Smart Grids : Les réseaux d’une nouvelle ère

Les réseaux qui nous apportent l’électricité sont en train d’être modernisés. On appelle ces nouveaux réseaux le « Smard Grid ». C’est un réseau d’énergie électrique avancé auquel on a ajouté un moyen de communication numérique bidirectionnelle entre le fournisseur et le consommateur, un moyen ressemblant fort à l’Internet. Un système intelligent de mesure (Smart Metering) utilise cette communication électronique entre la plateforme informatique du fournisseur et le compteur intelligent (Smart Meter) du consommateur. On peut alors ajouter des informations qu’un compteur classique ne donne pas. Ceci est indispensable quand le consommateur est aussi un micro-producteur d’électricité d’origine renouvelable, par exemple s’il possède des panneaux solaires photovoltaïques (PV). Le fournisseur peut alors réguler la charge électrique du réseau entre les micro-producteurs et la compléter avec l’électricité provenant d’autres sources, par exemple d’éoliennes, de stockages hydrauliques par pompage, de stockages en hydrogène, ou par défaut d’autres sources d’énergie polluantes par les gaz à effet de serre qu’elles produisent.


Jusqu'à présent nous avions un réseau unidirectionnel, où l’électricité se déplaçait des centrales nucléaires et fossiles vers le consommateur. Avec les énergies renouvelables distribuées par nature sur tout le territoire (PV et éolien), l’électricité est produite et consommée sur place, localement. Les micro-producteurs d’électricité peuvent produire des biens durables pour un marché local, et ainsi devenir des micro-industriels durables grâce à la production de leurs propres énergies. On peut parler ainsi d’un début de capitalisme durable.
Un exemple de ces micro-industriels est Buzzcar.com qui travaille dans le secteur de la mobilité locale et durable. Ayant observé qu’un grand nombre de propriétaires d’autos utilisent leurs véhicules moins d’une ou deux heures par jour, Buzzcar les met en relation avec des conducteurs, avec le slogan : « Rentabilisez votre voiture en la louant ; Louez une voiture à la journée ou à l’heure ». Ainsi, les voitures ne s’éloignent pas beaucoup de leurs propriétaires. Et ça fonctionne aussi bien avec des voitures rechargées avec de l’électricité renouvelable, locale et distribuée sur tout le territoire.


Bientôt ces micro-producteurs vont adapter la surface de leurs panneaux PV pour produire l’électricité de leur voiture électrique (EV). Encore mieux, ils vont stocker leurs besoins futurs de mobilité électrique dans des batteries ou mieux dans l’hydrogène⁽¹⁾ produit localement, et utilisé sous forme électrique dans une plie à combustible (locale ou d’un véhicule). Ces micro-producteurs vont se regrouper en associations, coopératives, ou avec l’aide de leurs administrations communales de manière à vendre leurs surplus d’électricité. Ils pourront aussi, par ce moyen, mutualiser le prix d’un stockage local pour leurs besoins futurs (heures de pointe, EV). Ces groupements de micro-producteurs vont se regrouper aux niveaux national et européen, de manière à défendre leurs intérêts vis-à-vis des fournisseurs traditionnels qui possèdent les réseaux de transport d’électricité à longue, moyenne et courte distance (haute tension, moyenne tension et basse tension).


Ces gestionnaires de grands réseaux vont progressivement se déconnecter des centrales impactant l’effet de serre, ou dont l’approvisionnement est basé sur une source fossile devenant rare et chère. Parce que les sources d’énergie renouvelables sont surabondantes⁽²⁾ et déjà plus économiques (y compris le nucléaire⁽³⁾). Les réseaux Smart Grid transeuropéens permettront à ces gestionnaires d’employer les énormes capacités inutilisées de stockage en hydraulique dont dispose l’Italie, au bénéfice des consommateurs et du climat européen et mondial.


