Le numérique au service de la transition énergétique

Le numé­rique per­met une ges­tion très opti­mi­sée de la tran­si­tion éner­gé­tique, tant au niveau local où cha­cun peut pro­duire son élec­tri­ci­té, la sto­cker ou la revendre selon des logiques défi­nies, qu’au niveau glo­bal où le com­por­te­ment des réseaux élec­triques va être sui­vi dynamiquement. 

En réponse aux enjeux envi­ron­ne­men­taux, la crois­sance de la pro­duc­tion d’électricité renou­ve­lable s’accélère. Le déve­lop­pe­ment à grande échelle du sto­ckage décen­tra­li­sé d’électricité n’est qu’une affaire de temps. 

Le sys­tème élec­trique est au début d’une pro­fonde révo­lu­tion des usages et des comportements. 

« Plus de changements au cours des cinq prochaines années qu’au cours des cinquante dernières »

Ces avan­cées tech­no­lo­giques font écho aux attentes de consom­ma­teurs deman­deurs d’une proxi­mi­té et d’une auto­no­mie accrues. Elles apportent aux ter­ri­toires des solu­tions à leur échelle pour défi­nir leur propre poli­tique énergétique. 

Elles ouvrent des oppor­tu­ni­tés pour de nou­veaux entrants, start-ups ou acteurs du sec­teur de l’Internet en tête. Autour de modèles éco­no­miques radi­ca­le­ment dif­fé­rents, ces nou­veaux entrants pro­mettent une nou­velle approche de l’électricité tirée de l’exploitation des mil­liards de don­nées désor­mais accessibles. 

Ces chan­ge­ments touchent l’ensemble des pays euro­péens. L’heure est au ques­tion­ne­ment des modèles et des res­pon­sa­bi­li­tés des ges­tion­naires de réseau de trans­port d’électricité.

Dans ce contexte, le numé­rique se met au ser­vice de la tran­si­tion éner­gé­tique en tirant par­ti de la baisse conti­nue des coûts de la tech­no­lo­gie, en par­ti­cu­lier de l’informatique et des télé­com­mu­ni­ca­tions, qui font des don­nées des res­sources abon­dantes et bon mar­ché pour trans­for­mer l’infrastructure phy­sique de trans­port d’électricité en objet connecté.

L’intelligence et la créa­ti­vi­té de la « mul­ti­tude » ren­dues dis­po­nibles par Inter­net sti­mulent les inno­va­tions de ser­vice par la mise à dis­po­si­tion dans des for­mats ouverts et proches du temps réel des don­nées du sys­tème électrique. 

L’INFRASTRUCTURE DE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ DEVIENT UN OBJET CONNECTÉ

Le sys­tème élec­trique repose sur trois acti­vi­tés cœur de métier dont les déci­sions relèvent d’échelles tem­po­relles bien différentes : 

La mise en place de maté­riels numé­riques va per­mettre de mieux cibler les actions de main­te­nance pré­ven­tive et de pro­gram­mer les tra­vaux en mini­mi­sant l’impact pour les clients. © DIDIER MARC / RTE / 2010

• d’abord, l’exploitation du réseau, qui consiste à gérer les tran­sits de puis­sance sur le réseau en évi­tant les conges­tions, et à assu­rer l’équilibre pro­duc­tion- consom­ma­tion à tout ins­tant, de manière sûre et avec une qua­li­té suf­fi­sante de façon à évi­ter toute rup­ture de four­ni­ture, couvre une gamme d’échelle de temps com­prise entre la mil­li­se­conde et deux jours ; 
• ensuite, la main­te­nance et la ges­tion des actifs du réseau élec­trique, qui consistent à assu­rer la sécu­ri­té des per­sonnes, main­te­nir la sûre­té de fonc­tion­ne­ment du réseau élec­trique, limi­ter le nombre des inci­dents et évi­ter les grands inci­dents, couvrent une gamme d’échelle de temps com­prise entre la semaine et cinq ans ; 
• enfin, le déve­lop­pe­ment à long terme, qui cherche à adap­ter la capa­ci­té du réseau exis­tant pour répondre à la fois au déve­lop­pe­ment de nou­veaux moyens de pro­duc­tion (notam­ment les éner­gies renou­ve­lables) et à l’évolution de la demande, tout en tenant compte de l’impact envi­ron­ne­men­tal et socio-éco­no­mique de ces ouvrages, s’inscrit dans des hori­zons de temps com­pris entre cinq et plus de trente ans. 

