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Point de vue de Didier Rouchet (Accenture) :

Je propose de parcourir trois visions différentes mais complémentaires des Smart grids :

  • la vision métier ;
  • la vision fonctionnelle ;
  • la vision applicative des composants techniques.

La vision métier

Il s’agit de comprendre pourquoi les Smart grids se développent aujourd’hui. Le raccordement des installations de production d’électricité décentralisées et le développement des nouveaux usages électriques induisent des déséquilibres nouveaux sur les réseaux de distribution et les obligent à s’adapter. Cette adaptation implique de déployer de l’intelligence sur l’ensemble des réseaux. Elle va donner lieu à un échange massif de données que l’on peut catégoriser en deux groupes :

  • les données opérationnelles pour faire fonctionner le réseau et équilibrer l’offre et la demande ;
  • les données de consommation (courbes de charge par exemple) utilisées pour que les utilisateurs finals comprennent mieux leur facture.


Source : Accenture

La vision fonctionnelle

La vision fonctionnelle permet de catégoriser en quatre grandes familles les fonctionnalités majeures offertes par la mise en place des réseaux électriques intelligents :

  • la gestion des équipements du réseau : en déployant des capteurs sur les équipements présents sur les réseaux de distribution (lignes aériennes, câbles souterrains, postes de transformation, etc.), cette fonctionnalité permet de surveiller leur utilisation et d’anticiper leur défaillance (par exemple sur les pièces d’usure) et ainsi de prévoir leur fonctionnement futur . Elle est une aide à la décision en matière de maintenance préventive ou d’investissements ;
  • le pilotage des incidents : cette fonctionnalité permet de gérer les incidents et les pannes de la manière la plus automatique et la plus réactive possible. En faisant remonter les données du réseau au niveau des systèmes d’information centraux et en les analysant, il est possible de faire émerger des schémas type de pannes et ainsi de prendre de manière très réactive des décisions d’autocorrection, voire d’auto-cicatrisation (dans les minutes, voire les secondes, pour éviter la propagation de la panne sur le réseau) ;
  • les opérations de comptage : cette fonctionnalité permet de faire les relèves de consommation à distance. Cela permettra, également, la facturation sur index réel. Les utilisateurs auront besoin de ces informations pour piloter leur usage domestique ;
  • la gestion active de la demande : cette fonctionnalité permettra d’accroître la flexibilité du réseau (gestion des effacements par exemple) en réponse à l’intégration des énergies renouvelables intermittentes et à la multiplication des nouveaux usages.


Source : Accenture

La vision applicative des composants techniques

La première couche applicative concerne les données aux latences variables. Le déploiement des technologies de l’information et de la communication sur les réseaux électriques induit une multiplication des données : les données de consommation et les données opérationnelles. Ces données ont différentes latences. Les données opérationnelles sont en effet prioritaires en matière de transmission sur le réseau par rapport aux données de consommation. Le système d’information central est ainsi informé rapidement des incidents et peut donner les ordres d’autocorrection pour traiter efficacement les coupures.

La deuxième couche applicative regroupe les différents protocoles et voies de communication possibles (débit et fiabilité différents) pour transmettre ces données.

La troisième couche applicative (la brique verte sur le schéma) est une boîte à outils regroupant l’ensemble des applications à valeur ajoutée utilisées par les énergéticiens pour gérer les données issues des Smart grids. Accenture a développé sa propre architecture, l’architecture INDE, dans laquelle on retrouve les systèmes permettant de traiter et d’analyser les afflux massifs de données (fonctions analytiques et de business intelligence). Cela permet de visualiser les équipements, de les surveiller et ainsi de planifier les opérations de maintenance préventive. Ces fonctionnalités renforcent la sécurité du réseau de distribution.

La quatrième couche applicative regroupe les systèmes d’information géographiques qui permettent de naviguer sur le réseau pour la maintenance, les systèmes de « demand response », de gestion des incidents, de gestion des données de comptage évolués, et de gestion des données clients.


Source : Accenture

L’analyse et la gestion des données issues du système électrique représentent un enjeu clé pour le développement des Smart grids. L’objectif est de pouvoir les administrer, les intégrer et les analyser en temps réel. Cette analyse facilitera la prise de décisions propres à accroître la performance opérationnelles grâce à des informations prédictives et exploitables et permettra l’automatisation de la gestion des activités du réseau (type détection et résolution de coupures).


Source : Accenture

Des acteurs d’horizons différents sont concernés par les problématiques liées à l’utilisation des TIC dans les Smart grids. Aujourd’hui, l’écosystème des Smart grids est encore en construction, les frontières restent floues et le périmètre d’intervention des acteurs est en cours de définition. Il est, donc, important de travailler à fédérer les différents acteurs, à coordonner leurs activités et à interconnecter leurs différents systèmes d’information.





Didier Rouchet
6 décembre 2011


Didier Rouchet, Senior Executive, est responsable « Technology Smart Grid » pour Accenture en France. Ses 17 ans d’expérience au sein du Groupe ont été mis en pratique chez les plus grandes entreprises du secteur des Utilities et des Télécommunications à la fois nationales et internationales. Didier Rouchet a notamment dirigé pour de grands groupes français des programmes de transformation et des projets complexes d'intégration de systèmes.

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