Smart grids et normalisation

10/05/2013
Auteurs :
Publication REE REE 2012-4
OAI : oai:www.see.asso.fr:1301:2012-4:4226
DOI : http://dx.doi.org/10.23723/1301:2012-4/4226You do not have permission to access embedded form.

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Smart grids et normalisation

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	    <date dateType="Updated">Thu 26 Jan 2017</date>
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REE N°4/2012 ◗ 21 L'article invité Introduction I l n’est plus d’étude sur les réseaux de distribution où l’on ne parle de « smart grids » ou de « smart me- ters ». Certains s’interrogent toujours sur la réalité du concept entre l’effet de mode et la vraie révolution en matière de réseaux de distribution. Mais dans tous les cas, les smart grids sont une réalité dont on peut considérer qu’elle va renouveler la vision systémique du réseau. En effet, au moment où de nouveaux besoins émergent tant en termes de politique énergétique que de services au client final, l’offre technologique progresse rapidement et la rencontre de ces deux approches permet de définir ce nou- veau concept de smart grids. Cela constitue une opportunité de modernisation pour tous les opérateurs de réseau confron- tés à des programmes de renouvellement ou de renforcement d’infrastructures importants. Les smart grids ouvrent égale- ment la porte à l’élaboration de nouveaux business models du fait d’un nouvel équilibre possible entre acteurs. Mais l’ampleur de l’évolution dessinée pose de nouvelles questions. L’une d’elles, non la moindre, est celle de l’impact sur les travaux de normalisation. Le concept de smart grids Le terme n’est pas explicite en lui-même ; beaucoup ont placé sous ce vocable un contenu sans s’assurer qu’il était partagé par tous les acteurs. La Commission européenne a bien ressenti ce besoin et avant de savoir s’il y avait lieu à légiférer en matière de dé- veloppement de smart grids, a souhaité homogénéiser la vi- sion européenne du sujet. C’est la raison de la création d’une « task force smart grids » en 2010 sous l’égide de la Direction Générale Energie. L’objectif de cette structure était d’étudier les éléments relevant de la technique, de la régulation et des échanges commerciaux sur les smart grids afin de préparer leur déploiement dans le cadre du troisième paquet énergie, considérant que les smart grids constituaient l’un des outils importants de l’atteinte des objectifs énergétiques affichés. Les mots-clés mis en avant étaient : efficacité, performance économique, bénéfice pour le consommateur, services. Cet- te démarche a complété les initiatives antérieurement prises par la Direction Générale Recherche en vue de favoriser les expérimentations de techniques ou de services engagées par les opérateurs. Il est essentiel de bien distinguer le concept de « smart grids » des autres concepts tels que « smart city » ou « smart home ». Les smart grids sont d’abord un réseau électrique, allant du moyen de production au compteur du consomma- teur, mais qui s’insère dans un cadre plus vaste de « smart system » dans lequel diverses briques seront assemblées. Un des objectifs recherchés est bien sûr de dessiner cette brique de façon qu’elle s’assemble facilement avec les autres en ap- portant les services que l’on peut attendre de sa fonction. Pour mener à bien ce travail, trois structures de travail ont été créées, centrées sur trois questions-clés : • Quels sont les fonctionnalités et les services que doivent of- frir a minima les smart grids aux clients européens et quelle coordination faut-il assurer avec les actions engagées en matière de smart meters ? • Quelles recommandations convient-il de formuler pour ga- rantir la sécurité des données et la protection du consom- mateur ? • Comment se répartissent les rôles et les responsabilités des acteurs impliqués dans le déploiement des smart grids et notamment comment organiser leur financement et quel im- pact auront-ils sur les mécanismes de régulation en place ? A l’issue du travail du premier groupe qui a réuni des ex- perts de tous horizons, six services de haut niveau ont été identifiés (figure 2) : 1. Intégration de nouvelles exigences dans l’accès au ré- seau  : on trouve ici les questions liées à la production décentralisée de petite comme de grande taille, intégrant son caractère aléatoire, mais aussi au raccordement des utilisateurs nouveaux du réseau tels que les véhicules électriques ou les équipements de stockage de l’énergie. 