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Introduction

Une recherche, plusieurs recherches ?

Dossier mis en ligne le 06 novembre 2017.

D’après l’OCDE (Manuel de Frascati, 2002), le concept de recherche et développement, dit R&D, désigne l’ensemble des travaux de création entrepris de façon systématique en vue d’accroître la somme des connaissances, ainsi que l’utilisation de ces connaissances, pour la conception de nouvelles applications. Les travaux de recherche et développement englobe trois activités de recherche distinctes :

  • la recherche fondamentale, ou académique ;
  • la recherche appliquée ;
  • le développement expérimental.

La recherche fondamentale, parfois aussi appelée recherche académique, consiste en « des travaux expérimentaux ou théoriques entrepris en vue d’acquérir de nouvelles connaissances sur les fondements des phénomènes et des faits observables, sans envisager une application ou une utilisation particulière » (Manuel de Frascati). Il s’agit d’analyser les propriétés d’éléments ou de phénomènes physiques et naturels dans l’optique de dégager des schémas explicatifs ou des théories interprétatives. On distingue communément :

  • la recherche fondamentale « pure » (aussi dite « libre »), « exécutée au service de la connaissance sans intention d’en tirer des avantages économiques ou sociaux ou sans volonté d’en appliquer les résultats à des problèmes concret ou de transmettre ces résultats aux secteurs concernés » ;
  • la recherche fondamentale « orientée », « exécutée dans l’espoir qu’elle aboutira à l’établissement d’une vaste base de connaissances permettant de résoudre les problèmes ou de concrétiser les opportunités qui se présentent actuellement ou qui sont susceptibles de se présenter ultérieurement ».

À la différence de la recherche fondamentale, les travaux de recherche appliquée sont entrepris dans un but déterminé. Il s’agit soit de discerner les applications possibles des résultats d’une recherche fondamentale, soit de trouver de nouvelles solutions pour atteindre des objectifs précis fixés à l’avance.

Schématiquement présenté comme la dernière phase du processus de R&D, le développement expérimental est fondé sur des connaissances obtenues par la recherche ou l’expérience pratique : « il est entrepris – au moyen de prototypes ou d’installations pilotes – en vue de lancer de nouveaux produits, d’établir de nouveaux procédés ou d’améliorer substantiellement ceux qui existent déjà » (INSEE). Il ne faut pas le confondre le développement de produits, qui désigne le processus de création d’un nouveau produit depuis la formulation d’idées à la commercialisation.

La R&D : un concept aux frontières mouvantes

Les démonstrateurs sont des prototypes très avancés. Construits à l’échelle 1, ils permettent de tester les innovations en grandeur nature en les soumettant à un l’ensemble de contraintes inhérentes à l’environnement où ils sont implantés. La construction d’un démonstrateur est une étape charnière entre la fin du processus de recherche et développement et le début de l’industrialisation du produit. Pour certains, elle fait partie intégrante du développement expérimental ; pour d’autres, cette étape appartient déjà au processus d’industrialisation du produit.

L’innovation ouverte, ou open innovation en anglais, désigne un mode d’innovation basé sur la collaboration. Les travaux de recherche peuvent dépasser les limites soit des équipes de R&D qui en ont normalement l’exclusivité, soit même de l’entreprise. C’est une forme d’externalisation de la recherche basé sur le partenariat avec des acteurs appartenant à l’écosystème de l’innovation et/ou du secteur de marché concerné : laboratoires de recherche, concurrents, startups, etc. Pour certains, le simple fait d’être en permanence à l’écoute de ses clients et de recueillir leur avis, via les réseaux sociaux par exemple, peut s’apparenter à de l’innovation ouverte.


Le processus de R&D (Source : CRE)

L’écosystème de la R&D

Les acteurs de la R&D sont aussi nombreux que divers : établissements d’enseignement supérieur, grandes entreprises, centres de recherche, start-up, organismes de financement, institutions européennes, PME, pôles de compétitivité, etc. La réussite de la filière française des Smart grids passe par une nécessaire collaboration entre ces différents organismes.

Les pouvoirs publics

L’influence des pouvoirs publics, de l’échelon européen à l’échelon local, sur la R&D pour le développement des réseaux intelligents est double :


  • décider des politiques publiques porteuses des grands objectifs en matière énergétique ;
  • mettre en place les dispositifs de financement et d’accompagnement opportuns pour atteindre les objectifs fixés.

L’échelon européen

C’est en 2000 que la Commission européenne prend position pour la création d’un Espace Européen de la Recherche (EER), qui se veut un « marché intérieur » européen de la recherche, de la science et de la technologie. « Horizon 2020 », le programme-cadre de l’Union européenne pour la recherche et l’innovation, est l’instrument financier de l’UE en matière de R&D pour atteindre les objectifs fixés en matière d’efficacité énergétique, de développement des énergies renouvelables et de sécurité d’approvisionnement, notamment.

Doté au total de 80 G€ sur 7 ans (2014-2020), il est prévu que le programme « Horizon 2020 » dédie plus de 12 G€ à l’innovation en matière d’énergie durable et de mobilité verte et intégrée. Ainsi, deux appels à projets ERA-NET ont déjà été lancés, pour 40 M€ en 2015 et 20 M€ en 2016, leur gestion ayant été confiée en France à l’ADEME. Les projets retenus répondent à plusieurs défis : améliorer la flexibilité du système énergétique, renforcer la capacité du système électrique et encourager la participation des consommateurs, le tout en favorisant l’insertion des énergies de source renouvelables (EnR).

L’échelon national

L’Agence nationale de la recherche (ANR) est un établissement public opérateur de l’État qui finance directement les projets de recherche publique ou privée en France. L’ANR est notamment l’opérateur de l’État pour les Programme des investissements d’avenir (PIA).

Dans le cadre du plan pour La Nouvelle France industrielle, une feuille de route sur les Réseaux électriques intelligents (REI) a été publiée le 24 janvier 2014. Elle définit dix actions à entreprendre pour tirer parti des opportunités que les Smart grids peuvent offrir à l’industrie française. En particulier, l’action 9 confie aux Instituts Carnot la tâche de définir la stratégie de recherche et développement de la filière REI. C’est dans le cadre l’action 6 « Organiser un déploiement à grande échelle des réseaux électriques intelligents en France », que les démonstrateurs Smile (en régions Bretagne et Pays de la Loire), Flexgrid (en région PACA) et You & Grid (dans les Hauts-de-France) ont bénéficié d’importants financements publics.

Doté de 150 M€ dans le cadre la mise en œuvre des actions du PIA, le Fonds Ecotechnologies s’adresse lui aux PME françaises indépendantes de moins de 250 salariés, considérées comme innovantes dans les technologies vertes. Ce fond est géré par BPI France Investissements tandis que la gestion des Appels à manifestation d’intérêt (AMI) ou des appels à projets a été confiée à l’ADEME.

La recherche publique

La recherche publique s’organise autour de deux grands acteurs : les centres de recherche et le monde universitaire. Dans les faits, les interactions entre ces deux acteurs sont constantes.

Dans le domaine des Smart grids, on trouve parmi les centres de recherche les plus à la pointe : le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA), l’Institut national de l’énergie solaire (INES), l’Institut français du pétrole Énergies nouvelles (IFP Energies nouvelles), etc.

Le réseau d’instituts Carnot désigne quant à lui des structures de recherche publiques ayant noué des partenariats avec les acteurs socio-économiques (grands groupes, PME, collectivités, etc) opportuns pour mener à bien leurs projets de recherche et développement. Les 38 instituts disposant du label « Carnot » représentent 18 % des moyens humains de la recherche publique et 50 % des contrats de R&D externalisés par les entreprises à la recherche publique.

Les centres publics de recherche travaillent en étroite collaboration avec le monde universitaire. De nombreux établissements d’enseignement supérieur accueillent des écoles doctorales telles que l’école doctorale Énergie mécanique et matériaux de l’Université Poincaré à Nancy ou les écoles doctorales d’Ingénierie pour la santé, la cognition et l’environnement et de Mécanique énergétique de l’Université Joseph Fourier et de Grenoble INP à Grenoble.

La recherche privée

En 2014, les entreprises finançaient 62 % de la Dépense nationale de recherche et développement (DNRD). Les Smart grids trouvent leur application dans des domaines aussi divers que nombreux. C’est pourquoi les entreprises concernées par la R&D dans les réseaux intelligents appartiennent à des domaines d’activités variés : énergéticiens, industrie des télécommunications, industrie automobile, entreprises du génie électrique, industrie du bâtiment, gestionnaires de réseaux, etc.

Une grande partie des travaux de recherche et développement sur les réseaux intelligents sont menés, en interne, par les grandes entreprises. Pour leur part, Enedis et RTE ont ainsi prévu de consacrer respectivement en moyenne 56 M€ et 35 M€ par an entre 2017 et 2020 aux activités de recherche et développement.

La collaboration, maître-mot pour les Smart grids

La collaboration est bien souvent un enjeu essentiel pour la réussite d’un projet de R&D dans le domaine des réseaux intelligents. De nombreux organismes ont été créés avec la mission explicite d’encourager et organiser cette coopération entre acteurs privés ou publics, grands ou petits, industriels ou universitaires.

À ce titre, les pôles de compétitivité ont été créés par la loi n° 2004-1484 du 30 décembre 2004 de finances : constitués par le « regroupement sur un même territoire d’entreprises, d’établissements d’enseignement supérieur et d’organismes de recherche publics ou privés », ils ont vocation à « travailler en synergie pour mettre en œuvre des projets de développement économique pour l’innovation ». À titre d’exemple, les pôles de compétitivité Capénergies (PACA, Corse, Guadeloupe, La Réunion et la Principauté de Monaco) et Tenerrdis (Rhône-Alpes, Drôme, Isère, Savoie et Haute-Savoie) accompagnent de nombreux projets de démonstrateurs Smart grids : GONTRAND, EnR’Stock, STECY, etc. Smart Grids France regroupe l’ensemble des pôles de compétitivité actifs dans le domaine de l’énergie et des technologies de l’information et de la communication.

La réussite de la filière Smart grids française passe aussi par une meilleure prise en compte des enjeux de formation aux problématiques des réseaux intelligents. C’est pourquoi la création de Smart campus est encouragée par les pouvoirs publics. À Saclay, Grenoble, Sophia Antipolis ou encore Lille, il s’agit de rapprocher les universités, les organismes de recherche et les écoles travaillant sur les réseaux de demain. Dans un autre registre, un cursus ingénieur Smart grid a été créé au Conservatoire national des arts et métiers (CNAM) de La Roche-sur-Yon dans le cadre du démonstrateur Smart grid Vendée.

Des alliances nationales ou supranationales, réunissant divers acteurs du secteur, œuvrent également pour le succès des travaux de R&D. On peut citer l’Alliance européenne de la recherche énergétique (European Energy Research Alliance dite EERA) ou encore l’Alliance nationale de coordination de la recherche pour l’énergie (ANCRE).


Les acteurs de la R&D pour les réseaux intelligents (Source : CRE)

Les réseaux multi-énergies intelligents

Pourquoi mutualiser les réseaux d’énergie ?