Les micro-industriels durables sont déjà devenus dans certains cas des entreprises importantes. On s’aperçoit qu’ils sont peu impactés par la crise économique, et qu’ils continuent à créer des emplois durables. Ce qui n’est pas le cas pour les entreprises qui veulent se développer sur les énergies fossiles. Ainsi, l’économiste en chef de l’Agence Internationale de l’Énergie, Fatih Birol, a reconnu que la croissance de la production économique et les cours du pétrole sont devenus indissociables. Ainsi l’économie mondiale s’est arrêtée en juillet 2008 quand le pétrole avoisinait 140 $ le baril. L’économie a été relancée. Mais aujourd’hui à près de 120 $ le baril de nombreux pays européens sont entrés en récession et ont de plus en plus de difficultés face à la dette publique. Le chômage s’étend partout. Certains appellent ceci le « pic de la mondialisation », après le pic du pétrole.
Désormais une relance de l’économie doit clairement cibler le capitalisme durable, les entreprises non basées sur le pétrole, les micro-industriels durables et l’installation de capteurs d’énergies renouvelables (PV et éolien) chez ces derniers et chez les micro-producteurs d’électricité. La croissance économique ne peut plus venir que de là !


Auparavant, les gestionnaires de grands réseaux se disaient incapables de connecter des millions de micro-producteurs d’électricité. Désormais les nouveaux Smart Grid le permettent avec des gestions plus locales et plus proches des micro-producteurs. Le Smart Grid permet aussi une gestion transeuropéenne des flux d’énergie. Il est légitime d’attribuer aux Smart Grids l’entrée dans une nouvelle économie durable qui est une véritable révolution industrielle.
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⁽¹⁾ Voir l’article : Quel carburant dans l’avenir pour les autos

⁽²⁾ Voir l’article : L’énergie solaire est surabondante
⁽³⁾ Voir l’article : Le nucléaire un an après Fukushima

eMobility : La recharge des autos électriques sera liée aux Smart Meters !

Au Grand Duché de Luxembourg, une étude dévoilée hier porte sur « la mise en oeuvre nationale de la mobilité électrique au Luxembourg »⁽¹⁾. Cette étude est initiée par le Ministère du Développement durable et des Infrastructures, par le Ministère de l'Economie et du Commerce extérieur et par l'Institut Luxembourgeois de Régulation (ILR). Elle fait partie d'un plan d'action national en matière d'énergies renouvelables. L'étude est consacrée à une analyse des actions requises pour le déploiement national et à grande échelle des bornes de recharge des voitures électriques (EV, Electric Vehicles) et hybrides rechargeables (PHEV, Plug-in Hybrid EV). L'approche envisagée est de faire évoluer le réseau électrique national vers le Smart Grid ou réseau électrique intelligent.

Ainsi, le premier choix qui a été fait, c'est que les bornes de recharge seront contrôlées par l'intermédiaire de compteurs électriques intelligents – les « Smart Meters ». L'étude porte sur l'introduction des Smart Meters au Luxembourg ; sur leur coût bénéfice, la faisabilité de cette introduction, et une stratégie de mise en oeuvre. Les premiers résultats débouchent sur 4 actions stratégiques :

Tout d'abord la création d'une plateforme unique grand-ducale où seront centralisées les données provenant de tous les Smart Meters. Dans un premier temps, cela concerne les réseaux d'électricité et de gaz qui seront progressivement équipés de compteurs Smart Meters chez les consommateurs. Par sa conception, la plateforme pourra superviser d'autres réseaux, par exemple l'eau, mais aucune décision n'est prise au-delà de l'électricité et du gaz.

La seconde action est un choix économique. On parle ainsi d'un déploiement général des Smart Meters dans tout le pays sur une période de temps limitée. Ceci concerne tous les consommateurs, tant résidentiels que les entreprises.

La troisième action est de prévoir une incitation financière à travers un tarif préférentiel pour les bornes de recharge des véhicules électriques (EV et PHEV). On installerait les bornes de recharge sur des Smart Meters séparés des compteurs électriques habituels.

Enfin la quatrième action est législative. On proposera aux députés grand-ducaux une réforme de la loi sur l'organisation du marché de l'électricité. Le gouvernement prévoit le déploiement des Smart Meters marqué par 2 jalons importants : 1. Au 1er janvier 2014, tout remplacement de compteur fera obligatoirement l'objet de l'installation d'un Smart Meter. Au 31 décembre 2017, 95% des clients finaux seront équipés de Smart Meters.

L'étude eMobility qui est en cours se poursuit. La prochaine étape (19-09-2011) porte sur un état des lieux, sur les tendances constatées à l'étranger et sur les variantes de recharge possibles pour les véhicules électriques. L'étape suivante (31-10-2011) sera la définition du concept de recharge dans son ensemble, de la façon de déployer les bornes de recharge liées par leurs Smart Meters à la plateforme informatique de contrôle et la conception d'une stratégie de financement d'ensemble.

