De l’intelligence dans le réseau

Le réseau à basse tension est en train d’évoluer: les installations photovoltaïques des maisons et des fermes alimentent le réseau en électricité, alors que ce dernier n’était constitué auparavant que de consommateurs. Certains propriétaires optimisent leur consommation propre grâce à des batteries. Les voitures électriques consomment, quant à elles, de grandes quantités d’énergie en peu de temps. Et des pompes à chaleur sont installées à la place des chauffages au mazout. L’environnement réglementaire évolue lui aussi: la révision en cours de la loi sur l’approvisionnement en électricité (LApEl) vise à libéraliser le marché pour les petits clients. Qu’est-ce que cela signifie pour le réseau de distribution entre le transformateur de quartier et les maisons individuelles?

Près des limites physiques

Lorsque les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) ont planifié le réseau basse tension actuel, ils n’ont considéré que des charges. Il n’était alors pas nécessaire de mesurer les courants et les tensions. Aujourd’hui, les systèmes photovoltaïques (PV) injectent de l’énergie dans le réseau et il se peut que les tensions dépassent les limites autorisées, particulièrement lorsque les installations sont éloignées du transformateur, la résistance de ligne étant plus élevée. Les câbles peuvent également être surchargés thermiquement si de nombreux systèmes PV sont installés dans un quartier et qu’ils fournissent des puissances élevées en été. Bref, aujourd’hui, le réseau basse tension est exploité de plus en plus près de ses limites physiques.

Il est naturellement possible de poser des câbles de plus grande section, mais la pose de câbles souterrains est onéreuse. Il existe toutefois des alternatives: un grand nombre des onduleurs qui injectent le courant PV dans le réseau peuvent être contrôlés, et contribuer ainsi à maintenir les limites de tension. Simultanément, les charges flexibles telles que les pompes à chaleur, les batteries et les voitures électriques peuvent être utilisées pour décharger le réseau. Bien entendu, pour contrôler ces flexibilités, le réseau de distribution doit aussi devenir plus intelligent.

Utiliser les flexibilités au lieu de poser des câbles

Stavros Karagiannopoulos est collaborateur scientifique dans le groupe de Gabriela Hug à l’EPF de Zurich. Dans sa thèse de doctorat, il s’est demandé comment utiliser les flexibilités pour exploiter le réseau de distribution de manière optimale. «Aujourd’hui, un GRD ne connaît que peu de choses à propos des flux actuels dans le réseau. Souvent, il ne sait même pas quelle phase un ménage utilise. À l’avenir, ces informations seront importantes pour maintenir la stabilité du réseau et éviter de coûteuses extensions», explique-t-il. Si, par exemple, une branche du réseau ne dépasse les limites que cinq fois par an, il vaut mieux limiter l’injection photovoltaïque pendant ces quelques heures au lieu d’installer de nouveaux câbles à grands frais. «Le contrôle des flexibilités décentralisées sera décisif pour l’exploitation sûre, fiable et économique du réseau de distribution.»

Stavros Karagiannopoulos simule le réseau en utilisant des données mesurées et optimise les flux avec les flexibilités existantes. Les surtensions peuvent être réduites, notamment en faisant en sorte que les onduleurs des installations PV injectent du courant réactif ou compensent le courant réactif présent dans le réseau. «Ce n’est possible que jusqu’à un certain point, mais c’est la première mesure à prendre et la plus simple», affirme-t-il. En Allemagne, toutes les installations PV doivent, à partir d’une capacité donnée, compenser le courant réactif – à des valeurs fixées. Selon lui, cette solution n’est pas optimale, car elle entraîne des pertes plus élevées que le calcul individuel des nœuds dans le réseau.

Entraînement centralisé, contrôle local

La meilleure solution consiste naturellement à contrôler le réseau de distribution de manière centralisée en utilisant les données actuelles des smart meters. Mais ceci nécessite une onéreuse infrastructure de communication. Stavros Karagiannopoulos propose donc des systèmes de contrôle locaux entraînés «offline» avec des données historiques, qui imitent ensuite le contrôle centralisé localement dans les ménages. Il simule le réseau avec des données existantes, calcule le comportement optimal de chaque nœud et programme ces algorithmes sur place dans de relativement simples smart meters qui prendront dès lors des décisions de manière décentralisée. «Nous pouvons régler le réseau presque aussi bien que s’il était contrôlé de manière centralisée – bien mieux que si chaque nœud se comportait de manière rigoureusement identique.»