Traditionnellement, les réseaux d’approvisionnement d’électricité, de gaz naturel, de chaleur, de froid ou d’eau ont été conçus et fonctionnent encore aujourd’hui de manière séparée. Seuls les gestionnaires des réseaux de gaz naturel et d’électricité ont été habitués à travailler ensemble avec un service commun pour les petites interventions. Cette logique de collaboration doit aujourd’hui s’étendre à l’ensemble des énergies.

À l’heure de la transition énergétique, les réseaux d’énergie sont équipés de technologies de communication qui permettent aux systèmes énergétiques d’associer intelligemment, à l’échelon local, les énergies disponibles et les usages. Dans la ville de demain, la Smart city, l’ensemble des flux d’énergie ont vocation à être optimisés. Il s’agit d’adopter un point de vue global et d’organiser, sur un territoire donné l’ensemble des réseaux d’énergie en fonction de leur complémentarité. En particulier, l’intégration massive des énergies de source renouvelable (EnR), et les problématiques d’intermittence que cela engendre, rendent nécessaire l’orchestration de la performance énergétique de manière décloisonnée. Cette approche doit permettre :

  • d’identifier et de tirer parti des synergies entre les réseaux pour améliorer la fiabilité de l’approvisionnement en énergie ;
  • de planifier de manière optimale les investissements en infrastructures lourdes, notamment en évitant leur surdimensionnement.

La CRE, dans sa communication du 25 février 2015, demandait aux gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité et de gaz naturel desservant plus de 100 000 clients d’engager des travaux sur la mutualisation des réseaux d’énergie. Prenant note des démarches respectives engagées par les gestionnaires de réseaux de distribution, la CRE a réitéré cette recommandation dans sa délibération du 8 décembre 2016.

Recommandation de la CRE no 3 du 8 décembre 2016 (R. 2016-03)

La CRE recommande l’utilisation de l’association par défaut des contacts secs virtuels aux usages qui a émergé lors de la concertation en Groupe de Travail Électricité (GTE). Elle demande que cette association, qui n’a aucun caractère obligatoire, soit inscrite dans le référentiel clientèle des gestionnaires de réseaux publics de distribution d’électricité ayant adopté un système de comptage évolué de type Linky.

À la suite d’un retour d’expérience sur l’utilisation de cette association par défaut, cette dernière pourra éventuellement faire l’objet d’une évolution de la norme NF C 15-100 (cf. recommandation R. 2014-04), ou d’une norme ad hoc.


Par ailleurs, il est essentiel de faire preuve de pédagogie en explicitant auprès des utilisateurs les nombreuses possibilités que le comptage évolué offre aux consommateurs et au marché dans son ensemble.


Recommandation no 10 du 8 décembre 2016 (R. 2016-104)

La CRE demande aux gestionnaires de réseaux de distribution et de transport d’électricité et de gaz naturel de poursuivre les démarches entreprises concernant la mutualisation des réseaux d’énergie. Avec l’appui des acteurs industriels de ces secteurs innovants, notamment les gestionnaires de services énergétiques, ils doivent poursuivre les expérimentations engagées, en étroite collaboration avec les collectivités locales où celles-ci se déroulent, et commencer à réaliser et publier des retours d’expérience technico-économiques, afin de juger de l’opportunité d’un développement à grande échelle de ces technologies.

Les grands chantiers de R&D

Les données : un sujet central

La question de la collecte et du partage des données de l’énergie est essentielle pour le décloisonnement des énergies et la mutualisation des réseaux. Une approche systémique et multi-énergies de la gestion des réseaux nécessite au préalable de régler la question de la mise à disposition en temps réel des données.

Dans ce sens, RTE et GRTgaz ont lancé en janvier 2017 la plateforme « Open Data Réseaux Énergies » qui a pour objectif de rassembler des données relatives de gaz naturel et d’électricité, organisées selon les thématiques « Production », « Consommation » et « Territoires et Régions ». Le gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel TIGF s’est pas la suite joint à cette initiative. Les jeux de données sont mis à disposition des acteurs de l’élaboration et de l’évaluation des politiques énergétiques (citoyens, collectivités territoriales et acteurs économiques de l’énergie). Ce projet a vocation à accueillir tous les gestionnaires d’infrastructures volontaires pour enrichir cette plateforme. Dans la lignée des recommandations de la CRE, plus de 170 acteurs de la distribution d’énergie se sont réunis pour créer l’Agence ORE (Opérateurs de Réseaux d’Énergies) qui assurent la mise en commun de ressources et de services dédiées au numérique au service de la transition énergétique.

Les composantes essentielles de l’approche multi-fluides

Les travaux de recherche et développement devront s’attacher à étudier les opportunités que représentent ces axes, notamment, en :

  • évaluant leur maturité technique ;
  • estimant leurs conséquences économiques ;
  • établissant leur bilan environnemental.

Quatre grands axes caractérisent aujourd’hui les travaux de recherche et développement pour la mutualisation des réseaux d’énergie :

1. Les produits gaz smart : la cogénération et les systèmes hybrides

Les produits comme la cogénération et les systèmes hybrides se trouvent à l’interconnexion des réseaux d’électricité, de gaz, de chaleur et de froid. Ils peuvent soulager ces réseaux face à un besoin croissant de flexibilité électrique directement engendré par les nouveaux usages tels que l’intégration du véhicule électrique.

L’appellation « système hybride » peut désigner par exemple une pompe à chaleur et une chaudière à condensation fonctionnant en alternance. L’installation est pilotée par un système de commande qui prend en compte des paramètres exogènes comme la température extérieure, le prix, etc. : le basculement de la pompe à chaleur électrique vers la chaudière à gaz entraîne un effacement de consommation électrique.

Traditionnellement, les installations de cogénération ont toujours participé aux mécanismes de flexibilité au niveau national. Grâce aux technologies de micro-cogénération à moteur (< 36 kW) ou mini cogénération (< 250 kW) pour le résidentiel collectif et le tertiaire et de pile à combustibles pour la maison individuelle, la cogénération peut maintenant apporter de la flexibilité au système électrique au niveau local. Ces installations permettent simultanément d’assurer les besoins en chauffage, en eau chaude sanitaire et de produire localement de l’électricité.


Le couplage des réseaux d’énergie (Source : GRDF)

2. Le power to heat

Le développement massif des énergies renouvelables entraîne fréquemment l’apparition d’excédents de production d’énergie électrique ou thermique par rapport à la demande. Le power to heat désigne le cas où l’électricité excédentaire alimente, sous forme de chaleur, les réseaux de chaleur urbains ou pour des usages industriels. Il est d’autant plus pertinent de se pencher sur les synergies entre réseaux de chaleur et d’électricité que la consommation de chaleur représente environ la moitié de la consommation d’énergie en France.

L’ADEME a publié en novembre 2016 une étude sur la valorisation du stockage thermique et du power to heat. Cette étude dresse un panorama des solutions techniques disponibles et en cours de développement pour la filière du stockage thermique et du power to heat. Elle évalue la valeur de ces solutions et leur potentiel technique et économique pour 6 cas d’études couvrant plusieurs secteurs et applications d’intérêt : réseaux de chaleur, valorisation de chaleur fatale industrielle, cogénération, production d’eau chaude sanitaire domestique, etc. De manière générale, le recours à des solutions de stockage thermique et de power to heat offre une alternative au renforcement des réseaux ou des moyens de production.


Schéma synoptique de différents cas d’application du stockage thermique et du power to heat (Source : ADEME)

3. Le power to gas

Le power to gas permet d’utiliser la production excédentaire d’électricité d’origine renouvelable pour produire de l’hydrogène par électrolyse de l’eau. Convertir l’électricité en gaz permet de la stocker puisque l’hydrogène (ou le méthane) ainsi obtenus peuvent être injectés dans les réseaux de gaz naturel existants. Le power to gas est une solution de flexibilité du système énergétique qui peut apporter une réponse à l’intermittence des énergies renouvelables.

Si les expérimentations de power to gas se multiplient sur les réseaux de distribution, elles sont très rares sur les réseaux de transport, en France tout du moins. GRTgaz, RTE et leurs partenaires publics ou privés ont ainsi lancé en 2015 le premier démonstrateur de power to gas raccordé au réseau de transport de gaz : Jupiter 1000. Installé dans la zone portuaire et industrielle de Fos-sur-Mer, ce projet expérimente l’électrolyse de l’eau réalisée à partir d’électricité de source renouvelable, l’injection d’hydrogène dans les réseaux de transport de gaz naturel et sa transformation en gaz naturel de synthèse, du méthane, qui peut lui aussi être injecté sur les réseaux.

Consulter le compte-rendu de l’intervention de GRDF sur la R&D dans les Smart gas grids


Interactions actuelles et futures entre les réseaux (Source : GRTgaz et ThinkUp)

L’exemple du stockage : les services et cahier des charges du stockage pour les systèmes électriques

La flexibilité requise dans les systèmes électriques est croissante mais le rôle que le stockage va jouer par rapport aux technologies concurrentes (modulation de consommation, modulation de production, etc.) reste encore peu évident. Or, l’identification du profil d’usage est un facteur clef pour adapter la technologie au besoin et permettre de réduire les coûts.

L’équilibre offre-demande et les services système dans les « grands » systèmes électriques

En Europe, les conditions actuelles et à moyen terme (37 % d’EnR en énergie, c’est-à-dire d’énergie électrique consommée, en Europe) ne nécessitent pas la mise en place de moyen de stockage pour intégrer les énergies de source renouvelable (EnR). À long terme, de nombreuses incertitudes persistent notamment parce que le stockage est en concurrence avec les autres moyens de flexibilité. Avec les coûts actuels du stockage, même pour des scénarios à 80 % d’EnR, le besoin en stockage requis est très réduit à condition que les autres sources de flexibilité soient exploitées.

Dans le cas où l’énergie produite par le photovoltaïque aurait un taux de pénétration important (de l’ordre de 30 % en énergie) ou dans celui où la flexibilité conventionnelle ne serait pas ou peu exploitée, il y aurait rapidement (dès le scénario à 37 % d’EnR en Europe) besoin de stockage à l’échelle infra-journalière. La quantification du besoin reste cependant encore incertaine en volume.

En revanche, les exigences en matière de services système devraient croître et les systèmes de stockage peuvent fortement y contribuer. Il s’agit d’ores et déjà du principal marché pour le stockage stationnaire même si le marché potentiel reste limité (de l’ordre de 3 GW en Europe).

Au regard de ce segment de marché pour les applications stationnaires, il apparaît judicieux de proposer des technologies de puissance moyenne présentant une cyclabilité assez forte (de 1 à 2 cycles/jour), en lien avec le besoin de services système à court et moyen-terme. Le besoin de stockage sur le long terme de report d’énergie est aujourd’hui peu lisible alors que le besoin de flexibilité infra-journalière apparaît plus évident.

L’équilibre offre-demande et les services système dans les systèmes électriques non-interconnectés

Dans les petits systèmes électriques (< 1GW), la pénétration des EnR est importante, ainsi que l’aléa (peu de foisonnement) associé. Combiné à des caractéristiques particulières du système électrique (très faible inertie du système), cela conduit à un besoin de stockage dès lors que le taux de pénétration des EnR atteint 20 à 30 % en puissance instantanée. Cette limite est le fruit de contraintes techniques sur la tenue en fréquence du réseau soumis à de la variabilité très court terme de la production EnR.

