f97.beL’ATELIER D’ERIK SCHMIDT
← Tous les termes

Glossaire · Secteur de l’énergie & transition énergétique

Numérisation

Numérisation Données système électrique transition énergétique Automatisation IT OT

Dans le système électrique, la numérisation désigne la saisie, la transmission, le traitement et l'utilisation d'informations sous forme numérique. Elle permet d'observer, de calculer, d'automatiser ou de coordonner des processus techniques et organisationnels. Il ne s'agit pas seulement d'appareils isolés comme les compteurs numériques ou les capteurs. Il s'agit de l'interaction entre mesure, communication, modèle de données, logiciel, pilotage, processus de marché et responsabilité.

Au fond, la numérisation traduit des états physiques en informations exploitables. Un tronçon de réseau a une tension et une ligne a un taux de charge. Une pompe à chaleur a un état de fonctionnement, un point de charge une puissance disponible et une installation photovoltaïque une injection actuelle. La numérisation rend ces états mesurables et transmissibles, et, dans les cas appropriés, également pilotables. Il peut en résulter des prévisions, des décisions de commutation, des facturations, des offres de flexibilité ou des mesures dans l'exploitation du réseau.

Le niveau technique va des capteurs et des dispositifs de mesure aux systèmes de conduite, aux plateformes de données et aux processus de marché automatisés, en passant par les réseaux de communication. Dans le secteur de l'énergie, on distingue souvent l'IT et l'OT. L'IT désigne les technologies de l'information classiques, c'est-à-dire le traitement des données, la communication, les logiciels, la gestion des utilisateurs et les systèmes de facturation. L'OT désigne les technologies opérationnelles. Elles servent à surveiller et à piloter des installations physiques, par exemple les postes de transformation, les installations de production, les systèmes de protection ou la conduite du réseau. Dans le système électrique, ces deux domaines se rapprochent de plus en plus. Cela ouvre de nouvelles possibilités, mais crée aussi de nouvelles dépendances.

Données, pilotage et responsabilité

La numérisation est souvent assimilée à la collecte de données. Cette assimilation masque la différence importante entre observer et intervenir. Une valeur de mesure numérique ne montre d'abord qu'un état. Ce n'est que lorsqu'elle est traitée dans un processus défini qu'une action peut en découler. Il peut s'agir d'un calcul de réseau, d'une information de prix, d'une manœuvre de commutation, d'un écrêtement, d'une planification automatique de la recharge ou d'une alerte dans l'exploitation du réseau.

Pour cela, plusieurs questions doivent être clarifiées : qui peut saisir les données et qui peut les consulter ? Avec quelle résolution temporelle sont-elles nécessaires et à quelle vitesse doivent-elles être disponibles ? Quelle entité peut déduire des données une décision de pilotage ? Et qui est responsable lorsqu'une intervention automatique est erronée ou n'a pas lieu ? La numérisation ne modifie donc pas seulement la technique. Elle déplace aussi les responsabilités entre gestionnaires de réseau, fournisseurs, gestionnaires de points de mesure, agrégateurs, exploitants d'installations, fournisseurs de plateformes et autorité de surveillance publique.

Cela apparaît clairement avec le système de mesure intelligent. Il est plus qu'un compteur d'électricité moderne. En Allemagne, il se compose d'un dispositif de mesure numérique et d'une passerelle de compteur intelligent (Smart-Meter-Gateway) servant d'unité de communication sécurisée. Il peut saisir avec une résolution temporelle plus fine les valeurs de consommation et d'injection et les transmettre de manière sécurisée. Avec un dispositif de pilotage, il peut en outre servir d'accès à des processus de pilotage ou de marché. Son utilité dépend toutefois de la cohérence entre tarifs, redevances de réseau, règles de pilotage, exigences de protection des données et interfaces techniques. Un compteur numérique sans processus adaptés génère des données, mais n'utilise pas encore mieux la capacité du réseau.

Distinction par rapport à l'automatisation, à l'électrification et à la modernisation logicielle

La numérisation est étroitement liée à l'automatisation, mais ce n'est pas la même chose. L'automatisation signifie qu'un processus se déroule sans décision humaine individuelle permanente. La numérisation peut rendre l'automatisation possible, par exemple lorsqu'une batterie réagit à des signaux de prix ou qu'un gestionnaire de réseau de distribution pilote des installations dans l'intérêt du réseau. Il existe cependant aussi des processus purement numériques sans pilotage automatique, par exemple une meilleure prévision ou une facturation numérique.

