Le Monde de l’Energie ouvre ses colonnes à Bilal Amghar, enseignant-chercheur et responsable du laboratoire d’électricité de l’ESTP Paris, et Gilles Bétis, responsable Développement et Innovation au sein de l’Institut de recherche en constructibilité (IRC) de l’ESTP Paris, pour analyser avec eux la place des smart grids dans la transition énergétique.

Le Monde de l’Énergie —Quelles technologies liées aux smart grids permettent de réduire la consommation énergétique urbaine (électricité, carburants, chauffage…) ?

Bilal Amghar et Gilles Bétis —Il faut imaginer un smart grid comme un système qui va optimiser l’utilisation de l’énergie électrique disponible par rapport à l’énergie électrique nécessaire à un moment donné de la journée, de la semaine ou de l’année.

Les smart grids permettent de mieux harmoniser : 1. la production énergétique, via le pilotage des moyens de production, 2. la consommation instantanée ou différée et 3. le stockage, en absorbant les excédents, et en restituant l’énergie lors de pics de demande. Ils anticipent les besoins énergétiques grâce à des modèles de consommation et à la connaissance de facteurs environnementaux tels que la météo ou les usages (alternance des périodes de travail et de repos, vacances ou événements particuliers).

D’autre part, les smart grids sont l’outil essentiel à la création des communauté énergétiques, telles qu’elles résultent de la Directive Énergies Renouvelables 2018/2001 et de la Directive Électricité 2019/944 du Parlement européen, relatives respectivement à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables et aux règles communes pour le marché intérieur de l’électricité (Clean Energy Package).

Au-delà d’une gestion énergétique locale purement électrique, ils ouvrent la voie à une stratégie multi-vecteurs, intégrant électricité, froid et chaleur, (bio)gaz et hydrogène, multipliant par là-même les possibilités de stockage et d’optimisation, adaptables à l’infini variété des configurations, de particularités et des contraintes locales.

D’un côté, cette technologie ne permet pas de s’affranchir de la rénovation de bâtiments énergivores, ou pallier l’utilisation de véhicules électriques disproportionnée par rapport à un usage urbain, compenser des usages inadaptés (températures de consignes trop importantes, éclairages inutiles par exemple) ou l’utilisation d’appareils de ventilation ou de chauffage présentant des pertes importantes ou un rendement médiocre. En tant que telle, la technologie des smart grids ne réduit donc pas automatiquement la consommation énergétique urbaine.

En revanche, d’un autre côté, sa capacité de supervision, d’historisation, de prédiction et de décision lui permet cette optimisation, évitant alors une surproduction momentanée qui serait perdue, ou en tirant partie de cette surproduction via des dispositifs de stockage. C’est particulièrement appréciable lorsqu’un mix d’énergies renouvelables, non pilotables, et d’énergies conventionnelles, pilotable, mais avec des temps de réponse généralement longs, sont utilisées en même temps. Les smart grids permettent alors un ajustement instantané et anticipable de l’offre et de la demande.

Un smart grid peut aussi permettre l’amélioration de la qualité du réseau, stabilisant sa fréquence et sa tension, et réduisant les pertes de puissance réactive, en particulier dues aux installations industrielles et aux gros équipements électriques. Plus que la réduction de la consommation, c’est de la réduction des pertes structurelles du réseau de distribution électrique dont il s’agit.

Le Monde de l’Énergie — Les gestionnaires de réseau de distribution, Enedis en tête, expérimentent de nombreuses solutions Smart Grids pour permettre d’intégrer plus de renouvelables intermittents au mix énergétique. Où en est le développement de ces différentes technologies ?

Bilal Amghar et Gilles Bétis —Sur le site SmartGrids¹ de la CRE (Commission de Régulation de l’Energie), ce sont plus de 80 projets et expérimentations qui sont répertoriées. En 2017, en Europe, c’étaient déjà 950 projets répertoriés², moitié R&D et moitié démonstrateurs. La France et l’Allemagne se démarquent fortement en termes de nombre d’expérimentations.

