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Cahier spécialréalisé avec

le soutien de la direction scientifique de

6. Les réseaux électriques

TechnOLOgieLe réseau fait sa révolution verte

écOnOMieLes smart grids cherchent leur modèle économique

sOciéTéUn nouveau citoyen consom’acteur Interviews de Marie-Pierre Hoffmann, responsable du programme Réseaux électriques intelligents à la Direction des investissements d’avenir de l’Agence de l’environnement et de la maîtrise de l’énergie (Ademe), et d’Elvire Leblanc, responsable du programme énergie au Laboratoire d’intégration des systèmes et des technologies au Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA).

Tous les deux mois, ce cahier La Recherche vous permet de comprendre les défis technologiques, économiques et environnementaux des énergies.

Salle de dispatching au Centre national d’exploitation du système (CNES), à Saint-Denis.

LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES TECHNOLOGIE

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Des millions de kilomètres de câbles, des milliers de cen-trales et des milliards d’ap-pareils interconnectés… Vé-ritable colonne vertébrale du système électrique, les

réseaux ont toujours accompagné la modernisation de nos sociétés. Les premiers voient le jour à la fin du xixe siècle aux États-Unis et en France pour alimenter l’éclairage public. Appa-raissent ensuite de nombreux petits réseaux dans les villes pour faire face aux nouveaux usages : tramways, mé-tro, chemin de fer, industries… Puis la demande domestique explose. Très vite, les routes de l’électricité s’inter-connectent au niveau régional, natio-nal et, plus récemment, international. Aujourd’hui, la révolution se poursuit. Les réseaux sont en effet confrontés à un nouveau défi : le déploiement des énergies renouvelables, en particulier

solaire et éolienne. Par nature intermit-tentes, celles-ci nuisent à la stabilité du réseau qui nécessite à tout moment un équilibre entre l’offre et la demande. Résultat, « le système doit évoluer pour s’adapter », confie Bernard Delpech, directeur délégué de la recherche et du développement du groupe EDF.

Quelles évolutions se profilent ? Cela dépend du type de réseau concer-né. Plusieurs systèmes se côtoient, aux enjeux technologiques différents. Chargé de transporter l’énergie des grands centres de production vers les régions consommatrices d’électricité, les réseaux haute et très haute tension (de 50 kV à 400 kV) sont pour leur part confrontés à la montée en puis-sance des grands parcs énergétiques d’origine renouvelable. Depuis plu-sieurs années, les projets de champs d’éoliennes offshore et de panneaux photovoltaïques se multiplient dans

le monde. La question reste de savoir comment ces parcs, éloignés des centres de consommation, seront connectés au réseau. « La solution passe par la création de supergrids », indique Michel Béna, directeur du programme Smart Grids chez RTE (Réseau de transport d’électricité).

L’ère des super-réseauxCe concept innovant désigne des ré-seaux électriques à très grande échelle, utilisant du courant continu à haute tension (CCHT). Pour le transport de fortes puissances sur de longues dis-tances via des liaisons souterraines (câbles), le courant continu est plus approprié que le courant alternatif qui, lui, entraîne des chutes de ten-sion trop importantes. En Europe, des programmes comme Medgrid, Trans-green ou Desertec sont à l’étude pour importer l’électricité produite par les éoliennes de mer du Nord et les centra-les solaires d’Afrique. Aux États-Unis, des super-réseaux pourraient bientôt relier plusieurs États. Quant à la Chine, elle compte construire un réseau haute tension entre le Yunnan et Canton.

Pour autant, aucun supergrid n’existe à l’heure actuelle. Et pour cause : si des liaisons à courant continu point à point existent déjà, – ou vont être développées comme la future interconnexion entre la France et l’Espagne prévue pour 2014 – la tech-nologie n’est pas encore maîtrisée pour des réseaux maillés. Certains éléments essentiels tels que les disjoncteurs restent encore à l’état de prototype. À l’instar des réseaux alternatifs, ces derniers doivent permettre, en cas d’incident, d’isoler les lignes touchées sans perdre tout le réseau. Lancé par l’Union européenne en 2010, le pro-gramme Twenties vise ainsi à déve-lopper ces nouvelles technologies qui permettront une utilisation optimale de la production d’énergie éolienne onshore et offshore en Europe.