Au vu des coûts de production conventionnelle dans les petits systèmes électriques, du coût de production d’origine photovoltaïque et du coût actuel du stockage, les calculs montrent que le potentiel de réduction du LCOE (Levelized Cost of Energy : mesure du coût complet de production d’énergie pour un système donné) est important si on augmente encore notablement la part des EnR au-delà de 30 % en puissance. Or, dès lors que l’on souhaite encore augmenter la part des EnR dans ces petits systèmes électriques, de nouveaux besoins en stockage apparaissent. Ces besoins sont relatifs, notamment, au suivi de charge et au report d’énergie infra-journalier.

À court et moyen terme (de 0 à 10 ans), on peut donc escompter que la capacité des unités de stockage devra nécessairement augmenter pour fournir à la fois de la réserve de fréquence, et du report infra-journalier et du suivi de charge. Dans ce cas, le stockage est de l’ordre de une à quelques heures pour un profil applicatif d’environ à 1 à 2 cycles/jours. Cet ajout devra être dimensionné de manière à minimiser le LCOE du site via un dimensionnement optimal entre EnR, stockage et production conventionnelle. Il est important de noter que plus la performance augmentera et le coût du stockage diminuera, plus son utilisation s’orientera vers des applications de type « énergie ». Autrement dit, moins le stockage sera cher, plus il sera utilisé dans le cadre de reports d’énergie.

Au regard de ce segment de marché pour les applications stationnaires, il apparaît judicieux de proposer à court terme des technologies à forte cyclabilité, longue durée de vie et forte puissance. En revanche, il est probable que le profil applicatif à moyen et long terme soit d’avantage orienté vers une technologie typé énergie plus proche de celle des véhicules électriques. En d’autres mots, à court terme, le stockage sera utilisé pour des applications nécessitant beaucoup de puissance pour peu d’énergie. Puis, le coût des batteries chutant, le cahier des charges des moyens de stockage évoluera vers plus d’énergie pour la même puissance.

Les services au réseau

Dans les différents systèmes électriques, il est nécessaire de prévoir une infrastructure réseau de manière à faciliter la répartition spatiale de l’énergie. Avec l’intégration d’EnR décentralisée, on peut facilement imaginer que ce type d’infrastructure soit remis en cause au profit de stockage décentralisé. Au vu des coûts actuels du stockage à court et moyen terme, il n’est pas envisageable que le stockage remplace de manière massive les infrastructures du réseau électrique dont le coût du service de répartition spatiale est bien en deçà de celui du stockage (au moins un facteur 10).

En revanche, il existe un certain nombre de situations où le coût de renforcement des infrastructures peut s’avérer extrêmement onéreux à la fois vis-à-vis de contraintes techniques, environnementales et d’acceptation sociale. Dans ces cas, il est très probable que le stockage sera mis en place dans une version multi-services.

À long-terme et si les coûts du stockage subissent une chute massive de prix (d’au moins un ordre de grandeur), on pourrait imaginer des topologies de réseau électrique en rupture et un marché du stockage en volume de l’ordre de grandeur de celui de la production d’énergie.

Le stockage « derrière le compteur »

L’autoconsommation de l’énergie solaire à proximité immédiate à l’échelle du bâtiment ou du micro-réseau est aujourd’hui présentée comme le marché le plus important pour le stockage stationnaire à moyen terme. Cette application est d’autant plus intéressante que le prix d’achat de l’énergie au niveau de l’utilisateur final est important en comparaison au coût de production local de l’énergie solaire.

Il est important de noter que cette application a vocation à améliorer l’autoconsommation mais n’apporte pas nécessairement une solution à l’amélioration de l’intégration système et réseau de l’énergie solaire. Or, la structure de coût (hors taxes) de l’électricité au niveau de l’utilisateur final est composée à environ 45 % d’un coût provenant de la gestion du réseau (infrastructure et équilibre offre-demande). Il résulte de ce point une incertitude sur la viabilité technico-économique de cette application à long terme. Celle-ci devra être mise en regard d’autres facteurs influents non technologiques (modèle d’affaire simple, volonté politique, etc.).

Ce segment nécessite un stockage pour du report infra-journalier avec un stockage de 1 à 4 heures, un régime de l’ordre de la moitié de la consommation journalière et de 0,5 à 1 cycle par jour. C’est une application plus proche du cahier des charges des batteries des véhicules électriques.




Cette fiche a été rédigée par les équipes du CEA-LITEN à l’INES.




L’exemple du stockage : Les axes de R&D pour la réduction du coût du stockage

Pour réduire le coût du stockage, 2 axes doivent être poursuivis :

1) Réduire les coûts actualisés de la batterie (LCOS)

L’enjeu principal réside dans la réduction du coût du kWh transité dans la batterie. Cette optimisation repose actuellement à la fois sur la réduction des coûts d’investissement (CAPEX) et des coûts d’exploitation (OPEX) du système.

2) Optimiser la gestion du stockage dans les applications réseau : maximiser les revenus

L’enjeu est de pouvoir maximiser l’utilité du stockage en termes de répartition spatiale, temporelle et au profit des différents acteurs des systèmes électriques. Pour ce faire, les algorithmes de gestion d’énergie joueront un rôle important et devront prendre en compte à la fois les contraintes de sollicitation liées aux différentes applications et l’impact de ces sollicitations sur le LCOS.

Maîtriser les coûts d’investissement


Décomposition des coûts d’un système de stockage (dimension MW/MWh) (Source : CEA INES)

Réduire les coûts d’investissement au niveau batterie

Il est nécessaire de travailler sur les matériaux et procédés de fabrication pour réduire les coûts des cellules de 150 €/kWh à moins de 100 €/kWh à l’horizon 2030.

En parallèle des développements de nature purement électrochimique (utilisation de matériaux abondants), il est primordial de se pencher sur l’utilisation de batteries en seconde vie stationnaire après un usage en véhicules électriques. En effet, une extrapolation simple des objectifs gouvernementaux repris par l’AIE pour 2030 indique un volume annuel d’environ 200 GWh de batteries de seconde vie entrant potentiellement sur le marché du stockage stationnaire en 2030 à l’échelle mondiale, pour un volume annuel du marché du stockage stationnaire estimé entre 10 et 40 GWh en 2025 (études BNEF et Navigant) et de l’ordre de 250 GWh en 2030 (IRENA et Citigroup). À cette fin, il est nécessaire de développer des solutions de diagnostic précis de l’état de santé des batteries, couplées à des modèles qui permettent de projeter la valeur des éléments reconditionnés dans leur application de seconde vie. Il est également important de réfléchir à l’écoconception des packs de première vie qui pour un reconditionnement facile.

Maîtriser des coûts de mise en système batterie hors conversion

Actuellement les étages de gestion électronique qui assurent la mesure de la tension de chaque élément et de la température afin de garantir une opération en toute sécurité (BMS pour Battery Management System), les systèmes de climatisation pour garantir la durée de vie et autres enveloppe mécanique induisent un coût de l’ordre de 100 à 200 €/kWh.

Ce coût doit être diminué en particulier grâce à la standardisation des étages BMS et étages électroniques d’agrégation de l’information des BMS, mais aussi grâce au développement de technologies mieux résistantes des températures d’opération élevées ce qui diminuera les besoins en gestion thermique.

Le second axe de travail pour réduire les coûts de mise en système proche cellule réside dans le développement de technologies Li-ion intrinsèquement sûres. En effet, le caractère inflammable de l’électrolyte actuel induit un risque de feu dans des situations où un élément unitaire est mis en surcharge. D’où le besoin de contrôler la tension unitaire de chaque élément et de maîtriser la température des batteries à tout instant. Des batteries à électrolytes non inflammables, tout comme des solutions tout solide, à l’image de la batterie LMP (lithium métal polymère), sont en développement, en particulier chez les plus gros constructeurs automobiles.

Réduire les coûts d’investissement au niveau intégration système

Il s’agit de diminuer les coûts de mise en système en courant alternatif de 150 €/kW à 50 €/kW. À cette fin, le principal levier se situe au niveau de l’électronique de puissance. En effet, les convertisseurs bidirectionnels batterie sont coûteux et non optimisés. Outre une progression sur les performances et coûts de tels convertisseurs, une mutualisation des fonctions d’électronique de puissance avec les systèmes de production renouvelable (pho-tovoltaïque en particulier) ou avec d’autres organes d’électronique de puissance de l’infrastructure réseau est à envisager.

Maîtriser les coûts d’exploitation

Réduire les coûts d’opération et maintenance

Le rendement sur cycle de la technologie Li-ion est d’environ 95 %. Le rendement de conversion est de l’ordre de 98 % pour les meilleurs convertisseurs au point de fonctionnement optimal. Sans prise en compte des auxiliaires du système, il en résulte un rendement sur cycle de 91 % au maximum.

En pratique, les systèmes de stockage de petite dimension (< 500 kWh) ont des pertes de l’ordre de 25 % alors que les systèmes à l’échelle du MW peuvent limiter les pertes à 15 à 20 %. Ces pertes sont principalement issues du système de conversion et des auxiliaires du système (notamment le conditionnement thermique).


Rendement et perte d’un système de stockage Li-ion de 50 kW/150 kWh sollicité à la puissance de 40kW sur plusieurs cycles de charge décharge complète au printemps en France (Source : CEA INES)

Afin d’améliorer le rendement, il est nécessaire :

1) d’optimiser l’architecture thermique des systèmes de stockages ;

2) d’optimiser les systèmes de conversion pour le stockage au regard de leur profil applicatif.

Maximiser la durée de vie

L’ordre de grandeur des calculs économiques dans les investissements réseau est d’au moins 20 ans. À ce titre, il est pertinent de proposer des systèmes dont la durée de vie applicative est cohérente avec cette durée.

Les systèmes de stockage ont la particularité d’avoir un LCOS très fortement impacté par l’usage qui est fait de la batterie. Lorsque la batterie est très sollicitée en puissance, le vieillissement est accéléré en raison de régimes de courant mis en jeu « trop » élevés. Inversement, lorsque la batterie est peu sollicitée, le vieillissement calendaire engendre une augmentation du LCOS dû à la réduction du nombre de cycles effectifs de la batterie sur sa durée de vie. Un graphique illustratif du LCOS batterie en fonction du nombre de cycles journaliers est présenté ci-dessous.


Illustration de l’évolution du LCOS en fonction du nombre de cycle journalier (graphique illustratif à adapter en fonction de la technologie, des conditions environnementales, etc.) (Source : CEA INES)

À court terme, l’objectif est d’augmenter la cyclabilité et de réduire l’impact du régime de charge et de décharge sur la durée de vie pour pouvoir satisfaire le cahier des charges des services systèmes dans les différents systèmes électriques au meilleur LCOS (taille batterie réduite et très fort cyclage). Le vieillissement calendaire a en effet une part plus faible dans le vieillissement des systèmes de stockage pour ces applications.