Les GRD testent actuellement l’influence des contrôleurs intelligents sur le réseau. La stabilité de ce dernier doit aussi être garantie quand de nombreux agents de ce type y opèrent. Et tous les ménages doivent être traités sur un pied d’égalité: l’installation PV de 30 kW à proximité du transformateur ne doit pas être avantagée par rapport à celle située bien plus loin, qui ne peut fournir que 5 kW.

Les algorithmes peuvent être optimisés grâce à l’intelligence artificielle et à l’apprentissage automatique. Stavros Karagiannopoulos souligne toutefois que ces algorithmes doivent être surveillés, comme les véhicules autonomes. «Un GRD ne laissera jamais une boîte noire contrôler le réseau électrique. Ce dernier fait partie de l’infrastructure critique: son comportement et ses mécanismes de contrôle doivent être parfaitement connus.» Stavros Karagiannopoulos serait donc prudent avec les systèmes basés sur l’apprentissage automatique. Il faudrait également bien plus de données de mesure en cours d’exploitation pour entraîner les systèmes - y compris des données relatives à des situations exceptionnelles.

Swiss Hub for Energy Data

Les données devraient être disponibles à l’avenir, lorsque le hub de données initié par l’Office fédéral de l’énergie sera réalisé: le Swiss Hub for Energy Data (SHED) a pour objectif de devenir une base de données nationale pour les données énergétiques. De la même manière que les banques utilisent SIX pour leurs transactions financières, tous les acteurs du marché de l’énergie devront pouvoir accéder aux données énergétiques via SHED.

Dans le hub de données prévu, les valeurs mesurées par les smart meters devraient être stockées à des intervalles de 5 à 15 minutes. Selon Stavros Karagiannopoulos, cela suffit pour le calcul des algorithmes: «Le réseau a une certaine inertie, et les limites sont basées principalement sur les températures maximales des câbles. Si le courant n’est que brièvement trop élevé, cela n’entraînera aucun défaut. Il doit se situer entre les limites pendant 95% du temps. Pour respecter cette condition, des intervalles de mesure de 15 min suffisent.» En effet, plus les intervalles sont courts, plus la quantité de données à stocker et à traiter est importante.

Réseaux peer-to-peer

Les réseaux peer-to-peer, par l’intermédiaire desquels l’électricité issue des énergies renouvelables est échangée, préféreraient des intervalles plus courts. En effet, plus ces derniers sont courts, plus les charges flexibles peuvent être utilisées précisément. Ainsi, dans le cadre du projet de recherche Quartierstrom à Walenstadt, les données ont été collectées à des intervalles de 30 s. Bien que les transactions réelles entre les ménages participants aient été traitées par intervalles de 15 min, le stockage d’électricité du quartier a pu être contrôlé par intervalles plus courts. Les ménages ont chaque fois pu déterminer à quel prix ils souhaitaient acheter ou vendre du courant PV. Soutenu par l’Office fédéral de l’énergie, le projet Quartierstrom était une initiative de l’ETH Zurich et de l’Université de Saint-Gall, en collaboration avec EW Walenstadt, Sprachwerk, Super Computing Systems, la ZHAW, Cleantech 21, la Haute école de Lucerne, Esolva (anciennement Swibi), BKW et les CFF. Ce projet est entre-temps terminé; les anciens doctorants ont depuis fondé l’entreprise Exnaton, qui continue à développer la technologie et à exploiter la plateforme pour les 37 ménages participants, à Walenstadt. Arne Meeuw était responsable de la technologie et est aujourd’hui directeur technique d’Exnaton. Il apporte une réponse pragmatique à la question des intervalles de mesure: «L’infrastructure des smart meters installés en Suisse est très hétérogène. À Walenstadt, nous avons pu utiliser le réseau câblé d’EW Walenstadt et envoyer très rapidement une grande quantité de données.» D’autres fournisseurs d’énergie n’installeraient probablement que le strict nécessaire. Il se pourrait donc que les données des smart meters ne soient transmises qu’une fois par jour. «Nous devons programmer notre système de manière à pouvoir gérer toutes les situations», explique-t-il.

