Les énergies renouvelables se développent rapidement. Dans le même temps, de nouveaux usages électriques apparaissent. Le réseau électrique, très centralisé, doit donc être adapté. Les smart grids peuvent contribuer à gérer l'équilibre entre l'offre et la demande.



Les smart grids, via le déploiement de dispositifs de télémesure et d'analyse aux endroits stratégiques des réseaux de transport et de distribution d'électricité, permettent d'améliorer sa performance opérationnelle. Les défaillances sont ainsi mieux détectées, ce qui permet une intervention plus rapide des opérateurs.
Mais le réseau électrique français doit également faire face à de nouveaux défis. Intégration d'une production décentralisée issue des énergies renouvelables, adéquation offre/demande, gestion des pics de consommation et développement de nouveaux usages électriques…

Sécuriser le réseau et gérer les ENR

Le développement des ENR remet en cause le modèle traditionnel français dans lequel l’électricité est produite par quelques centrales avant d’être acheminée vers les consommateurs. Avec le solaire et le photovoltaïque notamment, les lieux de production se multiplient sur le territoire, ce qui impacte l'organisation centralisée du réseau.
De plus, les énergies renouvelables sont intermittentes : le réseau doit donc être capable de gérer cette variabilité de la production sous peine d'être déstabilisé. La production renouvelable étant peu prévisible sur plusieurs jours, des capacités d'ajustement doivent pouvoir être mobilisables très rapidement. Sans capacité de stockage de l'électricité à l'heure actuelle, le réseau reste la variable d'ajustement entre offre et demande. La mobilisation de cette réserve de production peut être optimisée si le gestionnaire du réseau est capable de connaître en temps réel la production renouvelable injectée sur le réseau et de prévoir son évolution.
"Pour des taux de pénétration inférieurs à 30 %, l'impact de la production intermittente reste limité et peut être pris en charge par le système électrique. En revanche, lorsque le taux de pénétration augmente, des déséquilibres peuvent survenir et mettre en danger la sûreté du système électrique dans son ensemble", analyse la Commission de régulation de l'énergie (CRE).

De nouveaux outils de gestion du réseau

"L’adaptation des outils de gestion du réseau électrique pour disposer des meilleures informations et des prévisions les plus fines sur la production éolienne est un enjeu majeur pour la sûreté du Système électrique français", estime le gestionnaire du réseau RTE qui a mis en place en 2010 le système IPES (insertion de la production éolienne et photovoltaïque sur le système). Cet outil lui permet de suivre en temps réel l’évolution de la production des parcs éoliens et photovoltaïques par zone géographique. IPES permet aussi de visualiser les prévisions de production pour la journée en cours et le lendemain. "Quatre fois par jour, à réception de nouvelles prévisions de vent fournies par Météo-France, le modèle (…) recalcule de nouvelles prévisions de production éolienne", précise RTE. Des alarmes avertissent les opérateurs des 8 centres de "dispatching" en cas de franchissement de certains niveaux de production (en temps réel ou en prévisionnel).

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RTE étudie également les possibilités de "commandabilité" de la production éolienne, qui "consiste à pouvoir commander à distance et en temps réel les installations de production depuis les dispatchings", explique RTE.
En Espagne, le Centre de contrôle des régimes spéciaux (CECRE) supervise et pilote déjà les sources de production éolienne. La réglementation espagnole prévoit que toute installation supérieure à 10 MW soit connectée à un centre responsable de la répartition des flux électriques sur les réseaux. Ainsi, les parcs éoliens envoient en temps réel les informations de production et reçoivent des ordres d'ajustement de la production. Il n'est pas rare que les éoliennes soient mises à l'arrêt en Espagne, pendant les heures creuses, faute de demande d'électricité.

Gérer la demande et les nouveaux usages électriques

De même, il était très difficile jusque-là d'avoir une visibilité de la consommation réelle d'électricité. Les gestionnaires de réseaux prévoient en fonction d'un cycle annuel (pointe de consommation en janvier et creux au 15 août), de la météo, du jour de la semaine (semaine/week end…), des heures de la journée (pointe le matin et le soir) et de l'historique de consommation. Avec l'installation de compteurs communicants, une connaissance en temps réel de la consommation sera possible et permettra de mettre en adéquation l'offre et la demande de manière dynamique. Une meilleure connaissance des comportements des consommateurs permettra également d'identifier des gisements d'effacement, pour limiter les effets de pointe.
Enfin, de nouveaux besoins électriques vont apparaître, avec le déploiement des véhicules électriques notamment. Quatre cent mille bornes de recharge publiques sont prévues d'ici 2020, 4,4 millions si l'on ajoute les bornes privées. Si une voiture électrique seule ne change pas la donne, un parc entier doit être gérer pour ne pas peser sur le réseau, en évitant les recharges massives aux heures de pointe (le soir après le travail par exemple). Les smart grids peuvent permettre de maîtriser le poids des recharges sur le réseau, en les prévoyant aux heures où la demande est la plus faible. On peut également faire coincider les recharges avec les périodes de production d'énergie renouvelable. Un parc de véhicules électriques peut également constituer un gisement de stockage. L'électricité des voitures pourrait en effet être basculée sur le réseau pendant les périodes de pointe (19h par exemple). Plusieurs expériences locales autour des véhicules électriques sont menées ou à l'étude actuellement, à Lyon avec Move in Pure ou à Paris avec Autolib.

Sophie Fabrégat