Alors que la transition énergétique s’accélère, les smart-grids, ou réseaux électriques intelligents, se profilent comme une innovation essentielle pour répondre aux défis environnementaux et technologiques du XXIe siècle. Plus qu’un simple concept, ces réseaux promettent de transformer profondément la manière dont l’énergie est produite, distribuée et consommée.
Qu’est-ce qu’un smart-grid ?
Un smart-grid est un réseau électrique qui intègre des technologies numériques avancées pour optimiser la gestion de l’énergie. Contrairement aux réseaux traditionnels, un smart-grid repose sur une communication bidirectionnelle entre les producteurs et les consommateurs. Il s’appuie sur des capteurs, des compteurs intelligents, des logiciels d’analyse et des algorithmes d’intelligence artificielle pour ajuster en temps réel l’offre et la demande.
L’objectif principal est de garantir une fourniture énergétique stable, efficace et durable, tout en intégrant des sources renouvelables comme le solaire ou l’éolien, qui sont souvent intermittentes par nature.
Un atout pour la transition énergétique
Avec l’essor des énergies renouvelables, les smart-grids deviennent indispensables. Contrairement aux centrales thermiques ou nucléaires, les énergies renouvelables sont moins prévisibles. Par exemple, la production solaire dépend des conditions météorologiques, tout comme l’éolien dépend du vent. Les smart-grids permettent de pallier ces imprévus grâce à une gestion en temps réel et une redistribution optimisée de l’électricité.
De plus, ces réseaux favorisent le développement de l’autoconsommation et des micro-réseaux locaux. Les particuliers équipés de panneaux solaires peuvent vendre leur surplus d’énergie au réseau, tandis que les entreprises peuvent ajuster leurs activités en fonction des périodes de pointe.
Avantages des smart-grids
Les smart-grids présentent de nombreux avantages :
- Réduction des pertes énergétiques : Grâce à une meilleure gestion, les pertes liées au transport d’électricité sont minimisées.
- Réponse rapide aux pannes : Les technologies de détection permettent d’identifier rapidement les anomalies, réduisant ainsi les coupures.
- Efficacité économique : En ajustant l’offre à la demande, les consommateurs peuvent réaliser des économies grâce à des tarifs différenciés selon les heures.
- Intégration des véhicules électriques : Les smart-grids facilitent la recharge des véhicules électriques tout en limitant leur impact sur le réseau.
Les défis à relever
Malgré leurs promesses, les smart-grids ne sont pas sans défis. Leur mise en place nécessite des investissements colossaux dans les infrastructures. Par ailleurs, la cybersécurité est un enjeu majeur, car ces réseaux, hautement connectés, sont vulnérables aux cyberattaques.
L’aspect social n’est pas à négliger non plus. L’utilisation de données sur les habitudes de consommation des utilisateurs soulève des questions éthiques et de protection de la vie privée.
Un avenir prometteur
De nombreuses initiatives à travers le monde illustrent le potentiel des smart-grids. En France, le projet Linky, bien que controversé, marque une avancée vers la digitalisation du réseau électrique. Aux États-Unis, des villes comme San Diego adoptent des solutions intégrées pour gérer l’énergie de manière plus durable.
Les smart-grids ne sont pas seulement une réponse technique aux enjeux énergétiques ; ils sont aussi le symbole d’une société plus résiliente et connectée. Alors que la demande énergétique mondiale ne cesse de croître, ces réseaux intelligents s’imposent comme une pierre angulaire d’un avenir plus vert et plus efficace.
Les smart-grids incarnent la modernisation nécessaire des infrastructures énergétiques pour répondre aux enjeux écologiques et économiques de notre époque. Leur déploiement massif nécessitera des efforts conjoints entre gouvernements, industries et citoyens. Mais une chose est certaine : ils seront au cœur de la révolution énergétique mondiale.
