Swissgrid mène un projet pilote qui se base sur la technologie de la blockchain. Le but ? Développer une solution pour compenser les fluctuations à court terme dans le réseau de transport au moyen de petites sources d’énergies décentralisées, mais également offrir une meilleure coordination entre les différents acteurs de l’énergie. Il s’agit de la première utilisation de cette technologie au monde dans le domaine de la puissance de réglage primaire au sein de systèmes électriques.
À l’avenir, la production d’électricité deviendra moins flexible et plus difficile à prévoir, en raison de la croissance des sources renouvelables, prévient Swissgrid. En effet, la montée en puissance de ces énergies entraîne une décentralisation et une volatilité accrue de la production, avec des énergies solaire, hydraulique au fil de l’eau et éolienne qui dépendent fortement des conditions météorologiques, de l’heure de la journée et de la saison. À cela s’ajoute l’électrification de notre société (électromobilité, pompes à chaleur, etc.), générant une plus forte demande et des heures de pointe de consommation variables. Afin de garantir le meilleur équilibrage possible sur le réseau, Swissgrid développe des solutions pour accroître la souplesse de production et de stockage.
La gestion des congestions sur le réseau
« Nous allons au-devant de problèmes dans les différents niveaux de réseau avec cette évolution rapide des ressources énergétiques distribuées, explique Raphaël Wu, spécialiste marché et conception des systèmes chez Swissgrid. Il s’agit d’une part de maintenir l’équilibre avec la flexibilité des énergies qui entrent dans le réseau, et d’autre part d’éviter les goulets d’étranglement. » Emanuele Colombo, conseiller stratégique chez Swissgrid, ajoute que la gestion de la sûreté du système repose sur – au moins – deux piliers principaux : l’équilibrage et la gestion des flux. « Il faut comparer le réseau électrique au réseau routier, illustre-t-il. Prenez l’autoroute Paris-Marseille en plein été, avec des bouchons et des voitures qui klaxonnent. C’est la même idée pour le réseau électrique ; on parle alors de gestion des congestions. » Les ressources développées au sein du projet Equigy aideront ainsi à lisser les fluctuations sur le réseau de transport et de distribution, tout en développant des méthodes de coordination qui permettent aux différents acteurs de l’énergie de travailler en bonne intelligence.
La technologie de la blockchain au cœur du système
Afin d’intégrer les petites unités décentralisées de manière simple, évolutive et sûre au marché de l’énergie de réglage, on compte sur la technologie de la blockchain. La plateforme choisie s’appelle Crowd Balancing Platform, de la société Equigy, et se veut disponible en open source afin d’éliminer au maximum la discrimination et d’encourager la diffusion de la solution. « Si la blockchain est déjà utilisée dans d’autres domaines, elle est nouvelle dans le monde des systèmes électriques » précise Emanuele Colombo.
En-dehors de nos frontières, Equigy mène d’autres projets similaires afin de tester la robustesse et la pertinence de la solution. Le gestionnaire de réseau de transport (GRT) allemand et néerlandais TenneT a ainsi confirmé sa faisabilité technique lors d’un essai aux Pays-Bas et en Allemagne, avant de fonder un joint-venture avec le gestionnaire de réseau de transport italien Terna et Swissgrid, pour une mise en œuvre de cette technologie en Europe.
En résumé, le projet Equigy vise deux buts principaux :
- tester dans quelle mesure les sources d’énergie et de consommateurs décentralisés (batteries domestiques, installations photovoltaïques, pompes à chaleur, voitures électriques) peuvent participer à compenser des fluctuations à court terme sur le réseau de transport et de distribution
- s’appuyer sur la technologie blockchain afin de standardiser les processus, sécuriser les échanges de données, et améliorer la coordination entre les différents acteurs (gestionnaires de réseaux de distribution, gestionnaires de réseaux de transports, propriétaires de sources flexibles).
La suite donnée au projet pilote ?
La première phase du projet achevée en décembre 2022 a permis de définir les bases, les conditions-cadres et les exigences commerciales. Raphaël Wu précise que l’idée d’accéder à une flexibilité distribuée est nouvelle et que tout a dû être repensé. « Les marchés existants sont optimisés pour les grandes centrales de production et beaucoup d’aspects ne sont pas adaptés à la distribution de petites ressources. »
La deuxième étape durera jusqu’à la fin de 2024 et vise à améliorer les processus de coordination. « Nous allons voir dans quelle mesure le projet peut être déployé à grande échelle, avec des milliers de batteries et un grand nombre d’acteurs, ajoute Emanuele Colombo.
Le projet Equigy est novateur a bien des égards. Il se situe à la croisée de plusieurs domaines (technologie, marché, sécurité IT, production et distribution d’énergie, etc.) et souhaite lever les embûches empêchant de connecter de manière globale, sûre et efficace les chemins de traverse de la production électrique et les autoroutes du transport et de la distribution.
