Le secteur de l’électricité est mûr pour des perturbations alors que la course vers les objectifs de zéro électricité s’accélère et que la poussée subséquente au sein des industries pour l’électrification afin de remplacer les combustibles fossiles se renforce. Réseaux électriques – considérés comme la « colonne vertébrale de la transition énergétique » – sont contraints de s’adapter et d’évoluer avec les mégatendances qui façonnent le secteur électrique.
Ceci est le premier billet d’une série sur le virage colossal en cours du centre de contrôle vers le prosommateur. Dans cet article, les mégatendances qui façonnent l’industrie de l’électricité sont examinées au microscope et nous examinons comment le réseau devra s’adapter et évoluer avec ces facteurs.
Les mégatendances qui façonnent l’avenir des réseaux et le rôle de la numérisation
1. L’intégration
Les connexions des ressources énergétiques distribuées (DER) au réseau augmentent rapidement. L’Agence internationale de l’énergie estime que de 2017 à 2020, il y a eu 179 GW de solaire distribué ajouté, tandis que le parc de véhicules électriques (VE) a triplé pour atteindre plus de 11 millions. De plus, le boom du DER devrait se poursuivre en raison de la baisse des prix due aux économies d’échelle.
Alors que l’intégration DER monte en flèche, il est essentiel de réaliser qu’elle peut fournir une flexibilité de réseau et être un moteur clé dans le passage à une économie de prosommateur. Les batteries, y compris celles des véhicules électriques, sont des ressources polyvalentes. L’appariement des batteries domestiques permet aux consommateurs de maximiser l’énergie renouvelable à faible coût générée par l’énergie solaire sur les toits. De telles capacités font du stockage sur batterie une partie intégrante du nombre croissant de projets de centrales électriques virtuelles. Nous constatons également une augmentation des bâtiments efficaces interactifs au réseau qui intègrent une gamme de DER pour optimiser la « prosomption » d’énergie du bâtiment.
Les systèmes électriques nécessitent des systèmes de gestion plus sophistiqués pour gérer correctement la complexité accrue d’une plus grande pénétration des DER. Pour relever ces défis, les services publics de distribution ont entrepris de numériser leur système de gestion de réseau en mettant en œuvre des solutions telles que ADMS et DERMS. Notre DERMS EcoStruxure (DERMS complet), par exemple, fournit une solution en permettant des capacités critiques, telles que la surveillance et l’estimation de l’état actuel et futur de la DER, la modélisation de l’activité en temps réel et prévue, et l’optimisation de la gestion et du contrôle, ce qui peut aider à réduire les opérations frais.
2. Nouveaux modèles de revenus
Les services publics de distribution doivent se conformer aux réglementations locales et régionales. Les régulateurs de l’énergie contrôlent les dépenses des services publics, examinent leurs performances par rapport aux objectifs et ajustent leur niveau de rémunération. Alors que de nombreux services publics sont encore contrôlés par une réglementation «coût plus» très traditionnelle et sans risque, un nombre croissant d’entre eux sont confrontés à une réglementation innovante basée sur des éléments tels que des incitations basées sur la performance, la péréquation TOTEX (CAPEX + OPEX) des dépenses autorisées . À titre d’exemple, depuis 2015, le Royaume-Uni a été le premier pays à introduire une nouvelle réglementation appelée RIIO (Revenus equal Innovation, Incentives and Outputs), récompensant la performance et ouvrant des voies d’innovation et d’adoption de nouvelles technologies par les gestionnaires de réseau de distribution. En conséquence, de nouvelles options de planification telles que les connexions flexibles (non fermes), la régulation dynamique de la tension, l’utilisation de la flexibilité basée sur le marché ont été introduites, rendues possibles par les schémas de gestion active du réseau (ANM). De même, aux États-Unis, la FERC Order 2222 de la Federal Energy Regulatory Commission ordonne aux opérateurs du réseau et du marché de l’électricité d’autoriser les DER à participer aux marchés de gros sans barrières. Il s’agit d’un nouveau domaine d’activité où les services publics de distribution peuvent être impliqués dans certains États, en fonction de la réglementation locale.
Notre Grille numérique aident les services publics de distribution à transformer leur planification et leurs opérations de manière proactive et en réponse à l’évolution de la réglementation, pour une plus grande efficacité opérationnelle et la satisfaction des clients.
3. Des infrastructures vieillissantes
Au cours des dix prochaines années, environ 20 % des réseaux électriques mondiaux doivent être remplacés. Leur fonctionnement continu a entraîné une surcharge des équipements, tandis que les perturbations du réseau ont entraîné une dégradation importante des équipements. Le problème du vieillissement des infrastructures est amplifié par le fait que la demande énergétique en constante évolution nécessite un système agile et robuste. Par exemple, aux États-Unis, un plan d’investissement massif a été annoncé dans le cadre de l’Infrastructure Investment and Jobs Act pour soutenir la modernisation nécessaire du réseau T&D.
Actuellement, le flux continu de données provenant des équipes de conception, d’exploitation et de maintenance n’est pas utilisé de manière cohérente tout au long du cycle de vie du réseau. L’utilisation de nouvelles technologies, telles que les jumeaux numériques, peut reproduire des étapes spécifiques du cycle de vie et aider à partager des données tout au long du cycle de vie pour mieux intégrer la gestion d’actifs et ADMS Logiciel. Cela peut éliminer une quantité importante de travail récurrent pour les opérateurs et éliminer les inefficacités tout au long du cycle de vie du réseau.
Notre Écosystème ArcFM XI est un écosystème d’applications qui fonctionnent ensemble pour rendre votre organisation plus efficace en prenant mieux en charge les flux de travail déconnectés, améliorant ainsi les performances et la capacité de collaborer sur les informations et de les transmettre via le flux de travail de votre organisation.