Le SG, c’est d’abord le moyen de limiter le volume des transports d’énergie sur de longues distances en gerant les compensations des insuffisances des productions locales, rendant inutiles les lignes à hautes puissances entre sources puissantes et peu nombreuses vers les lieux consommateurs en sous production au profit des lignes basses puissances mais nombreuses à pouvoir alimenter les lieux consomateurs en sous production.
La conversion depuis l’état actuel avec peu de sources puissantes alimentant une consomation répartie vers un état de nombreuses sources réparties dont il faut acheminer les puissances vers de nombreux consomateurs de proximité répartis, passe par la disparition progressive du reseau RTE au profit du réseau ENEDIS assurant tant la collecte des multiples sources de productions que la distributions vars les consommateurs comme elle le fait aujourd’hui. La SG semble le moyen d’organiser au mieux les transferts de compensation entre les zones en surproduction par rapport à la consommation de ces zones et les zones en sousproductions par rapport à leurs consommation en limitant le volume d’un transfert entre une source proche capable de fournir la totalité du besoin au profit d’une source plus éloignée capable de fournir la part au-delà de la limite imposée à la source proche dans le but de limiter les transferts aux capacités des lignes devant les assurer..
Le second objet des SG est de limiter les blackouts en raison des coupures accidentelles de lignes grace au chemins multiples permis par les reseau très dense d’ENEDIS également capable de partager le volume du besoin en fonction du nombre de chemins possibles pour acheminer la puissance demandée depuis des sources multiples.
S. Rochain
Comme cela est beau ce que vous annoncez là ! Cest déjà partiellement ce que pratique ENEDIS, mais il y a des limites physiques. La démonstration du remplacement entier du réseau RTE par le réseau ENEDIS reste à démontrer.
Bien sûr Cochelin qu’il y a des limites…… c’est même vous qui les fixez
Je cite ds le texte ce qui interpelle avec ces technologies pleines d’incertitudes qui ont besoin de quantités d’argent pharaoniques pour espérer palier à l’intermittence intrinsèque des ENR :
« la production solaire dépend des conditions météorologiques, tout comme l’éolien dépend du vent. Les smart-grids permettent de pallier ces imprévus grâce à une gestion en temps réel et une redistribution optimisée de l’électricité ».
« Leur mise en place nécessite des investissements colossaux dans les infrastructures. Leur déploiement massif nécessitera des efforts conjoints entre gouvernements, industries et citoyens »
Encore un article non signé par : @hdghdty847848@uhyuh@
Depuis le 30 octobre, une série de posts non signés se sont ensuite succédés de la même provenance à savoir les 15, 19 et 24 nov
Il apparait de toute évidence que les pieds nickelés aninuc se sont « fédérés » et inondent le bien veillant Monde des énergies par des posts non signés… Cette fédération d’anonymes n’a qu’un but idéologique faire la promo des intermittents ENR, en saquant l’énergie nucléaire !
Les SR, RI et Canado entre autres) sont aux anges
Pas plus que la prétendue « intelligence artificielle », les « smart grids » ne sont intelligents.
Sans recourir aux technologies numériques actuelles et depuis des décennies, le système électrique a toujours su ajuster en temps réel l’offre et la demande.
Les simples lois de la physique y sont déjà pour quelque chose. Ensuite, il suffit de mesurer la fréquence et la tension pour savoir s’il faut agir sur la puissance active ou réactive et augmenter ou réduire la production. Ce qui se fait de façon très rapide avec l’hydraulique et les turbines à combustion.
Au besoin, il est possible de réaliser un délestage local au niveau des postes sources.
Depuis « toujours » RTE et Enedis ont établi des profils de consommation des différents utilisateurs pour anticiper les besoins de production.
Tout ce qui est dit sur les « smart grids » n’est, pour l’essentiel, que bavardage. Et ceux-ci ne limitent en aucun cas, si ce n’est à la marge, le transport d’énergie sur de longues distances.