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Interview croisée entre…
Jérémy Plumejeau et Emanuele Colombo, respectivement responsable des relations avec les partenaires énergéticiens et conseiller stratégique chez Swissgrid.
L’un des buts principaux du projet Equigy est de maintenir l’équilibre sur le réseau de distribution, en visant une fréquence de 50 Hertz et à l’aide de l’énergie de réglage. En quoi est-ce important ?
Jérémy Plumejeau (JP) : Pour garantir la stabilité sur le réseau et la sécurité de l’exploitation, il faut maintenir en temps réel l’équilibre entre la production et la consommation via l’énergie de réglage. Il s’agit d’une réserve que les fournisseurs mettent à notre disposition et qui peut être injectée sur le réseau à court terme. Si la consommation d’électricité augmente ou qu’une centrale tombe en panne par exemple, nous demandons alors aux producteurs de fournir davantage d’énergie dans le réseau, et inversement lorsque la consommation diminue.
Emanuele Colombo (EC) : Le défi est de maintenir cet équilibre, avec un nombre croissant de sources d’énergies décentralisées et en l’absence de solutions pour stocker en grande quantité l’énergie renouvelable. Pour l’anecdote, le signal est si stable sur le réseau, que les horloges des CFF se calent dessus. Il y a quelques années, le Kosovo a connu un souci de fréquence sur son réseau, qui est interconnecté au réseau européen comme le réseau suisse, ce qui a induit des retards de plus de six minutes sur les horloges des gares en Suisse.
Et où piochez-vous cette énergie de réglage ?
EC : C’est une bonne question et c’est la clé d’Equigy. Jusqu’ici nous faisions appel à des ressources raccordées au réseau de transport, soit les grandes centrales de production. Ce sont elles qui ajustaient à la hausse ou à la baisse pour équilibrer le réseau. Aujourd’hui, nous devons trouver les solutions pour puiser dans ces énergies différentes et décentralisées. La coordination avec les réseaux de distribution est alors essentielle, puisque c’est à leur niveau que les ressources sont connectées. D’où l’intérêt, d’une part de bien se coordonner entre gestionnaires de réseaux de distribution et gestionnaire de réseau de transport pour identifier ensemble des solutions.
Swissgrid se penche sur cette question de la décentralisation de la production d’énergie et l’adaptation du réseau depuis quelques temps déjà. Pourriez-vous nous en dire plus sur les réflexions à ce sujet ?
EC : L’intérêt qu’on porte aujourd’hui au système énergétique est lié à l’actualité, mais nous avons effectivement commencé à adapter le système électrique il y a quelques années déjà, pour qu’il puisse absorber l’impact de la production indigène de renouvelables, mais également celle de nos pays voisins. Car rappelons que nous avons 41 lignes d’interconnexions avec le réseau européen.
Dans le milieu de l’énergie, on parle par ailleurs d’une économie du temps long, car les investissements prennent du temps pour être rentabilisés. Or, on constate que nous connaîtrons davantage de changements ces dix prochaines années que ceux vécus ces vingt dernières, et bien plus rapides. Nous devons alors être capables de nous adapter très rapidement et de rendre plus agiles nos manières de fonctionner. Il faut être réactif, mais également proactif. Essayer autant que possible d’anticiper, tout en sachant que l’avenir est de plus en plus incertain. C’est un véritable changement de postures.
JP : Swissgrid souhaite renforcer la collaboration et la coordination avec les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) et Equigy est une des initiatives qui visent à renforcer cette coordination et les échanges de données. Jusqu’il y a peu, on gérait le réseau de manière individuelle et confidentielle. Les choses bougent et cela nous a permis de lancer ce genre de projets pilotes avec des partenaires de toutes les régions de la Suisse. Nous avons beaucoup à apprendre de nos GRD et l’inverse est également valable.
On parle d’« électrifier la société ». Pourtant, plusieurs voix s’élèvent et questionnent ce choix, alors qu’on peine aujourd’hui à intégrer les sources renouvelables et que la question d’une pénurie n’est plus une notion si abstraite. Quel regard portez-vous sur ces remarques ?
EC : Quels que soient les avis, ce qui est certain, c’est qu’il faut décarboner l’économie. Pour l’énergie cela signifie réduire drastiquement les sources d’énergie qui ont un impact sur les émissions de gaz à effet de serre. Nous n’évoluons pas dans la bonne direction : +1.5° d’ici 2030 ! selon le dernier rapport du GIEC sorti le 20 mars 2023. L’histoire humaine documentée n’a pas de traces de telles augmentations. Il faut donc réduire l’impact des énergies fossiles, tout en ayant une économie qui se développe. On anticipe alors une baisse de la consommation « fossile », mais une augmentation de la consommation en électricité. Les scénarii énergétiques sont développés par les politiques ; notre rôle est de développer les réseaux en fonction de ces décisions, tout en éclairant sur les défis et les opportunités liés à tel ou tel développement.
