Un réseau électrique à la peine, et toujours le Linky.

10 Novembre 2019

Au siècle dernier, le développement des installations électronucléaires a permis de disposer d'une production électrique à la fois abondante et stable. Elle a conduit entre autres à promouvoir le chauffage électrique et donc à réduire notre consommation de fioul et de Gaz naturel, produits sensibles depuis les crises pétrolières que nos anciens ont encore en mémoire.

Le déploiement de ce type de chauffage a créé un problème de capacité du réseau à répondre à la demande de puissance ; il a donc fallu effectuer des travaux de renforcement des câbles et des transformateurs, ce qui fut fait en son temps.

Mais il subsiste néanmoins le problème de la très grande variabilité de la demande de puissance électrique, avec des amplitudes infra-journalières et saisonnières qui ne peuvent être satisfaites que grâce à un parc de production dont la puissance installée doit être largement supérieure à la puissance moyenne qui serait nécessaire si la demande était mieux maîtrisée.

Jusqu'à présent, la gestion du réseau consistait à fournir à chaque instant l'énergie électrique demandée par les clients.

Cette largesse, voulue par le Gouvernement afin de ne pas entraver la croissance économique par une pénurie d'énergie, fut rendue possible grâce au développement d'un parc électronucléaire considérable complété de moyens hydroélectriques de grande ampleur et d'un parc de centrales thermiques pour fournir les pointes de consommation.

Cette politique, car il s'agissait bien d'une politique, nous a conduit à devoir construire un parc de production électrique d'une puissance installée de 130 GW* afin de pouvoir faire face à des pics de demande dépassant parfois des 100 GW, alors que la puissance moyenne soutirée n'est « que » de 57 GW.

Et ce n'est pas tout à fait un hasard si la puissance disponible du parc nucléaire est précisément de 57 GW, pour une puissance installée de 63 GW.

( Notons au passage que la puissance installée du parc nucléaire n'est que la moitié de la puissance installée totale du parc).

*En effet, au gré des besoins des clients, la puissance demandée varie entre 30 et 90 GW avec des pointes extrêmes à 100 GW.

Le nucléaire et l'hydraulique ne suffisant plus à satisfaire des besoins de pointe toujours croissants, il a fallu ajouter des centrales thermiques à combustibles fossiles.La puissance installée n'est jamais disponible à 100% ; il faut tenir compte du facteur de charge lié aux opérations de maintenance et au caractère intermittent de certaines sources comme l'hydraulique, l'éolien et le solaire.

Mais les temps ont changé, rendant cette gymnastique intenable, ceci pour plusieurs raisons:

D'une part, la perspective de devoir arrêter la production d'électricité nucléaire sans pouvoir la remplacer par des centrales thermiques à combustibles fossiles, crée une situation entièrement nouvelle dans laquelle il faudra gérer le réseau sans disposer de centrales de base pilotables.

L'essentiel des futures sources d'énergie, Eolienne, Solaire, Hydraulique, sont en effet inaptes à une production de base et ne sont pas pilotables car leur intermittence échappe à tout contrôle.

Lorsque ces énergies deviendront majoritaires, la gestion du réseau ne pourra plus se faire en pilotant la production ; il faudra donc piloter la demande, ce qui constituera une révolution dans le secteur de la distribution d'énergie.

Révolution qui sera mal acceptée par les consommateurs habitués au régime actuel « open bar ».

D'autre part, jusqu'à une époque récente, la production électrique était de type centralisée avec des centrales de très forte puissance gérées essentiellement par EDF, et quelques ELD (Entreprises Locales de Distribution) .

Ce système va disparaître avec le remplacement des grosses centrales par une multitude de points de production détenus par des nouvelles entreprises, concurrentes de EDF, et un très grands nombre de particuliers et de collectivités locales.

Le réseau de distribution, disposé en étoile à l'origine, devra s'adapter aux nouvelles exigences, notamment au caractère bidirectionnel des échanges. Il s'agira d'un réseau maillé avec de l'intelligence distribuée.

Ensuite, la prépondérance des énergies renouvelables intermittentes va générer deux types de problèmes supplémentaires : le besoin de capacités de stockage de masse d'électricité, et le besoin de compenser l'intermittence locale par l'effet de foisonnement des productions européennes, ce qui conduit à augmenter considérablement les capacité d'échanges transfrontaliers.