Certes, les simple lois de la physique régulent naturellement les échanges sur le réseau, ne serait-ce que celle qui fait que l’échange se fait du potentiel le plus élevé vers le moins élevé par le chemin le plus court. Mais dans un reseau maillé dont les lignes ne sont pas dimentionnées pour acheminer n’importe quelle puissance, l’intervention du numérique consistera surtout à s’opposer à la fonction naturelle, c’est à dire limiter les puissances de chaque ligne à ce qu’elle est capable d’acheminer en divisant la puissance totale nécessaire au besoin de chaque lieu sous-producteur local entre les lieux de surproduction capables de satisfaire la demande de sort que la multiplication des chemins compense l’incapacité d’un seul…..le chemin le plus court dont l’extrémité capable d’assurer la totalité de la puissance requise serait naturellement emprunté.
Les maigres « avantages » des S.G., extrêmement coûteux, par ailleurs, seront incapables de compenser les ENORMES inconvénients des ENRi (PV et Eolien), et ne pourront pas faire souffler le vent par temps calme, ni briller le soleil la nuit !…
Ce « pognon de dingue » qu’on se prépare à claquer dans cette direction sans avenir serait beaucoup mieux utilisé à construire des unités de production pilotables et décarbonées !… (J’en connais !…)
Mais certains intérêts particuliers (n’est-ce pas, S. Rochain ?…) éprouve de grandes difficultés à admettre ces évidences !…non ?
Ca fait très longtemps qu’on en entend parler.
J’y vois surtout du marketing, du vent.
Il faudra simplement des tarifs adaptés à la production des énergies variables, corrélés aux prix spot.
Lorsque la production des énergies variables sera forte, le prix sera faible.
Les clients pourront recharger la batterie de leur voiture électrique, activer certains appareils électroménagers, faire fonctionner les pompes à chaleur et autre chauffage électrique, activer leur chauffe eau électrique (de grande capacité).
Les STEP pourront remonter l’eau vers le bassin supérieur, comme cela est déjà le cas.
Lorsque la production des variables sera faible, les particuliers activeront leur moyens de chauffage pilotable à gaz, bois, éthanol. Ils éviteront bien sûr de recharger la batterie de leur voiture.
Les électrolyseurs (fabriquant de l’hydrogène pour les aciéries) s’arrêteront.
En dernier recours, si le prix de l’énergie s’envole, les usines s’arrêteront en période anticyclonique hivernale…
Des changements dans les horaires HC/HP pourraient survenir en 2025 : https://www.capital.fr/conso/le-dispositif-delectricite-heures-creuses-heures-pleines-permettra-t-il-vraiment-de-payer-moins-cher-1505913#:~:text=Ainsi%2C%20les%20heures%20creuses%20pourraient,et%20de%2011h%20%C3%A0%2017h.
C’est toujours très longtemps avant que les novations importantes arrivent que l’on en entend parler…..certaines dont on n’entendra plus jamais parler sont du vent irréalistes, d’autres auraient pu émerger mais se sont fait doublées par d’autres novations d’avantages supérieures. Et il y a celles qui finissent par arriver pour deux raisons. La première parce qu’aucune autre solution plus avantageuse n’a été trouvée entre temps, et la seconde parce que son coût que certains imaginaient durablement exorbitants est devenu bons marché. C’est un cas assez fréquent en technologie, par exemple, la chimie de la photographie a laissé sa place à la photo numérique, ou encore l’ordinateur, appelé mainframe (classification oblige), a laissé sa place à la micro-informatique. Ces deux exemples ont la même cause : l’intégration de la micro-électronique dans laquelle les composants autrefois discrets ont été intégrés dans la masse d’un support unique.
Le nucléaire est passé de 50 GW hier à 30 GW aujourd’hui, en lien avec la très forte production éolienne et la baisse de la demande aujourd’hui, liée à la hausse des températures par rapport à la veille.
