RAPPORT DE RECHERCHE

En bref

En bref

  • En 2020, notre étude annuelle Digitally Enabled Grid s’intéresse à l’impact des événements extrêmes sur le réseau électrique.
  • Seulement 18% des gestionnaires de réseaux de distribution interrogés considèrent avoir atteint un niveau de résilience suffisant pour y faire face.
  • Cette résilience nécessite une approche globale, prenant en compte le cadre de régulation et une flexibilité accrue permise par le numérique.
  • Dans le contexte actuel de crise pandémique, la résilience est plus importante que jamais.


Des événements extrêmes de plus en plus fréquents

La majorité des gestionnaires de réseaux (GRD) interrogés (92%) s’attend à des évènements climatiques extrêmes de plus en plus fréquents ainsi qu’à des impacts sur la gestion du réseau et la continuité d’alimentation de plus en plus forts. L’Europe n’est pas à l’abri de ce phénomène, les épisodes climatiques y étant plus diversifiés qu’ailleurs : vents violents, inondations, tempêtes de neige, vagues de chaleur et orages se retrouvent en tête des préoccupations des dirigeants européens interrogés.

En France, comme dans d’autres pays européens, les évènements climatiques exceptionnels ont un impact socio-économique non négligeable et peuvent devenir en fonction des années et des régions l’un des principaux facteurs de dégradation de la qualité de fourniture. Par exemple, en 2009, année de la tempête Klaus, les évènements exceptionnels ont multiplié par 2,2 le temps de coupure moyen par utilisateur du réseau de distribution.

Plus récemment, le mois de novembre 2019 a été d’une intensité particulière en France, avec des records de pluie en Nouvelle-Aquitaine et en Corse, des records de vent au passage de la tempête Amélie dans le sud du pays (140 000 clients coupés), une tempête de neige collante dans la Drôme et l’Ardèche (330 000 clients coupés) et enfin un fort épisode méditerranéen (4 500 clients coupés).

Illustration de l’impact majeur des événements exceptionnels sur les temps de coupure annuels moyens en France, de 2002 à 2016, en prenant en compte la tempête Klaus en 2009 et Xynthia en 2010.

Impact des événements exceptionnels sur les temps de coupeur annuels moyens en France (Source : CEER, 2018)

De la fiabilité à la résilience sur le long terme

Pour faire face à ces nouveaux enjeux, les gestionnaires de réseaux doivent passer d’une logique de fiabilité au quotidien au développement de la résilience du réseau, pour anticiper, détecter et faire face à ces évènements rares mais à fort impact.

Comparaison entre la fiabilité et la résilience, en termes d’impact, d’éléments de gestion et d’indicateurs de mesure.

En grande majorité, les GRD Européens ne se considèrent pas prêts pour faire face à des évènements extrêmes, le sujet n’étant pas toujours dans leur agenda, contrairement à leurs homologues en Asie-Pacifique (27%) et en Amérique du Nord (24%). En effet, selon notre étude, seuls 18% d’entre eux considèrent avoir le sujet complètement sous contrôle, de la définition même de la résilience à la détermination des objectifs, des moyens à mettre en place, et de la couverture financière de ces moyens : en France, c’est le cas d’Enedis, comme l’explique Jean-Baptiste Galland, Directeur de la stratégie : « Enedis s’est saisi du sujet de la résilience depuis de nombreuses années. Des études prospectives sur l’évolution des phénomènes climatiques ont permis d’identifier les risques pour le réseau de distribution et les actions à réaliser en anticipation (matériel à remplacer, dispositif de suivi des crues, etc.) »

Nous nous sommes dotés d’une capacité de réactivité avec notre Force d’intervention rapide électricité (FIRE) composée de 2500 techniciens, qui a permis de réalimenter plus de 90% des clients coupés en 2 jours lors des évènements climatiques de 2019.

— ANTOINE JOURDAIN, Directeur Technique et International d’Enedis

Pourcentage des dirigeants interrogés en accord avec les affirmations suivantes:

36%

Un cadre régulatoire a été mis en place pour couvrir les investissements nécessaires à la résilience du réseau (contre 23% en Europe)

36%

La valeur socio-économique de la résilience est définie, partagée et utilisée pour prendre des décisions.

38%

Des méthodes probabilistes d’analyse des risques sont utilisées pour prédire les défaillances liées aux événements climatiques.

39%

La définition de la résilience est en place, distincte de celle de fiabilité.

40%

Un dialogue avec les parties prenantes internes et externes est mis en place pour définir une approche commune de la résilience.

46%

Les indicateurs dédiés aux investissements pour la résilience ont été définis et mis en place.

En particulier, 23% seulement des dirigeants européens du secteur des Utilities interrogés estiment que le cadre de régulation de la résilience permet de couvrir les investissements nécessaires à la prise en compte des événements extrêmes, contre 36% au niveau mondial.

3 piliers stratégiques pour améliorer la résilience du réseau

1. Préparer les fondations de la résilience du réseau

Etablir les fondations de la résilience du réseau électrique en répondant aux prérequis.