Pour les applications à destination du client final (autoconsommation) et les profils applicatifs moyen-long terme sur les systèmes électriques insulaires et interconnectés, le nombre de cycles journaliers est de l’ordre de un cycle par jour. Il conviendrait donc de privilégier l’amélioration du vieillissement calendaire.

Il est important de comprendre que, pour les applications de stockage pour la gestion des réseaux, le profil applicatif sera très étroitement lié à la performance du système de stockage lui-même (durée de vie en cyclage et calendaire). Par exemple, si la performance en cyclage évolue drastiquement par rapport à la durée de vie calendaire, la compétitivité du stockage sera d’autant plus forte sur l’axe des services système. En revanche, si le vieillissement calendaire est maitrisé plus vite que les capacités en cyclage, les applications de report d’énergie infra-journalier seront préférées.

Maximiser les revenus et les marchés

Stratégies de gestion du stockage dans les réseaux, maximisation des revenus

Un levier important de l’optimisation de la rentabilité du stockage dans les systèmes électriques réside dans la possibilité de cumuler les sources de revenus liés au stockage, et donc, de cumuler les usages. Au même titre, si l’on parvient à cumuler les services, on augmente le cyclage du système de stockage et on devrait donc très pro-bablement baisser le LCOS. Par conséquent, il est important de travailler sur les algorithmes de gestion du stockage stationnaire de manière à mieux exploiter les sources de revenu pour la rentabilité du stockage et à réduire du LCOS pour adapter le profil applicatif au domaine de performance optimal du stockage. Les différentes techniques d’optimisation et d’intelligence artificielle joueront un rôle majeur en ce sens.

Analyse de données

En lien étroit avec les différents axes mentionnés ci-dessus, il est nécessaire de disposer de banques de données détaillées et partagées au sein des acteurs afin de mieux connaître les véritables usages et performances du stockage dans les réseaux. Ceci permettra réduire le temps des « courbes d’apprentissage » et de favoriser le déploiement de nouvelles technologies comme le stockage dans un domaine qui reste conservateur. À ce titre, il est important de travailler sur l’« open data » ainsi que sur les méthodes avancées d’analyse de données.




Cette fiche a été rédigée par les équipes du CEA-LITEN à l’INES.




Forum et interviews

La Commission de régulation de l’énergie a organisé son vingt-sixième forum le 15 mai 2017 sur le thème « La Recherche & Développement prépare l’avenir des Smart grids ».

Julie Pinel, Chargée de mission Smart gas grids chez GRDF, Bernard Salha, Directeur de la Recherche & Développement du groupe EDF, Sylvain Paineau, Directeur Innovation et Partenariats de Schneider Electric et David Marchal, Directeur adjoint Productions et Énergies Durables à l’ADEME sont intervenus lors du forum pour présenter les grands enjeux de la recherche et développement dans le domaine des Smart grids.


Point de vue de Julie Pinel
Chargée de mission Smart gas grids

Point de vue de Bernard Salha
Directeur de la Recherche et Développement du groupe

Point de vue de Sylvain Paineau
Directeur Innovation et Partenariats, Directeur Europe « Open Innovation »

Point de vue de David Marchal
Directeur adjoint Productions et Énergies Durables


Vous découvrirez également les interviews suivantes :

Interview de Pierre Mallet
Directeur Innovation et R&D




Point de vue de Julie Pinel (GRDF) :

Le Smart gas grid est un réseau de gaz intelligent : il bénéficie de toutes les nouvelles technologies de l’information et de la communication pour être équipé en capteurs automates générateurs de données, aussi bien pour des usages internes qu’externes, dans le but d’améliorer l’efficacité de la gestion de la distribution du gaz naturel. Aujourd’hui, son déploiement vient servir quatre grands objectifs stratégiques pour les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel :



  • Favoriser l’intégration des gaz verts renouvelables.

Par nature décentralisés, ces gaz, comme par exemple le biométhane qui est en cours de développement, viennent bouleverser la manière dont sont gérés les réseaux de distribution de gaz naturel traditionnellement et uniquement alimenté par le réseau de transport. Bien qu’ils respectent les spécifications du gaz naturel réseau, les gaz verts renouvelables ont une composition qui varie (présence de composés traces qui peuvent affecter certains équipements industriels sensibles) . Les postes d’injection du biométhane pouvant connaître des aléas ou voir leur production varier au cours du temps, ajoutant ainsi au phénomène de production locale, un phénomène d’intermittence. Pour favoriser l’intégration des gaz verts naturels, il est donc nécessaire de mieux contrôler la qualité du gaz et d’avoir une vision plus fine du réseau qu’avant.

  • Participer au couplage et à la complémentarité des réseaux.

La complémentarité des réseaux est régulièrement évoquée, en particulier « à l’amont ». L’idée du « power-to-gas » est de faciliter l’insertion massive des excédents d’énergie électrique de source renouvelable, en favorisant leur conversion en hydrogène ou en gaz naturel, puisque celui-ci peut être stocké dans les réseaux de gaz, qui disposent d’une capacité de stockage inter-saisonnier significative.. À l’aval, on considère aussi que le réseau de gaz peut apporter de la complémentarité, notamment grâce aux technologies qui se déploient principalement aujourd’hui au niveau de la distribution. On voit ainsi apparaître des mini-cogénérations, des systèmes de chaudières hybrides (des chaudières gaz avec des pompes à chaleur électriques) et des piles à combustibles. Ces solutions permettent au même titre que d’autres actifs de flexibilité de faire de la gestion de la demande. Elles sont moins présentes sur le marché que d’autres actifs et demeurent moins connues que l’effacement diffus électrique, bien qu’elles puissent apporter le même type de services et qu’elles aient aujourd’hui des atouts à faire valoir (faible coût marginal de mise en œuvre de la flexibilité, pas « d’effet rebond » sur le réseau électrique). Tout l’enjeu pour les gestionnaires de réseaux est que l’activité de distribution soutienne et accompagne cette complémentarité.

  • Contribuer à la maîtrise de la demande en énergie, et plus généralement à tous les travaux de planification énergétique qui peuvent être mis en place par les territoires.

Le déploiement du compteur communicant Gazpar, ainsi que l’exploitation et la mise à disposition des données de consommation qu’il relèvera, constitue la première brique de cette démarche. À cela s’ajoutent l’exploitation et la mise à disposition des données générées cette fois-ci par les réseaux eux-mêmes grâce au déploiement de capteurs sur les infrastructures de réseaux. Ces capteurs doivent permettre aux collectivités territoriales, notamment, mais aussi à des aménageurs de disposer de davantage de données pour réaliser la planification énergétique de leurs territoires et leurs projets de transition énergétique.

Des équipements innovants apparaissent également. Les chaudières connectées, par exemples, produisent davantage de données ce qui permet de piloter plus finement les consommations de gaz. Par conséquent, elles induiront probablement un changement des profils de consommation. Pour les gestionnaires de réseaux de distribution, accompagner le déploiement de ces technologies est à la fois un besoin et un devoir. Il s’agit ensuite de valoriser les données générées par ces technologies, qui sont beaucoup plus fines que celles produites par les dispositifs de comptage : disposer de données différenciées sur la consommation d’eau chaude sanitaire, le chauffage, les usages cuisson, etc., c’est avoir une compréhension beaucoup plus pertinente de l’utilisation du gaz par le consommateur et donc une capacité à mieux dimensionner et exploiter le réseau de distribution.

  • Améliorer la performance opérationnelle

Pour les opérateurs, ces nouvelles technologies de l’information et de la communication présentent trois avantages. La mise à disposition des données recueillies permet de :

  • disposer d’outils d’exploitation et de maintenance plus efficaces ;
  • améliorer les interventions sur les réseaux ;
  • optimiser le dimensionnement des réseaux par rapport aux évolutions anticipées de la production locale et de la consommation.


Les objectifs stratégique du Smart gas grid (Source : GRDF)

Les programmes de recherche Smart gas grid de GRDF

Au sein de GRDF aujourd’hui, le Smart gas grid recouvre à la fois des programmes opérationnels et des expérimentations ou des démonstrateurs.

Les programmes opérationnels

Parmi les programmes opérationnels, on trouve le programme de déploiement du compteur évolué de gaz naturel Gazpar ainsi que le programme « Données ». Historiquement, ce dernier visait à s’assurer de la valorisation en interne des données de consommation et à leur mise à disposition à l’extérieure de l’entreprise. Il intégrera donc progressivement les données en provenance des compteurs évolués.
Le programme TEX vise quant à lui à préparer la télé-exploitation des réseaux de gaz. Dans un premier temps, il s’agit surtout de déployer une supervision centralisée des points critiques sur les réseaux (surveillance des postes de détente, de la protection cathodique). Un volet de ce programme de télé-exploitation TEX est davantage tourné vers le biométhane : il s’agit d’optimiser l’exploitation et la maintenance des postes d’injection pour en garantir la disponibilité, améliorer leur fonctionnement et être au plus près de la production de biométhane pour garantir son optimisation.

Les programmes d’expérimentation et les démonstrateurs

GRDF participe activement à un ensemble de démonstrateurs et est, notamment, utilisateur-testeur du programme Gontrand, qui vise à anticiper ce que pourrait être le réseau de gaz intelligent de demain. Le projet Gontrand teste, notamment, des nanochromatographes capables de mesurer de manière beaucoup plus décentralisée la composition du gaz. Une plateforme machine-to-machine est également testée : elle doit permettre de collecter des informations transitant par différents systèmes de communication (2G, 3G, Sigfox) pour garantir la récupération et le traitement des données collectées. Pour tirer parti des données, GRDF s’intéresse par ailleurs aux systèmes d’aide à la décision et de simulation dynamique du réseau, et plus généralement aux outils d’intelligence artificielle.

GRDF est également partenaire du démonstrateur GRHYD, qui a pour but de tester l’injection d’hydrogène en mélange avec le gaz naturel dans un réseau neuf de distribution. L’enjeu pour GRDF est de préparer l’avenir en s’assurant que l’injection d’hydrogène dans les réseaux de gaz naturel n’a pas d’impact ni sur le fonctionnement des équipements, ni sur la sécurité industrielle.

Toujours dans l’optique de créer de la complémentarité entre les réseaux et de favoriser l’injection de gaz d’origine renouvelable, GRDF accompagne l’émergence dans les territoires de démonstrateurs de méthanation, susceptibles de produire un gaz de synthèse en combinant de l’hydrogène (H2) et du dioxyde de carbone (CO2). Ces derniers peuvent être de sources diverses, par exemple des gaz fatals issus de l’industrie ou de l’hydrogène vert produit par électrolyse d’électricité renouvelable excédentaire combiné à du CO2 issu de la méthanisation.

Il existe enfin de multiples projets de tests qui ont pour objectif de maximiser la capacité d’intégration du biométhane dans les réseaux. De nombreuses solutions sont envisagées à ce jour. Ainsi, parmi les pistes explorées figure le rebours, qui consiste à faire remonter le gaz à un niveau de pression supérieur, au niveau de la distribution ou du transport, pour bénéficier des capacités de stockage et de la flexibilité des niveaux de pression plus élevés. La question du biométhane est liée à d’importantes problématiques de saisonnalité : en été, la consommation peut être jusqu’à dix fois plus faible qu’en hiver. GRDF examine aussi les technologies de micro-liquéfaction qui offrent des possibilités de stockage, au minimum de manière journalière et peut-être à terme sur des pas de temps plus longs, afin de pallier les difficultés liées à la variabilité des production de biogaz et des consommations.