JP : Le scénario-cadre 2030-2040 de l’OFEN (scénario « Référence ») prévoit 24 gigawatts de photovoltaïques installés en 2040 ; nous en sommes aujourd’hui à près de 4 gigawatts. Pour atteindre ces objectifs, on parle – entre autres – de grands parcs solaires alpins à raccorder au réseau de transport. Mais si la Confédération accorde des subventions et des procédures accélérées pour des projets solaires et éoliens, il n’y a actuellement rien de tel pour le réseau de transport. Or, les infrastructures nécessaires – postes de transformation, lignes – à raccorder ces grandes installations prennent du temps à être réalisées. Quand on voit que le projet d’installer cinq turbines éoliennes au Saint-Gothard a pris dix-huit ans à aboutir et que la politique énergétique pose des échéances à 2040, on se questionne tout de même. Les producteurs sont dépendants de nos procédures et nous aurons un décalage entre la rapidité de production et la lenteur au niveau du réseau. On tentera de dimensionner ce dernier au mieux pour répondre aux besoins, mais l’équation n’est pas évidente.
Joëlle Loretan
Rédactrice
Bonjour et merci pour ce blog très intéressant. Cependant j’ai du mal à comprendre la valeur ajoutée de la blockchain dans cette gestion du réseau:
– Elle ne peut-être totalement et intégralement distribuée car il faut piloter les grosses centrales par des moyens centralisés.
– Il faut tenir compte des prévisions d’évolution de la demande à court/moyen terme (météo…) ce qui impose une autorité centralisée.
– Il faut piloter le réseau global donc avec une vision globale et non distribuée.
La blockchain a pour but de sécuriser de manière distribuée des informations afin qu’elles ne soient plus modifiable et validées par un nombre majoritaire de ledger. Dans le cas que vous décrivez, je ne comprend pas l’intérêt.
Merci de m’éclairer sur la valeur ajoutée de la blockchain et comment vous compter faire de chaque unité de production individuelle (particulier avec des panneaux photovoltaïques…) un nœud blockchain avec donc un calculateur fonctionnant en permanence pour valider toutes les transactions ?
Excellente question. Je ne comprends pas non plus ce que la blockchain ferait de mieux, dans ce cas précis, qu’une simple base de données sur un serveur chez Swissgrid.
Un système énergétique basé sur les énergies renouvelables est par construction un écosystème décentralisé. Si le système énergétique voit se décentraliser sa production du fait de la nature même des NER, alors une part de la flexibilité doit elle aussi être décentralisée et assurée par une multitude d’acteurs formant avec le tout un écosystème. Le changement de paradigme est que les productions d’électricité issues des NER sont intermittentes et que dans un système massivement basé sur les NER on ne peut plus assurer l’équilibre production/consommation en adaptant l’offre à la demande, la demande doit désormais être adaptée à l’offre.
On va vers un écosystème où les données, l’analytique, l’intelligence et la gestion sont distribués, où les flux financiers des modèles d’affaires sont distribués entre une multitude d’acteurs et finalement où les services dématérialisent la notion de systèmes de commande.
Swissgrid réalise actuellement cet équilibrage par le biais du marché des services système. Dans ce marché, les acteurs disposant de ressources flexibles (à ce jour principalement les grosses centrales pilotables) place leur offres selon leurs disponibilités en volume et durée pour une mise à disposition instantanée ou différée. Swissgrid constitue alors un portefeuille de flexibilité activable à la demande par les fournisseurs de flexibilité. Ceci concerne à ce jour un nombre réduit d’acteurs et de transactions dans un processus centralisés de préqualification assez contraignant.
La décentralisation va faire exploser (en dizaine de milliers) le nombre d’assets potentiellement adaptés et nécessaires à la fourniture de flexibilité ainsi que le nombre d’acteurs. De surcroît la décentralisation de la production engendre des congestions dans les réseaux de distribution locaux et implique une activation localisée des besoins en flexibilité.
C’est là que les technologies de l’internet décentralisé (Zero Trust Architecture, Zero Knowledge Proof ou encore DLT) présentent un intérêt : pour gérer la complexité d’une multitudes de microtransactions dans un système électrique décentralisé et éviter l’explosion du nombre d’intermédiaires.
L’article auquel il est fait référence parle du projet de crowd balancing plateform Equigy de swissgrid.
