Les réseaux électriques faisaient face à des défis simultanés : hausse de la demande, insertion massive de renouvelables, arrivée du véhicule électrique. Répondre à ces objectifs par l’approche traditionnelle du renforcement aurait exigé des investissements considérables. Le smart grid émergeait comme alternative, en optimisant les investissements grâce à l’automatisation, l’informatique et les télécommunications.
Le comptage intelligent était partout identifié comme l’application déclencheuse. Nous avons choisi de porter l’analyse sur le maillon suivant, la distribution, du poste source jusqu’au compteur, ce dernier exclu.
Un réseau de distribution qualifié d’aveugle
Le constat de départ est net. La distribution était historiquement un segment passif de raccordement entre le transport et les clients. Elle devient un nœud central appelé à intégrer production distribuée, stockage, équilibrage et infrastructures de recharge.
Or, comparée au transport, généralement considéré comme intelligent grâce à la supervision et au contrôle automatisé, la distribution pouvait être qualifiée d’aveugle. La plupart des gestionnaires n’apprenaient l’existence d’une coupure que lorsque les clients déconnectés téléphonaient pour la signaler.
150 milliards d’euros d’ici 2025
Notre modélisation évalue les investissements incrémentaux nécessaires pour rendre la distribution intelligente à plus de 150 milliards d’euros dans le monde d’ici 2025, répartis entre 50 à 60 milliards en Amérique du Nord, 40 à 50 en Europe, 30 à 40 en Asie et 10 à 20 pour le reste du monde.
Ce montant reste modéré rapporté aux 5 000 milliards de dollars d’investissements attendus dans le transport et la distribution d’ici 2030 selon l’AIE. C’est le point clé : les smart grids constituent une révolution de l’approche, mais seulement une évolution des actifs.
La méthode distingue trois natures de justification : les investissements reposant sur une logique purement économique, ceux qui trouvent leur rationalité dans la valorisation d’externalités comme le CO2, et ceux imposés par le régulateur ou les politiques publiques.
Trois schémas de déploiement selon les géographies
C’est le résultat le plus structurant de l’étude. Les spécificités locales, qualité de réseau, cadre régulatoire, priorités de politique énergétique, conduisent à des schémas de déploiement très différents.
- Le rattrapage qualité, caractéristique de l’Amérique du Nord. Le sous-investissement des dernières décennies a dégradé la qualité de service, le ministère de l’Énergie estimant l’impact des coupures sur l’économie américaine à au moins 150 milliards de dollars par an. Avec un âge moyen des transformateurs proche de 40 ans, le smart grid est le moyen le moins coûteux de prolonger la vie des actifs tout en maintenant un niveau de qualité acceptable. Les contraintes réglementaires y pèsent 51 % des investissements.
- Le défi environnemental, dominant en Europe, où plus de 40 milliards d’euros seront mobilisés principalement pour atteindre les objectifs 20/20/20. Le réseau passif doit évoluer pour intégrer activement des sources intermittentes et gérer des flux bidirectionnels, alors que sa structure radiale a été conçue autour de grandes centrales et de flux unidirectionnels.
- Le saut technologique, dans les pays en développement, où le smart grid offre l’opportunité de suivre la croissance économique, d’améliorer massivement la qualité de service, de réduire les pertes non techniques pour un coût limité et de raccourcir les délais de déploiement. En Asie et dans le reste du monde, ces déploiements se concentreront sur les villes, où les bénéfices sont directement observables.
Les spécificités locales commandent jusqu’aux choix techniques
L’analyse régionale n’est pas un raffinement méthodologique, c’est une nécessité. Un exemple le montre : la densité de clients et l’architecture du réseau basse tension, trois à quatre clients par transformateur en Californie contre plusieurs dizaines dans la plupart des pays européens, déterminent le choix entre radio et courant porteur pour la communication des compteurs.
De même, le cadre de régulation, en coûts constatés ou fondé sur les actifs, oriente le comportement des gestionnaires, les solutions smart grid permettant précisément un arbitrage entre CAPEX et OPEX.
Quatre familles de solutions ont été modélisées, organes de coupure télécommandés, automatisation des postes et contrôle de tension, capteurs et stockage distribué, appuyées sur deux catégories de briques partagées, l’informatique et le réseau de télécommunications.
Pour aller plus loin, téléchargez notre analyse complète ci-dessous ou contactez nos experts.
Le PDF téléchargeable de cette étude n’existe qu’en version anglaise.
