La transition énergétique implique des évolutions majeures dans le secteur électrique : développement des énergies renouvelables, fermeture des dernières centrales au charbon, réduction progressive de la capacité nucléaire et recours accru à l’électricité décarbonée. Face à l’ampleur de ces changements, les réseaux devront progressivement s’adapter pour devenir bidirectionnels et plus flexibles. Les smart grids sont un outil de cette transition. 

L’augmentation des EnR dans le mix énergétique et son impact sur les réseaux

La production d’énergie à partir de matières fossiles est l’une des principales causes des émissions de gaz à effet de serre. Depuis une vingtaine d’années, pour lutter contre cette pollution, les politiques énergétiques en faveur de l’insertion des énergies renouvelables se multiplient en France et en Europe. En parallèle, l’accident de Fukushima en 2011 a poussé des pays comme l’Allemagne ou l’Italie à cesser toute activité nucléaire, et à remplacer sa part dans le mix énergétique par les EnR.

L’insertion des EnR dans les réseaux nécessite une adaptation des infrastructures et de la gestion du système électrique. A l’origine, les réseaux ont été conçus pour acheminer l’électricité produite de façon régulière et centralisée dans un seul sens, de la production vers la consommation. L’électricité issue d’EnR, au contraire, est produite de façon intermittente, peu ou pas pilotable, et décentralisée (issue de petits sites de productions reliés au réseau et non des centrales principales). Elle peut provenir de la production domestique d’usagers du réseau, ce qui nécessite un fonctionnement bidirectionnel.
 

Le pilotage par les smart grids au service de l’insertion des EnR

L’intégration des EnR doit garantir la sécurité, la stabilité, la fiabilité, l’égalité d’accès, ainsi que la qualité d’alimentation et de service énergétique des réseaux. Les réseaux intelligents permettent une gestion réactive du système électrique face à des énergies imprévisibles et intermittentes. Ils s’appuient sur le maillage du réseau et la multiplication des capteurs, tels que les compteurs communicants. Grâce aux données remontées, les smart grids mesurent précisément les flux d’énergie sur le réseau en continu. En cas d’incident (défaut, congestion, variation de la tension, etc.), ces technologies facilitent la prise de décision pour optimiser le réseau et le rendre plus sûr. 

Les smart grids contribuent à gérer l’intermittence des EnR. Par exemple, en cas de surcharge sur une ligne, des automates pourraient répartir les charges sur d’autres nœuds du réseau, suivant un schéma déterminé à l’avance.

Les gestionnaires de réseaux travaillent sur d’autres solutions de flexibilité pour équilibrer l’offre et la demande d’énergie : La gestion de la demande consiste à inciter les consommateurs à ajuster leur niveau de consommation ou, le cas échéant, de production décentralisée. Le stockage est une autre solution. Les technologies de stockage matures comprennent les stations de transfert d’énergie par pompage (STEP), les batteries, ou les technologies à air comprimé. Ces dispositifs répondront à des besoins de court terme (baisse de production due au passage d’un nuage ou de la chute soudaine du vent, etc.), mais aussi de long terme (variabilité inter-saisonnière de la météo, etc.). 

Enfin, les smart grids sont les outils de l’interconnexion, les liaisons transfrontalières entre les réseaux de différents États. Chaque pays est soumis à des régimes de vent et d’ensoleillement différents. Les smart grids permettent d’utiliser l’effet de foisonnement : ces fortes variations sont lissées lorsque les productions d’EnR des différents territoires sont injectées sur un même réseau électrique maillé. 
 

La CRE a émis des recommandations pour faciliter l’intégration des EnR dans les réseaux

•    En proposant des offres de raccordement intelligentes

La solution de raccordement de référence proposée aux producteurs est dimensionnée pour que les installations d’EnR puissent injecter à tout moment leur production à la puissance active maximale demandée lors du raccordement. En pratique, cela implique souvent des travaux de renforcement. Cela génère des coûts élevés pour le producteur, un délai pour la mise en service, ou des limitations temporaires d’injection de la puissance active. Or, un site de production d’EnR n’injecte à la puissance maximale que quelques heures par an. Pour résoudre ce paradoxe, la CRE propose de s’appuyer sur une analyse plus fine des contraintes exercées par les injections sur le réseau grâce au smart grids. Deux nouvelles formes de raccordement alternatives ont été testées et proposées : 

• une puissance de raccordement inférieure à la puissance de raccordement demandée tout en permettant des injections ou des soutirages complémentaires sur certaines périodes 
• une puissance de raccordement égale à la puissance de raccordement demandée tout en limitant les injections et soutirages sur certaines périodes. 

Le producteur peut choisir entre l’offre de raccordement de référence et l’offre alternative celle qui lui paraît la plus pertinente.

•    Grâce à l’absorption de puissance réactive 

La CRE a recommandé que les installations de production raccordées en basse tension puissent absorber de la puissance réactive, lorsque cela présente un bénéfice pour la collectivité. 

L’énergie active est transformée en énergie mécanique ou en chaleur. L’énergie réactive peut servir à magnétiser les circuits magnétiques de certaines machines, mais sa circulation entraîne des surcharges et des chutes de tension. Les installations de consommation consomment de la puissance active et, en général, absorbent de la puissance réactive. Ces deux mécanismes abaissent la tension sur les réseaux. Les installations de production décentralisée injectent sur les réseaux de la puissance active et provoquent donc des hausses locales de la tension sur ces réseaux. Jusqu’ici, la réglementation interdisait aux installations de production raccordées en basse tension d’absorber de la puissance réactive. La CRE a proposé la levée de cet interdit. 

Les capacités inexploitées d’absorption de puissance réactive des installations décentralisées pourraient avoir un autre intérêt. La CRE a également demandé aux gestionnaires de réseaux d’étudier les conditions dans lesquelles ces sites pourraient contribuer à la maîtrise des échanges de puissance réactive à l’interface entre le réseau public de transport et les réseaux publics de distribution.