Dans le cadre du projet SOGRID, la ville de Toulouse (31) fait l'objet d'une expérimentation de terrain afin de tester le réseau d'électricité du futur. Lancé en 2013 par ERDF et 10 partenaires, SOGRID a pour objectif la création d'une chaîne de communication capable de rendre le réseau pilotable en temps réel. "Le réseau de distribution actuel est robuste mais il a été conçu pour relier les producteurs aux consommateurs", explique Jean Paoletti, directeur d'ERDF en Midi-Pyrénées Sud. "Or, aujourd'hui nous sommes confrontés à l'arrivée de petits producteurs notamment d'énergies renouvelables et au déploiement des véhicules électriques. Nous n'avons aucune maîtrise de ces nouveaux points de production et de consommation", soulève-t-il. "Ces nouveaux acteurs du système électrique injectent, de manière éparse et aléatoire, des quantités importantes d'électricité qu'il convient d'écouler, en l'absence de solution de stockage viable économiquement aujourd'hui", ajoute-t-il.

Doté d'un budget de 27 millions d'euros, le projet SOGRID invente et teste des instruments capables d'informer sur la situation du réseau en temps réel afin de pouvoir maintenir l'équilibre entre la production et la consommation d'électricité. "Avec ce projet nous transformons une route départementale en autoroute de l'information", déclare Jean Paoletti.

Cinq équipements testés

En deux ans, les chercheurs du projet ont mis au point cinq équipements qui vont être déployés à différents points du réseau. Chez le consommateur dans un premier temps (réseau basse tension) avec l'installation d'un compteur communiquant. Contrairement au compteur classique, il peut à la fois recevoir et envoyer des données. Développé par Landis+Gyr, il ne s'agit pas du compteur Linky qui fait l'objet d'un déploiement massif, mais d'un compteur similaire qui doit permettre de tester des fonctionnalités complémentaires.

Vue d'ensemble du dispositif SOGRID© ERDF

Un second appareil, baptisé "data concentrateur" et développé par Sagemcom, sera chargé de récupérer les données des compteurs (langage CENELEC) et de les traduire dans un langage adapté au réseau haute tension (langage FCC). Dans les transformateurs, un T-pass, développé par Nexans, a été installé pour faire transiter les données montantes et descendantes. Sur le réseau haute tension, un capteur coupleur moyenne tension permet de mesurer la tension et le courant. Enfin le coordinateur CPL-HT est le cœur du dispositif : il assure la réception et l'envoi d'informations sur le réseau moyenne tension.

Un réseau observé à la loupe

Mille foyers, le réseau de Toulouse et celui de la ville limitrophe Vieille-Toulouse vont ainsi être équipés. Pendant un an, ce réseau va tenter de démontrer qu'il est possible de piloter à distance de telles installations. Les tests menés par les équipes d'ERDF s'attacheront en particulier aux nouvelles capacités de surveillance sur le réseau, ainsi qu'au pilotage en temps réel des interventions : localisation des défauts, des pannes, modulation de puissance…

A long terme, la démarche est plus globale : "Nous voulons vérifier qu'il est faisable d'ajuster la production et la consommation pour maintenir la fréquence du réseau autour de 50 hertz", explique Jean Paoletti. Le but est de faire coïncider la courbe de consommation à celle de production avec dans l'idéal un lissage des pointes de consommation.

En parallèle de ce projet, ERDF et la Toulouse School of Economics vont se pencher sur les mécanismes de régulation économique associés aux smart grids. L'étude consistera à décrire les acteurs économiques intervenant dans un système électrique qui va fondamentalement évoluer. Elle visera notamment à anticiper ces évolutions, en établissant des règles de fonctionnement et de régulation qui tirent parti des nouveaux potentiels, tout en garantissant la sécurité globale du système.