En France nous pourrions citer Smart Grid Vendée³, Flexgrid et SMILE déployés à l’échelle régionale. A l’échelle d’un quartier ou d’une ville, citons IssyGrid⁴, Confluence à Lyon⁵ ou encore Nice Grid⁶.

Le projet You&Grid (Métropole Lilloise) met en avant l’optimisation énergétique des bâtiments, le développement des véhicules électriques et la gestion intelligente de la consommation.

De façon comparable, le projet Nice Smart Valley (Flexgrid) vise une production accrue d’énergies renouvelables, l’efficacité énergétique et la mobilité électrique.

Grâce au projet IssyGrid, une startup française spécialisée dans la conception et la gestion de smartgrids énergétiques, EMBIX, a été créée.

Le projet GreenLys, déployé sur 1000 clients et 40 sites tertiaires, en réalisant 60 000 effacements résidentiels a permis de dégager des enseignements quant à l’accompagnement des comportements face à la gestion des consommations ou au maintien de la qualité et de la sécurité de fourniture d’électricité.

D’autres démonstrateurs ont également permis d’explorer des possibilités d’alimentation électrique insulaire autonomes, permettant de pallier les coupures inévitables, dues par exemple à des incidents ou à la maintenance des câbles, sans utilisation de groupes électrogènes, en utilisant uniquement EnR et dispositifs de stockage (Saint-Nicolas des Glénan ou les Iles de Lerins). Le cas de territoires complètement isolés a pu également faire l’objet d’études visant à décarboner la majeure partie de la production électrique, comme à l’île de Sein ou à Saint-Georges de l’Oyapock en Guyane.

Le dimensionnement de la production d’énergie renouvelable et le coût du stockage deviennent les facteurs d’ajustement technico-économique, par exemple lorsqu’on établit le coût de stockage à environ 1000 €/habitant pour un mix renouvelable à 10 % sur l’Île de Sein.

En mai 2022, à partir d’une analyse de toutes ces expérimentations, la CRE formulait plusieurs préconisations, reflet d’autant de verrous techniques, légaux et pratiques.

Tout d’abord, utiliser à des fins de stockage tampon le gisement que le parc croissant de véhicules électriques représente. Ce qui implique non seulement de nouveaux développements technologiques, mais aussi de nouveaux outils légaux et contractuels permettant une mise en œuvre simple.

Ensuite, encourager l’appropriation par les usagers de leurs données de consommation, à travers des recommandations personnalisées, l’analyse de données brutes par le grand public ne pouvant raisonnablement s’avérer satisfaisant. Cela nécessite pour cela que des prestataires puissent disposer par défaut d’un volume assez important de données, à moins que l’usager se soit expressément opposé à cette collecte auparavant. Cette méthode, utilisée dans d’autres pays européens, ne l’est pas en France, où un accord préalable est nécessaire, ce qui ne permet pas alors de récupérer l’historique antérieur. D’autre part, la nécessité d’installer en plus un Emetteur Radio Local sur les compteurs Linky, non interopérable d’un opérateur à l’autre, est un frein supplémentaire.

Selon E&Y, le marché des smart grids devrait atteindre 6 Mds d’euros et créer 60.000 emplois en 2030, c’est dire la valeur de la connaissance et des retours d’expérience acquis à travers ces démonstrateurs.

Le Monde de l’Énergie —Comment les réseaux intelligents peuvent-ils accompagner le développement de la mobilité électrique et la contrainte qu’elle impose sur les réseaux électriques ?