Enfin, GRDF participe au démonstrateur Interflex, emblématique de la complémentarité des réseaux à l’aval. En plus de la flexibilité électrique, on y teste la contribution potentielle du gaz aux besoins en flexibilité du gestionnaire de réseaux de distribution d’électricité, à la maille locale et même nationale. Il s’agit d’un démonstrateur innovant car peu de projets traitent de la complémentarité du gaz et de l’électricité sous cet angle. Le retour d’expérience sera particulièrement intéressant sur la question de la valeur créée par ce genre de services.

Le « power-to-gas », un axe de recherche prioritaire : le démonstrateur GRHYD

GRHYD est un projet multipartenaires piloté par Engie Lab. Le rôle de GRDF est d’examiner comment intégrer l’hydrogène et le gaz naturel dans les réseaux de distribution qu’elle exploite. Le mélange hydrogène/gaz naturel sera injecté dans une maille très isolée, locale, correspondant à une centaine de logements et un site tertiaire. Techniquement, le démonstrateur GRHYD s’appuie sur de l’électrolyse ; un stockage d’hydrogène sous forme solide,porté par McPhy ; et un poste d’injection, qui réalise le mélange gaz naturel/hydrogène et contrôle à chaque instant le taux de dilution de l’hydrogène avec le gaz naturel avant de l’injecter dans le réseau. Ce projet en est encore au stade des derniers tests en laboratoire. En fonction des résultats obtenus et des autorisations ministérielles, la phase d’expérimentation sur le terrain devrait débuter début 2018.


GRHYD, le premier démonstrateur français « Power-to-Gas » à la maille de la distribution de gaz naturel (Source : GRDF)

Les travaux de R&D sur le Power-to-gas

Le projet GRHYD comprend plusieurs travaux de R&D :

  • La compatibilité des équipements du réseau avec le mélange hydrogène/gaz naturel

Il s’agit notamment de tester l’étanchéité des matériels (et plus particulièrement de tous les accessoires électro-soudés comme les détendeurs ou les vannes) et la perméabilité du polyéthylène (le principal matériau utilisé pour les infrastructures de gaz naturel). La molécule de dihydrogène (H2) est beaucoup plus petite que celle du gaz naturel et a donc tendance à s’échapper plus vite. Il importe de s’assurer que cela ne présente pas de risques de sécurité industrielle. Il faut aussi tester les paramètres de fragilisation des matériaux présents sur les réseaux, notamment pour déterminer s’il y a des phénomènes d’usure accélérée en présence d’hydrogène, ainsi que le fonctionnement des compteurs en présence d’hydrogène.

  • La compatibilité des équipements situés en aval du compteur avec le mélange hydrogène/gaz naturel

Les partenaires du projet testent notamment l’étanchéité des installations intérieures dans les logements (flexibles, canalisations en cuivre soudé, canalisations en PLT, robinets, etc.) et le bon fonctionnement des appareils domestiques en présence d’hydrogène (la chaudière et appareils de cuisson).

  • L’adaptation des procédures d’exploitation

Il est essentiel pour les gestionnaires de distribution de s’assurer que les procédures d’exploitation peuvent être adaptées, le plus compliqué étant de détecter les seuils d’explosivité ou d’intervention urgente pour les mélanges hydrogène/gaz naturel. Il importe aussi de vérifier qu’il n’y a pas d’impact sur l’odorisation du mélange ce qui est un élément primordial de la sécurité sur le réseau de gaz.


Les deux grandes voies de valorisation de l’hydrogène via le réseau de gaz (Source : GRDF)

Les objectifs poursuivis par le démonstrateur GRHYD

Les enjeux sont multiples pour GRDF :

  • d’abord, concevoir un poste d’injection innovant permettant de piloter à tout instant le taux de mélange gaz naturel/hydrogène ;
  • ensuite, définir des protocoles d’exploitation adaptés au mélange gaz naturel/hydrogène pour garantir la sécurité des agents et des usagers ;
  • enfin, définir le cadre réglementaire permettant l’exploitation d’un réseau de distribution alimenté par un mélange hydrogène/gaz naturel. Les spécifications gaz limite pour l’instant le taux d’hydrogène à 6% dans les réseaux. Passer au-delà nécessitera des adaptations réglementaires. Une réflexion est aussi engagée sur les mécanismes de financement de ces dispositifs d’injection d’hydrogène dans le réseau. Il s’agit d’un sujet complexe car on parle là de mécanismes de couplage de réseaux : dans le cas où le power-to-gas vient rendre un service de stockage intersaisonnier, voire un service d'équilibrage au système énergétique, un tarif d'achat n'est sans doute pas le mécanisme le plus pertinent. En effet, l’hydrogène n’est pas dans ce cas-là produit pour créer du gaz renouvelable mais bien pour rendre un service de flexibilité. La question du mécanisme associé et des modalités de rémunération doit être débattu conjointement avec les acteurs du système électrique (opérateurs de réseau, producteurs d’énergie renouvelable, etc.)

La méthanation : la R&D au service de la valorisation de l’hydrogène

La méthanation est un processus industriel qui fait réagir du dioxyde de carbone (CO2) ou du monoxyde de carbone (CO) avec de l’hydrogène (H2) pour produire du méthane (CH4). Il ne faut pas la confondre avec la méthanisation : un processus de décomposition de matières pourrissables en l’absence d’oxygène qui génère du biogaz, composé de méthane et de dioxyde de carbone.

La méthanation peut concerner différents types de production de gaz verts. La méthode la plus répandue est la méthanation associée à la production d’hydrogène vert, obtenu par électrolyse de la production d’électricité renouvelable excédentaire. La combinaison de l’hydrogène vert avec, par exemple, du carbone issu de la méthanisation produit un gaz de synthèse qui possède la même composition que le gaz naturel, ce qui facilite grandement son injection dans le réseau.

GRDF soutient six projets de démonstrateurs de méthanation sur le territoire. Ce sont des projets diversifiés de par la nature de l’hydrogène utilisé, qui est soit de l’hydrogène fatal issus de processus industriels, soit de l’hydrogène vert obtenu par électrolyse de l’excédent d’électricité renouvelable. Le plus souvent, on fait ensuite réagir l’hydrogène avec du carbone issu d’unités de méthanisation (stations d’épuration, décharges, etc.).

Les travaux de recherche sur les services de flexibilité : le démonstrateur Interflex

Interflex est un projet européen qui a donné lieu à l’installation de six démonstrateurs dans autant de villes en Europe. En France, le démonstrateur Nice Smart Valley est piloté par Enedis. L’objectif est, notamment, de tester la participation de solutions décentralisées de gaz à différentes solutions de flexibilité électrique. L’enjeu est multiple :

  • mettre en place des systèmes de pilotage à distance sur les technologies gaz qui ne sont pas utilisées jusqu’à présent pour réaliser des services de flexibilité ;
  • regarder le comportement de ce type d’équipements lorsqu’on agit sur eux de manière flexible ;
  • concevoir différemment les installations pour leur permettre d’être flexibles (par exemple en intégrant des stockages tampons) ;
  • évaluer la valeur de flexibilité de ces actifs. Ce dernier point est d’autant plus intéressant que, contrairement à l’effacement diffus par exemple, il n’y a ni effet rebond, ni report, ni d’influence sur le confort de l’habitant. Par ailleurs, ce démonstrateur doit permettre de conforter des travaux théoriques qui ont révélé que le coût marginal lié à la mise en œuvre de la flexibilité beaucoup plus faible pour ces équipements gaz que le coût de services de flexibilité liés à l’utilisation d’une batterie ou de l’effacement diffus.
Julie Pinel
03 novembre 2017






Julie Pinel est chargée de mission Smart gas grids chez GRDF.




Point de vue de Bernard Salha (EDF) :

Des travaux de recherche à l’industrialisation des Smart grids : un premier bilan

Grâce aux retours d’expérience de la vingtaine de démonstrateurs de nature diverse (intégration des EnR, utilisation de l’effacement, bornes de recharge de véhicules électriques, dispositifs de stockage) en France métropolitaine, dans les ZNI ou à l’international auxquels a participé EDF, il est possible de tirer un premier bilan du passage du stade de la recherche à celui de l’industrialisation des Smart grids.

Le premier enseignement est positif : d’un point de vue technologique, les travaux de recherche et développement ont montré que l’industrialisation des technologies Smart grids les plus matures était parfaitement réalisable. Sous cet angle technologique, la prochaine étape est celle de la normalisation et de la standardisation. L’exemple des travaux menés sur l’émetteur radio Linky sont à ce titre très parlant. Il a fallu travailler en concertation avec de très nombreux acteurs pour examiner comment le compteur évolué Linky pourrait communiquer avec des équipements de la maison. Il n’était plus question de parler de faisabilité technique mais de se mettre d’accord sur des standards, des normes de communication qui permettraient l’interopérabilité de tous les équipements.

Le second enseignement est plus nuancé : il concerne les modèles d’affaires, c’est-à-dire la rentabilité, l’efficacité économique et la valeur susceptible d’être générée par les systèmes électriques, tout particulièrement, lorsque ceux-ci ne concernent que le volet électrique. En effet, la rentabilité n’est pas toujours au rendez-vous. À ce sujet, on peut, par exemple, citer le cas des effacements diffus chez les clients particuliers pour lesquels les économies potentielles sont en général très largement inférieures au coût de l’installation des équipements nécessaires chez les clients. Il en va de même pour les installations de stockage installées chez les petits clients : le coût des installations, c’est-à-dire à la fois le coût de l’équipement lui-même, mais aussi de sa pose, sa connexion et son interaction avec l’installation du client, entraîne des coûts très importants au regard du bénéfice qui reste difficile à chiffrer. Le retour d’expérience du démonstrateur MILLENER à cet égard est particulièrement édifiant. Ces questions de business model sont peut-être moins prégnantes pour les consommateurs tertiaires et industriels. En effet, la taille des volumes permet de rentabiliser de manière plus évidente les équipements élémentaires, mais cela reste un enjeu important.

Le troisième volet concerne les attentes des clients. Les Smart grids ne peuvent pas se développer sans que les clients les souhaitent, les attendent. Cela est vrai pour tous les clients :

  • Les particuliers sont certes intéressés par l’aspect technique, mais encore plus par leur facture et par la simplicité et le confort d’usage auquel ils peuvent accéder. Les questions d’acceptabilité des équipements électroniques, numériques, de sécurité, de collecte et de traitement des données sont essentielles et demandent une forte implication des gestionnaires de réseaux et des fournisseurs.
  • S’agissant des clients industriels, la question est celle de la rentabilité rapide qui doit se profiler à court terme – à savoir deux ou trois ans, mais certainement pas dix – et de minimisation des impacts sur les process industriels. Les retours d’expérience ont montré que les industriels sont réticents à adopter un produit bénéficiant d’une rentabilité forte et rapide s’il nécessite une modification même moindre de son process industriels. À charge pour EDF et ses concurrents d’intégrer cette dimension dans leur politique de développement de produits et de mettre en place des démarches facilitant le processus d’adoption de ces équipements dans ce cas-là.