Du côté des réseaux de moyenne (20 kV) et basse tension de (220-380 V), dits de distribution, la problé-matique est différente. Conçu pour transporter l’énergie de manière des-cendante vers les centres de consom-

Le réseau fait sa révolution verteLe déploiement des énergies renouvelables crée de nouveaux défis pour le système électrique. Objectif : introduire plus d’intelligence dans le réseau pour faciliter l’intégration de ces productions intermittentes.

De vastes champs de capteurs solaires voient le jour, nécessitant la création de super-réseaux.

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L’arrivée massive des véhicules électriques ne sera pas sans conséquences sur le réseau. Imaginez d’ici à quelques années : de retour du travail en fin de journée, tout le monde décide de recharger sa voiture à son domicile, générant ainsi une pointe que le système actuel serait bien incapable de gérer. D’où l’idée suivante : renforcer localement la production électrique par de l’énergie photovoltaïque et piloter la recharge des véhicules pour l’étaler dans la journée. Mais la voiture électrique ne constitue pas seulement une contrainte. Rappelons que l’un des problèmes de l’électricité est la difficulté de la stocker. Aussi, une alternative serait d’utiliser les batteries comme stockage tampon afin de lisser la production renouvelable. Il s’agirait de les charger lorsque la demande est faible, puis de les décharger quand la consommation est élevée. La faisabilité d’un tel système reste encore à confirmer.

toutefois Marc Stubbe, expert dans le domaine des systèmes électriques pour le groupe GDF SUEZ. Des calculs de simulation sont par exemple réalisés en ligne pour vérifier que tout incident se produisant dans le réseau puisse être géré sans mettre à mal la continuité du service aux consommateurs. C’est ce qu’on appelle la sécurité préventive. » Depuis la tempête de 1999, ERDF a mis en place un dispositif de veille et d’intervention qui assure une « autoci-catrisation » du réseau en cas de pro-blème. Plus de 100 000 interrupteurs télécommandés permettent d’iden-tifier et d’isoler le tronçon impacté (par une chute d’arbre sur une ligne, notamment) de manière à réagir au plus vite. « Ces progrès nous ont permis, après la tempête Joachim de 2011, de réalimenter 95 % des foyers en moins de 24 heures, contre 43 % après la tem-pête de 1999 », assure Marc Boillot. Des efforts restent toutefois à poursuivre pour gérer un système de plus en plus complexe et imprévisible.

L’objectif principal des smart grids est d’établir une vision précise et en temps réel de l’état du réseau. Dans ce but, plusieurs technologies sont déve-loppées, à commencer par les capteurs dynamiques en ligne. Leur rôle : opti-miser les flux d’énergie en fonction des conditions météorologiques.

mation, leur fonctionnement est remis en cause par de nouveaux usages. « Désormais, les consommateurs sont aussi des producteurs, ils injectent donc du courant dans le réseau », indique Marc Boillot, directeur Stratégie et Grands Projets d’ERDF. D’ici à 2020, le nombre de points d’injection issus d’installations photovoltaïques devrait ainsi atteindre un million en France, contre 300 000 aujourd’hui. De plus en plus d’incidents sont à prévoir. En cas de fort ensoleillement et de vent intense, la tension peut augmenter et générer des problèmes de phase. Or les systèmes de stabilisation, qui consomment une partie de l’énergie, ont un coût pour les opérateurs.