Bilal Amghar et Gilles Bétis —Imaginons tout d’abord un foyer français moyen, composé de 2,19 personnes (en moyenne bien sûr). Il consommera environ 4 700 kWh d’électricité par an⁷. Imaginons ensuite qu’il fasse l’acquisition d’une voiture électrique, soyons frugaux et prenons l’hypothèse qu’il n’achète pas un gros SUV, mais un véhicule modeste adapté à un usage quotidien, comme une Renault Zoé (28 kWh/100 km)⁸, et que notre foyer de référence roule 12 000 km/an. Il devra donc disposer au minimum de 3 360 kWh/an d’électricité supplémentaire pour satisfaire son besoin de mobilité. Soit un quasi doublement de sa consommation électrique. Je vous laisse faire le calcul si, en plus, il décide d’équiper son domicile d’une pompe à chaleur. Notre consommation électrique dans les années à venir est donc appelée à littéralement exploser, en ce qui concerne les besoins des particuliers.

Si chacun met son véhicule à recharger à 18h30 en rentrant à la maison, l’appel de courant devient tel que les réseaux urbains risquent d’avoir des difficultés à assurer cet approvisionnement, et de même, les réseaux électriques privés, par exemple dans une copropriété, risquent également d’excéder leur puissance maximum.

Les solutions vont devoir passer encore une fois par les réseaux électriques intelligents. Nous devons pouvoir recharger nos véhicules électriques au domicile, dans le parking de notre copropriété, sur notre lieu de travail ou nos lieux de chalandise à des conditions tarifaires équivalentes, pour étaler sur la journée ces opérations de recharge. Sachant qu’un véhicule est garé plus de 90% de son temps, il faut alors imaginer, un système de roaming équivalent à celui des opérateurs téléphoniques européens, qui rend transparent l’usage de votre téléphone quelque soit le pays d’où vous passez vos appels.

D’autre part, d’individuelles, les bornes de recharges doivent devenir interconnectés et intelligentes, afin de permettre l’étalement des opérations de recharge, voire un partage de l’énergie stockée dans les batteries des véhicules, afin de permettre la flexibilité, la sécurité et l’optimisation de la puissance électrique disponible à un instant donné. C’est ce que l’on appelle le V2G (Vehicle to Grid). Du côté du prix des kWh utilisés, il est certain que demander une recharge rapide dans un délai très court pourra être facturé plus cher que si vous indiquez que vous n’utiliserez pas votre véhicule d’ici le lendemain matin. De plus, si vous acceptez de mettre à disposition 5 ou 10% de la charge de votre véhicule pour le réinjecter sur le réseau en cas de besoin, cela devra résulter en une compensation financière, intégrant le prix de l’énergie réinjectée, ainsi que le coût d’usage de vos batteries qui verront leur capacité affectée progressivement par ces opérations de décharge et de recharge supplémentaires.

Le Monde de l’Énergie —Sur le front de l’électricité, quels leviers permettraient de développer le pilotage de la consommation et l’effacement automatisée des consommations, tant pour les professionnels que les particuliers, pour aider à rapprocher production et consommation d’électricité ?

Bilal Amghar et Gilles Bétis —Avant de d’aborder les meilleurs moyens d’effacement, rappelons le pourquoi. Lors de périodes de forte consommation ou de faible production, le réseau électrique peut avoir des difficultés à fournir la puissance nécessaire à la satisfaction du besoin instantané d’énergie. Il est donc nécessaire de diminuer la demande, vue du réseau électrique.

D’autre part, on convient assez facilement que ces déséquilibres sont généralement prédictibles, car ils résultent de profils de consommation liés à des usages quotidiens ou hebdomadaires réguliers, à des aléas climatiques (froid ou chaleur) prévisibles à l’échelle de quelques heures ou de quelques jours, aux variations de production d’énergies renouvelables hydrauliques, éoliennes ou solaires liées à la météo, ou encore aux opérations de maintenance qui peuvent affecter un moyen de production particulier.

D’un point de vue tarifaire, la surfacturation de l’énergie pendant ces périodes particulières est un excellent moyen de motiver les consommateurs à anticiper, réduire ou différer leur consommation à ces moments de déséquilibre.

Plusieurs options s’offrent alors pour « effacer » ces tensions entre offre et demande.

