Données en temps réel · Glossaire

Les données en temps réel sont des données saisies, transmises et traitées assez rapidement pour décrire avec une précision suffisante l'état actuel d'un système en vue d'une décision technique ou économique donnée. Dans le système électrique, il s'agit par exemple de la fréquence, de la tension, des flux de courant, des états de commutation, de l'injection, de la consommation, des niveaux de remplissage des stockages, de la disponibilité des installations, des congestions du réseau ou des données météorologiques. Le terme ne désigne pas une durée uniforme. Ce qui compte comme temps réel dépend de l'usage auquel les données sont destinées.

En technique de protection, les millisecondes comptent, car un courant de défaut doit être détecté et coupé très rapidement. Dans la conduite du réseau, selon l'opération, des secondes ou quelques minutes suffisent, par exemple pour surveiller les flux de charge ou préparer des manœuvres de commutation. Dans le négoce intrajournalier, les valeurs par quart d'heure et les prévisions actualisées à la minute sont déjà considérées comme très proches du temps réel. Dans la zone de marché allemande, on peut négocier en continu jusqu'à environ cinq minutes avant le début de la livraison. Un client résidentiel qui souhaite mieux comprendre sa consommation d'électricité se contente généralement de valeurs horaires ou par quart d'heure. Quiconque parle de données en temps réel devrait donc toujours préciser à quel niveau et à quelle fin les données sont utilisées.

Le temps réel dans le cadre réglementaire européen

Le droit européen utilise lui aussi la notion de manière fonctionnelle. La ligne directrice sur la gestion du réseau de transport, le règlement (UE) 2017/1485 (System Operation Guideline, en abrégé SO GL), distingue trois catégories de données : les données structurelles, les données de programmes et de prévisions, et les données en temps réel. Il régit la manière dont ces données sont échangées entre gestionnaires de réseau de transport, gestionnaires de réseau de distribution et utilisateurs significatifs du réseau, ainsi que les intervalles de temps de cet échange. Les gestionnaires de réseau de transport d'une zone synchrone échangent leurs données d'état du réseau, dont la fréquence, au moyen d'un outil informatique paneuropéen. Les gestionnaires de réseau de distribution doivent fournir au gestionnaire de réseau de transport compétent des informations en temps réel provenant de sa zone d'observation, sauf décision contraire de ce dernier. Sont typiques les indications sur la position des disjoncteurs ainsi que sur la puissance active et réactive.

Une définition du règlement montre à quel point la résolution temporelle peut être fine. Les données de fréquence instantanées y désignent des mesures de la fréquence du système avec une période de mesure d'une seconde au plus, servant à évaluer la qualité de la fréquence. Le règlement s'applique directement dans tous les États membres de l'UE depuis 2017. L'étendue précise de l'échange de données est fixée par les gestionnaires de réseau de transport avec les gestionnaires de réseau de distribution et les utilisateurs du réseau. En Allemagne et en Autriche s'ajoutent donc des documents nationaux de mise en œuvre.

Actualité, qualité de mesure et fonction dans le système

Des données rapides ne sont pas automatiquement des données exactes. Une valeur mesurée peut être disponible très vite et pourtant erronée, incomplète ou mal étalonnée. À l'inverse, une valeur de mesure déjà facturée peut être très exacte et arriver trop tard pour influencer encore l'exploitation du réseau. Pour le système électrique, c'est l'interaction qui compte : horodatage, intervalle de mesure, durée de transmission, qualité des données et possibilité de traitement. Le SO GL exige expressément que les gestionnaires de réseau fournissent et utilisent des données de haute qualité.

Le lieu de la mesure joue aussi un rôle. Une valeur mesurée au point de raccordement d'un ménage ne dit pas la même chose qu'une valeur mesurée dans un poste de transformation, sur un parc éolien, dans un stockage par batterie ou dans une salle de conduite. Plus la mesure est proche d'une congestion technique, d'une installation pilotable ou d'un point de fonctionnement critique, plus elle peut être utilisée directement pour le pilotage. Des données agrégées peuvent suffire pour les processus de marché, l'équilibrage ou la planification. Elles ne remplacent toutefois pas dans tous les cas les mesures effectuées en des points importants pour le réseau.

Les données en temps réel doivent en outre être lisibles par machine, soumises à un contrôle de plausibilité et intégrées dans la technique de contrôle-commande existante, par exemple dans des systèmes SCADA de surveillance et de télécommande. Une valeur actuelle isolée a peu d'utilité si elle ne peut pas être attribuée, si l'horodatage manque ou si l'on ne sait pas quelle installation, quel niveau de tension ou quelle zone d'équilibrage est concerné. Les données ne prennent une valeur technique que lorsque se rejoignent la mesure, la communication, le modèle de données, la responsabilité et une possibilité d'intervenir.

Distinction par rapport aux prévisions, aux données structurelles et aux données de facturation

Les données en temps réel sont souvent confondues avec d'autres catégories de données. Les prévisions décrivent des états futurs attendus, par exemple l'injection des installations éoliennes et solaires ou la consommation d'électricité du lendemain. Elles peuvent être actualisées à très court terme, mais restent des calculs de modèle comportant des erreurs de prévision. Les données en temps réel décrivent en revanche des états mesurés ou directement observés. Les données d'état estimées issues d'une estimation d'état du réseau se situent entre les deux : elles sont actuelles, mais en partie calculées et non directement mesurées.