2. Amélioration de l’efficacité opérationnelle : les systè- mes de surveillance, de pilotage, de localisation de défaut améliorent la qualité de service et le coût de la gestion du réseau. La connaissance des flux va améliorer la gestion des pertes, l’optimisation de la maintenance. 3. Sécurité et qualité de service : l’acquisition en temps réel d’informations sur le fonctionnement du réseau permet d’améliorer le suivi de la production intermittente, la ges- tion de la réserve primaire, le contrôle du niveau de ten- sion distribuée. La sécurité du système face aux attaques de tous ordres en sera renforcée. L’action sur la demande Smart grids et normalisation L'article invité Alain DOULET 22 ◗ REE N°4/2012 L'article invité Figure 1 : Concept de smart-grid. Figure 2 : Smart grids – Articulation entre réseaux et services – Source : EU Commission Task Force for Smart Grids – Expert group 1 – Décembre 2010. REE N°4/2012 ◗ 23 L'article invité permettra de souligner les mesures de sauvegarde du ré- seau en cas de déséquilibre critique. 4. Meilleure planification des investissements : la dispo- nibilité de données précises et fréquemment mises à jour sur les consommations permet d’améliorer les modèles de calcul de dimensionnement de réseau. La prévision des besoins de rénovation des réseaux suite à obsoles- cence sera améliorée et les systèmes de smart metering donneront des informations sur les niveaux de tension et l’énergie réactive. Les prévisions de demande à moyen terme seront plus précises. 5. Amélioration du fonctionnement du marché et du service rendu au client : les producteurs indépendants pourront devenir acteurs du marché à part entière notam- ment au travers des VPP (virtual power plants). Les clients pourront également être plus impliqués via la réception de signaux tarifaires temps réel ou fréquemment mis à jour. Les nouveaux usages, notamment le véhicule électrique, pourront également tirer profit du marché. Les systèmes de prévision de la demande journalière, de profilage, de reconstitution des flux pourront être améliorés. Le change- ment de fournisseur sera plus aisé. 6. Implication plus large des consommateurs : les consom- mateurs disposeront d’informations sur leur compteur (origine de l’énergie, qualité de la fourniture, tarif, niveau de consommation). Le compteur pourra être mis en re- lation avec les équipements électriques de la maison. Le consommateur pourra ainsi piloter ou faire piloter ses équipements. Cette segmentation permet de comprendre que les smart grids constituent une palette de services à la fois tournée vers les clients et vers l’optimisation de la gestion du réseau, sans oublier cependant que les services réseau sont finale- ment développés au bénéfice du client. Nous pouvons également souligner que vu l’ampleur du domaine couvert, les smart grids constituent plus une dé- marche qu’un simple projet, dans laquelle il faudra savoir tenir compte de l’évolution continuelle des technologies disponibles. Parmi ces technologies, certaines ne sont pas nouvelles : l’automatisation des réseaux a commencé dans beaucoup de pays depuis de nombreuses années. D’autres thèmes sont plus innovants voire parfois encore entachés d’incertitude industrielle comme le stockage de l’électricité. Beaucoup de projets ont fait l’objet d’expérimentations sans suite faute de viabilité économique. Les smart grids couvrent a priori l’ensemble du réseau électrique – transport et distribution. Mais les ruptures sont plus fortes du côté de la distribution. L’essor de la production décentralisée, l’implication des clients sur le niveau de la de- mande, l’instrumentation du réseau impactent davantage le réseau de distribution alors que le réseau de transport est déjà engagé dans une évolution de même nature mais de- puis plus longtemps. La démarche y est structurée au niveau européen, poussée en cela par l’accroissement des besoins