C’est un chantier industriel méconnu. Dans l’ombre des controverses sur la production d’électricité, les réseaux électriques forment la « colonne vertébrale de la transition énergétique », et connaissent une « véritable révolution », assure la présidente du directoire d’Enedis, Marianne Laigneau. Avec l’augmentation des usages électriques, que la France relance ou non le nucléaire, comme l'a souhaité Emmanuel Macron à Belfort début février, « il faudra de toutes façons plus de renouvelables », tranche Gabriel Bareux, directeur R&D du gestionnaire Réseau de transport d’électricité (RTE).
Déjà, les parcs d’énergies renouvelables se multiplient sur tout le territoire, et l’autoconsommation photovoltaïque décolle… Entraînant une mobilisation des acteurs du réseau pour rendre la toile électrique plus numérique, plus décentralisée et plus flexible.
Dizaines de milliards d'euros investis
A la différence des grandes centrales nucléaires ou fossiles, les panneaux photovoltaïques et les éoliennes délivrent une puissance faible, variable et éparpillée entre de multiples producteurs. Une nouvelle donne qui complexifie le pilotage des réseaux, alors que tout l’enjeu est d'équilibrer en temps réel l’injection de l’électricité et sa consommation, dite soutirage.
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D’où un mur d’investissements pour adapter les lignes. Côté distribution, Enedis – qui gère 95% des 1,5 million de kilomètres de câbles moyenne et basse tension qui sillonnent la France – prévoit de dépenser 61 milliards d’euros d’ici à 2035. Côté transport, RTE pilote la production et gère 100 000 kilomètres de lignes haute et moyenne tension. Le gestionnaire anticipe d’investir 33 milliards d’euros sur la même période, dont 13 milliards pour intégrer les nouvelles capacités renouvelables que le réseau actuel ne pourra absorber. Des montants qui pourraient être encore plus élevés après 2035. RTE chiffrait à l’automne que plus la part de renouvelable sera élevée en 2050, plus le chèque à signer sera gros.
Shutterstock Raccorder des parcs éoliens isolés et éparpillés impose de tirer de nouvelles lignes. Crédit : Shutterstock
Concrètement, il faut tirer davantage de lignes électriques, mais aussi modifier l’organisation pyramidale actuelle. « Le système devient diffus, décentralisé et l’électricité va dans les deux sens : 90% des capacités de production d’électricité renouvelable, soit 500 000 sites dont 140 000 auto-consommateurs, sont directement connectées au réseau de distribution », décrit Marianne Laigneau. Une révolution pour les routes moyennes de l’énergie, qui deviennent le point d’entrée des parcs éoliens et des panneaux photovoltaïques particuliers, là où les grandes centrales sont uniquement branchées sur les lignes haute tension. Enedis prévoit de connecter 3 à 4 GW de renouvelables supplémentaires par an d’ici à 2030.
Pilotage numérique
Derrière ces chiffres : de nouveaux câbles, pylônes, transformateurs et une foule de briques numériques pour piloter le système en temps réel. RTE prévoit la mise en place de centaines d’automates supplémentaires en 15 ans pour aller vers un pilotage plus décentralisé, via 180 zones électriques réactives aux variations des renouvelables. Mais la révolution numérique concerne surtout les réseaux de distribution. Longtemps aveugles, ils doivent aujourd’hui être équipés de capteurs – dont le compteur intelligent Linky fait office de fer de lance – et de logiciels pour faire remonter les informations de la production qu’ils accueillent. Dans les scénarios de recherche les plus ambitieux, le pilotage du réseau, soit l’équilibre en temps réel des besoins de puissance, se ferait en priorité à l’échelle locale, comme celle d’un complexe résidentiel, un quartier, ou une région.
RTE Eoliennes, panneaux photovoltaïques, méthaniseurs... Les renouvelables se branchent majoritairement au réseau de distribution et en compliquent le pilotage. Crédit : RTE
Ce pilotage passe par l’arrivée d’une foule de nouveaux logiciels : systèmes avancés de gestion de l’énergie (AEMS), de distribution (ADMS) et des ressources distribuées (DERMS et Virtual Power Plant) pour les installations productrices d’énergie…Une stratégie portée par des acteurs comme Schneider Electric, qui multiplie les briques pour proposer un jumeau numérique du réseau entier. Des expérimentations de technologies innovantes sont aussi lancées, comme le projet Star démarré en janvier par Enedis et RTE afin de tester la blockchain privée pour la traçabilité de l’insertion des énergies renouvelables.