La dif­fu­sion mas­sive d’ « intel­li­gence numé­rique » dans le réseau de trans­port par une hybri­da­tion de tech­no­lo­gies (cap­teurs et sen­seurs, Inter­net des objets, pro­duc­tion d’images et de simu­la­tions, méca­nique-robo­tique, géo­lo­ca­li­sa­tion…) va per­mettre de redé­fi­nir la manière de construire des com­pro­mis entre ces trois acti­vi­tés et de déve­lop­per une ges­tion plus dyna­mique des infrastructures. 

UNE RÉVOLUTION NUMÉRIQUE

La mise en place de maté­riels numé­riques va révo­lu­tion­ner la com­pré­hen­sion du com­por­te­ment des réseaux, et en consé­quence leur main­te­nance et leur développement. 

« Le numérique va révolutionner la compréhension du comportement des réseaux »

Il devien­dra pos­sible de mieux cibler les actions de main­te­nance pré­ven­tive et de pro­gram­mer les tra­vaux en mini­mi­sant l’impact pour les clients, de mieux défi­nir les besoins de renou­vel­le­ment et de développement. 

Cette maî­trise fine est un levier majeur d’optimisation de la ges­tion des actifs indus­triels et de leurs capa­ci­tés au regard des nou­veaux besoins liés à la tran­si­tion énergétique. 

Le déve­lop­pe­ment d’une infra­struc­ture infor­ma­tion­nelle va en outre rendre pos­sible la col­lecte et le trai­te­ment à grande échelle d’informations en temps réel sur les ouvrages du réseau, ren­dant pos­sible de nou­velles syner­gies entre exploi­ta­tion et maintenance. 

Le réseau de trans­port est d’ores et déjà pilo­té par un réseau de télé­com­mu­ni­ca­tions for­te­ment connec­té : son bon fonc­tion­ne­ment néces­site en effet de sur­veiller en per­ma­nence les com­po­sants du réseau élec­trique au tra­vers d’un sys­tème de conduite et de sur­veillance et d’un sys­tème de protections. 

ASSURER L’ÉQUILIBRE OFFRE-DEMANDE

Pour être en mesure d’assurer l’équilibre offre-demande en puis­sance et l’équilibre des flux sur le réseau au niveau euro­péen, une coor­di­na­tion avec les acteurs qui pro­duisent, échangent et consomment de l’électricité est indispensable. 

Cette coor­di­na­tion s’appuie sur dif­fé­rents méca­nismes de mar­ché, c’est-à-dire sur des échanges décen­tra­li­sés entre par­ti­ci­pants à une pla­te­forme per­met­tant d’établir un prix d’équilibre.

Dans ce cadre, RTE est en charge depuis sa créa­tion de la ges­tion du risque de dés­équi­libre phy­sique entre les injec­tions et les sou­ti­rages d’électricité de ses clients, indé­pen­dam­ment des tran­sac­tions com­mer­ciales pré­vues entre eux, jouant ain­si un rôle de chambre de com­pen­sa­tion physique. 

Au cours des quinze der­nières années, plu­sieurs méca­nismes de mar­ché ont été conçus : 

• un mar­ché des capa­ci­tés d’interconnexion aux fron­tières, dont la ges­tion est orga­ni­sée par un cou­plage des mar­chés de l’énergie et une allo­ca­tion dyna­mique des capa­ci­tés confiées à dif­fé­rents acteurs selon la fron­tière (la bourse alle­mande de l’électricité, JAO, Uni­corn ou Red Eléctrica) ; 
• un méca­nisme de capa­ci­tés qui vise à garan­tir la dis­po­ni­bi­li­té en puis­sance par les four­nis­seurs lors des périodes de pointe de consom­ma­tion du sys­tème élec­trique opé­ré par Epex Spot ; 
• un mar­ché de l’énergie dont l’accès a été éten­du depuis quatre ans aux offres d’effacements de consom­ma­tion et géré par Epex Spot ; 
• et enfin, un méca­nisme d’ajustement sur lequel RTE active, en situa­tion d’acheteur unique et selon des cri­tères de pré­séance tech­ni­co-éco­no­mique, les réserves néces­saires au main­tien de l’équilibre du sys­tème à des hori­zons proches du temps réel. 