Industrialisation des Smart grids : un bilan contrasté (Source : EDF)

Cinq ans après, quels enseignements tirer des travaux de recherche sur les Smart grids ?

Les enseignements tirés des actions entreprises dans le domaine des Smart grids lors de ces cinq dernières années permettent de distinguer un certain nombre de pistes prioritaires pour les politiques de recherche et développement futures, qui sont présentées dans le tableau ci-dessous. Il importe de garder à l’esprit que, pour les Smart grids, le concept de « conduite de la recherche » recouvre celui de « conduite de l’industrialisation ». L’enjeu du développement des Smart grids se situe avant tout au niveau industriel, sur un marché international de très grande ampleur qui se chiffre en plusieurs centaines de milliards d’euros. Enfin, on ne saurait trop insister sur le rôle crucial joué par les procédures de standardisation et de normalisation pour le déploiement international des équipements de réseaux intelligents. Déjà, il pourrait être intéressant pour le développement des projets de recherche de mutualiser les moyens d’essai des acteurs, y compris en dehors de leurs frontières nationales respectives.


Les priorités pour les travaux de recherche à venir (Source : EDF)

Zoom sur quelques axes de recherche prioritaires

Microgrids : des opportunités à l’export pour des sites isolés ou des réseaux fragiles

EDF définit un microgrid comme un système purement électrique qui a deux utilisations principales :

  • soit faire de la résilience dans les pays où les systèmes électriques sont fortement développés, comme au Japon par exemple, un pays qui connaît régulièrement des évènements climatiques et sismiques extrêmes ;
  • soit apporter de l’énergie dans les zones isolées difficiles d’accès, comme par exemple dans les très nombreuses îles d’Indonésie, en mettant l’accent sur le recours aux énergies renouvelables pour les substituer aux moyens thermiques traditionnels.

Systèmes multi-énergies : le Smart grid de la Smart city

Le volet multi-énergies qui combine à la fois l’électricité et le gaz (et voire d’autres ressources parfois) apparaît comme un sujet particulièrement important et probablement générateur de valeur. Fondamentalement, la valeur dans les Smart grids est difficile à obtenir. Il est donc plus facile de la capter en mutualisant plusieurs sources d’énergie et en optimisant différents moyens énergétiques. À titre d’exemple, EDF a optimisé à la fois les réseaux de chaleur, de froid et l’utilisation de panneaux photovoltaïques et diminué de manière satisfaisante l’empreinte d’une station touristique chinoise sur l’île de HAINAN, en proposant un schéma global à la maille de l’île. Ce schéma a parfaitement fonctionné et s’est révélé être très compétitif, ce qui a permis à l’entreprise EDF de remporter d’autres appels d’offres sur le même thème.

Systèmes multi-services : mutualiser les dispositifs de maîtrise de l’énergie avec d’autres services

Le constat de départ est double : d’une part le client exprime un besoin de simplicité et d’économies, d’autre part, les conditions de rentabilité sont difficiles lorsque l’on se limite à la seule énergie électrique. En revanche, la plate-forme électrique peut être utilisée pour connecter d’autres dispositifs et apporter d’autres services. En mutualisant ces services, on peut atteindre des niveaux de rentabilité intéressants. Il s’agit de mutualiser des objets connectés, des passerelles de télécommunication et des solutions de connectivité entre les services « énergie » (flexibilité, pilotage) et « hors énergie » (sécurité, confort, etc.). Dans ce cas-là, l’enjeu clé est de définir la manière dont les systèmes communiquent entre eux, partagent leurs données et comment ces dernières sont gérées. De nouveau, la question de la normalisation de standards de communication est au cœur du développement efficace de la valeur de ces dispositifs. Une autre question cruciale à résoudre est celle de la gestion des données : où ces données sont-elles gérées ? Qui les intègrent ? Comment intégrer des données multi-énergies et/ou multi-systèmes ? Comment gérer les questions habituelles de respect de la vie privée et de cyber-sécurité associées ?

Électrification : développer les usages de l’électricité pour décarbonner l’énergie

Ce sujet correspond à une tendance observée aux États-Unis et en Europe, à savoir l’utilisation plus importante de l’électricité dans les mix énergétiques locaux. L’idée est de substituer par l’électricité d’autres moyens énergétiques, d’abord les plus polluants (fioul, charbon) puis le gaz, dans le but de minimiser l’empreinte carbone. Par exemple, un rapport daté du mois de janvier 2017 du régulateur californien de l’énergie a montré que l’utilisation de l’électricité, notamment dans le cadre de la mobilité, pourrait permettre de diminuer les émissions de gaz à effet de serre.

Le développement des pompes à chaleur est aussi à étudier de près. Leur atout majeur réside dans leur coefficient de performance – le ratio (facteur 3 voire 4) entre l’énergie électrique utilisée et l’énergie électrique délivrée – qui permet d’utiliser de façon pertinente et efficace cette énergie. Deux questions en particulier se posent pour le développement des pompes à chaleur : l’amélioration de leur performance, notamment dans l’industrie avec la récupération des chaleurs fatales, et leur installation. EDF préconise de créer un institut de la chaleur et du froid bas carbone qui rassemblerait, pour développer des solutions d’avenir, les fabricants de pompes à chaleur, les installateurs, les développeurs et les énergéticiens. Ce travail de concertation pourrait faire émerger des gains pour l’ensemble de la collectivité et pour l’industrie français à l’international.

L’autre sujet relatif à l’électrification ou à la substitution des usages concerne bien évidemment le développement de la mobilité électrique.

Smart charging : concevoir rapidement les solutions pour accueillir le développement des véhicules électriques

La consommation énergétique totale française, toutes sources d’énergie confondues, pour le secteur du transport est de l’ordre de 550 TWh par an (49,6 MTep soit 580 TWh pour 2015 d’après les statistiques annuelles publiées par le ministère de l’énergie). Par comparaison, la consommation finale d’électricité en France représente environ 450 TWh par an. L’électrification des transports serait une voie de diminution des émissions de gaz à effet de serre. C’est aussi une voie d’efficacité énergétique considérable car le rendement d’un moteur électrique est bien plus important que celui d’un moteur thermique. La mobilité électrique se développe fortement : par exemple à l’horizon 2023, le groupe PSA considère que 80 % de ses modèles, utilitaires compris, seront à propulsion plus ou moins électriques (hybrides ou 100 % électriques). Cela soulève d’importantes questions pour les réseaux : renforcement du réseau dans certains cas, installations de bornes de recharge. Le Smart charging est donc un sujet essentiel, qui nécessite de trouver des dispositifs standards qui permettraient d’optimiser la charge. Il s’agit de l’optimiser non seulement, assez classiquement, hors de la période de la pointe du soir, mais aussi en tenant compte de son impact sur le réseau. Dans ce contexte, la question de la standardisation globale est un levier majeur pour doter l’essor de cette forme de mobilité de fondements solides.

Bernard Salha
03 novembre 2017






Bernard Salha est directeur de la Recherche et Développement du groupe EDF et administrateur d’EDF Énergies Nouvelles.




Point de vue de Sylvain Paineau (Schneider Electric) :

Les « trois D » résument simplement la transition énergétique : Décarbonation, Décentralisation et Digitalisation. Elle concerne l’électricité , mais aussi d’autres vecteurs énergétiques tels que les réseaux de gaz ou de chaleur.

Les travaux de recherche sur la Smart city au cœur de la recherche sur l’énergie de demain

Les travaux de recherche et développement, visant à proposer des solutions innovantes et durables pour la Smart city, recouvre ainsi de nombreux domaines, et notamment :

  • la Smart integration : la gestion de l’énergie et de l’environnement, la supervision des infrastructures urbaines, les prévisions météorologiques ;
  • la Smart energy : les réseaux électriques intelligents, les centrales électriques, la production du gaz, les réseaux de chaleur intelligents ;
  • la Smart water : la distribution et le traitement de l’eau, le cockpit de l’eau : une solution de supervision globale de l’efficacité opérationnelle et énergétique des réseaux d’eau, par ex : une usine de traitement et la supervision de l’ensemble de l’efficacité des pompes ;
  • le Smart built environnement : les zones artisanales et technologiques, les bureaux, les data centers, les logements, hôpitaux, écoles, collèges, lycées, universités, aéroports, hôtels, centres commerciaux, stades, gares, tunnels.
Les travaux de recherche sur les Smart grids sont d’autant plus nombreux que les réseaux intelligents poursuivent quatre grands objectifs « universels » :
  • garantir l’indépendance des utilisateurs vis-à-vis du carburant, et ce notamment dans les îles qui dépendent à 90 % d’une production d’énergie avec du diesel (Source : CODA) ;
  • assurer l’accès à l’énergie à tous : 1,3 milliards de personnes dans le monde n’ayant toujours pas accès à l’énergie en 2017 (Source : IEA) ;
  • améliorer la résilience des infrastructures de réseaux. Aux États-Unis par exemple, les black-outs entraînent un coût de 100 milliards de dollars par an (Source : DOE) ;
  • lutter contre le changement climatique. En effet, les émissions de CO2 liées à la production d’électricité représentent 45 % des émissions totales (Source : IEA).

Pour continuer à œuvrer au développement des Smart grids, les chercheurs peuvent s’appuyer sur un grand nombre de technologies, telles que les panneaux solaires, l’essor de l’Internet des objets ou les batteries de stockage, qui ont démontré leur faisabilité d’un point de vue non seulement technique mais aussi économique. Aux yeux d’un grand équipementier comme Schneider Electric, les principaux leviers de développement des Smart grids sont aujourd’hui : la flexibilité, les objets connectés et l’intelligence artificielle. Le graphique ci-dessous met en exergue la chute des coûts des panneaux solaires et des batteries Lithiuim Ion, ce qui concoure à la viabilité économique des solutions de flexibilités.


Évolution des coûts des panneaux solaires photovoltaïques (en rouge) et des batteries au lithium-ion (en vert) (Source : Schneider Electric)

Par ailleurs, les progrès effectués dans le champ de l’intelligence artificielle permettent d’intégrer des notions telles que la prédiction ou la modélisation dans les systèmes énergétiques. Parallèlement, on peut voir sur le graphique, ci-dessous, que le nombre d’objets connectés croît de manière exponentielle. L’Internet des objets constitue une opportunité pour le secteur de l’énergie : les objets connectés rapprochent l’information au plus près des usages.


Évolution du nombre de personnes (en rouge) et d’objets connectés (en vert) (Source : Schneider Electric)

Un exemple de projet de recherche : le programme « microgrid » de Schneider Electric

L’ensemble de l’entreprise a été amené à travailler sur un programme basé sur une architecture de solutions globales illustrée par le schéma suivant.