La plus simple consiste à déconnecter des équipements énergivores pendant les quelques heures de pointe. S’il s’agit d’un chauffe-eau, d’une pompe à chaleur ou d’un lave-linge, l’impact de cette déconnexion ne sera sans doute même pas notable. Dans tous les cas, la situation reviendra rapidement à la normale après reconnexion des équipements.

Lorsque c’est possible, on peut aussi envisager d’anticiper la charge d’un ballon d’eau chaude sanitaire ou d’un véhicule électrique afin de limiter d’éventuelles dégradations de la qualité de service de l’équipement. Nous pouvons aussi décider de lancer notre lave-linge plus tôt. On voit donc déjà ici deux facteurs de flexibilité utilisables : (1) la capacité d’un équipement de stocker de l’énergie électrique, par exemple thermique pour un chauffe-eau ou électrochimique pour un véhicule électrique, qui sera restituée plus tard sous forme d’un autre vecteur, et (2) la capacité d’autres équipements comme notre lave-linge de fonctionner à un moment choisi, étant généralement utilisés de manière discontinue. Dans ces deux cas nous parlerons de chrono-effacement. C’est un problème d’optimisation temporelle de consommations électriques liées à des usages flexibles ou différés. Les réseaux électriques intelligents permettent cette optimisation, en particulier parce qu’ils peuvent prendre en compte des analyses prédictives d’usage ou d’environnement.

En revanche, dans certain cas, l’arrêt de l’alimentation des équipements résultera en un arrêt du service gênant, voire critique ou dangereux. Depuis longtemps maintenant, des services vitaux comme les hôpitaux ou les data centres possède leurs propres générateurs de secours pour pallier un arrêt d’alimentation électrique. Basés sur des groupes électrogènes, ces solutions sont extrêmement carbonées. Hormis ces enjeux vitaux, pour de nombreux usages professionnels et en l’absence de possibilité de chrono-effacement, il en résultera en une perte de valeur économique préjudiciable.

C’est dans ces derniers cas que les smart grids trouvent une fois de plus leur utilité. Si l’on ne peut différer certaines consommations électriques ou certains usages, alors il est pertinent de prévoir à l’échelle locale, des stockages énergétiques qui feront tampon entre le besoin et l’offre. Ces dispositifs de stockage, décarbonés, peuvent être électrochimiques, bien sûr, mais aussi thermique, ou encore, demain, basés sur l’hydrogène. Lorsque de manière temporaire l’offre décroît, le stockage local prend le relais. C’est une bonne manière également d’éviter les tarifications très élevées que les fournisseurs d’énergie vont imposer à leurs clients durant ces périodes d’offre énergétique limitée. La recharge de ces moyens de stockage se fera aux périodes de consommation moindre, ou en période d’offre énergétique surabondante, les tarifs de vente étant alors avantageux pour le stockage.

Une première conséquence est que la ressource constituée par les batteries des véhicules électrique devient extrêmement intéressante pour satisfaire des besoins énergétiques locaux dans des périodes de tension entre offre et demande.

La deuxième conséquence est qu’on voit apparaître des modèles d’affaires qui pourraient permettre d’utiliser des moyens de stockage locaux pour satisfaire des besoins énergétiques au-delà de la maille locale : ville ou métropole.

C’est dans ce cadre que voient le jour les notions de communautés énergétiques locales et d’autoconsommation collective, lorsqu’une énergie produite (ou stockée) est répartie entre plusieurs consommateurs proches physiquement, typiquement dans un rayon de 2 km en milieu urbain ou de 20 km en milieu rural.

A travers ces quelques illustrations, on comprend bien comment les réseaux électriques intelligents, smart grids ou micro grids, permettent non seulement de se doter des outils techniques de gestion de l’énergie, mais aussi des outils organisationnels et financiers, en optimisant le déploiement des infrastructures locales, tout en simplifiant l’engagement des acteurs particuliers, au niveau d’une copropriété, d’un quartier ou d’une zone d’activité.