Il faut aussi distinguer la numérisation de l'électrification. L'électrification signifie que des usages jusqu'ici alimentés par des combustibles fossiles passent à l'électricité, par exemple la chaleur, les transports ou l'énergie des procédés industriels. La numérisation, elle, décrit le niveau de l'information et du pilotage. Elle devient nécessaire lorsque ces nouveaux usages de l'électricité sont raccordés au réseau en grand nombre. Une pompe à chaleur consomme de l'électricité, une voiture électrique se recharge, une installation industrielle modifie sa charge électrique. Ces opérations ne deviennent visibles et pilotables numériquement que grâce à la mesure, à la communication et à des règles d'exploitation adaptées.

La simple modernisation logicielle est elle aussi autre chose. Une nouvelle interface utilisateur, une application ou une facture numérique peuvent être utiles, mais ne touchent pas nécessairement la fonction énergétique. Pour le système électrique, comptent surtout les applications numériques qui atteignent l'un de ces objectifs : elles améliorent les valeurs de mesure, sécurisent l'exploitation du réseau, rendent accessible la flexibilité, accélèrent les processus de marché ou permettent de coordonner les installations en temps utile.

Pourquoi la numérisation gagne en importance dans le système électrique

Autrefois, le système électrique était davantage conçu autour de grandes centrales planifiables. Le courant circulait majoritairement dans un seul sens, des niveaux de réseau supérieurs vers les consommateurs. La technique numérique existait déjà à l'époque, surtout dans les centrales, les réseaux de transport et les centres de conduite. La nouveauté tient à l'ampleur de ce qu'il faut coordonner dans les réseaux de distribution. Installations photovoltaïques, batteries de stockage, pompes à chaleur, points de charge, équipements de consommation pilotables et petits producteurs sont répartis sur des millions de sites. Beaucoup dépendent de la météo, du comportement des utilisateurs ou des prix de marché.

L'état du système électrique devient ainsi plus fragmenté et plus changeant. Les réseaux de distribution doivent non seulement fournir du courant, mais aussi absorber des injections. Des congestions peuvent apparaître localement alors que la production est suffisante dans l'ensemble du système. Il peut aussi y avoir des moments où beaucoup d'électricité renouvelable est disponible, mais où les charges, les stockages ou les réseaux ne réagissent pas de manière adaptée. La numérisation ne résout pas seule de telles situations. Mais elle fournit les informations permettant de les détecter et de les traiter de manière ordonnée.

Une grandeur importante à cet égard est le profil de charge. La consommation annuelle d'électricité en kilowattheures dit peu de choses sur le moment où la puissance est nécessaire. Pour l'exploitation du réseau et la sécurité d'approvisionnement, c'est la répartition dans le temps qui compte : quand les pompes à chaleur fonctionnent-elles, quand les voitures électriques se rechargent-elles, quand les ménages appellent-ils de la puissance, quand le commerce et l'industrie font-ils tourner leurs processus ? La mesure numérique transforme une simple quantité annuelle en une image résolue dans le temps. On peut en déduire des tarifs, la planification du réseau, des prévisions et des mécanismes de pilotage.

La numérisation est aussi importante pour l'intégration des énergies renouvelables. L'électricité éolienne et solaire dépend de la météo. Leur injection doit être prévue, équilibrée et intégrée dans les processus de marché et de réseau. La charge résiduelle est la charge qui subsiste après déduction de l'injection éolienne et solaire. Elle fluctue davantage que dans un système à production majoritairement conventionnelle. Les systèmes numériques de prévision et de pilotage aident à mieux coordonner dans le temps la production, les stockages, les charges et l'exploitation du réseau.

Cadre juridique en Allemagne (état : novembre 2026)

En Allemagne, c'est surtout la loi sur l'exploitation des points de mesure (Messstellenbetriebsgesetz) qui régit la numérisation du comptage. Elle ne prévoit pas l'obligation d'équiper chaque point de mesure d'un système de mesure intelligent. Selon l'Agence fédérale des réseaux (Bundesnetzagentur), l'installation est obligatoire pour les installations de production de plus de 7 kW, pour les consommateurs dont la consommation annuelle dépasse 6 000 kWh et pour les équipements de consommation pilotables au titre du § 14a EnWG. Les échéances du § 45 MsbG sont des quotas d'équipement pour les gestionnaires de points de mesure responsables par défaut. Elles ne constituent pas une obligation à date fixe pour chaque point de comptage. D'ici fin 2032, au moins 90 % doivent être équipés dans les groupes soumis à l'obligation.

