euros. Il s’agit notamment de mettre en œuvre des dispositifs de suivi du comportement des consommateurs et d’agir sur ces comportements. La société française Ijenko, par exemple, propose déjà des systèmes permettant de connaître en temps réel sur son ordinateur ou sur son smartphone sa consommation (représentée en kilowattheure, mais aussi en euros et en émissions de CO2), grâce à une prise « intelligente » installée entre chaque équipement et sa prise électrique, et à une « box énergie » qui récupère toutes les données. On peut ainsi repérer un appareil défectueux, par exemple un vieux congélateur qui fonctionne en permanence, et calculer s’il est financièrement intéressant de le changer.

Des industriels comme Legrand proposent déjà des dispositifs permettant de piloter chaque équipement à distance, par exemple réduire le chauffage ou couper les équipements en veille. Mais tout cela ne fonctionnera que si l’on aide chaque usager à interpréter ces données, et si le coût de ce service n’est pas trop élevé. Et surtout, il faut que les tarifs en heures creuses proposés par les fournisseurs d’électricité soient suffisamment attrayants par rapport aux tarifs en heures pleines pour que les usagers acceptent la contrainte de différer leur consommation. Pour Marc Boillot, « Linky jouera le même rôle que l’i-Phone, et les industriels développeront des applications pour utiliser au mieux ce compteur afin d’économiser l’énergie ».

Le Smart Grid à l’étranger

Schéma de distribution du réseau Smart Grid en Amérique © DR

La France n’est évidemment pas la seule à s’intéresser aux réseaux intelligents. Aux États-Unis, par exemple, où le réseau électrique, partagé entre plusieurs opérateurs, est en mauvais état, le Smart Grid est devenu une nécessité. Dans le plan de relance de 40 milliards de dollars présenté en février 2009 par le président Obama, 4,5 milliards sont consacrés aux réseaux électriques avec, par exemple, l’installation de 2 millions de compteurs intelligents à Houston au Texas. Mais c’est surtout au Japon que les expériences sur le Smart Grid sont les plus avancées. Quatre tests grandeur nature de réseaux intelligents ont été lancés en 2010 pour une durée de cinq ans. Ils porteront à la fois sur les économies d’énergie, l’intégration des systèmes photovoltaïques et des bornes de recharge des véhicules électriques.

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