de transits transfrontaliers. La suite de l’article sera donc es- sentiellement ciblée sur le réseau de distribution et sur l’in- terface entre transport et distribution. De nouvelles opportunités technologiques génèrent des attentes en matière de normalisation Jusque dans les années 80, le réseau électrique de distri- bution était essentiellement un réseau de puissance, simple, robuste, comportant un minimum de systèmes complexes et dont les fonctions étaient limitées au transfert de l’énergie de l’amont (donc du réseau de transport) vers l’aval du système électrique (donc vers les clients). Cette robustesse était liée à la taille du parc d’équipements dont il convenait de garantir la fiabilité ce qui passait par la simplicité. Elle était aussi liée au besoin de sûreté de fonctionnement qui a toujours conduit à introduire de façon prudente les nouvelles technologies à courant faible du fait de l’environnement électromagnétique perturbé à proximité des installations de transport et de dis- tribution d’électricité. Progressivement, de nouvelles fonctions ont été dé- ployées : télécommandes de disjoncteurs et d’interrupteurs en réseau, automatismes pour limiter les interruptions de fourniture des clients lors des incidents, systèmes de sur- veillance à distance du réseau pour en diminuer le coût d’ex- ploitation. Tous ces déploiements visaient à réduire les temps de réalimentation en cas de défaut et les coûts d’interven- tion. Il convient de prendre en compte que durant les trente dernières années, le nombre d’interventions sur défauts a considérablement décru du fait de l’amélioration globale des infrastructures, ce qui a conduit à réduire le nombre d’agents d’intervention, à allonger les distances d’intervention par sui- te des regroupements d’équipes. La gestion à distance des équipements a constitué une réponse adaptée à cette évolu- tion. Bien évidemment, les équipements de téléconduite en réseau s’ajoutant à ceux déjà existant dans les postes sources ont conduit à enrichir les fonctions offertes par les SCADA et on a vu apparaître des outils nouveaux : DMS (distribution management system), EMS (energy management system), OMS (outage management system). Le développement des compteurs électroniques dans les années 90 a initié un changement majeur dans l’évolution du réseau en permettant la décentralisation massive de l’intelligen- ce. Couplés à un système de télérelevé, ces compteurs sont de- venus économiquement compétitifs avec les compteurs élec- tromécaniques classiques en offrant en plus un potentiel de fonctions nouvelles considérable : relevé des consommations à distance, téléprogrammation du comptage, changement de 24 ◗ REE N°4/2012 L'article invité tarif en temps quasi réel, information sur les caractéristiques du point de livraison (tenue de tension, qualité…), nouveaux servi- ces au client. Entre les années 1990 et 2000, de nombreuses expérimentations ont été engagées sans pourtant déboucher sur une industrialisation de masse du fait du poids des inves- tissements nécessaires et de l’incertitude des bénéfices. Les compteurs intelligents constituaient ainsi la première opportu- nité d’introduire des fonctions évoluées en aval du réseau MT. Ils nécessitaient également le déploiement d’un système de communication entre tous les points de livraison équipés et un site central de traitement de l’information. Mais toutes ces évolutions consistaient plus en une juxta- position de projets indépendants qu’en une vision systémi- que nouvelle. L’apport des smart grids est en grande partie celle de la vision d’ensemble de l’évolution, passant d’une somme de projets à une démarche globale imposant un fort niveau d’échange entre fonctions, ce qui génère des besoins de coordination et donc de normalisation. Tous ces développements ont pratiquement fait évoluer le réseau électrique vers un système à trois niveaux utilisés de façon conjointe et en synergie forte : • un réseau de puissance traditionnel ; • un réseau de communication entre les points-clés du ré- seau de puissance et un système centralisé de commande et de contrôle ; • un système de traitement et de supervision informatique. Chacun de ces trois niveaux est confronté à des