À la date de référence du 30 juin 2026, selon la Bundesnetzagentur, 26,1 % des cas d'installation obligatoire pris en compte pour le quota étaient équipés. Il s'agit des consommateurs dont la consommation annuelle est comprise entre 6 000 et 100 000 kWh, y compris les cas relevant du § 14a EnWG. Le quota intermédiaire légal de 20 % d'ici fin 2025 est donc dépassé en moyenne. Certains gestionnaires de points de mesure peuvent toutefois se situer nettement en dessous. Rapportée à l'ensemble des quelque 54,1 millions de points de mesure, la part des systèmes de mesure intelligents s'élevait à 5,9 %, soit un peu plus de 3,17 millions d'appareils. L'autorité signale que les gestionnaires de points de mesure concurrentiels ne sont pas intégralement recensés. Le quota global réel devrait donc être légèrement plus élevé.

Le second pilier important est le § 14a EnWG. Depuis le 1er janvier 2024, les nouveaux équipements de consommation pilotables d'une puissance de raccordement supérieure à 4,2 kW dans le réseau basse tension doivent pouvoir être bridés selon les besoins du réseau. Cela comprend par exemple les points de charge privés, les pompes à chaleur, les climatiseurs et les stockages d'électricité. Le gestionnaire de réseau peut limiter leur soutirage en cas de risque de surcharge. Une puissance minimale de 4,2 kW doit toutefois être maintenue. En contrepartie, il ne peut plus refuser le raccordement de tels appareils en invoquant une surcharge redoutée du réseau, et les exploitants bénéficient de redevances de réseau réduites. C'est un bon exemple de l'organisation des droits d'intervention décrite plus haut : le pilotage est autorisé, mais limité, soumis à des conditions et assorti d'une compensation.

Côté marché, le § 41a EnWG oblige depuis le 1er janvier 2025 tous les fournisseurs d'électricité à proposer un tarif d'électricité dynamique aux clients disposant d'un système de mesure intelligent. Auparavant, cela ne valait que pour les fournisseurs comptant plus de 100 000 clients finals. Sans système de mesure intelligent, un tel tarif n'est pas possible. On voit ici comment infrastructure de mesure et produit de marché dépendent l'un de l'autre.

Malentendus typiques

  • La numérisation comme machine d'efficacité neutre : les systèmes numériques n'améliorent les processus que si le concept de mesure, la qualité des données, la responsabilité et les incitations sont cohérents. Un gestionnaire de réseau a besoin d'autres données qu'un fournisseur d'électricité, un agrégateur ou un client final. Pour certaines applications, des valeurs au quart d'heure le lendemain suffisent ; d'autres exigent des valeurs à la seconde ou des informations locales proches du temps réel. Trop de données avec une mauvaise résolution peuvent être aussi gênantes que trop peu.

  • La pilotabilité totale : toute installation accessible numériquement ne devrait pas être pilotable à distance de façon arbitraire. Le pilotage dans le système électrique touche à la sécurité d'approvisionnement, à la protection des données, aux droits de propriété, au confort, aux risques d'exploitation et à la liberté du marché. Pour les équipements de consommation privés, les interventions doivent être limitées, traçables et réglées de manière juridiquement correcte. Pour les processus industriels, de faux signaux de pilotage peuvent mettre la production en danger.

  • Une notion floue du temps réel : la protection du réseau opère à l'échelle de la milliseconde, la conduite du réseau de la seconde à la minute. L'équilibrage et la communication de marché se font en général par quarts d'heure ou à des intervalles plus longs. Une application numérique doit correspondre à l'échelle de temps concernée. Pour la facturation d'un tarif dynamique, aucun pilotage à la milliseconde n'est nécessaire. Pour la protection d'un tronçon de réseau, en revanche, un point de données tardif ne suffit pas.

  • Numérisation égale transparence : la mesure numérique peut créer de la transparence, mais ne le fait pas nécessairement. Les données peuvent se trouver dans des systèmes propriétaires, être difficilement accessibles ou n'être partagées que de façon limitée pour des raisons de protection des données et de sécurité. La transparence ne naît que de modèles de données définis, de droits d'accès, d'interfaces, de règles de vérification et de la confiance envers les institutions concernées. Sans cet ordre, la numérisation peut même créer une nouvelle opacité, car des décisions importantes disparaissent dans des logiciels ou des règles automatiques.