LE « SMART GRID » POUR UNE MEILLEURE CONDUITE DU RÉSEAU

Grâce à la mutua­li­sa­tion des pro­grès tech­no­lo­giques et les pre­miers retours des expé­ri­men­ta­tions smart grid, il est pro­bable que la conduite d’un sys­tème élec­trique dans un ave­nir plus ou moins proche com­bi­ne­ra l’utilisation de mul­tiples facteurs : 

L’application Eco2mix per­met de dis­po­ser d’une infor­ma­tion proche du temps réel sur l’équilibre offre-demande.

• des parades topo­lo­giques sur le réseau de trans­port seront per­mises par les inves­tis­se­ments réa­li­sés dans des archi­tec­tures de postes et des maté­riels avancés ; 
• l’optimisation de la dis­po­ni­bi­li­té du réseau au moment et dans les zones où elles sont néces­saires, sera pos­sible grâce à une inté­gra­tion « aug­men­tée » par les outils numé­riques entre les acti­vi­tés d’exploitation et de maintenance ; 
• des res­sources de sto­ckage pilo­tées comme des « lignes vir­tuelles » absor­be­ront les pics de pro­duc­tion renou­ve­lable ou de consom­ma­tion, tout cela mutua­li­sé par le tru­che­ment de plates-formes européennes. 

La tran­si­tion éner­gé­tique accroît éga­le­ment consi­dé­ra­ble­ment la quan­ti­té de don­nées uti­li­sées pour le pilo­tage du sys­tème élec­trique (éner­gies renou­ve­lables, effa­ce­ments, ges­tion dyna­mique des infra­struc­tures physiques…). 

Un autre enjeu concerne l’accès aux don­nées néces­saires pour conti­nuer à rem­plir les mis­sions liées à l’équilibre du sys­tème élec­trique et leur trai­te­ment par de nou­velles méthodes, comme l’analyse de modèles topo­lo­giques de données. 

LES DONNÉES DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE SONT DISPONIBLES EN TEMPS RÉEL

Un nombre impor­tant de don­nées sont d’ores et déjà mises libre­ment à dis­po­si­tion sur Inter­net, au tra­vers du por­tail Web de RTE ou au tra­vers d’applications comme Eco2mix pour dis­po­ser d’une infor­ma­tion proche du temps réel sur l’équilibre offre-demande ou Eco­watt pour dis­po­ser d’une infor­ma­tion citoyenne visant à modé­rer sa consom­ma­tion d’électricité lors d’épisodes de ten­sions sur le réseau. 

« L’accès aux données est un nouvel enjeu. »

Pour pro­mou­voir ces dif­fé­rents usages et per­mettre la valo­ri­sa­tion d’un nombre tou­jours plus impor­tant de flux de don­nées, RTE pro­meut l’accès aux don­nées publiques et pri­vées du sys­tème élec­trique au for­mat API. 

Le site Open Data RTE pro­pose 33 jeux de don­nées publiques qui reprennent les don­nées et les cha­pitres du bilan élec­trique, des aper­çus men­suels et du bilan prévisionnel. 

Le por­tail de RTE France 

Ce por­tail se com­pose de quinze Open API (don­nées acces­sibles à tous les uti­li­sa­teurs enre­gis­trés) et de trois API Par­te­naires (don­nées acces­sibles aux seuls clients de RTE car valo­ri­sant leurs don­nées privées). 

Les don­nées pro­po­sées ont été appe­lées 3 mil­lions de fois depuis l’ouverture du ser­vice mi-2016 (soit plus de 13 000 appels par jour), avec un taux de fia­bi­li­té de réponse supé­rieur à 99 % et un temps de réponse moyen infé­rieur à 3 secondes.

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