défis ma- jeurs dans lesquels la normalisation est fortement présente : • Le réseau de puissance ne connaît pas de révolution tech- nique : la supraconductivité en distribution ne se déploiera pas en masse demain, même si des expérimentations inté- ressantes dans des zones à forte densité existent ; les tech- niques d’enfouissement en moyenne et basse tension sont parfaitement maîtrisées depuis une vingtaine d’années. Mais le vieillissement des équipements les plus anciens, notamment ceux construits dans les villes lors de la premiè- re électrification, fait de l’optimisation du renouvellement un enjeu majeur, dans un contexte où créer de nouveaux ouvrages est souvent difficile. Tout ce qui permet d’utiliser les ouvrages au plus près de leur limite et de connaître leur durée de vie résiduelle probable est essentiel. D’où l’impor- tance des techniques de surveillance en temps réel basées sur des capteurs décentralisés. Une meilleure connaissance du réseau permet aussi d’en réduire les pertes, objectif que visent tous les opérateurs de réseau. Ainsi pouvoir intégrer ces capteurs dans les équipements de puissance est un véritable enjeu. L’interopérabilité, l’interchangeabilité, la co- existence de techniques très différentes (courants forts et faibles) suppose un environnement normatif complet. • Le réseau de communication est le point-clé de la mo- dernisation du système électrique. Il peut aujourd’hui s’ap- puyer sur des technologies diverses : lignes dédiées, cou- rants porteurs (c’est-à-dire utilisant le conducteur électrique comme support de signal), radio courte portée, faisceau hertzien, fibre optique, etc. Il permet de connecter les cap- teurs multiples du réseau à un point central. Cela ne peut se faire qu’en partageant les ressources au profit du maximum d’applications possibles et en combinant les divers supports de transmission de façon la plus judicieuse possible. En effet, nous constatons que de multiples solutions de mo- nitoring existent depuis longtemps mais elles ne trouvent leur intérêt que si l’information est transmise vers le lieu de décision en temps quasi réel. Pour cela un réseau de communication est nécessaire. Il est coûteux et en général ne peut se justifier pour une application unique. Le partage de ressources entre applications souvent portées par des systèmes disjoints ne se conçoit qu’en s’appuyant sur des normes reconnues couvrant largement le domaine jusqu’au langage de commande. • Le système de traitement et de supervision bénéficie bien sûr des progrès majeurs dans le domaine informatique mais les défis sont importants également : - Il faut trouver un bon équilibre entre centralisation et dé- centralisation de l’intelligence : faut-il mieux prétraiter l’in- formation sur le lieu de son élaboration pour réduire la complexité des systèmes centralisés au risque de perdre de l’évolutivité ou au contraire la centraliser pour mieux gérer les évolutions ? - comment ne pas perdre en performance en étant noyé sous une masse de données que les systèmes de sur- veillance vont produire et qu’il faut traiter ? - quel niveau d’intégration faut-il viser, à la fois sur le plan fonctionnel (tout mettre dans un même système ou dans plusieurs) et sur le plan géographique ? Là encore, le modèle de données, sa standardisation et sa recon- naissance large constituent un facteur-clé de succès indéniable. Tout cela souligne l’importance de la démarche normative pour permettre un réel déploiement des smart grids. Cette démarche doit concerner : • les équipements ; • les interfaces ; • la communication ; • la sécurité et spécialement la cyber-sécurité ; • les modèles de données. Elle doit être harmonisée avec les grid codes et les règles de marché déjà existantes. Mais le risque serait d’engager une démarche exhaustive et de ne pouvoir lancer les programmes industriels qu’après achèvement du travail ou de prendre le risque de voir émer- ger des standards propriétaires fermés. Pour contourner ce risque, il faut construire le travail normatif non pas sur une démarche « bottom up » très analytique mais sur une démar- REE N°4/2012 ◗ 25 L'article invité che « top down », en partant du besoin, des « use cases », donc des processus