Comment faire en sorte que le réseau soit prêt à accueillir ces nou-velles productions locales en toute sécurité ? En créant de la souplesse via un meilleur ajustement entre l’offre et la demande. L’idéal serait de stocker l’énergie lorsqu’elle est abon-dante puis de la redistribuer quand la consommation est la plus forte. Mais aussi d’inciter les consommateurs à s’effacer en période de pointe ou de reporter certaines consommations vers des périodes moins chargées et profiter du réseau paneuropéen pour lisser la production renouvelable. « L’Europe dispose d’une dizaine de régimes de vent différents, la produc-tion éolienne n’est donc jamais nulle au même moment partout, explique Michel Béna. En interconnectant les différents réseaux de transport d’élec-tricité et en mutualisant les différents parcs de production européens, cette source d’énergie intermittente est plus stable, donc plus prévisible. »

L’enjeu des smart gridsPour disposer de réseaux capables de gérer cette flexibilité, il faut toutefois y introduire de nouvelles formes d’intel-ligence. C’est-à-dire informatiser le sys-tème afin de savoir tout ce qui s’y passe et permettre aux opérateurs d’anticiper

les risques. C’est tout l’enjeu des smart grids, des « systèmes électriques capables d’intégrer les actions des différents utili-sateurs, consommateurs et producteurs afin de maintenir une fourniture effi-cace, durable, économique et sécurisé. Concrètement, ces derniers associent capteurs, contrôle commande et sys-tèmes de communication et de traite-ment de l’information en vue d’automa-tiser massivement les réseaux », explique Alain Glatigny, directeur Innovation et Smart Grids chez Schneider Electric.

« Le réseau électrique haute ten-sion actuel est déjà intelligent, rappelle

MObILITé éLECTrIquE, uN ENjEu dEs sMarT GrIds

L’arrivée des smart grids permettra une exploitation plus flexible du système électrique. Au cœur de cette nouvelle architecture : la possibilité d’échanger des informations en temps réel mais aussi de distribuer de l’énergie de manière multidirectionnelle et non plus unidirectionnelle.

>>> d’appareils domestiques du système de commande actuel, permettant déjà de contrôler l’allumage de chauffe-eau à distance dans le cadre du tarif de nuit. « Ces objets communicants constituent la première brique d’un véritable réseau intelligent, explique Marc Boillot. Non seulement ils simplifieront la relève des compteurs et l’exploitation des réseaux de distribution, mais ils joueront un rôle central pour une meilleure intégration des moyens de production intermittents dans le système via une remontée en temps réel des informations de produc-tion et de stockage. »

Plusieurs expérimentations de compteurs intelligents sont en cours à travers le monde. Les compteurs intel-ligents déployés en Italie et en Suède répondent principalement aux besoins de facturation mensuelle et de relevés à distance. Le compteur Linky, quant à lui, a été développé pour des besoins plus larges. D’ici à 2017, il pourrait remplacer les 35 millions de compteurs électriques actuellement en fonction-

nement dans l’Hexagone. Comment fonctionne-t-il ? « Les données transitent sur le réseau électrique via les courants porteurs en ligne, du compteur à un concentrateur situé dans les actuels postes de transformation, avant de re-joindre le système d’information central via un réseau GPRS », explique Marc Boillot. Linky est actuellement testé dans deux zones géographiques : plus de 250 000 appareils ont été installés en Indre-et-Loire et dans l’aggloméra-tion lyonnaise. Dès à présent, les clients reçoivent des factures exactes de leur consommation réelle.

Un système électrique européenPour l’heure, les smart grids n’en sont qu’à leurs débuts. « Après la phase de recherche ayant débuté à l’aube des années 2000, les expérimentations se déroulent depuis 2010 pour vérifier la pertinence des solutions », indique Alain Glatigny. En France, neuf projets ont été retenus dans le cadre d’un appel à projets lancé par l’Ademe. Parmi eux, Smart ZAE à Toulouse, Nicegrid à Nice ou GreenLys à Lyon et Grenoble. Au-delà des aspects technologiques, ceux-ci vont s’attacher à développer l’interopérabilité et la standardisation des solutions proposées.