Liens économiques et institutionnels

La numérisation coûte de l'argent avant que son utilité ne devienne visible. Il faut installer des systèmes de mesure, exploiter des liaisons de communication, protéger les données, maintenir les logiciels et former le personnel. S'y ajoutent les coûts de normalisation, de certification, de sécurité informatique et de coordination juridique. Ces coûts ne surviennent pas automatiquement là où naît l'utilité. Un gestionnaire de réseau peut profiter de meilleures possibilités de pilotage, tandis qu'un exploitant d'installation supporte la charge à l'interface. Un fournisseur peut proposer des tarifs dynamiques, mais a besoin pour cela de données de mesure fiables issues du comptage régulé.

De cette répartition découlent de mauvaises incitations. Si un investissement dans l'infrastructure numérique profite surtout à l'ensemble du système mais est mal rémunéré pour l'investisseur individuel, il progresse lentement. Si l'accès aux données est très largement ouvert aux acteurs du marché, cela crée des opportunités d'innovation, mais aussi des risques pour la protection des données et la sécurité. Si les droits de pilotage sont trop centralisés, cela peut bloquer la flexibilité ou nuire à la confiance. S'ils sont répartis de façon trop floue, on ne sait pas, en cas de congestion, qui peut agir.

La numérisation modifie aussi le rôle des gestionnaires de réseau de distribution. Ils doivent en savoir davantage sur les états locaux du réseau, évaluer les congestions de manière prévisionnelle et intégrer les installations pilotables dans la conduite du réseau. Une partie de la coordination du système se déplace ainsi vers les niveaux de réseau inférieurs. Les gestionnaires de réseau de transport restent responsables de la stabilité à grande échelle, de l'équilibre du système et du maintien de la fréquence. Les interfaces numériques entre les niveaux de réseau gagnent donc en importance, car des mesures locales peuvent avoir des répercussions sur l'ensemble du système.

Pour les marchés, la numérisation ouvre de nouvelles voies pour utiliser la flexibilité. De petites installations peuvent être regroupées pour réagir aux prix ou aux signaux du réseau. Les batteries de stockage, les véhicules électriques, les pompes à chaleur ou les charges industrielles peuvent décaler leurs heures de fonctionnement, tant que les limites techniques et les souhaits des utilisateurs sont respectés. Cette flexibilité ne naît cependant pas automatiquement de la mise en réseau. Elle exige des signaux de prix, des définitions de produits, des règles de mesure et des procédures d'équilibrage. Il faut en outre séparer clairement ce qui relève de l'optimisation de marché et ce qui constitue une intervention imposée par le réseau.

La sécurité comme condition technique d'exploitation

Plus la numérisation progresse, plus la sécurité informatique et la sûreté d'exploitation deviennent importantes. L'approvisionnement en électricité fait partie des infrastructures critiques. Un système énergétique en réseau numérique dépend de voies de communication sûres, de l'authentification, de logiciels non altérés et de processus d'exploitation résilients. Des mises à jour ou des données erronées, des accès compromis ou des systèmes de communication surchargés peuvent avoir une incidence directe sur l'exploitation. La cybersécurité n'est donc pas une fonction supplémentaire ajoutée après coup, mais fait partie de la conception technique. En Allemagne, les obligations de sécurité informatique propres au secteur de l'énergie ont été réorganisées dans la loi sur l'industrie énergétique (Energiewirtschaftsgesetz) lors de la transposition de la directive européenne NIS 2. Les fournisseurs de services énergétiques numériques, tels que les agrégateurs, sont alors également davantage entrés dans le champ de vision. Les détails dépendent du type d'installation, de sa taille et de la classification de l'exploitant.

La sécurité ne signifie pas pour autant renoncer aux systèmes numériques. Les systèmes analogiques ou difficilement observables présentent aussi des risques. La tâche consiste à concevoir sciemment les dépendances numériques : avec des zones de sécurité séparées, des processus d'urgence robustes, des interfaces vérifiées, une journalisation, des redondances et des niveaux de repli clairs. Un système électrique doit non seulement être numériquement efficace en fonctionnement normal, mais aussi rester maîtrisable en cas de perturbations.

Dans le système électrique, la numérisation est ainsi la couche d'information et de pilotage qui relie les installations physiques, les processus de marché et l'exploitation du réseau. Elle rend les états visibles, raccourcit les temps de réaction et peut rendre la flexibilité exploitable. Sa valeur ne découle pas du volume de données ni du nombre d'appareils. Elle découle de la qualité de l'adéquation entre mesure, règles, responsabilité, sécurité et utilité opérationnelle.

Sources

Autres entrées du glossaire

Edited by eCMS on 11.11.2026 19:06

© 2026 Erik Schmidt. All rights reserved. Quotations with a link to the source are welcome.