principaux et voir ce qu’il faut normaliser pour mieux les déployer. Identifier les besoins pour définir les “use cases” importants Les besoins les plus fortement exprimés peuvent se tra- duire par six processus majeurs : • raccorder les installations de production décentralisée et or- ganiser leur gestion : la croissance importante en nombre et en puissance des installations de production décentralisée dans de nombreux pays (de quelques kW en photovoltaï- que à quelques MW en éolien, sans oublier toutes les autres technologies : biomasse, petit hydraulique…) modifie radi- calement le fonctionnement du réseau de distribution. On passe d’un réseau fonctionnant de façon unidirectionnelle, à un réseau où l’énergie peut circuler indifféremment dans un sens ou l’autre. Cela crée des besoins d’information, modifie les systèmes de contrôle et induit des besoins nouveaux de suivi de l’équilibre offre/demande dans la mesure où beau- coup de ces nouvelles productions ne sont pas modulables mais sont considérées aujourd’hui comme fatales. Ce besoin doit pouvoir dans le futur se coupler avec l’offre de techni- ques de stockage qui peuvent donner à cette production des caractéristiques de disponibilité plus pilotables. Pour cela, il est nécessaire de standardiser les systèmes de communica- tion entre capteurs, actionneurs et systèmes centralisés. • donner au client de nouveaux outils de maîtrise de sa consommation pour répondre aux enjeux énergétiques  : les nouveaux compteurs offrent l’opportunité d’apporter au client des informations en temps réel pour le guider dans ses choix énergétiques. On voit ici comment peut se créer un couplage entre la disponibilité d’énergie décentralisée, en période ventée par exemple, et la mise en route de cer- tains usages du client qui peuvent en partie être déplacés dans le temps tels que l’électroménager ou le chauffage, via un signal de prix par exemple. Plus généralement, on peut considérer que l’arrivée d’une production décentralisée fa- tale transforme la gestion de l’équilibre offre/demande. Nous passons d’un pilotage de l’offre par la demande à un pilotage à la fois de l’offre par la demande (la production s’adapte à la demande) et de la demande par l’offre (la demande est modulée en fonction de l’offre disponible). Ce changement implique de faire de chacun des clients un acteur informé puis impliqué dans le management du sys- tème. Une partie des standards attendus dans ce domaine concerne le compteur mais la standardisation de l’interface entre le réseau public et le réseau interne du consomma- teur apparaît comme un point-clé. • satisfaire les nouveaux besoins nés de l’évolution du marché de l’électricité dans de nombreux pays : pouvoir changer de fournisseur aisément, pouvoir faire des bilans au périmètre d’un fournisseur entre ce qu’il a injecté sur le réseau et ce que ses clients ont consommé. Ceci nécessite de l’infor- mation captée en temps réel puis agrégée et diffusée vers les acteurs du système. La définition de niveaux de perfor- mance permettra d’engager la démarche de standardisation qui prendra en compte l’interface avec les systèmes d’infor- mation des fournisseurs. • offrir une qualité de la fourniture accrue à tous les clients : moins de pannes, des interruptions de plus courte durée as- sociées à une meilleure information sur ce qui se passe. Les progrès en matière d’automatisme, de surveillance, appor- tent des réponses intéressantes de même que la connais- sance de la situation électrique de chaque client grâce aux signaux émis par les compteurs. Là encore, le niveau de performance doit être défini : délai de réponse, volume de données à traiter… • utiliser l’instrumentation du réseau pour limiter les ouvrages nouveaux donc utiliser au mieux ce qui existe et ainsi mieux répondre aux attentes environnementales. Par exemple, l’intensité maximale instantanée acceptable dans un câ- ble souterrain, déterminée en fonction de la température réelle du sous sol, donc du refroidissement, constitue une donnée beaucoup plus riche que celle déterminée a priori en fonction d’une température de référence. Cela suppose une standardisation des interfaces physiques et de la com- munication. • intégrer les nouveaux usages et notamment la recharge des véhicules électriques dans une logique d’optimisation du volume des actifs nouveaux à installer. En cas de dévelop- pement massif, deux questions se poseront : comment dé- velopper une infrastructure de recharge en domaine public limitant la création de nouveaux ouvrages ? Comment utiliser au mieux la modulation journalière de la courbe de charge Figure 3 : Compteur Linky (ERDF). 