Le risque, c’est en effet de voir s’accu muler des solutions propriétai-res incapables de communiquer effi-cacement. D’autant plus que derrière ces réseaux intelligents, c’est l’inter-nationalisation du réseau qui est en jeu. « Le vrai terrain aujourd’hui, c’est l’Europe », assure Michel Béna. L’ob-jectif est de développer un système électrique européen bénéficiant des complémentarités des différents pays tout en garantissant la sécurité d’ap-provisionnement, à l’instar du projet PEGASE. Comme le rappelle Marc Stubbe, « la recherche coopérative est indispensable pour inscrire ces évolu-tions dans une vision plus globale du système, vision aujourd’hui mise à mal par la séparation des métiers production, réseau et fourniture d’énergie ».

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Déjà très utilisées, les prévisions météorologiques restent une priorité pour assurer la sécurité du système électrique. L’objectif est de mieux gérer la variabilité des flux d’énergie renouvelable sur le réseau. Dans ce but, RTE a développé

le système IPES. Conçu en partenariat avec Areva et Météo-France, ce dispositif permet d’observer en temps réel la production éolienne et solaire et de prévoir la production éolienne pour la journée en cours et le lendemain. Afin d’améliorer ces prévisions, des recherches sont par ailleurs engagées. Le projet européen Safewind vise à caractériser les situations extrêmes de vent fort et leur impact sur le décrochage des éoliennes dont la production devient brusquement nulle. Des travaux sont aussi menés avec Météo-France pour traiter de nouvelles données de rayonnement pertinentes, plus locales, nécessaires dans la prévision de production des futures grandes fermes solaires.

Le réseau mis à l’épreuve de la météo

LES RÉSEAUX ÉLECTRIQUES TECHNOLOGIE

Il s’agit notamment de mesu-rer la température le long des lignes aériennes. « Cela nous informe sur la capacité admissible, indique Jacques Goudeau, chef de projet Smart Grids chez Nexans. Car en cas de forte chaleur, le passage d’un courant trop important peut contribuer à détériorer les câbles. »

L’acquisition d’informations au plus près des infrastructures est par-ticulièrement cruciale pour le réseau basse tension. « À ce niveau, on est aveugle, reconnaît Marc Boillot de ERDF. Le seul moyen de détecter une panne est d’attendre que les utilisa-teurs nous appellent. » D’où l’intérêt des compteurs intelligents. Installés chez les consommateurs et reliés à un centre de supervision, ils ont pour but de me-surer plus fréquemment la consom-mation énergétique d’un foyer ou d’un bâtiment. En interaction permanente avec le réseau, ces compteurs peuvent aussi transmettre des informations à distance et recevoir des ordres. D’où une extension à une palette plus large

Développé par ERDF, le compteur Linky effectue des relevés de la consommation à distance.

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L’arrivée des smart grids attise l’appétit des investisseurs. Ce nouveau marché est aujourd’hui tiré par plusieurs leviers

de croissance, notamment une forte implication des gouvernements pour assurer son envol. À titre d’exemple, plus de 7 milliards de dollars aux États-Unis et en Chine y ont été respectivement consacrés en 2010, selon le cabinet Zpryme. La France se glisse elle au neuvième rang mondial avec 265 millions de dollars d’investissements.Toutefois, les enjeux diffèrent. La Chine construit son système électrique, qui accueille une nouvelle centrale tous les dix jours. De son côté, l’Europe modernise son réseau pour aller plus loin

Dotés d’un fort potentiel de croissance, les smart grids mobilisent de nouveaux acteurs, bouleversant ainsi le marché de l’énergie. Au cœur de ces évolutions, la création d’une nouvelle chaîne de valeur.