Architecture de solutions globales pour les microgrids (Source : Schneider Electric)

Cette architecture a permis de travailler sur des sujets techniquement très pointus tout en garantissant l’interopérabilité entre les différentes couches et les différents systèmes qui composent l’architecture. Dans ce contexte, les travaux de recherche sur les microgrids sont confrontés à au moins cinq grands défis :

  • Définir des stratégies de prédiction optimales, ce qui implique notamment de se pencher sur l’ensemble des solutions d’intelligence artificielle disponibles sur une architecture du type de celle développée ;
  • Implémenter des stratégies optimisées ;
  • Assurer la stabilité du microgrid aussi bien en mode connecté que déconnecté ;
  • maximiser la part des énergies de source renouvelable ;
  • sécuriser la distribution électrique.

Le programme européen de recherche Ambassador, auquel étaient associés un certain nombre de partenaires français dont Schneider Electric, a ainsi abouti au développement d’un outil de gestion et de supervision (DEMIS : District Energy Management System).
Celui-ci utilise un triptyque analytique composé d’une phase de prédiction (météo, demande, tarifs), d’une phase de modélisation du système complet (de la demande aux coûts opérationnels) et d’une phase d’optimisation du système pour un objectif donné.

L’image suivante propose une synthèse du programme Ambassador. , Schneider-Electric participe de façon très sélective à ce type de projet de R&D , le plus souvent en coordinateur , permettant notamment de fédérer les compétences de partenaires. Cette participation se faittoujours dans un souci d’expérimentation sur le terrain des solutions développées dans ces projets moyen terme et d’exploitation des résultats pour les activités « business » d’un tel groupe, Ambassador en est un très bon exemple avec le projet client « Learning Grid by Grenoble » décrit plus bas.


Le projet Ambassador (Source : Schneider Electric)

Les projets de recherche sur les microgrids peuvent être classés selon deux grands modèles d’affaires : les microgrids mono-propriétaires et multi-propriétaires.

Dans le cadre du projet Learning grid by Grenoble sur un campus de formation professionnelle à Grenoble, les travaux de recherche de Schneider Electric se sont concentrés sur le modèle d’affaire le plus simple d’un point de vue du modèle économique pour un microgrid : il s’agit d’un campus équipé d’un microgrid multi-énergies et mono-propriétaire. L’originalité de ce projet repose sur une double fonction. Il fournit à ses clients non seulement des solutions techniques, mais aussi du contenu pédagogiques sous forme de modules adaptés aux différentes écoles. Learning Grid est le premier projet à exploiter les résultats du programme Ambassador en ce qui concerne la partie gestion de la prévision et de la supervision globale du système.

Le programme RennesGrid aborde lui la notion de microgrid multi-propriétaires. Il s’agit d’un premier démonstrateur basé sur une forte intégration d’énergies de source renouvelable et d’autoconsommation, ainsi qu’une importante mobilisation du client et du particulier.

Conclusion : les leviers de l’innovation dans les Smart grids

On peut identifier quatre leviers majeurs :

  • le déploiement de bâtiments dits « smartgrid ready », ce qui, du fait du nombre de technologies ayant désormais démontré leur fiabilité, s’accompagne d’importants enjeux de normalisation et de valorisation de ces bâtiments ;
  • le soutien à l’autoconsommation et aux quartiers à énergie positive ;
  • le soutien à l’intégration optimisée d’énergies de source renouvelable ;
  • la prédiction du mix énergétique et notamment sa modulation et la prise en compte du CO2.
Sylvain Paineau
03 novembre 2017






Sylvain Paineau est directeur Europe Open Innovation de Schneider Electric. .




Point de vue de David Marchal (ADEME) :

C’est un des métiers de l’ADEME de soutenir l’innovation dans tous les domaines de la transition énergétique et écologique, et plus particulièrement celui des Smart grids. Le diagramme ci-dessous rappelle les différents guichets du soutien à l’innovation en fonction de la maturité des technologies. L’ADEME soutient à la fois des activités très en amont, y compris jusqu’à la recherche fondamentale, et des démonstrateurs qui sont beaucoup plus proches de la maturité industrielle et commerciale.

Bien évidemment, les outils ne sont pas les mêmes. Pour ce qui est très en amont, l’ADEME soutient une cinquantaine de thèses par an, qui ont lieu dans des structures externes à l’ADEME (laboratoires ou industries). Sur les Smart grids, on peut par exemple citer comme sujet de thèse le vehicule to grid ou encore les aspects territoriaux de la transition énergétique, ce qui est un peu plus sociologique. L’ADEME lance également des appels à projet de R&D pour des problématiques de recherche amont avec des budgets de quelques centaines de K€. Il y a notamment des appels à projets sur la thématique de « Énergie durable » mais aussi depuis deux ans un appel à projet plus centré sur les sciences humaines et sociales « Transition écologique économique et sociale », car il est important de se souvenir que le sujet des Smart grids dépasse la seule dimension technologique et que l’appropriation sociale est essentielle. Depuis 2011 enfin, les Investissements d’Avenir (IA) permettent à l’ADEME d’accompagner des projets de démonstrateurs.


Accompagnement de la Recherche et développement / Innovation par l’ADEME (Source : ADEME)

L’historique des dispositifs de soutien de l’ADEME

L’ADEME est engagée dans une démarche de soutien à l’innovation des Smart grids depuis 2009, année de publication d’une première feuille de route « Réseaux électriques intelligents », qui a donné lieu à un premier Appel à manifestation d'intérêt (AMI).

Depuis 2010, cinq AMI et Appels à projets (AAP) « démonstrateurs » ont été lancés. Ils concernent des démonstrateurs de technologies à l’échelle 1 portés par des consortiums formés d’industriels, d’énergéticiens, de PME et de laboratoires. L’ADEME a mis en avant quatre grandes thématiques :

  • l’insertion de la production distribuée et renouvelable 
  • la maîtrise et la gestion de la demande 
  • l’anticipation de l’évolution de l’environnement des réseaux 
  • l’expérimentation de nouveaux modèles d’affaires.

Par ailleurs, l’objectif de ces AMI et APP est double :

  • soutenir l’innovation d’expérimentation pré-industrielles ;
  • obtenir un retour d’expérience à prendre en compte pour l’évolution des politiques publiques.

En effet, il était clair dès le départ que sur le sujet des Smart grids, les démonstrateurs avaient une vocation certes technologique et industrielle, mais aussi d’orientation des politiques publiques. À titre d’exemple, financer une éolienne dernière génération comporte peu d’enjeux d’évolution réglementaire. Au contraire, pour les Smart grids, il y a toujours eu de fortes attentes sur l’évolution des questions traitées par la CRE, sur l’effacement diffus par exemple.

Depuis 2015, il existe un nouveau guichet « Initiative PME » qui concerne depuis cette année des projets portés par une unique PME. Dans le domaine des smart grids, une vingtaine de PME ont pu bénéficier du soutien de l’ADEME pour leur projet de recherche. Puisque ce dispositif ne porte que sur des subventions, il est plus facile à appréhender pour les PME qui ont un projet industriel de développement.

On peut aujourd’hui tirer un bilan des premiers AMI et APP pour les systèmes électriques intelligents :

  • 26 projets financés représentant 380 M€ de budget ;
  • 110 M€ d’aides au titre du programme d’aide des investissements d’avenir, à la fois des subventions et des avances remboursables ;
  • 5 appels à projets et 2 appels à projet européens (ERA-NET) ;
  • 2 fonds écotechnologies grâce auxquels l’ADEME dispose de capacités d’investissement en fonds propres dans les PME.

Un secteur caractérisé par sa vitalité

Il faut souligner la vitalité du secteur des Smart grids en France. Contrairement à ce qu’on a pu constater pour d’autres thématiques concernées par les Investissements d’Avenir, la dynamique pour les Smart grids ne s’essouffle pas. Le nombre de projets croît et leur orientation thématique évolue au fil des technologies et des réglementations. Ces projets touchent aux problématiques d’insertion des EnR, de technologies de réseaux et de gestion de la demande en électricité. Ils sont relativement bien répartis sur le territoire, quelques projets ayant par ailleurs une vocation nationale sans être implantés précisément sur un territoire.


Des acteurs impliqués sur toute la chaîne de valeur – non exhaustif (Source : ADEME)

Le diagramme ci-dessus donne un aperçu (non exhaustif) des parties prenantes qui peuvent être impliquées dans un projet. La vitalité du secteur s’explique d’abord par la présence de nombreux industriels qui sont des leaders mondiaux dans de nombreux domaines techniques plus ou moins connus du grand public. Ils parviennent à faire profiter de cette dynamique beaucoup de PME et de laboratoires. La vitalité du secteur se mesure aussi à sa capacité à se renouveler. Depuis six ans, on observe un flux ininterrompu de projets et il reste encore un grand nombre d’idées à tester. Cette vitalité peut comporter un risque de « coopétition » du monde de l’énergie avec celui du numérique. La question est de savoir si ceux deux secteurs entretiendront des rapports de coopération ou au contraire de compétition. En effet, il ne faut pas négliger les acteurs du monde des télécommunications, régulièrement présents dans les appels à projets. Le sujet des données est au centre de multiples débats en ce moment, et on peut avancer que dans le domaine de l’électricité, l’accès au client (et donc à ses données) est le nerf de la guerre. Or, les fournisseurs d’électricité et d’accès à Internet disposent tous deux de cet accès au client. C’est peut-être là que se situe un très fort enjeu pour le futur du secteur.

Les projets soutenus par l’ADEME

Le diagramme ci-dessous illustre le chemin déjà parcouru depuis le lancement des premiers projets soutenus par l’ADEME en 2012, mais il montre aussi qu’il reste encore beaucoup de chemin à faire. Depuis 2009, un certain nombre de projets comme Greenlys ou MILLENER sont arrivés à leur fin et ont livré leurs premiers résultats, mais de nombreux autres projets sont en cours et viendront alimenter les réflexions à venir. Face à ce constat, l’ADEME a dressé un premier bilan, un premier retour d’expérience des démonstrateurs. Ce travail réalisé en 2016 a donné lieu à une publication (http://www.ademe.fr/systemes-electriques-intelligents-premiers-resultats-demonstrateurs) dans laquelle l’ADEME s’est efforcée de tirer quelques conclusions communes des différents démonstrateurs à la fois sur :

  • des questions d’orientation des politiques publiques, par exemple sur le volume de l’effacement diffus ;
  • de déploiement industriel, par exemple sur les acquis des démonstrateurs et les technologies que l’on peut espérer déployer au niveau industriel.

Il est important de souligner que les participants aux différents démonstrateurs n’attendent pas la fin des projets pour utiliser les acquis tirés des expérimentations et orienter leurs réponses à la CRE sur les sujets de régulation par exemple.