4. Risques de cybersécurité
Le risque de cybersécurité est une préoccupation croissante pour le secteur de l’électricité. Dans un contexte de numérisation et d’utilisation croissantes d’Internet pour les technologies opérationnelles, la menace posée par les ransomwares et autres cyberattaques monte en flèche. Avec la montée des tensions géopolitiques, les entreprises sont de plus en plus averties d’être parfaitement protégées contre toute cyberattaque.
Pour garantir la fiabilité et la sûreté de fonctionnement du réseau, sa robustesse physique doit être renforcée et des couches de cybersécurité ajoutées. Mettre en place une architecture évolutive et interopérable qui intègre les niveaux central et périphérique pour connecter les technologies entre grille numérique couches aideront les grilles à combattre les cyberattaques. Il est également vital que les grilles sélectionnent une architecture flexible prête pour les évolutions futures. La mise en place d’une architecture basée sur les données ou les événements peut prendre en charge la réaction en temps réel et l’adaptation des opérations.
Pour nous chez Schneider Electric, la cybersécurité est de la plus haute importance et, par conséquent, notre expertise complète en matière de cybersécurité s’étend à travers les systèmes informatiques et OT, pour offrir à nos clients un front uni pour lutter contre les menaces, maximiser la continuité du service, améliorer la fiabilité et les performances et atteindre la conformité basée sur IEC normes.
Nos solutions clés en main sont développés avec des processus et des procédures de cybersécurité certifiés pour l’ingénierie, la mise en service et la maintenance avec CEI 62443-2-4
5. Les données comme nouvelle énergie
Les volumes de données augmentent à l’échelle mondiale à un rythme astronomique. L’International Data Corporation prévoit que les volumes de données passeront de 33 zettaoctets en 2018 à 175 zettaoctets en 2025, soit une augmentation de 530 % en sept ans. Cette tendance s’applique également au secteur de l’énergie, qui est révolutionné par le big data. Mordor Intelligence prévoit que le marché de l’analyse de données volumineuses dans le secteur de l’énergie va croître à un rythme TCAC de plus de 11 % de 2021 à 2026 alors que les entreprises énergétiques cherchent à améliorer leur efficacité énergétique.
Les grilles doivent intégrer des informations basées sur les données, car elles peuvent créer une nouvelle valeur commerciale grâce à une meilleure gestion de l’infrastructure, des opérations plus efficaces et des services améliorés fournis aux clients finaux. L’exploitation des données peut automatiser le système de supervision, optimiser la maintenance du réseau et améliorer les performances du réseau tout en garantissant la stabilité et la sécurité, mais il est également important qu’une approche intégrée soit utilisée pour gérer le cycle de vie du réseau.
Une grille basée sur les données peut également être combinée à l’intelligence artificielle pour optimiser les CapEx, réduire les OpEx et, en fin de compte, conduire la transition du consommateur au prosommateur.
Regarder vers l’avant
Trouver des solutions aux mégatendances qui façonnent le secteur de l’électricité peut sembler écrasant. Il est important de se rappeler que la transformation numérique est progressive et ne se produit pas du jour au lendemain. Cela nécessite de nouvelles façons d’engager, de planifier et de concevoir, d’optimiser et de maintenir, d’analyser et d’automatiser, le tout avec une approche coordonnée par étapes.
Bien que les services publics cherchent à être plus innovants et agiles, la myriade de technologies présente un paysage commercial complexe avec des réglementations en constante évolution. De plus, il n’y a pas de feuille de route universelle pour la migration du présent vers le futur envisagé. Dans le même temps, les services publics devront fournir de nombreux nouveaux services au-delà de la livraison d’électricité. Cependant, ils sont souvent incertains quant aux étapes nécessaires pour tirer parti de ces opportunités.
Compte tenu de l’ampleur de la transformation, il n’y a aucun moyen de faire face à ces énormes la grille défis seuls. Il doit y avoir un esprit de partenariat et de collaboration.
Pour aider à faire progresser l’industrie et répondre aux besoins des parties prenantes, Schneider Electric a introduit une approche de bout en bout de la gestion des DER : “Grid to Prosumer”. L’objectif de cette approche est de fournir aux services publics d’électricité la capacité d’atteindre de manière proactive les objectifs de leur organisation (par exemple, la décarbonation et la durabilité, la résilience et la flexibilité améliorées, tout en maintenant une fiabilité élevée) et de faire progresser leur parcours de transformation numérique.
Notre approche Grid to Prosumer combine les trois piliers de la gestion DER – optimisation du réseau, services de flexibilité et engagement des prosumers.
- Optimisation du réseau – Gestion des contraintes techniques tenant compte du réseau dans le but de garantir que le réseau peut prendre en charge l’adoption et la nature dynamique du DER connecté en périphérie du réseau.
- Services de flexibilité – Gestion des contraintes économiques soucieuse des consommateurs dans le but de maximiser la valeur de la DER au-delà du compteur.
- Engagement des prosommateurs – En ce qui concerne les services publics de distribution et les fournisseurs d’énergie au détail, la plupart comprennent désormais qu’ils doivent mieux s’engager auprès de leurs clients prosommateurs pour améliorer leur expérience et renforcer la centralité et la personnalisation des prosommateurs.
Découvrez-en plus sur notre vision de Grid to Prosumer, car j’approfondirai cette approche dans mes prochains blogs.
Je vous invite également à regarder ma dernière conversation avec Reuters, où nous avons abordé des sujets tels que l’électricité 4.0, les réseaux du futur et l’essor du prosommateur. Découvrez l’entretien ici.