Enfin les nouvelles applications de mobilité électrique vont créer un nouveau besoin de puissance électrique, qui ne pourra être géré que par un pilotage contraignant de la demande.

Cette obligation de gestion contrôlée de la puissance soutirée n'est évidemment pas du goût des consommateurs habitués à brancher à peu près n'importe quoi n'importe quand.

La liberté actuelle accordée historiquement aux consommateurs est considérée par beaucoup comme un avantage acquis, sa restriction ne sera pas acceptée sans protestations.

Les escarmouches à propos du Linky ne sont qu'un avant-goût de la bronca qui accueillera la mise en place du réseau « intelligent ».

Cette nouvelle approche de la gestion des réseaux de distribution rend obsolète les dispositifs anciens de comptage d'énergie, qui ne permettent pas l'implémentation des fonctions telles que le comptage bidirectionnel, l'échange d'information en temps réel entre l'abonné et le gestionnaire de réseau, la gestion de l'effacement sélectif, le dialogue avec le gestionnaire local d'énergie, etc.

La transition vers les énergies renouvelables ne pourra donc pas s'effectuer si les anciens compteurs ne sont pas remplacés.

Pour toutes ces raisons, la Commission Européenne a voulu anticiper les problèmes en décidant

de rendre obligatoire d'ici 2020 en chaque point de puisage l'installation de compteurs communicants, dont le Linky est le modèle de base.

Le développement de la mobilité électrique va constituer l'un des premiers problèmes à résoudre pour le réseau de distribution.

Il y a en France 35 Millions de voitures particulières.

Selon l'AVERE, il y avait 200 000 véhicules électriques en Octobre 2019.

Ce faible taux de pénétration (moins de 1,6%) n'entraîne aujourd'hui aucun problème de surcharge du réseau, sauf pour les particuliers dont l'installation nécessite une mise à niveau.

Même branchés simultanément en 6 KW, le pic de puissance correspondant ne dépasse pas 1,2 GW, que le réseau actuel peut digérer sans trop de difficulté.

Mais ce marché est appelé à se développer dans les prochaines décennies jusqu'à représenter, selon les prévisions, au moins 30% du parc de véhicules particuliers, en incluant les hybrides rechargeables, soit 12 Millions de batteries à recharger.

(Le reste étant l'affaire des piles à combustible, du Bio Méthane, et des Bio carburants, selon les augures).

La puissance nécessaire à la charge de ces 12 Millions de batteries sera comprise entre quelques GW et plus de 70 GW, selon la quantité de batteries simultanément branchées et selon la puissance du chargeur.

Le réseau se trouvera alors sous la menace d'un pic de consommation qui doublerait la puissance max actuelle, déjà difficilement gérable.

Une telle menace n'est évidemment pas acceptable.

Il est donc impératif de mettre en place, dès maintenant, une stratégie réseau susceptible de gérer ce problème de recharge de batteries de VE, avant d'y être confrontés sans préparation.

Cette stratégie reste à inventer; il est probable qu'il faudra recourir dans certains cas à une production locale d'électricité à base de panneaux photovoltaïques, ou de chaudières à cogénération, associés à des moyens de stockage de type batterie domestique, déjà proposée sur le marché. Ces moyens de stockage pouvant être, ou pas, intégrés au réseau pour participer à la compensation de l'intermittence des renouvelables. Le tout étant géré à distance par le distributeur d'énergie.

Le compteur Linky est en principe prévu pour cela, mais il n'est pas technologiquement indispensable.

La gestion du système domestique (ou professionnel, car nous avons à gérer l'ensemble du secteur résidentiel-tertiaire) est déjà (dans les installations modernes) gérée par un gestionnaire d'énergie local dont les ordres proviennent d'un logiciel programmé localement et commandable à distance.

Il sera aisé, le moment venu, de recevoir ces ordres de l'extérieur grâce au réseau fibre optique en cours de généralisation, ou bien par la 5G dans le contexte de l'Internet des objets (IoT).

Il n'en demeure pas moins que certaines fonctions devront être protégées contre le piratage :

Comptage bidirectionnel de l'énergie, mesure de la puissance, commutation tarifaire, effacement sélectif, modification de l'abonnement, détection de dépassement, etc, qui justifient le maintien d'un compteur électronique plombé.

Mais pas forcément les CPL...