Les données structurelles contiennent des informations relativement durables sur les installations, les raccordements au réseau ou les rôles de marché, par exemple la puissance, le site, le niveau de tension, le point de comptage ou l'exploitant. Sans données structurelles correctes, les données en temps réel ne peuvent souvent pas être interprétées de manière pertinente. La valeur mesurée actuelle d'un stockage n'est utilisable que si l'on connaît sa puissance de charge maximale, sa puissance de raccordement au réseau et sa pilotabilité. C'est pourquoi le SO GL associe lui aussi l'échange en temps réel à un échange régulier de données structurelles.

Les données de facturation servent à affecter les quantités d'énergie sur le plan de l'équilibrage et sur le plan financier. Elles peuvent avoir une haute résolution temporelle, mais ne sont généralement pas traitées aussi rapidement que l'exigent la protection du réseau ou la conduite opérationnelle du réseau. Une mesure par quart d'heure issue d'un système de mesure intelligent n'est donc pas automatiquement un jeu de données en temps réel au sens de l'exploitation du réseau. Elle peut être très précieuse pour les tarifs variables, la transparence de la consommation ou l'équilibrage, mais elle ne remplace pas la technique de contrôle-commande.

Une autre distinction concerne la puissance et l'énergie. De nombreuses données en temps réel du système électrique décrivent la puissance instantanée ou à très court terme en kilowatts ou en mégawatts, et non la quantité d'énergie consommée en kilowattheures. Pour l'exploitation du réseau, la charge actuelle d'une ligne est souvent plus importante que la quantité d'énergie cumulée sur un mois. Pour la facturation et les statistiques, c'est souvent l'inverse.

Données d'état du réseau issues de systèmes de mesure intelligents en Allemagne

En Allemagne, la loi sur l'exploitation des points de mesure (Messstellenbetriebsgesetz, MsbG) régit la manière dont les données sont collectées via les passerelles de compteurs intelligents. Les données d'état du réseau y sont définies comme des valeurs de tension et de courant, des angles de phase et des valeurs qui en sont dérivables, permettant de déterminer l'état du réseau. Les exploitants de points de mesure ne peuvent collecter de telles données que pour le compte du gestionnaire de réseau et uniquement dans des cas justifiés. Un cas justifié existe lorsque les données sont nécessaires à une exploitation sûre et fiable du réseau et que le gestionnaire de réseau de distribution les collecte en certains endroits. Cela comprend les installations relevant de l'EEG et de la KWKG, les dispositifs de consommation pilotables et les raccordements au réseau visés à l'article 14a de l'EnWG, ainsi que les points de comptage équipés d'un système de mesure intelligent. Les gestionnaires de réseau doivent documenter les collectes.

La rapidité d'arrivée des données varie fortement. Parmi les prestations de l'exploitant du point de mesure décrites à l'article 34 MsbG figurent, d'une part, la collecte de données d'état du réseau au quart d'heure près et leur transmission une fois par jour au gestionnaire de réseau. D'autre part, il y a une transmission à la minute, mais seulement pour au plus 25 % des raccordements au réseau d'une zone de réseau équipés de systèmes de mesure intelligents. Cela montre bien combien la notion est relative : une série par quart d'heure livrée quotidiennement aide à l'analyse et à la planification dans le réseau de distribution. Pour la surveillance en continu, c'est plutôt la transmission à la minute qui entre en ligne de compte.

Importance pour l'exploitation du réseau et la flexibilité

Avec le développement du photovoltaïque, de l'énergie éolienne, des pompes à chaleur, des voitures électriques et des stockages par batterie, les conditions dans le réseau électrique changent. De plus en plus d'installations injectent en fonction de la météo ou soutirent de l'électricité à des moments qui dépendent des prix, des souhaits de confort, des états de charge ou des signaux de pilotage. L'état actuel du réseau de distribution gagne ainsi en importance. Auparavant, de nombreuses zones du réseau pouvaient être exploitées avec des hypothèses de charge assez grossières. Dans les réseaux comptant beaucoup d'injection décentralisée et de nouveaux consommateurs, les profils de charge standard historiques suffisent de moins en moins.

Les données en temps réel aident à détecter les congestions du réseau, à surveiller la tension et à mobiliser plus précisément les installations pilotables. Elles sont une base de la flexibilité, car la flexibilité n'aide le système que si l'on sait quand et où elle est nécessaire. Une voiture électrique peut décaler sa charge, une pompe à chaleur peut stocker de la chaleur, un stockage peut se charger ou se décharger. L'utilité de ces actions dépend de l'arrivée à temps des signaux de prix, de réseau ou d'équilibrage et de l'autorisation donnée à l'installation d'y réagir.