Pour un moyen de production d’énergie peu flexible, il se débrouille plutôt pas mal.
Mais est-ce dans son intérêt à long terme… ?
Pour montrer l’inanité des propos de l’astronome, prenons l’exemple d’un SUPER « smart grid » : l’Occitanie, qui concerne six millions d’habitants et 72.700 km2.
En 2019, cette importante région, pas un simple réseau local, a dû importer 17,8% de sa consommation (avec pompage) tout en exportant 4,0% de cette valeur.
Toute cette énergie a transité par des lignes à haute et très haute tension, aussi bien à l’intérieur de la région qu’avec les régions voisines.
Un « smart grid » sur chacune des grandes métropoles régionales serait bien évidemment incapable d’assurer l’alimentation en électricité de ses habitants, la production électrique s’y trouvant très faible.
À une échelle plus petite, le Grand Narbonne, avec ses 132.000 habitants sur 950 km2, arrive bien à produire 64% de son électricité localement, avec des énergies renouvelables.
Mais cela n’est pas possible chaque heure de l’année car les moyens de stockage ne sont pas disponibles localement.
Ce n’est pas en choisissant un exemple qui s’est réglé avec ce dont on dispose (des lignes THT) que l’on démontre qu’il ne serait pas résolu avec les moyens dont on ne dispose pas, un reseau maillé national.
Maintenant, il n’y a pas besoin de « smart grids » pour produire la totalité de notre électricité à partir d’énergies renouvelables, y compris un peu de gaz renouvelable.
Avec suffisamment de solaire, éolien, bioénergies et énergies de récupération, un peu de stockage en STEP et batteries, l’utilisation de gaz renouvelable serait inférieure à ce qu’a été celle de fossiles (charbon, gaz naturel, fioul) au cours des vingt dernières années, malgré tout le nucléaire existant.
Entre 2012 et 2017, la production annuelle d’électricité fossile a été de 25 à 52 TWh selon les années, alors qu’il y avait très peu d’électricité éolienne et solaire.
Ensuite, avec davantage d’éolien et de solaire, la production annuelle d’électricité fossile n’a pas augmenté mais a diminué (deux périodes de six ans).
L’intérêt du réseau maillé constitué de lignes de faibles capacité d’acheminement n’est pas de valoriser le renouvelable (cela n’est qu’un PLUS). L’intérêt est surtout de minimiser les risques de blackout pour cause de rupture de ligne.
Cas d’école illustrant le propos : Un seul super réacteur produit la totalité de la consommation de la France et
Cas A1 : Une seule ligne en part et serpente dans tout le pays. Une rupture privera d’électricité de un seul utilisateur à la totalité du pays selon l’endroit où elle se produit.
Cas A2 : quatre lignes en partent alimentant chacune 1/4 du pays …imaginez Une rupture de ligne. Où qu’elle soit, au pire ce sera 1/4 du pays non alimenté
Plus vous multipliez les lignes moins vous risquez les blackouts important. (Postulat 1)
Plus vous multipliez le nombre de lignes, moins vous avez besoin d’acheminer des puissances importantes, et moins il est couteux de les enterrer pour les mettre à l’abri des intempéries (Postulat 2)
Cas B1 avec 2 super-réacteurs alimentant la ligne unique chacun par une extrémité…imaginez une rupture de ligne? Où qu’elle soit il ne se passe rien ! C’est un réseau maillé à une seule maille qui assure la sécurité d’approvisionnement (postulat 3)
Le mixe de ces 3 postulats démontre l’avantage de la multiplication des sources d’énergie et des lignes.