C’est un marché à court terme distribué pour la négociation de l’équilibrage (à ne pas confondre avec le marché de l’énergie à long terme). Les acteurs sont le gestionnaire de réseau de transport (GRT=TSO), les gestionnaires de réseau de distribution (GRD=DSO), les groupes bilan (Balance Responsible Party / Balance Service Provider), les entreprises de production, les clients finaux et leurs éventuels facilitateurs (agrégateurs). La proposition de valeur consiste à réduire les coûts de transaction liés à la négociation de petits volumes en rendant les processus opérationnels accessibles et plus efficaces. Les acteurs du marché peuvent initier et régler physiquement les échanges d’énergie. Les transactions sont anonymes et seules les parties concernées se connaissent. La crowd balancing platform permet notamment la gestion décentralisée d’un registre d’actifs certifiés qui garde trace des différents attributs liés à un actif afin de lui permettre de participer à certains types de transactions. La certification (très complexe à ce jour) est alors transparente, garantie et évite de devoir certifier plusieurs fois l’actifs s’il participent à différents types de transaction.
À noter que la technologie blockchain est adaptée à bien d’autres usage dans le secteur énergétique, notamment au marché de gros de l’énergie comme pour les ventes pair à pair entre particuliers prochainement autorisées par le cadre légal. Reste qu’il faudra encore veiller à l’aspect écologique de ce genre d’approche en utilisant les formes de DLT les moins énergivores.
Je persiste à dire ici mon scepticisme sur ces scénarios de l’OFEN.
Prenez simplement le but visé de 24 GWp de photovoltaïque en 2040 !
On calcule aisément que, sur les 17 ans qui nous en sépare (et en tenant compte des 4 GWp déjà installés), il faudrait mettre en service chaque jour ouvrable en Suisse pas moins de 4,52 MWp, soit l’équivalent de 452 installations PV domestiques de 10 kWp. Qui peut croire cela ? Il faut rester réaliste.
Et, paradoxalement, on ne considère pas l’effet que feraient ces 24 GW de PV soudain totalement actif en plein midi d’été sur un réseau électrique qui n’est pas dimensionné, et de loin, pour encaisser une telle puissance (demande moyenne de 7 GW, minimale de 4 GW et maximale de 12 GW), même pour transmettre toute cette surabondance d’énergie dans de futures installations de stockage (encore à créer).
Il se peut que ma question soit naïve ou résulte d’un manque de connaissances. Je brûle cependant d’envie de la poser.
Autant que je sache, il faut non seulement garantir en permanence l’égalité des puissances électriques produite et consommée, mais aussi une marge de fluctuations très faible et très encadrée de la fréquence du courant délivré. Ainsi, les onduleurs de chaque panneau photovoltaïque, et même de chacun de ses sous-ensembles selon les câblages, sont en fait pilotés par le réseau standard de façon à être strictement asservis en phase à celui-ci. Dès lors, que se passe-t-il si le réseau “tombe” localement, voire globalement? Est-ce que la stratégie de la blockchain “tombe” à son tour (et peut-être toute autre stratégie), faute de pouvoir recevoir et donner les bonnes consignes? Ne touche-t-on pas, là aussi, une sévère limitation à l’extrême décentralisation de la production?
Les onduleurs des installations photovoltaïques utilisent la fréquence du courant alternatif pour synchroniser leur horloge, mais ils ne sont pas pilotables quand à leur production qui est celle délivrée par les panneaux photovoltaïques.
Si le réseau tombe localement, c’est à dire plus de secteur, l’onduleur doit automatiquement se couper et ne plus injecter d’électricité dans le réseau. C’est une mesure de sécurité pour éviter d’électrocuter un technicien qui coupe le secteur pour intervenir et où les installations photovoltaïques continueraient à injecter de l’électricité sur le réseau en travaux.
Pour être précis, la très grande majorité des onduleurs fonctionnent ainsi.
Il existe pourtant au moins, à ma connaissance, un modèle (autrichien) d’onduleur qui permet de fonctionner en îlotage. La solution retenue, qui peut couper le réseau et isoler la maison du réseau lors d’une chute de ce dernier, est onéreuse et je ne sais pas si l’ESTI (Inspection fédérale du courant fort) l’a homologué pour la Suisse (Romande Energie pourrait-elle nous le confirmer ?).
Il est en effet décevant de découvrir que, même s’il y a du soleil et/ou même si vos éventuelle batteries sont pleines, vous devez aussi subir le black-out.
Il faut aussi savoir que, à la suite d’un black-out (un délestage en cascade, soit commandé, soit physiquement provoqué, souvent par effet domino), la reconstruction d’un réseau n’est pas une petite affaire et que la « panne » peut se prolonger suivant où l‘on se trouve. Il faut en effet assurer non seulement la fréquence de 50 Hz, mais aussi sa synchronisation par la mise en phase stricte de toutes les sources abondant au réseau, ce qui n’est pas une mince affaire…