Ainsi, le gouvernement propose une stratégie centralisée liant bornes de recharges et compteurs intelligents – les « Smart Meters ». Il en découle aussi un contrôle centralisé pour la recharge des véhicules EV et PHEV.

Une large zone d'ombre subsiste qui concerne l'usage des énergies renouvelables distribuées.

D'abord, en cas de surcharge du réseau électrique, quelle stratégie de délestage sera appliquée aux bornes de recharge des véhicules EV et PHEV ? Quels critères seront-ils appliqués pour choisir entre les véhicules délestés et les autres ? Les bornes délestées seront-elles autorisées à se tourner vers une source d'électricité de secours, comme une génératrice, au pire à carburant fossile mais aussi beaucoup mieux une source d'énergie renouvelable connectée localement ?

Ensuite, une borne de recharge principalement connectée à une source renouvelable (éolien, photovoltaïque, stockage d'énergie renouvelable) sera-t-elle autorisée à se connecter à un Smart Meter quand l'électricité renouvelable sera moins rentable ou viendra simplement à faire défaut ?

Aussi longtemps qu'on ne lève pas cette incertitude sur l'autorisation de se reconnecter localement aux énergies renouvelables, on pourra reprocher à cette stratégie centralisée de vouloir complètement dissocier l'usage des bornes de recharge des sources d'électricité d'origine renouvelable. Et finalement d'être un frein à l'objectif européen de 20% d'énergies renouvelables en 2020 !

Les voitures électriques ne représenteront en 2020 que 10% des énergies utilisées dans les transports (routiers, ferroviaires, aérien) selon le gouvernement. Ceci n'est vrai qu'aussi longtemps que le bilan de tous les coûts liés à l'usage du véhicule (achat, consommation, entretien, parking, assurance, taxes, vente) reste favorable aux véhicules à carburants d'origine fossile.

La hausse continue des carburants est à surveiller de ce point de vue. Elle amènera les citoyens comme les acteurs économiques à comparer le prix des litres aux 100 Km au prix des kWh au 100 Km. En basculant le mix énergétique de l'électricité vers les énergies renouvelables, le prix du kWh pourrait être réajusté. Mais c'est sans commune mesure avec la hausse continue des carburants suite à la rareté qui impactera immanquablement le pétrole dans les années à venir.

Les énergies renouvelables sont distribuées sur tout le territoire, et présentent ainsi l'avantage de pouvoir être consommées là où elles ont été produites, c'est-à-dire localement. On fait ainsi l'économie du développement sans fin des infrastructures de réseaux de transport d'électricité au fur et à mesure que s'accroît la population et donc l'activité économique.

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(1) La mise en oeuvre nationale de la mobilité électrique au Luxembourg (26/07/2011)

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Dernières modifications : 23 août 2011.

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Transition vers les énergies renouvelables

L'énergie solaire est surabondante pour nos besoins énergétiques toutes consommations confondues. Elle est distribuée sur tout le territoire, et présente donc l’avantage de pouvoir être consommée là où elle a été produite. Elle est intermittente et nécessite un stockage si on souhaite en disposer tout le temps sous forme d’électricité.

Pour préserver le climat, ce stockage ne doit pas produire de CO₂, et c’est le cas, par exemple dans la filière de stockage à hydrogène. Cette filière de stockage, si on la développe industriellement, permet aux collectivités locales de gérer production éolienne, photovoltaïque (PV) et consommation d’électricité. Y compris la recharge des véhicules électriques et à hydrogène. Les municipalités et les groupements de communes peuvent même atteindre une certaine autarcie locale dans leur gestion de l’électricité en recherchant le bon équilibre entre productions renouvelables, stockages et consommations.

Pour le moment, les producteurs européens d’électricité (comme EDF) se tournent vers l’énergie éolienne, elle-même dérivée de l’énergie solaire, pour produire leurs quotas européens d’énergies renouvelables. Leur chiffre d’affaire est maintenu aussi longtemps que les petites éoliennes ne fleurissent pas dans nos jardins. Car l’entretien d’une éolienne est plus coûteux que celui d’un panneau PV, ce qui amène le plus souvent les petits producteurs domestiques à ne s’intéresser à l’éolien qu’après s’être équipés en PV. Néanmoins, l’énergie éolienne reste un complément très appréciable la nuit au PV intermittent.