Se préparer à l’hétérogénéité des plateformes

Il recommande aux fournisseurs d’énergie de veiller, lors du déploiement des smart meters, à ce que les données puissent être envoyées à intervalles rapprochés. Il ne veut pas s’arrêter à une technologie spécifique. Naturellement, le débit de données est bien plus important avec des connexions par câble ou par fibre optique, mais selon le nombre de foyers, les technologies PLC ou Lora conviennent également. Les passerelles installées dans la maison, faisant office d’interface avec les smart meters, les charges flexibles et les onduleurs des installations PV, constituent un élément important. «Dans le cadre du projet Quartierstrom, nous avions installé jusqu’à 3 compteurs par ménage. Cependant, la plupart des onduleurs disposent d’une interface permettant à la passerelle de lire la puissance PV. Un seul compteur intelligent bidirectionnel serait donc suffisant», explique Arne Meeuw. Il voit donc moins les smart meters en tant que contrôleurs intelligents dans la maison, mais plutôt des passerelles performantes capables de lire non seulement les compteurs d’électricité mais aussi ceux de gaz et d’eau, qui communiquent avec le système PV et contrôlent les charges flexibles. Là aussi, il ne veut pas se fixer à un seul produit ou une seule interface: «En tant que fournisseur d’une plateforme peer-to-peer, nous devons pouvoir travailler avec tous les fabricants. C’est souvent l’intégrateur de système ou le propriétaire immobilier qui décide quels produits sont installés.»

Plateforme pour les services à valeur ajoutée

Alors que le modèle commercial du premier projet Quartierstrom était, selon l’expression d’Arne Meeuw, encore quelque peu «fleuri» et reposait sur l’idéalisme des participants, Exnaton aimerait à l’avenir s’adresser directement aux fournisseurs d’énergie. Ceux-ci pourront fidéliser leurs clients sur le marché libéralisé par le biais de plateformes du type de celle du projet Quartierstrom. Ainsi, les 37 ménages du projet à Walenstadt s’identifieraient fortement au fournisseur d’énergie local. En outre, il serait possible de générer les factures d’énergie à partir des données de la plateforme – un processus fastidieux pour de nombreux fournisseurs d’énergie aujourd’hui. Arne Meeuw voit ces derniers à l’avenir comme des fournisseurs de services basés sur les compteurs intelligents installés et leur infrastructure de communication. Lorsqu’on lui demande si les plateformes peer-to-peer pourraient se développer au-delà du quartier, vers d’autres zones d’approvisionnement, il répond: «Pour l’instant, nous restons au même niveau de réseau, au niveau du quartier. Il est sensé d’y coordonner les flexibilités.» Néanmoins, la société allemande Sonnen, par exemple, exploite une plateforme peer-to-peer de style virtuel qui s’étend au-delà de ces limites.

Dans 10 ans, le réseau sera intelligent

L’adoption en Suisse des plateformes peer-to-peer dépend notamment de la conception des tarifs du réseau. Sera-t-il tenu compte du fait que l’électricité n’est échangée qu’au niveau du réseau basse tension? Des modèles intégrant la puissance sont discutés dans la nouvelle LApEl. Pour Arne Meeuw, les incitations financières jouent un moindre rôle: «La fidélisation des clients induite par ces offres sera l’argument le plus important.» Les compteurs intelligents, la communication, le stockage de données et les plateformes qui en découlent, telle que celle du projet Quartierstrom, ouvrent la voie aux services à valeur ajoutée que les fournisseurs d’énergie pourraient offrir. Stavros Karagiannopoulos voit, lui aussi, les opportunités. Il serait possible dès aujourd’hui de proposer des services-système reposant sur des réseaux de distribution contrôlés de manière active. «Un système contrôlé localement pourrait passer à tout moment à une exploitation en îlot en cas de risque de black-out et préserver ainsi des infrastructures importantes», ajoute-t-il. Selon lui, la plupart des réseaux de distribution devraient être contrôlés de manière active dans 10 ans. Il recommande aux fournisseurs d’énergie de ne renforcer les lignes et les transformateurs que là où c’est vraiment nécessaire. Pour lui, c’est la gestion des flexibilités qui permettra d’exploiter le réseau de manière stable à l’avenir.