« Le numérique est au cœur du futur réseau de transport d’électricité »

Lundi 21 juin

RTE gère le transport de l’électricité à haute et très haute tension en France. Une mission qui lui impose d’assurer en permanence l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité. Alors que la Programmation Pluriannuelle de l’Energie (PPE) prévoit une montée en charge des énergies renouvelables décentralisées et qu’une forte évolution des usages et des besoins de consommation se profile, le numérique constitue un levier clef pour la gestion du réseau. Entretien avec François Chaumont, délégué RTE pour la région Auvergne-Rhône-Alpes.

 

François Chaumont, délégué RTE pour la région Auvergne-Rhône-Alpes

 

Quels sont les changements auxquels le réseau de transport d’électricité doit faire face ?

 

Tout d’abord, je voudrai rappeler que nous avons réussi, au plus fort de la crise sanitaire, c’est-à-dire pendant le premier confinement de 2020, à assurer l’équilibre de la production et de la consommation d’électricité, alors que nous avons été confrontés à des baisses de consommation inédites, de l’ordre de 20%. Avec la baisse des transports en commun, les arrêts de production d’usines, le développement du télétravail… les pointes de consommation ont été complétement modifiées. Malgré cela, nous avons su nous adapter, ce qui prouve l’intelligence de nos outils de prévisions mais aussi la flexibilité du parc de production français pour s’adapter à ces nouveaux profils de consommation journalière. C’est une expérience positive et motivante pour aborder les évolutions nationales : d’ici 2035, le parc éolien va tripler sa capacité de production quand le parc photovoltaïque doit la multiplier par 7. Nous devrons également répondre au développement conséquent de la mobilité électrique, avec des prévisions de 15 millions de véhicules électriques à cette même échéance. Cette importante décentralisation de la production, associée à des évolutions majeures de la consommation impose une forte adaptation du réseau de transport d’électricité et de son pilotage.

 

Justement, quel est le rôle que joue le numérique dans cette adaptation du réseau ?

Il est majeur. L’ambition de RTE est de devenir le 1er réseau européen couplant puissance et digital
La numérisation du réseau est déjà en marche. En ce qui concerne les besoins en flexibilité, par exemple, nous installons de plus en plus de capteurs et d’automates sur nos lignes existantes pour en optimiser le fonctionnement, ce qui nous donne plus de réactivité pour reconfigurer le réseau localement ou agir directement sur la production. La multiplication des capteurs installés sur nos infrastructures permet de disposer de données centralisées, traitées et analysées dans des salles de supervision afin de permettre également une gestion plus prospective de nos actifs. Nous développons à partir de là, de nombreuses expérimentations, comme la construction d’un jumeau numérique du réseau, c’est à dire un socle technique et des processus pour la modélisation 3D de nos actifs qui puissent répondre aux besoins prioritaires de nos différents métiers.

Quant au développement du véhicule électrique, il constitue pour le réseau une opportunité : par exemple le pilotage de la recharge de la batterie  au meilleur moment de la journée peut soulager le réseau, mais aussi parce que le parc de batteries offrira des solutions de stockage à l’échelle d’un foyer (vehicle-to-home) et une mise en commun des batteries à l’échelle du système (vehicle-to-grid).

En parallèle, nous travaillons sur un projet, baptisé RINGO, qui prend appui sur le déploiement de sites de stockage par batteries. Relié à un système de télécommunications, ce réseau de stockage sera un nouveau système coordonné de réseau augmenté, permettant de stocker l’électricité à un endroit du territoire pour la déstocker à un autre endroit au même instant, en fonction des contraintes du réseau. 

Le numérique intervient aussi dans la gestion de la flexibilité de la consommation. Avec nos clients industriels ou des agrégateurs, nous contractualisons par exemple des services de baisses instantanées de leurs consommations électriques, gérées par des automates, pour soulager le réseau. Nous équipons nos clients industriels de compteurs intelligents, adaptés à leur installation, qui leur permettent d’optimiser la consommation d’électricité dans leur process industriel.

Enfin, à l’échelle européenne, notre objectif est de renforcer le rôle de hub du réseau français pour mieux mutualiser les variations de production/consommation entre tous les pays. D’ici 2035, nos capacités d’échanges avec nos voisins seront doublées. Ces échanges électriques plus importants exigent des outils de prévisions de plus en plus puissants et une coordination de ces échanges et de ces données gérée par des centres de coordination européens. 

 

La gestion des datas est donc centrale. Outre leur traitement pour la gestion du réseau, les données sont-elles partagées ?

Nous gérons plus de 300 000 données par seconde qui transitent par notre réseau de fibre optique (23000 km). Une partie est traitée par des systèmes d’intelligence artificielle, notamment pour faciliter le travail de nos opérateurs ou détecter des anomalies automatiquement. Mais pour réussir la transition écologique, il est nécessaire d’en valoriser une partie, pour sensibiliser ou éclairer des décisions politiques ou citoyennes. C’est ce que nous faisons avec des outils comme l’application Eco2mix, accessible à tous, qui permet de voir en temps réel la production, le mix énergétique, les courbes de charges prévisionnelles, à l’échelle nationale, régionale mais aussi métropolitaine ou encore l’outil EcoWatt, que nous avons crée avec l’ADEME qui incite à adopter des écogestes, en matière de consommation électrique. 

Nous avons également créé en collaboration avec GRTGaz une plate-forme d’Open Data baptisé ODRE qui permet notamment aux collectivités territoriales et à leurs partenaires de disposer de données multi-énergies de consommation, production et stockage, . Cette plate forme, ouverte et interopérable, offre la possibilité d’exporter des données pour les inclure dans des API, développées par d’autres acteurs. La complexification croissante du système électrique impose de solliciter l’intelligence collective.

 

Pour réussir cette transformation du réseau de transport électrique, le développement de partenariats est-il une priorité ?

Bien sûr, car cette transformation appelle des compétences variées. D’ailleurs, RTE intensifie ses partenariats avec le monde académique, le monde industriel, les laboratoires de recherche, mais aussi les start up. 
Nous allons inaugurer en 2021 le Campus Transfo, à Jonage, qui est la vitrine technologique du réseau, où sont rassemblés des formateurs, des experts et des matériels innovants, comme par exemple des répliques des stations de conversion de lignes d’interconnexion européenne, permettant d’effectuer des tests ou de simuler des situations. 

Ce Campus est pensé et organisé pour accueillir des projets développés avec des partenaires, comme l’INSA de Lyon, le SuperGrid Insitute, ou l’IRT SystemX, pour ne citer qu’eux. En mutualisant nos expertises et nos équipements, nous pouvons effectivement nous positionner comme le fleuron français du courant continu à haute tension, répondre à des appels à projets européens ou encore conduire des programmes de R&D communs. Il est essentiel de rassembler les acteurs qui contribuent à la transformation numérique du réseau de transport d’électricité, et plus globalement du monde de l’énergie électrique, de susciter les échanges, de partager les besoins et les enjeux, et les innovations technologiques. A cette condition seulement, nous serons en capacité de relever le défi de la transition écologique et de la neutralité carbone.
 


21/06/2021