De la mécanique aux transistors
Au-delà des nouvelles lignes, le renouvelable apporte son lot de problèmes techniques à résoudre. A grande échelle, il s’agit d’abord de maintenir la fréquence du courant alternatif, qui oscille à 50 hertz à travers l’Europe. Aujourd’hui, ce rôle de stabilisateur est joué par les grandes centrales thermiques, dont les alternateurs sont synchronisés. Mais qu’en sera-t-il demain, si l’on diminue la part du nucléaire et des combustibles fossiles (gaz et charbon), voire qu’on en sort ? « Dans 30 ans, ces grosses masses rotatives qui apportent de l’inertie au réseau pourront avoir disparu, pointe Thomas Kiesling, directeur technologie de la branche infrastructures intelligentes du constructeur Siemens. L’électronique de puissance devra donc prendre la relève pour stabiliser le réseau et assurer sa protection. » Un changement culturel pour lequel « les technologies existent », insiste l’ingénieur allemand.
Graham Brown Chapman Raccordés à la terre en courant continu, les parcs éoliens offshore (ici Teeside au Royaume-Uni) utilisent des composants électroniques pour se brancher au réseau en alternatif. Crédit :Graham Brown Chapman
Aujourd’hui, des onduleurs permettent déjà d’intégrer le courant continu issu des parcs photovoltaïques et de l’éolien en mer dans le flux de courant alternatif. Minoritaires, ils se calent sur le rythme des centrales, via la technologie dite du grid following. « Une généralisation des renouvelables imposerait de passer au grid forming », prévient Gabriel Bareux. Soit le recours à d’autres composants, capables de jouer le rôle de chef d’orchestre et de se synchroniser, aidés par des algorithmes, pour obtenir une fréquence stable, continue l’expert de RTE, qui participe à plusieurs projets de recherche sur le sujet.
Gestion de proximité
L’autre enjeu est l’équilibrage du réseau. Multiplication des points de production (ou « foisonnement » dans le jardon du secteur) pour tendre vers un équilibre global, développement des interconnexions électriques entre pays, pari sur le stockage longue durée… De nouvelles infrastructures viennent atténuer la variabilité des renouvelables. Mais au sein des marchés de l’électricité qui permettent à RTE de piloter la production, le nouveau mot d’ordre des ingénieurs est celui des « flexibilités ». Un terme parapluie qui fait florès dans le secteur pour désigner les dispositifs techniques et économiques destinés à moduler rapidement la demande [voir encadré en fin d'article] et la production d’électricité, afin de répondre aux fluctuations de l’électricité verte.
D’où une nouvelle doctrine chez les responsables du réseau, qui prévoient désormais de niveler par le bas la production lors des rares pics afin d’éviter la création de lignes surdimensionnées. Un écrêtement lucratif : en appuyant sur le bouton arrêt les rares jours où le soleil brille trop fort, où le vent se déchaîne, RTE prévoit d’économiser 7 milliards d’euros d’investissements en infrastructures lourdes, tout en ne perdant que 0,3% de l’énergie produite.
RTE Que l'on compte sur le nucléaire (scénario N2) ou sur les renouvelables (scénario M23), le réseau de transport électrique risque davantage de congestions en 2050. Crédit : RTE, Futurs Energétiques 2021
Au niveau local, où leur variabilité se ressent davantage, éoliennes et panneaux solaires « compliquent la gestion des pics de tension et de la puissance réactive, que l’opérateur de distribution doit mieux anticiper et prévenir », résume Antoine Jourdain, d’Enedis. Là encore, l’opérateur de distribution repense ses infrastructures. Dans le cadre du projet Reflex, Enedis regarde du côté de ses transformateurs de postes sources pour y raccorder en moyenne 30% de capacités supplémentaires tout en réduisant seulement de 0,06% l’électricité produite. Un principe proche de ses offres de raccordement intelligent, lancées en octobre, pour brancher les producteurs plus rapidement, et à moindre coût, en échange d’une modulation de leur production pouvait aller jusqu’à 5% de leur potentiel.
Intégration des bornes de recharge
« Il y a une effervescence de la R&D et des idées nouvelles pour la distribution d’électricité depuis 15 ans », s’enthousiasme Florent Cadoux, fondateur et PDG de Roseau Technologique. Cette jeune pousse développe, dans l’Innovallée près de Grenoble (Isère), des logiciels pour améliorer le dimensionnement et le pilotage des réseaux basse tension en s’appuyant sur les données fournies par les compteurs intelligents. Un créneau similaire à celui de sa voisine Odit-E, qui cartographie et optimise des petites routes de l’électricité à partir des mêmes données.
De quoi « mieux comprendre le réseau et optimiser nos investissements », narre Sébastien Julien, responsable du département réseau chez GreenAlp, l’opérateur de distribution de la ville de Grenoble. Pour lui, la nouvelle intelligence des lignes électriques devrait aussi servir à l’intégration des bornes de recharge pour véhicules électriques. Si leur multiplication dans des zones parfois exiguës impose aux réseaux électriques de se réinventer, leurs batteries pourraient servir de stockage à l’échelle du réseau. Un plan déjà dans les cartons, comme en témoigne la certification, en février, d’un premier système de ce type, dit véhicle-to-grid, par RTE.
