Le grand virage numérique des Gestionnaires de Réseau de Distribution européens 

Le développement du réseau (planification conception, travaux), domaine historiquement sous-outillé, doit aujourd’hui répondre à une explosion des demandes, tant pour renouveler un réseau vieillissant, que renforcer son maillage ou accélérer le raccordement des ENR ou des Datacenters. Aujourd’hui, de nouveaux d’outils de permettent de simuler les flux sur les réseaux selon différents scenarios techniques et climatiques, d’analyser la cohérence de plannings multi-intervenants, de suivre des autorisations administratives et de sécuriser la trajectoire financière et les délais de réalisation. 

Les GRD doivent ensuite assurer la continuité numérique de la connaissance du réseau sur son cycle de vie (conception, construction, exploitation, maintenance, renouvellement). Pour cela, ils peuvent recourir aux outils de PLM (product lifecycle management) ; ils leur permettront également de rapprocher la vision physique des actifs , la vision financière (CAPEX et OPEX, immobilisations), géographique (SIG) et sémantique (BIM). On peut également y associer les données de maintenance (GMAO) et les données d’état (SCADA, IoT), le tout constituant le jumeau numérique du réseau. Beaucoup butent encore sur l’intégration de ces visions, faute d’une réflexion sur modélisation des données et la standardisation des interfaces  

Si les grands GRD ont largement digitalisé leur maintenance, il leur reste à progresser sur la traçabilité des opérations réalisées et à développer la maintenance conditionnelle (basée sur l’état de santé réel des actifs). L’instrumentation de tous les actifs n’étant pas forcément possible techniquement ou pertinente financièrement, ils doivent également pouvoir élaborer des modèles de comportement généralisables à l’ensemble des actifs, c’est à cette condition que l’on pourra véritablement parler de maintenance prédictive. 

La gestion des interventions a déjà connu de nombreuses évolutions (technicien formé en réalité virtuelle et accompagné sur le terrain par des outils de mobilité et de réalité augmentée) mais les GRD cherchent désormais à réduire les déplacements, par l’optimisation du placement des interventions, la télé-opération des actifs, l’inspection aérienne ou l’usage de robots pour réaliser les interventions. Les innovations proposées sont nombreuses mais les GRD de taille intermédiaire ne sont pas suffisamment dimensionnés pour évaluer l’opportunité de ces solutions. 

L’instrumentation du réseau moyenne-tension, déployée pour des raisons de supervision et de pilotage à distance, permet aujourd’hui de pousser son exploitation au plus près de ses limites. La prochaine étape concernera les postes, qui seront « virtualisés » afin d’en faciliter l’évolution logicielle. De leur côté, les compteurs intelligents peuvent contribuer à l’observabilité du réseau basse-tension, mais cet usage reste balbutiant, de même que les fonctions de pilotage des usages des clients. Chez les GRD qui n’utilisent les compteurs communicants que pour automatiser la relève, une nouvelle génération de compteurs sera à déployer. 

Cette instrumentation génère des masses croissantes de données, dont la remontée au niveau central n’est pas toujours pertinente. Les GRD doivent pouvoir analyser cette donnée au plus près du terrain, en déployant des automatismes capables de prendre des décisions locales. Néanmoins, plus on multiplie les agents autonomes sur le réseau, plus leur coordination devient un défi, et les doctrines de conduite peinent à converger sur le sujet. 

Au niveau central, les GRD doivent également compléter leurs outils de contrôle-commande traditionnels (SCADA) avec des outils de type ADMS (Advanced Distribution Management System) permettant de faciliter la prise de décision par les opérateurs de conduite, en les aidant à interpréter ces données et à analyser l’impact de leurs décisions. Ils doivent également se doter de moyens de supervision et de pilotage des actifs des clients raccordés à leur réseau (les DERMS : Distributed Energy Resources Management System), ainsi que de moyens de communication avec les toutes parties prenantes (GRT, consommateurs, producteurs, agrégateurs, marchés …). 

Le développement des ENR pourra conduire certains clients à envisager une certaine autonomie énergétique : autoconsommation individuelle ou collective, réseaux ilotables ou ilotés (microgrids). Les GRD devront être en mesure de répondre à ces attentes tout en organisant la coopération entre ces différents réseaux et le réseau national, nécessitant de formalisant les services rendus par chacun. 

La nature des relations entre les GRD et leurs clients est très variable selon les pays. On observe néanmoins une tendance à développer de nouveaux services et à rattraper un retard, assez généralisé, dans la digitalisation des relations avec les usagers :  

• Faciliter la mise en place de tarifs horodifférenciés, voire dynamiques, 

• Informer le client sur sa consommation et les possibilités d’optimisation, 

• Déployer des mécanismes de flexibilité, par la transmission de signaux (via le compteur ou des boitiers annexes), le contrôle des effacements réalisés et la diffusion des données aux acteurs de marché, 

• Permettre le pilotage des usages du bâtiment (déploiement de solutions Home Energy Management System, Building Energy Management System) ou de la recharge (Smart charging, Vehicle-to-Building, Vehicle-to-Grid…),  

• Faciliter le raccordement et le pilotage de la production ENR et du stockage, 

• Soutenir la création de communautés énergétiques locales (autoconsommation, boucles énergétiques locales multi-fluides, microgrids, VPP…), 

• Communiquer sur les zones propices au raccordement des producteurs, de batteries de bornes recharge.  

Pour les GRD, les collectivités locales sont tout à la fois des clients, des commanditaires dans l’organisation de la distribution et des partenaires pour la transition énergétique des territoires (électrification, efficacité énergétique, précarité énergétique, gestion de crise…). Pour ce faire, les GRD ont vocation à devenir des hubs de données et de services du système électrique. Si la France est en avance dans l’ouverture des données, l’engagement dans la construction d’écosystèmes énergétiques territoriaux est plus marqué aux Pays-Bas, en Espagne ou en Grande-Bretagne. On note également la capacité des GRD anglais à publier leurs indicateurs de performance en temps-réel. 

Afin de permettre cette transformation, le SI des GRD devra reposer sur 3 capacités : 

1. Une ouverture à l’écosystème :capacité à informer les clients en temps réel, à collaborer en temps-réel avec le GRT, ainsi qu’avec les partenaires de travaux. 
2. Une orientation IA : si les GRD ont bien amorcé leur virage data, leur usage de l’IA, générative comme agentique, reste à la traîne par rapport à d’autres secteurs.
3. Le développement de leur résilience :après avoir musclé leur cybersécurité pour répondre aux exigences LPM (France) et NIS2 (Europe), les GRD doivent élargir cette approche aux risques physiques, climatiques et géopolitiques, en intégrant la question de la souveraineté du SI. 

Christophe JOURDIN, Associé