Mais alors, si, comme on peut le souhaiter, l’autarcie locale électrique fait tache d’huile en Europe, le problème se déplace. Quelle électricité va-t-on encore faire circuler dans les lignes à haute tension prévues pour franchir de longues distances ? Tout d’abord, la sécurité de ces petits ensembles autarciques de « consommateurs – producteurs » d’électricité exige une connexion aux réseaux à haute tension car, en cas de panne, en cas de niveau de stockage trop bas, en cas de modifications techniques, les kWh manquants seront facilement disponibles. De plus, en cas de surplus de stockage, il sera toujours utile de revendre des kWh en trop.

A tout le moins le prix du kWh par Km transféré va augmenter suite à la rareté des électrons circulant encore sur les lignes à haute tension qu’il faut continuer à entretenir. C’est à la fois une bonne et une mauvaise nouvelle. Une bonne nouvelle pour la revente des kWh en trop, et une mauvaise pour les entités territoriales qui auront trop tardé à gérer leur autarcie électrique. Et pour ces immenses communautés urbaines qui peineront à s’équiper en PV, en éolien, et en systèmes de stockage, de par la nécessité de trouver les espaces requis dans des communes rurales adjacentes.

Un retour vers la campagne n’est pas à exclure tant pour l’industrie que pour le secteur résidentiel. Pour les entreprises, c’est la surface au sol disponible qui déterminera leur degré d’autarcie, donc leurs prix de revient. La mobilité des travailleurs devenant une mobilité électrique, les entreprises devront se préoccuper de ne pas se trouver isolées des zones résidentielles où vivent leurs travailleurs.

Le prix du kWh issu du PV coûte seulement l’amortissement des installations car le soleil est gratuit. Au tarif actuel du kWh les installations PV sont amorties en 4 à 7 ans, pour des panneaux d’une durée de vie qui s’allonge toujours plus (20 ans > 25 ans). Le prix d’un stockage fabriqué industriellement devrait devenir aussi très abordable. Au total, le prix du kWh dans une communauté autarcique devrait être nettement inférieur au prix actuel. C’est une très bonne nouvelle.

Depuis des décades, le modèle des producteurs d’électricité est basé sur de longs réseaux entre centrales et consommateurs. Et les champs d’éoliennes offshore (et à terre) installés depuis 2008 restent considérés par les producteurs comme de nouvelles centrales électriques intégrées dans le modèle prévalent jusqu’ici. Mais ce modèle est remis en question par les municipalités et groupements de communes qui recherche un kWh meilleur marché. Ceci est possible grâce au stockage local de l’électricité renouvelable produite localement et à la recherche de l’équilibre autarcique entre production et consommation. Cela va aussi dans le sens d’une responsabilisation du citoyen pour des investissements locaux allégeant leurs tarifs de l’électricité.

Le nouveau modèle permettant de gérer des réseaux d’électricité locaux est appelé « Smart Grid » (réseau intelligent). L’explication est donnée par une Communication⁽¹⁾ de la Commission européenne sur les « Réseaux intelligents: de l'innovation au déploiement » :
Un réseau intelligent pourrait être défini comme un réseau électrique mis à niveau auquel ont été ajoutés un système numérique de communication bidirectionnelle entre fournisseur et consommateur, un système intelligent de mesure et un système de contrôle, le système intelligent de mesure faisant généralement partie intégrante des réseaux intelligents. Les fonctionnalités du Smart Grid sont en cours de normalisation. Cette phase préparatoire devrait être terminée fin 2012.

La reconversion des travailleurs de la production d’énergie d’origine fossile (nucléaire inclus) vers la production des énergies renouvelables pose des problèmes de formation au début. La production des systèmes PV et éoliens, leurs installations, leur entretien, la gestion de l’équilibre électrique et la commercialisation locales, vont embaucher beaucoup de personnels assez spécialisés. Il est probable que la période de transition demande une génération.

Les entreprises actuelles qui produisent et commercialisent l’électricité seront confrontées à une baisse drastique de leur chiffre d’affaire. Les réductions de personnel inéluctables devront être accompagnées d’une priorité absolue pour la reconversion des travailleurs vers les énergies renouvelables. Ces changements d’emploi massifs doivent être accompagnés par des filières d’embauche et de relogement organisées depuis les entités territoriales recrutantes.

Il faut se battre dès maintenant pour que, pendant cette longue période de transition, les travailleurs de l’ensemble du secteur énergétique soient placés sous un statut public suffisamment protecteur de manière à ne pas freiner ou allonger cette difficile et longue période de transition.
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(1) http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=COM:2011:0202:FIN:FR:PDF