26 ◗ REE N°4/2012 L'article invité actuelle, donc recharger les véhicules au meilleur moment pour limiter l’impact sur la puissance de pointe appelée ? Quelles recommandations les experts de l’Union européenne ont-ils exprimées pour rendre la démarche normative efficiente ? Le groupe européen travaillant sur les fonctionnalités de- vait également dans sa mission aborder la question de la normalisation. A partir de tous les éléments présentés précé- demment, la démarche normative souhaitable a été construi- te et les recommandations suivantes ont été formulées : • le domaine couvert par les smart grids étant très vaste, le ris- que d’éparpillement du travail entre de multiples organismes de normalisation est fort. Pour cela des priorités ont été défi- nies ainsi qu’une liste des thèmes à traiter en urgence. Il est nécessaire en outre de veiller à la collaboration entre organis- mes, notamment pour la définition de toutes les interfaces. • il convient d’organiser le travail en trois étapes : - d’abord harmoniser les processus en tenant compte des différents rôles attribués aux acteurs dans chaque pays de l’Union européenne ; - ensuite associer les modèles de données et les langages de dialogue entre systèmes ; - enfin, harmoniser les protocoles de communication sur la base d’une structuration robuste. • l’interopérabilité est une question-clé. Pour atteindre ses objectifs, elle doit concerner les interfaces, les signaux transmis, les messages et les « workflows ». Ses objectifs majeurs sont en effet : - garantir la communication avec les acteurs du marché et leur système d’information  ; c’est un impératif pour que les smart grids puissent faciliter la fluidité du marché ouvert de l’énergie électrique. - garantir la communication avec les équipements du client ; c’est pour cela que la définition de l’interface en- tre le réseau de communication du domaine public et le réseau de communication domestique est une urgence. A ce stade du travail, la structure physique de l’interface reste ouverte et aucun rôle spécifique n’a encore été don- né au compteur pour porter cette interface physique. Ceci signifie que les conditions de transfert d’information entre le réseau et les équipements du client doivent être défi- nies sans que les modes d’interaction entre les acteurs (gestionnaires de réseau, fournisseurs, autres porteurs de services, clients) ne soient figés. - permettre l’exercice d’une libre concurrence au niveau in- dustriel parmi tous les offreurs de solutions partielles ou globales. • les travaux déjà engagés dans les instances normatives doi- vent être réutilisés. • La compatibilité avec les équipements existants, notam- ment ceux des clients doit être assurée. • Il a par ailleurs été vérifié que les actions engagées en ma- tière de normalisation des smart meters à l’échelle euro- péenne s’avéraient compatibles avec les options retenues pour les smart grids et ne nécessitaient aucune remise en cause. Les actions de normalisation des smart grids devront donc prolonger celle des smart meters et s’appuyer sur leurs résultats. • Les exigences à caractère normatif issues des travaux du groupe centré sur la protection des consommateurs doivent être intégrées dans la démarche globale. • Il convient de faire en sorte que les choix retenus pour les smart grids ne soient pas structurants pour l’organisation du marché et le rôle des acteurs. Ce point constitue un challenge délicat puisque l’interopérabilité pousse à une description fine des processus. Les fonctions offertes par les smart grids doivent notamment permettre l’implémen- tation de services par différents acteurs sans prédétermi- ner le rôle de chacun. Ainsi le compteur, placé aujourd’hui en Europe de façon majoritaire sous la responsabilité des opérateurs