Les smart grids cherchent leur modèle économique

dans l’économie d’énergie et éviter des investissements de capacité en utilisant la flexibilité de la demande. Le marché européen des smart grids devrait connaître une importante croissance, dans les cinq prochaines années, pour atteindre 6,8 milliards d’euros en 2016, selon une prévision faite par le cabinet de conseil GTM Research.Quel sera l’impact de ces évolutions sur le marché actuel ? « Celles-ci vont favoriser le développement de nouveaux modèles d’affaires et une évolution de la chaîne de valeur », indique Marie-Pierre Hoffmann, responsable du programme Réseaux électriques intelligents à l’Ademe. L’accroissement de la production décentralisée, associé à l’apparition probable

de nouveaux tarifs de vente ou d’achat plus flexibles, rendra la gestion de l’équilibre entre production et consommation d’électricité plus complexe.« Le potentiel considérable du marché des smart grids ouvre également la voie à de nouveaux métiers, notamment celui d’agrégateur », explique Marc Petit, professeur à Supelec. Ces derniers ont pour mission d’agréger des consommations électriques pour les effacer en cas de contraintes sur le réseau. Ils disposent pour cela d’un portefeuille de clients acceptant de voir certains de leurs appareils être momentanément coupés à distance, lors de pointe d’hiver par exemple, en échange d’une contrepartie financière. Une telle capacité d’effacement

est alors revendue aux acteurs (fournisseur, gestionnaire de réseau ou responsable d’équilibre) en fonction de leurs besoins. Ces nouveaux grossistes de l’énergie agissent donc comme un générateur de flexibilité locale. Reste à savoir si ces activités seront réellement rentables. Déjà développé chez les industriels, l’effacement est peu utilisé chez les particuliers. En France, certains se lancent toutefois, comme Voltalis, Poweo ou Edelia. Mais de nombreux acteurs restent encore prudents. « Le modèle économique reste à construire », explique Michel Béna de RTE. Pour autant, la mise en place des agrégateurs est encouragée dans le cadre de la loi portant sur la nouvelle organisation du marché de l’électricité (loi NOME). Celle-ci instaure en effet la mise en place d’un marché de capacité, à base d’offres de production et d’effacement, d’ici à 2015. « Pour préparer ces évolutions, des projets de démonstrateurs comme GreenLys testeront de nouveaux services d’agrégation, de gestion de la flexibilité locale, et de tarification dynamique » précise Marc Florette, directeur de la Recherche et Innovation de GDF SUEZ. « L’objectif est de créer un cadre favorable à l’arrivée de nouveaux acteurs et d’accroître la confiance des consommateurs, le tout pour permettre une transition des réseaux actuels vers des réseaux électriques intelligents », explique Marie-Pierre Hoffmann. Un autre enjeu sera d’évaluer la rentabilité du compteur intelligent, dont le bénéfice économique reste encore incertain.

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TOP 10 DES PAYS INVESTISSEURS SUR LES SMART GRIDS, 2010 EN MILLIONS DE DOLLARS US

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L’arrivée des smart grids est présentée comme une révolution technologique mais aussi sociétale. Quelle sera la place des consommateurs dans les réseaux de demain ?Elvire Leblanc : Les citoyens se trouvent à l’aube d’une nouvelle ère de l’énergie. Leur rôle va progressi-vement passer de celui de consom-mateur passif à celui d’acteur engagé. Si aujourd’hui quelques- uns sont producteurs par le biais de panneaux photovoltaïques par exemple, il est rare en France que l’électricité produite soit utilisée pour la consommation propre. Le développement des technologies de l’information et des communi-cations, ainsi que l’émergence des capacités de stockage, vont per-mettre aux consommateurs-acteurs de « jouer » au sein de leur logement et sans doute à l’échelle du quartier. Nous aurons chacun la possibilité de moduler notre consommation pour une meilleure efficacité énergétique, d’acheter de l’électricité sur un mar-ché international et peut-être même de la stocker.

