C'est un sujet qui commence à donner des sueurs froides aux gestionnaires de réseaux d'électricité. Les « microgrids », ces réseaux à la maille d'un quartier ou d'un bâtiment, qui disposent de leur propre outil de production, et de systèmes ajustant production et consommation suscitent de plus en plus d'intérêt.

La notion est ancienne : une base militaire installée en zone de conflit ou un village isolé ont depuis longtemps fonctionné en autonomie énergétique, via, le plus souvent, des groupes électrogènes au fioul. Mais le développement de l'énergie solaire, du stockage et des logiciels de gestion de l'énergie promet de donner une nouvelle ampleur à ces microréseaux, et pas seulement dans les îles ou les zones isolées.

De nouveaux modèles pour les quartiers

« Un des intérêts des "microgrids" pourrait être de s'"îloter" en cas de dommages sur le réseau principal, par exemple après un événement climatique. De cette manière, une partie du réseau peut rester en place et alimenter les sites les plus sensibles. C'est un service de résilience », explique Bernard Salha, patron de la R&D d' EDF. Aux Etats-Unis, où le réseau est réputé de piètre qualité, la tempête Sandy qui avait plongé plusieurs quartiers de New York dans le noir en 2012 a accéléré les réflexions. Et à Nice, en France, où le réseau est moins dense que dans le reste du pays, le projet Nice Grid a démontré que l'îlotage d'un ­quartier pendant plusieurs heures était techniquement possible.

La future réglementation thermique crée les conditions de développement de l'autoconsommation collective.

Mais la « résilience » du réseau électrique n'est pas le seul moteur. « La future réglementation thermique, qui va vers les bâtiments à énergie positive, crée les conditions de développement de l'autoconsommation collective », note Didier Laffaille, chef du département technique de la Commission de régulation de l'énergie. Le développement des écoquartiers, avec de la production solaire et des stations de recharge de véhicules électriques - et donc de batteries -, pousse aussi les promoteurs immobiliers à réfléchir à de nouveaux modèles. Et la publication, cet été, d'une ordonnance permettant une « auto­consommation collective » a ­déverrouillé le dossier. Début octobre, Bouygues Immobilier a par exemple annoncé un projet à Lyon.

La question du financement du réseau

Pour les gestionnaires du réseau électrique, l'enjeu est potentiellement important : les coûts d'entretien du réseau représentent environ 30 % de la facture d'électricité d'un ménage. Si de multiples « microgrids » équilibrent eux-mêmes leur consom­mation et leur production, le réseau national, financé à chaque fois qu'un électron transite, risque à terme de manquer de ressources si une part croissance de l'électricité transite par des réseaux alternatifs. « C'est un challenge plus qu'une menace. Mais ce qui profite à l'un ne doit pas défavoriser l'autre », estime Philippe Monloubou, président du directoire d'Enedis (ex-ERDF).

Les gestionnaires de réseau RTE et Enedis plaident en tout cas déjà pour être davantage rémunérés sur l'accès au réseau national (la puissance) plutôt que sur les volumes consommés.

Les industriels en piste

Les industriels spécialisés dans les réseaux et la gestion de l'énergie investissent le futur marché - de Siemens à Schneider Electric, en passant par GE ou ABB.

On est au début du développement de ce ­concept, mais on note un vrai frémissement.

« Nous avons développé un ensemble de plates-formes techniques et d'applications qui permettent par exemple d'optimiser la production et la consommation en fonction des prix de marché ou de redémarrer un réseau complètement en panne. Il n'y a pas qu'un seul modèle économique, mais cela devient rentable », explique Ronald Kubelec, directeur de l'activité « digital grid » chez Siemens France. « Dans les pays où le réseau est fiable, les premiers marchés que nous ­abordons sont les campus, où il n'y a généralement qu'un propriétaire. Le deuxième, plus complexe, ce sont les écoquartiers, où il faut fédérer plusieurs propriétaires », ajoute Sylvain Paineau, directeur « open innovation » Europe de Schneider Electric, qui vient de lancer un projet à Grenoble.