2. Construire le réseau résilient grâce au numérique

Les nouvelles solutions numériques permettent de garantir la flexibilité, tant pour les opérations que pour les utilisateurs.

3. Explorer de nouveaux services de résilience

Développer l’offre afin de fournir une résilience élevée du réseau électrique.

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1. Préparer les fondations de la résilience du réseau

Les réponses des gestionnaires de réseaux interrogés permettent d’identifier un certain nombre de prérequis à la résilience des réseaux :

  • Disposer d’une définition commune de la notion de résilience, des objectifs et des indicateurs de pilotage associés. Celle-ci doit être partagée par les différentes parties prenantes au sein du gestionnaire de réseau ainsi que par leurs partenaires. Par exemple, le gestionnaire de réseau californien San Diego Gas & Electricity (SDG&E) associe à sa réflexion sur la résilience face aux incendies, les gestionnaires des réseaux d’eau et de télécommunications, les pompiers, les élus locaux et les résidents (Community Fire Safety Program).
  • S’assurer de la couverture par le cadre régulatoire des coûts nécessaires pour faire face aux évènements extrêmes. Au Royaume-Uni, le dispositif RIIO-2, prévoit l’utilisation d’une approche basée sur la monétisation des risques climatiques futurs (Network Asset Risk Metric), en plus des métriques traditionnellement basées sur les données historiques. Par ailleurs, tous les gestionnaires de réseaux du pays publient leurs analyses des possibles impacts des évènements induits par le réchauffement climatique sur leurs réseaux et leur stratégie pour y faire face.
  • Intégrer la notion de résilience dans la planification des investissements. Aux Etats-Unis, Exelon a mis à jour ses méthodes de calcul des risques de défaut des équipements du réseau aérien grâce à l’utilisation de méthodes d’intelligence artificielle, croisant des données internes issues des cycles d’inspections passés avec des données externes (données météorologiques, géologiques, ou issues d’équipementiers). Cette nouvelle vision des risques, différenciée par zone géographique et prenant en compte les risques climatiques extrêmes, a été utilisée pour redéfinir les cycles d’inspections et faire évoluer les programmes d’investissements, permettant de baisser les coûts de maintenance tout en diminuant les risques et en augmentant la résilience.

2. Construire le réseau résilient grâce au numérique

Pour 93% des acteurs interrogés, la construction de la résilience du réseau passera par une augmentation de la flexibilité, que ce soit en interne grâce à des solutions smart grids sur les réseaux apportant de la flexibilité opérationnelle ou en externe en faisant appel à la flexibilité des utilisateurs du réseau.

2.1. Flexibilité opérationnelle

Observabilité du réseau

Via des équipements connectés et des outils de supervision pouvant descendre à la maille de chaque utilisateur du réseau.

Echanges avec les utilisateurs du réseau

Via des applications permettant un échange d’information bidirectionnel avec les équipes d’exploitation ou les usagers du réseau.

Gestion prévisionnelle et modélisation météo

Via des outils de veille météo et des modèles de prévision météorologiques.

Capacité de restauration

Via des solutions de reconfiguration automatique du réseau, via le déploiement des compteurs, commutateurs et autres capteurs communicants.

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Le déploiement de nouvelles solutions numériques permet d’améliorer la flexibilité opérationnelle pour construire la résilience du réseau :

  • Capacité d’observabilité du réseau, via des équipements connectés et des outils de supervision pouvant descendre à la maille de chaque utilisateur du réseau. C’est ce que met en œuvre Enedis, comme l’explique Antoine Jourdain, Directeur Technique et International : « Nous disposons de nouvelles solutions d’observabilité du réseau basse tension avec le déploiement des compteurs communicants Linky apportant des informations sur l’état du réseau en permanence. Ces dernières permettent notamment d’identifier des défauts de certains matériels, par exemple grâce à l’identification de creux de tension, et de réaliser des actions de maintenance préventive. »
  • Capacité à communiquer autour des évènements climatiques plus efficace, via des applications permettant un échange d’information bidirectionnel avec les équipes d’exploitation ou les usagers du réseau. Le Weather Impact Navigator est un exemple d’outil digital permettant de renforcer cette capacité. Cette application agrège en un seul endroit des données liées au climat, à l’état du réseau et aux coupures dans le voisinage. L’application permet au gestionnaire de réseau d’informer les utilisateurs sur les évènements climatiques à venir. Dans l’autre sens, les utilisateurs peuvent envoyer des informations au gestionnaire pour indiquer des coupures ou le rétablissement du courant.
  • Capacité de gestion prévisionnelle pouvant prendre en compte les évènements climatiques, grâce à des outils de veille météo et des modèles de prévision météorologiques.
  • Capacité de restauration améliorée grâce aux solutions de reconfiguration automatique du réseau, via le déploiement de compteurs, commutateurs et autres capteurs communicants, le renforcement de la redondance, et l’implémentation de solutions de conduite avancée du réseau. En Floride, Florida Power & Light (FP&L) a mené une campagne de renforcement du réseau ciblée, s’appuyant sur des méthodes d’analyse de résistance de leurs équipements aux vents violents. Cette campagne, combinée au déploiement de 80 000 commutateurs intelligents, a permis à la compagnie de restaurer 4,4 millions de clients en 10 jours à la suite de l’ouragan Irma en 2017, un des rétablissements les plus rapides ayant été observé aux Etats-Unis. Les équipements connectés permettent notamment d’améliorer la visibilité du réseau basse tension, d’identifier précisément la localisation des coupures, de vérifier les restaurations et ainsi de permettre aux équipes d’exploitation de se concentrer sur les interventions essentielles.