La capacité à gérer les flux devient nécessaire en multipliant les sources et les lignes de distribution afin que le chemin le plus court entre une source et un consommateur ne soit pas privilégié systématiquement, la priorité du chemin revenant à la puissance limite permise par les lignes empruntées.
revenons sur terre en Allemagne terre promise des ENR intermittentes
le dérapage des coûts du système électrique est tel qu’il lui fait craindre la délocalisation de l’industrie allemande :« Selon une enquête de la Chambre de commerce et d’industrie allemande, les entreprises allemandes sont de plus en plus sceptiques quant à la transition énergétique et envisagent de plus en plus de délocaliser leur production à l’étranger »
Comme je l’avais remarqué sur energy-charts, le 6 novembre, la production des variables est tombée à 0,1 GW en Allemagne.
Le site Allemagne Energies fait le point sur cet épisode de « Dunkleflaute » ou « dark dolddrum » en anglais.
https://allemagne-energies.com/
Les prix spot ont atteint 850 € le MWh.
Des capacités de production de la réserve stratégique ont été sollicitées. Elles existent pour cela.
C’est tout de même moins que les 3.000 € atteints par la France le 4 avril 2022 lors d’une goûte froide, où la situation était plus tendue en raison des problèmes de CSC du parc nucléaire. Les variables étaient à 5 GW au moment le plus critique.
Il avait fallu que le gouvernement en appelle à la population et aux entreprises, leur demandant de limiter leur consommation.
Pour revenir sur terre à nouveau en Allemagne terre promise des ENR intermittentes
entrefilet très explicite repris ds le lien qu’à mis Marc (merci à lui !)
Novembre 2024, nouvelle expérience d’une panne d’électricité verte en Allemagne – avec des conséquences importantes
10/11/2024 par Hartmut Lauer
« Au cours du premier semestre 2024, les énergies renouvelables ont assuré près de 60% de la production d’électricité /1/. Même si certains médias ont omis de le préciser, il s’agit bien entendu d’un volume de production lissé sur les six premiers mois de 2024. »
« L’Energiewende a pour objectif une production d’électricité de presque 100% à partir des énergies renouvelables à l’horizon de 2035 en faisant des éoliennes et du photovoltaïque pratiquement le seul pilier de l’approvisionnement en électricité de l’Allemagne.
Mais le 6.11.2024, vers 17 heures, ce pilier s’est effondré de façon spectaculaire. Les éoliennes terrestres et maritimes (~72 GW) et les installations photovoltaïques (~94 GW) ont pratiquement cessé leur production pendant des heures.
Le prix de l’électricité a atteint 820 €/MWh sur le marché spot vers 17 h ce jour-là et l’intensité carbone du mix électrique est passée à presque 600 g CO2/kWh /2/, /3/, car les centrales thermiques à flamme ont dû prendre le relais.
Cet évènement montre à nouveau que, même dans les hypothèses les plus optimistes, le scénario à « 100% de renouvelables » est actuellement intenable techniquement sans des moyens de production pilotables en backup. Pour pallier la défaillance des énergies renouvelables variables, il faut donc, faute de moyens de stockage suffisants, conserver un deuxième parc de production, une solution très coûteuse pour le consommateur d’électricité ».
L’Allemagne connaitra encore des alléas comme ceux là d’ici à 2035, et même après, et nous aussi, mais si les alléas de quelquechose devaient sytemétquement faire abandonner la chose il n’existerait rien de ce que l’homme a fait depuis qu’il est sur la planète. Puisque vous parlez si abondamment de l’Allemagne vous devriez savoir qu’ils n’ont pas fini de s’équiper n’ayant vraiment démaré qu’en 2011, soit moins de 15 ans. Nous mêmes qui faisons progresser le nucléaire depuis plus de 60 ans n’avons jamais terminé avec un 100% nucléaire, donc heureusement qu’il y a le renouvelable pour compléter, et mal puisque mal réparti et peu équipé, malgrè notre chance d’avoir une hydraulique abondante.
La seule chose importante, si à long terme nous avions le choix, serait de savoir, au-delà de vos simples impressions, si le renouvelable peut à lui seul suffire à alimenter tous les pays du monde en électricité de façon suffisamment abondante ?