De même, les énergéticiens cherchent à se positionner. « Tous les grands noms, comme Engie, Enel, E.ON ou Endesa, tentent de développer des briques technologiques autour des "microgrids". C'est aussi pour comprendre ce marché qu'EDF a conçu une offre d'autoconsommation », décrypte un consultant. « On est au début du développement de ce ­concept, mais on note un vrai frémissement », affirme Jean-François Revel, directeur délégué de Engie Ineo. Le groupe travaille sur une dizaine de projets, finalisés ou en cours de finalisation, en France mais aussi sur des zones isolées, en Polynésie ou en Afrique.

A Toulouse, Engie se teste sur une zone d'activité

La filiale Ineo du groupe Engie a commencé à travailler sur les « microgrids » dès 2009, avec une expérimentation à Toulouse sur une zone d'activité regroupant bureaux, ateliers et laboratoires. Baptisé Smart ZAE, le projet a permis, dans un premier temps, de tester le système de gestion intelligente de l'énergie développé par Engie Ineo : la zone a été équipée de panneaux solaires (pour une capacité de 300 kilowatts) et de 8 éoliennes (60 KW), ainsi que de capteurs, permettant à Ineo d'adapter au mieux production et consommation. « 50 % de la consommation du site est assurée grâce aux énergies renouvelables », assure Jean-François Revel, directeur du site. Depuis, Engie Ineo y a introduit des expérimentations sur le stockage, avec des volants d'inertie, ou de nouveaux algorithmes d'optimisation (avec le laboratoire Laplace). Au total, ces expérimentations ont coûté 8 millions d'euros, dont une partie abondée par l'Ademe au titre des investissements d'avenir.

A Lyon, une blockchain de Bouygues

Début octobre, Bouygues Immobilier a annoncé le lancement d'un projet pour que de l'énergie photovoltaïque produite dans le quartier Confluence à Lyon (Rhône) soit autoconsommée dans le voisinage. Les électrons voyageant librement sur les lignes électriques, le microréseau est en réalité financier : l'originalité du projet est de lier production et consommation à travers une « blockchain », c'est-à-dire un registre recensant tous les échanges réalisés au sein d'un groupe défini. Ce « démonstrateur d'un réseau local décentralisé de supervision des échanges d'énergie » est basé sur un projet similaire développé à New York, dans l'arrondissement de Brooklyn. Le projet est rendu possible par l'adoption, cet été, de l'ordonnance sur l'autoconsommation collective. Bouygues Immobilier, qui développe le projet avec Microsoft, Energisme et Stratum, prévoit d'équiper un immeuble début 2017, « puis dans d'autres écoquartiers en France dès que le pilote aura démontré toutes ses possibilités ».

A Grenoble, un campus revu par Schneider

Mi-septembre, le spécialiste des automatismes et de la gestion de l'énergie Schneider Electric a lancé, avec la chambre de commerce, le projet LearningGrid, qui doit faire de l'Institut des métiers et des techniques (IMT) un « micro-grid » à vocation pédagogique. Concrètement, les six bâtiments qui accueillent 2.400 élèves seront équipés à partir de l'an prochain de capteurs permettant de mesurer la consommation de chaque équipement. Et des équipements de production d'énergie (panneaux solaires, cogénération et stockage) seront installés. Production et consommation seront ensuite pilotées avec un outil logiciel, qui intégrera des algorithmes de prédiction (par exemple sur la météo). Un « cockpit énergétique » centralisera dans un nouveau bâtiment la supervision et le pilotage de l'ensemble. « Notre ambition n'est pas d'être opérateur mais de déployer des solutions complètes », explique Sylvain Paineau, de Schneider Electric.

Véronique Le Billon, Les Echos
Anne Feitz, Les Echos