2.2. Flexibilité des utilisateurs

Pilotage de la demande

Moduler la production et/ou la consommation à un point donné.

Stockage

Améliorer les capacités de stockage de l’électricité pour mieux gérer l’offre et la demande.

Producteurs d’EnR

Utiliser de plus en plus d’électricité d’origine renouvelable (EnR).

Recharge intelligente des véhicules électriques

La recharge intelligente permet entre autres d’éviter de surcharger le réseau.

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La flexibilité des utilisateurs du réseau permet aux gestionnaires du réseau de répondre à de multiples objectifs, tels que l’intégration des sources distribuées ou l’amélioration de la fiabilité, et pourra également à terme être un moyen de développement de la résilience du réseau pour répondre aux évènements climatiques extrêmes ou aux cyberattaques. En effet, la mobilisation de flexibilités des utilisateurs du réseau (modulation de la production ou de la consommation à un point donné) peut permettre de répondre à des contraintes sur le réseau de distribution. Cet apport est rendu possible par le déploiement de plateformes numériques permettant aux gestionnaires de réseau de partager leur besoin de flexibilité avec les différentes parties prenantes (agrégateurs, utilisateurs du réseau, etc.) et de contractualiser leurs capacités de flexibilité.

3. Explorer de nouveaux services de résilience

Certains territoires font face à de fortes contraintes rendant impossible de fournir une résilience élevée avec les solutions classiques : risques de dommages climatiques très élevés, sites particulièrement isolés, contraintes naturelles ou environnementales fortes.

  • Les gestionnaires de réseaux explorent de nouvelles solutions de résilience telles que les solutions d’ilotage automatique s’appuyant sur des moyens de production locaux et des systèmes de stockage permettent d’assurer la continuité d’alimentation au sein d’un quartier déconnecté du réseau principal pendant les périodes de coupure. C’est d’ailleurs ce qu’expérimente Enedis, comme l’explique Antoine Jourdain : « Enedis continue d’améliorer son dispositif, avec des expérimentations sur l’ilotage de réseaux de distribution alimentés par les énergies renouvelables présentes localement ainsi que des solutions décarbonées pour remplacer les groupes électrogènes diesel, par exemple par des groupes équipés d'une pile à combustible. »
  • Une autre façon d'y parvenir consiste à inciter les clients à identifier de nouvelles solutions pour répondre aux besoins de résilience non satisfaits. Elle nécessite des collaborations entre les consommateurs, les gestionnaires de réseaux et les industriels fournisseurs de solutions. Par exemple, Nissan et EDF travaillent ensemble sur plusieurs projets utilisant les véhicules électriques des clients pour fournir des services réseaux. Une étape complémentaire pourrait être d’utiliser ces solutions de « vehicle-to-grid » pour améliorer la résilience en cas d’évènements extrêmes.

Pour rester réactifs devant les risques amenés par les évènements climatiques extrêmes, combinés aux cybermenaces et aux évènements tels que la crise covid-19, la construction d’un monde plus résilient est plus que jamais indispensable. Les gestionnaires de réseaux peuvent démarrer dès maintenant cette construction en se donnant une vision globale, et en s’appuyant sur les 3 piliers – fondations, réseau X.0, services émergents – pour construire et exécuter leur stratégie de résilience.

Thierry Mileo

Directeur Exécutif – Utilities – Accenture France


Grégory Jarry

Senior Principal Utilities – Accenture France


Anatole Weill

Consultant, Utilities – Accenture France

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Pour aller plus loin

L’étude annuelle Digitally Enabled Grid identifie des pistes d’actions à entreprendre pour les gestionnaires de réseaux de distribution afin d’améliorer leur résilience face aux événements extrêmes.

L'intégralité de l'étude

Temps de lecture : env. 45 min

Etude : De la fiabilité à la résilience

Cette année, notre étude annuelle Digitally Enabled Grid s’intéresse à l’impact des événements extrêmes sur le réseau électrique.

LIRE L’ÉTUDE (EN ANGLAIS)

L'essentiel

Résumé pour les dirigeants

Temps de lecture : env. 15 min

Découvrez comment être encore plus résilients en tant qu’acteurs du transport et de la distribution d’électricité.

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