Quel sera l’impact d’une telle transformation du rôle des consommateurs ?Marie-Pierre Hoffmann : Ce nou-veau statut d’acteur constituera un atout pour maîtriser sa consomma-tion d’électricité. Une étude réalisée par l’Ademe et le Conseil mondial de l’énergie en juillet 2010 en Cali-fornie, Australie, Suède, Corée du Sud et Brésil confirme qu’une infor-mation individualisée et régulière du consommateur peut engendrer une économie d’électricité allant de 4,5 % à 11 %. L’ampleur des écono-

mies est toutefois variable selon le mode de communication mis en place. E. L. : Ces mutations inviteront pro-bablement les citoyens à être acteurs de leurs choix énergétiques : des utilisateurs éco-responsables pour-raient exiger d’avoir la garantie de l’origine de l’énergie consommée (non émettrice de gaz à effet de serre, renouvelable, produite loca-lement ou nationalement…). Dans

Marie-Pierre Hoffmann est responsable du programme Réseaux électriques intelligents à la Direction des investisse-ments d’avenir de l’Ademe.

les faits, il est difficile de garantir l’origine de l’électron, à l’exception des réseaux locaux.

Acheter, vendre, produire, s’effacer… Comment s’assurer que le consommateur jouera véritablement le jeu ?M.-P. H. : En effet, l’implication des utilisateurs dans ces nouveaux sys-tèmes des réseaux intelligents ne va pas de soi. Se pose aussi la ques-tion de la durée dans le temps du changement de comportement. Les démonstrateurs permettront d’iden-tifier les incitations et les médias associés qui favoriseront au mieux cette « appropriation durable ».

Une des études concerne des systèmes permettant d’automa-tiser le pilotage des appareils do-mestiques, tout en laissant le choix

22 %c’est la part de l’électricité produite par l’énergie nucléaire que l’Allemagne va devoir remplacer par du charbon et du gaz, énergies fossiles fortement émettrices de gaz.

Un nouveau citoyen consom’acteurL’émergence des réseaux intelligents ne se résume pas aux aspects technologiques. Elle entraîne aussi une transformation du rôle des consommateurs. Désormais producteurs, acheteurs et régulateurs, ces derniers seront les garants d’une transition réussie.

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Ce cahier spécial a été réalisé avec le soutien de la direction scientifique de

Comité éditorial :Jean-François Minster, Total - Olivier Appert, IFP Énergies nouvelles - François Moisan, Ademe - Bernard Salha, EDF - Bernard Tardieu, Académie des technologies - Marc Florette - GDF SUEZ - Jean-Michel Ghidaglia, « La Recherche ».Rédaction : Jérôme ViterboConception graphique et réalisation : A noir,Crédits photographiques : Médiathèque RTE/ Philippe Grollier, Olivier Guerrin, William Beaucardet, Lionel Astruc - Zpryme - DR.

Retrouvez ce cahier spécial en français et en anglais sur le site

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à l’utilisateur de corriger l’action, afin de lui faciliter la maîtrise de sa consommation.E. L. : C’est là que réside toute l’importance des TIC (technolo-gies de l’information et de la com-munication) qui assureront deux rôles : par des moyens ludiques (informations sur tablettes et smart-phones, réseaux sociaux, etc.), ils interviendront dans une phase de sensibilisation, comme moyen de comparaison et de validation d’une politique énergétique personnelle. Par ailleurs, grâce à des technolo-gies en développement, chaque foyer pourra bénéficier d’un confort personnalisé et ajustable. Enfin, la stratégie tarifaire, comme en télé-phonie mobile, offrira des forfaits destinés à réduire notre facture et des forfaits écologiques, confort haut de gamme, trader, nomade…

Comment faire en sorte que chacun ait accès à une plus grande efficacité énergétique sans accroître l’écart entre les populations aisées et les plus pauvres ?M.-P. H. : On peut prendre pour exemple le déploiement du comp-teur Linky : l’Ademe recommande que tous les consommateurs puis-sent avoir accès directement et gratuitement à des informations

Elvire Leblanc est respon-sable du domaine scientifique Nouvelles Technologies pour l’Énergie au sein de la direction de la stratégie du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA).