de réseau peut, soit porter directement des ser- vices au client, soit constituer une passerelle vers les équi- pements d’autres acteurs porteurs de ces mêmes services. La question a été délibérément laissée ouverte, sans qu’à ce stade cette incertitude ne nuise à l’avancée de la dé- marche normative. Derrière cette porte ouverte, se trouvent des challenges importants pour les acteurs industriels du monde de l’électricité, de l’informatique et des télécommu- nications, intéressés chacun par un élargissement de leur champ de compétence. Comment le travail de normalisation s’est-il organisé ? Parallèlement aux travaux conduits par les groupes lancés par la task force, le CENELEC a pris l’initiative de réunir les experts en normalisation du CEN, de l’ETSI et du CENELEC travaillant dans le domaine des smart grids. Une des pre- mières tâches a été d’établir un recensement des actions déjà engagées en matière de normalisation dans les groupes existants sur le scope des smart grids. Une réunion à large participation, tenue le 8 mars 2010, a permis de partager les visions de la Commission, des organismes de normalisa- tion et des principales parties prenantes. De ce groupe s’est dégagé un groupe restreint dit JWG (Joint Working Group) impliquant les structures de normalisation et poursuivant le travail de recensement. A l’issue du travail du groupe d’experts, la task force a confié à ce même groupe la mission de rédiger un projet de man- dat de normalisation destiné à être adressé aux instances de normalisation par la Commission, venant compléter celui REE N°4/2012 ◗ 27 L'article invité relatif aux smart meters (mandat M 441), avec l’objectif d’en disposer à fin 2010. La rédaction du projet de mandat s’est faite en lien avec les instances de normalisation qui elles- mêmes étaient représentées au comité de pilotage de la task force. Ce mandat porte la référence M 490. Les propositions devront aussi prendre en compte la démarche engagée sur la recharge des véhicules électriques dans le cadre du mandat M 468 pour garantir la cohérence de l’ensemble du dispositif normatif. L’ensemble des recommandations émises par le groupe d’experts a été jugé pertinent par les instances de norma- lisation concernées et intégré comme hypothèse de travail pour l’avenir. Les points majeurs contenus dans le mandat sont les sui- vants : • le mandat implique les trois organismes de normalisation européens (ONE) : CEN, CENELEC et ETSI ; • les réseaux domestiques, industriels ou tertiaires sont en dehors du scope mais les interfaces sont intégrées dans le mandat ; • la coordination avec le mandat M441 (smart meters) et M 468 (véhicule électrique) est assurée. • Trois livrables sont prévus : - une architecture de référence détaillant les échanges de données entre systèmes ; - un ensemble de normes relatives aux échanges d’informa- tion et au raccordement de toutes les parties prenantes ; - des process et des outils pour gérer l’évolutivité des livra- bles produits et prenant en compte l’interopérabilité, la sécurité et la protection des droits du consommateur. Le planning de travail est défini comme suit : • durant deux mois, un travail de priorisation est réalisé ; • durant les six mois suivants, le programme de travail est construit sur la base des priorités retenues. Ceci consiste à identifier les chantiers à ouvrir et les groupes qui doivent le prendre en charge ; • à l’issue de ces six premiers mois, les comités techniques de normalisation existants sont sollicités pour s’approprier les propositions du programme de travail et les mettre en œuvre dans leur domaine ; • parallèlement, le chantier sur l’architecture et sur la description des « use cases » est conduit sur une période de neuf mois. Le groupe initial formé par les ONE (JWG) s’est transformé en groupe de coordination (Smart Grids Coordination Group ou SGCG) pour animer la démarche tout en laissant les tâ- ches de normalisation aux groupes existants déjà en place. Son rôle est de coordonner, d’animer et de motiver les grou- pes. Ce groupe de coordination est évidemment ouvert au CEN et à l’ETSI. Le travail de normalisation conduit en Europe ne peut ignorer celui conduit au niveau international à la