Dans le réseau de transport, les données en temps réel font depuis longtemps partie de la conduite du système. Le maintien de la fréquence, le redispatching, l'énergie de réglage et la gestion des congestions reposent sur une observation et un pilotage continus. Dans le réseau de distribution, la numérisation a longtemps été moins avancée, car de nombreux réseaux basse tension étaient planifiés et exploités de manière passive. Avec l'électrification croissante, une partie de l'attention opérationnelle se déplace vers ces niveaux de tension inférieurs. Il y apparaît de nouvelles exigences concernant les concepts de mesure, les voies de communication et la répartition des tâches entre gestionnaires de réseau, exploitants de points de mesure, fournisseurs, agrégateurs et exploitants d'installations.

Marché, équilibrage et limites institutionnelles

Les données en temps réel sont aussi importantes pour le marché de l'électricité, mais le marché et le réseau obéissent à des règles différentes. Les acteurs du marché ont besoin d'informations rapides sur les prix, les programmes, la production, la demande et l'énergie d'ajustement. Les gestionnaires de réseau ont besoin d'informations sur les charges physiques, la tension, les états de commutation et les équipements disponibles. Un prix de marché peut indiquer une rareté, mais ne dit pas si une ligne donnée du réseau de distribution est surchargée. Une congestion du réseau peut survenir localement alors que le prix de gros n'indique aucun problème.

Il en découle une limite importante : davantage de données en temps réel ne résolvent pas à elles seules un conflit entre incitation du marché et contrainte du réseau. Si de nombreuses installations réagissent simultanément à la même incitation de prix, cela peut même amplifier les pointes de charge. Si les gestionnaires de réseau reçoivent certes des valeurs mesurées, mais ne disposent pas de possibilités de pilotage clairement établies sur le plan juridique et technique, leur réaction reste limitée. Ce sont les règles qui déterminent si des informations en temps réel deviennent utilisables en pratique : accès aux données, droits de pilotage, rémunération, responsabilité, protection des données et exigences de sécurité informatique.

Les coûts ne disparaissent pas non plus avec la numérisation. Les capteurs, l'infrastructure de communication, les systèmes de contrôle, les plateformes de données, la certification et l'exploitation occasionnent des dépenses. Ces dépenses se justifient si elles permettent de planifier plus précisément l'extension du réseau, de mieux utiliser les équipements ou d'employer la flexibilité plus efficacement. Elles peuvent toutefois aboutir à une collecte de données coûteuse s'il reste incertain quelle décision les données doivent améliorer.

Malentendus typiques

Les données en temps réel seraient toujours meilleures que des données moins actuelles : pour de nombreuses tâches, ce n'est pas vrai. La planification du réseau a besoin de données de charge et d'injection à long terme, de scénarios, de demandes de raccordement et d'expérience d'exploitation. Les statistiques annuelles, les profils de charge standard et les années météorologiques remplissent toujours leur fonction. Les données en temps réel améliorent les décisions en exploitation courante, mais ne remplacent ni la planification ni des prévisions fiables.
Plus de transparence signifierait plus de pilotabilité : un centre de conduite ne peut agir que si les responsabilités, les interfaces techniques et les interventions admissibles sont clarifiées. Cela vaut particulièrement pour les installations situées derrière le point de raccordement au réseau, comme les bornes de recharge domestiques, les pompes à chaleur ou les stockages par batterie. Y se rencontrent droits de propriété, exigences de confort, contrats de fourniture, redevances de réseau et exigences de sécurité.
Les données en temps réel seraient des données publiques : de nombreuses données en temps réel sont critiques pour l'exploitation ou à caractère personnel. Des données de consommation détaillées peuvent révéler quand quelqu'un est chez lui et comment il vit. Les données de réseau peuvent être pertinentes pour la sécurité. Le MsbG n'autorise la collecte de données d'état du réseau en dehors des cas réglés par la loi que si elles ne sont pas des données à caractère personnel. Un bon régime de données distingue donc l'accès nécessaire, l'agrégation, l'anonymisation, les droits liés aux rôles et la cybersécurité.

Les données en temps réel rendent l'état actuel du système électrique suffisamment visible pour permettre de réagir plus vite et de manière plus ciblée. Leur valeur ne réside pas dans le flux de données lui-même. Ce qui compte, c'est la résolution temporelle adaptée, un classement technique fiable et les règles selon lesquelles une information devient une action admissible.

Sources

Verordnung (EU) 2017/1485 der Kommission vom 2. August 2017 zur Festlegung einer Leitlinie für den Übertragungsnetzbetrieb — Europäische Union, EUR-Lex; 2017-08-02. Art. 3 (Begriffsbestimmungen), Art. 40–44 (Datenaustausch, Echtzeit-Datenaustausch zwischen ÜNB sowie zwischen ÜNB und VNB)
Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen (Messstellenbetriebsgesetz – MsbG) — Bundesministerium der Justiz / juris; unbekannt (konsolidierte Fassung). § 2 Nr. 16 (Netzzustandsdaten), § 34 (Leistungen des Messstellenbetreibers), § 56 (Erhebung von Netzzustandsdaten)
Intraday-Handel — Next Kraftwerke GmbH; unbekannt. Abschnitt Vorlaufzeiten und Ablauf des Intraday-Handels

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Edited by eCMS on 11.11.2026 19:42