Demain, le réseau sera composé de millions d’acteurs au comportement aléatoire. Les prix vont fluctuer en fonction de l’offre et de la demande. Le marché sera plus volatile et plus incertain, ce qui risque de fragili-ser le système global. Par ailleurs, la mise en place de services via Inter-net rend le système plus sensible aux attaques de hackers.

La cybersécurité est un des axes de nos programmes de recherche car elle deviendra demain un enjeu majeur, dans le contexte d’interdé-pendances entre des réseaux de plus en plus complexes : électricité, com-munication et informatique.

Un autre problème soulevé est la nécessité de garantir la confidentialité des données personnelles. S’agit-il d’une réalité ou d’un fantasme ?E. L. : Le suivi détaillé dans le temps des profils de consommation d’éner-gie permet de savoir beaucoup de choses sur les occupants d’une mai son, comme le moment où ils prennent une douche ou bien quand ils utilisent four, machine à laver et autres appareils. La garantie de la protection des données est absolu-ment nécessaire pour un déploie-ment à l’échelle nationale des dispo-sitifs de pilotage énergétique.

Le CEA développe des outils spécifiques aux smart grids. Ceux-ci doivent garantir à chaque consom-mateur, la confidentialité de ses données personnelles, tout en permettant aux autres acteurs du marché de prédire avec précision besoins en consommation et ten-dances, afin d’anticiper l’évolution des flux et garantir la stabilité du réseau. Une certification « sureté et confidentialité » des installations et services pourrait être exigée par le consommateur. PROPOS RECUEILLIS PAR JÉRôME VITERBO

minimales sur leur consommation, et ce sans avoir à passer par des ser-vices ou des prestations payantes supplémentaires. Mais au-delà des aspects technologiques, les projets de R & D doivent aussi tenir compte des contraintes environnementales et sociétales, pour être bénéfiques aux populations vulnérables. E. L. : La réduction de la facture d’électricité par anticipation (chauffage pendant les heures creuses l’après-midi) sera poten-tiellement plus importante pour les foyers dont le poste principal de consommation reste le chauffage électrique, ce qui est souvent le cas des logements anciens et modestes, souvent peu isolés, comparés aux habitations plus récentes. Par ail-leurs, les retours d’expérience du pilotage énergétique des bâtiments seront utiles pour définir les travaux d’une rénovation à moindre coût, qui pourraient être réalisés au pro-fit des plus démunis dans le cadre d’une politique de l’état sur l’aide au logement social.

Les réseaux intelligents offrent l’opportunité d’une gestion plus décentralisée, mais les collectivités locales vont-elles s’impliquer ? M.-P. H. : Aujourd’hui le pilotage est essentiellement réalisé sur le réseau de transport, à un niveau centralisé. Demain, il sera effectué à différentes mailles, plus ou moins locales, en fonction des contraintes régionales. On peut même imaginer que certains quartiers urbains fonctionneraient en cas de besoin de manière autonome. Logiquement, l’intérêt des collectivi-tés locales pour ce pilotage énergé-tique est grandissant. E. L. : Les collectivités peuvent avoir deux rôles moteurs. En tant qu’investisseurs structurels pour la mise en œuvre des fameux smart grids à l’échelle locale, et en tant que consommateurs modèles via la gestion énergétique des bâtiments publics. Par ailleurs, de nouveaux acteurs, comme les agrégateurs (qui pourraient agréger aussi bien pro-duction que stockage et effacement), pourront également jouer un rôle local important.

À vous entendre, l’arrivée des smart grids ne pose aucun problème. Il existe pourtant certains risques associés…E. L. : En effet, une première diffi-culté tient à la complexité du sys-tème qui sera déployé. Le réseau d’électricité, aujourd’hui très cen-tralisé, dépend de quelques acteurs, on peut donc facilement anticiper son état, d’où une relative stabilité.