CEI, ni ce- lui conduit aux USA d’autant que les travaux y ont pris de l’avance, fortement tirés par des besoins importants de fiabi- lisation du réseau électrique. Trois points sont à souligner : • un accord de coopération a été formalisé entre les instan- ces américaines (NIST : national institute of standards and technology) et européennes (CEN, CENELEC et ETSI) pour travailler de concert à la normalisation smart grids ; • concrètement, à la CEI, un français a été soutenu par les instances américaines et chinoises pour piloter les groupes majeurs mis en place (Technical Committee 8, Strategic Group 3, Project Committee 118) ; • en particulier, le groupe de travail 4 (GT4) du TC8 de la CEI chargé de décrire la méthodologie et les use cases s’appuie sur le travail initié par l’EPRI et ces descriptions sont également utilisées par le groupe de coordination européen (SGCG). La France est d’ailleurs très présente dans ces travaux. Concernant la description des “use cases”, les expérimen- tations, les projets et les démonstrateurs en cours en Europe constituent des sources très intéressantes. Les plus perti- nents, parmi lesquels on trouve notamment le concept de VPP (Virtual Power Plant), la recharge intelligente des véhi- cules électriques (smart charging), le stockage, la gestion de la demande (demand/response), seront mis à disposition de la communauté, sous une forme harmonisée, via un outil en construction dans le cadre du mandat européen. Enfin soulignons l’apport conséquent offert par les travaux antérieurs parmi lesquels nous noterons : la norme 61850, le modèle CIM, la norme DLMS. Les difficultés résiduelles sont de trois ordres : • la standardisation de l’interface LAN (local area network) et HAN (home area network), entre le réseau public et le réseau domestique, pour lequel si tous les acteurs sont conscients du besoin, il n’y a pas de pilote reconnu ; • l’interopérabilité ou comment échapper à une norme qui ne ferait qu’empiler des standards de fait sans opérer de choix, ce qui de fait freinerait le développement et le dé- ploiement des produits ; • comment valoriser les « use cases » sans, de fait, normali- ser des processus, alors que les états membres entendent garder toute liberté sur les processus et surtout sur les ac- teurs des processus. Conclusion Le bénéfice escompté des smart grids sera d’autant plus facile à obtenir que l’offre industrielle sera plus mature. Aujourd’hui cette maturité repose en partie sur le niveau de normalisation des produits et des systèmes smart grids, ain- si que des interfaces entre les smart grids et le monde exté- rieur. La question a été prise à bras le corps par les acteurs concernés et la France s’est particulièrement engagée dans 28 ◗ REE N°4/2012 L'article invité le travail important qui doit être conduit. Il y a donc tout lieu de penser que les mois à venir montreront des avancées significatives dans les normes et sur le terrain. Parallèlement, la pénétration des nouveaux services rendus possibles par cette normalisation s’accompagneront d’une réflexion et d’un positionnement des acteurs sur les nouveaux modèles d’affaires que l’on peut concevoir pour les années à venir. Références • Dossier smart grids proposé par le CENELEC : http://www.cenelec.eu/aboutcenelec/wha- twedo/ technologysectors/smartgrids.html • Final report of the CEN/CENELEC/ETSI Joint Working Group on Standards for Smart Grids: ftp://ftp.cencenelec.eu/CENELEC/ Smartgrid/SmartGridFinalReport.pdf • EU Commission Task Force for Smart Grids Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters http://ec.europa. eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/ expert_group1.pdf Alain Doulet, ingénieur Supélec (71), a travaillé à EDF depuis 1973, essentiellement dans le domaine de la distribution et à la Direction des Etudes et Recherches. Il a piloté la fonction technique du distributeur durant de nombreuses années et a été directeur réseau d’EDF Réseau Distri- bution de 2004 à 2008. Il a présidé en 2010 le groupe d’experts de la Task Force Smart Grids mis en place par la Commission européenne, en charge de la définition des fonctionnalités des smart grids. Il est membre Emérite de la SEE depuis décembre 2011.