Planning d’avancement des projets soutenus par l’ADEME (Source : ADEME)

Parmi les derniers projets ayant obtenu un soutien de l’ADEME, on peut citer :

  • Next : d’un coût total de 7,8 M€ sur quatre ans, il vise à développer un logiciel de simulation et d’optimisation d’un réseau de distribution.
  • PicoWatty : d’un coût total de 4,5 M€ sur deux ans et demi, son objectif est de développer de mettre à disposition des consommateurs des équipements permettant de mesurer sa consommation et de l’informer dans un optique multi-service. Il fait notamment intervenir la technologie de communication LoRa, qui fait partie des évolutions technologiques qui participent au renouvellement continu des projets et amènent à réfléchir sur de nouveaux modèles économiques.
  • Smart Occitania : d’un coût total de 8 M€ sur trois ans et demi, il vise à expérimenter de nouveaux modèles de réseaux de distribution intelligents adaptés aux zones rurales.
  • Pride : d’un coût total de 5,2 M€ sur trois ans, il s’inscrit dans le cadre de l’expérimentation SMILE et teste une plate-forme de données qui permettraient de mettre ces dernières à disposition des territoires.
  • Rennes Grid : d’un coût total de 5,8 M€ sur quatre ans, il expérimente un modèle de gestion active de l’énergie à l’échelle d’un quartier, ce qui permettra de valoriser la production locale. On touche là au sujet de l’autoconsommation, assez peu abordé dans les projets historiques.
  • Digisol : d’un coût total de 2,5 M€ sur trois ans, il concerne la mise en place d’une blockchain. C’est une technologie qui peut directement impacter l’autoconsommation collectivité d’électricité d’origine photovoltaïque.
David Marchal
03 novembre 2017






David Marchal est directeur adjoint Production et Énergies durable à l’ADEME.




Interview de Pierre Mallet (ENEDIS) :

Pouvez-vous nous présenter les grands axes de R&D d’Enedis dans les Smart grids ?

Le programme de R&D et d’innovation d’Enedis contribue à l’élaboration d’une vision de long terme et à l’identification des ruptures technologiques. Il vise aussi à concevoir des solutions industrielles concrètes dans des délais maîtrisés. Il est articulé autour de deux grandes thématiques : améliorer la performance industrielle et faciliter la transition énergétique.

Les travaux menés pour améliorer la performance industrielle sont organisés suivant les quatre axes suivants :

  • Innover pour garantir la performance dans la durée d’un actif industriel vital

De nouvelles approches statistiques sont développées pour améliorer les méthodes de choix d’investissement en utilisant, en particulier, l’opportunité offerte par l’utilisation des données qui seront, avec le déploiement du compteur Linky, à la fois plus nombreuses et plus précises.

Les méthodes de type Big Data et Data Analytics, le développement du monitoring des réseaux et les solutions fondées sur l’Internet des objets (dit IoT) font l’objet de recherches dans le but d’améliorer nos politiques de renouvellement et de maintenance. L’utilisation de drones et de techniques avancées de traitement d’image contribueront aussi à cet objectif.

Des travaux sont en outre menés sur des composants innovants, notamment des capteurs adaptés à nos besoins spécifiques.

  • Développer l’intelligence des réseaux de distribution

L’objectif est en particulier d’accroître les capacités d’observabilité et de pilotage depuis les Agences de conduite régionale (ACR) pour un meilleur traitement des événements en temps réel (concept de réseau auto-cicatrisant).

Le projet de « Poste HTA/BT smart » vise à transformer progressivement certains de ces postes de distribution en véritables nœuds d’intelligence et de remontée d’informations ciblées.

La question de la cybersécurité occupe aussi, évidemment, une place importante dans nos travaux.

  • Inventer le technicien 3.0

Cet axe de R&D doit permettre d’équiper les techniciens en intervention sur le terrain d’outils numériques performants, notamment fondés sur les techniques de réalité virtuelle ou de réalité augmentée. Les gains attendus sur la qualité des interventions, la gestion de la connaissance du patrimoine, la fluidité des processus, mais aussi la sécurité pour les agents, sont importants.

  • Adapter la relation clientèle à la révolution numérique

Il s’agit ici, par exemple, de concevoir une solution pour mettre à disposition des données (approche open data) sur les espaces clients consommateurs et producteurs, de préparer des outils de type self-care pour simplifier les démarches pour le raccordement en basse tension (BT), de préparer la mise en place d’un réseau social géolocalisé pour communiquer avec les clients, de créer des espaces communautaires sur le site Internet d’Enedis ou encore d’imaginer comment les techniques de l’intelligence artificielle vont nous permettre d’améliorer nos dispositifs de relation clientèle.

La partie du programme visant à faciliter la transition énergétique est organisée suivant les trois axes suivants :

  • Faciliter l’intégration des énergies de source renouvelable (EnR) et d’accueillir les véhicules électriques, tout en garantissant la sûreté du système électrique

L’intégration de la production décentralisée intermittente, le développement de la gestion active de la demande, des véhicules électriques et hybride rechargeable et du stockage décentralisé imposent une évolution du rôle du distributeur. Enedis consacre une part importante des ses projets de R&D à ces sujets.

Il s’agit par exemple de concevoir des offres de raccordement intelligentes pour les producteurs et de permettre l’utilisation des flexibilités en planification, gestion prévisionnelle et conduite. Des solutions fondées sur l’intelligence artificielle sont explorées pour améliorer les prévisions de production EnR et de consommation. Des approches innovantes sont testées pour la tenue de la tension.

Les travaux portent aussi sur l’intégration des acteurs d’effacement et du stockage décentralisé.

L’évolution de la gestion de l’interface entre les gestionnaires des réseaux de distribution et de transport est analysée, afin de continuer à garantir la sûreté d’un système qui se transforme de façon radicale.

Pour faciliter le développement des véhicules électriques, des actions de recherche portent notamment sur l’optimisation du volume des investissements de renforcement du réseau électrique, sur le contrôle de l’impact des infrastructures de recharge sur la qualité de l’électricité acheminée, sur le pilotage intelligent de la recharge, sur les solutions pour la recharge en résidentiel collectif et sur le « vehicle to grid ». Enedis vise à faciliter la mise en œuvre des nouveaux modèles d’affaires et des services de mobilité.

  • Préparer les solutions de gestion des données

Afin de préparer le distributeur à sa mission d’opérateur neutre de la gestion sécurisée des données de distribution, mettant à disposition des acteurs externes (collectivités, utilisateurs du réseau, fournisseurs de services) des données fiables et précises, les actions de R&D visent à développer des solutions technologiques pour le traitement des données massives (Big Data) et à maîtriser les problématiques de cybersécurité.

Enedis est aussi engagé dans le projet de recherche européen Flexiciency, financé dans le cadre du programme cadre de l’UE pour la recherche et l’innovation H2020, visant à concevoir un portail pan-européen pour les échanges de données entre les acteurs du système électrique permettant le développement de nouveaux services innovants.

Des travaux sont de même menés pour renforcer la démarche Open Data de l’entreprise.

  • Accompagner les projets des « smart territoires »

Des travaux de R&D ont pour objectif de permettre à Enedis d’accompagner le développement des villes ou des territoires intelligents, des zones à énergie positive, ainsi que l’émergence des communautés énergétiques locales et des microgrids.

Pouvez-vous nous présenter votre dispositif de R&D « Open innovation » ? Quelle valeur ajoutée trouvez-vous à une telle approche des travaux de recherche pour une entreprise de la taille d’Enedis ?

Enedis s’est engagée depuis plusieurs années dans le développement de nouveaux modes d’innovation plus agiles. La démarche Open Innovation d’Enedis a pour objectif d’identifier les idées et les concepts de partenaires innovants (start-up, PME), puis de les soumettre aux épreuves des expérimentations.

La démarche cumule deux dispositifs :

  • Une veille technologique permanente, principalement en France mais aussi à l’étranger, qui permet à Enedis de détecter des start-up proposant des solutions innovantes autour de ses métiers ou problématiques. Après approfondissement, les meilleures solutions font ensuite l’objet de tests coordonnés entre les opérationnels et les experts nationaux.
  • Une démarche « push » qui s’appuie sur des concours de l’innovation lancés par Enedis. Le premier, lancé en 2015 en partenariat avec l’Association Think Smartgrids, s’est inscrit dans le plan « Réseaux Électriques Intelligents » de la Nouvelle France Industrielle. Il a permis d’identifier de nombreux projets intéressants et a produit des résultats concrets, puisque plusieurs solutions issues de cette démarche sont aujourd’hui utilisées de façon opérationnelle dans l’entreprise. Un second concours s’est déroulé en 2017 et a de même rencontré un succès important.

Le bilan de la démarche est donc très positif. Elle nous a permis de développer des solutions innovantes dans des domaines aussi variés que la réalité augmentée ou virtuelle pour le technicien 3.0, le big data pour l’optimisation de la maintenance, l’IoT pour l’exploitation du réseau ou la sécurité des salariés ou encore l’intelligence artificielle pour la relation clientèle.

L’agilité des partenaires, leur complémentarité de compétences avec les équipes d’Enedis et la stimulation de l’intelligence collective sont les points forts de cette approche.

Quel regard portez-vous sur les mécanismes de financement de la R&D dans le domaine des Smart grids ?

Les mécanismes de financement nationaux et européens (programme H2020) constituent un levier efficace pour construire des projets de recherche collaborative associant de nombreux partenaires. Enedis est ainsi présent dans une vingtaine de démonstrateurs Smart grids qui permettent d’expérimenter les différentes solutions en situation réelle, dans une approche système, avec l’ensemble des parties prenantes. L’objectif est d’intégrer les résultats dans une vision globale du réseau du futur.

Il faut aussi souligner le rôle très important dans le financement de nos travaux du dispositif de Crédit Impôt Recherche. Il nous permet de mener des actions ambitieuses qui ne pourraient être envisagées en son absence.

D’après vous, quelles actions le régulateur de l’énergie pourrait-il mettre en place pour améliorer son soutien à la R&D dans le domaine des Smart grids ?

La Commission de régulation de l’énergie (CRE) a mis en place un dispositif destiné à donner à Enedis les moyens pour mener à bien les projets de R&D et d’innovation nécessaires à la conception des réseaux électriques de demain, en garantissant notamment l’absence de frein tarifaire.

La trajectoire des charges d’exploitation d’Enedis consacrées à la R&D, prévues dans le tarif d’utilisation du réseau, est ainsi d’environ 56 M€ par an en moyenne sur la période 2014/2020. En outre, la CRE publie tous les deux ans un rapport destiné à donner aux acteurs du secteur de l’électricité de la visibilité sur les travaux menés par Enedis.

Ce dispositif fonctionne bien et le régulateur doit veiller à permettre à la R&D de s’inscrire dans les temps longs nécessaires pour maintenir ou constituer les pôles d’excellence, notamment en France, indispensables pour faire émerger les solutions innovantes. Il peut ainsi contribuer à asseoir le leadership technologique d’Enedis et de la filière industrielle française dans la révolution des Smart grids et à renforcer leur rayonnement international.


Ancien élève de l’École Polytechnique et de l’École des Mines de Paris, Pierre Mallet est actuellement Directeur R&D et Innovation d’Enedis, en charge du programme de R&D de l’entreprise et du développement de solutions innovantes pour la gestion du réseau de distribution. Outre onze années passées chez EDF R&D et six années chez EDF et Gaz de France comme directeur d’unité opérationnelle, il a exercé pendant trois ans au sein de la Commission Européenne (DG Energie) pour préparer l’ouverture des marchés dans le secteur électrique. Il est par ailleurs Président du Comité Technique et du Comité National Français et vice-président du Comité Directeur du CIRED (Conférence Internationale des Réseaux Électriques de Distribution), ainsi que membre français du Comité Réseau d’Eurelectric et conseiller du Board d’EDSO (Association européenne des gestionnaires de réseaux de distribution).