Enedis entre en résilience

Le 12 juin 2018 par Valéry Laramée de Tannenberg
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2.500 techniciens, dotés de leurs propres engins, composent la Fire.
2.500 techniciens, dotés de leurs propres engins, composent la Fire.
VLDT

Le distributeur d’électricité se prépare à affronter des événements climatiques extrêmes de plus grande intensité.

Janvier 2018. L’Europe essuie tempête sur tempête. Eleonor, la 4e de la saison, est particulièrement dévastatrice. Dans les premières heures du 3 janvier, on dénombre plusieurs morts en France, de nombreux dégâts. Et 225.000 usagers dans le noir. Peu habituée à de tels événements climatiques, la Lorraine est elle aussi touchée.

Dans les premières heures de la tempête, 50.000 Lorrains sont privés d’électricité. «Jusqu’à 100 km/h, les réseaux de distribution d’électricité tiennent. C’est lorsque les rafales atteignent 130 km/h que l’on constate les premiers dégâts, à cause des branches d’arbres le plus souvent. Début janvier, le vent a soufflé à près de 170 km/h», rappelle Patrick Lyonnet, directeur régional d’Enedis.

Dépassées par la crise, les équipes locales positionnées avant le passage d’Eleonor appellent à l’aide. Les renforts humains et techniques arrivent rapidement des régions voisines, d’Ile-de-France et du sillon rhodanien. En moins de 48 heures, le courant revient dans la quasi-totalité des foyers lorrains.

l'alarme de Geriko

Cette réactivité n’était pas une première pour le distributeur. «Nous avons mis en place une organisation pour répondre aux événements climatiques extrêmes après les fameuses tempêtes de 1999», souligne Antoine Jourdain, directeur technique du distributeur. Baptisé Geriko, un système d’alerte météo sonne l’alarme lorsque se profile un événement météo susceptible d’affecter le fonctionnement des lignes moyenne et basse tension: tempête, inondation, vague de chaleur, orage.

«En quelques heures, nous gréons des cellules de crise, locales et nationales. Le nombre de personnels d’astreinte est augmenté. Et les 11 plateformes où est stocké le matériel de dépannage, du tournevis au groupe électrogène de grande puissance, sont mises en alerte. Dans les huit coins de l’Hexagones, les 2.500 techniciens de la Force d’intervention rapide électricité (Fire) sont prêts à intervenir avec leurs engins.»

toujours plus puissants

Pareille organisation a, jusqu’à présent, donné satisfaction. Jusqu’à quand? Car, même s’ils restent difficiles à quantifier les effets du changement climatique inquiètent les dirigeants de la filiale d’EDF. «Nous ne savons pas s’il y aura plus d’événements extrêmes, mais nous pensons qu’ils seront de plus grande intensité», soutient Antoine Jourdain.

Le bon sens voudrait que l’on enterre les réseaux d’électricité pour les faire échapper aux morsures d’Eole. Ce n’est pas si simple. Il s’agit tout de même d’enfouir l’équivalent de 500.000 kilomètres de réseaux qui n’appartiennent pas à Enedis mais aux collectivités qui lui en ont concédé l’exploitation. Dans les zones régulièrement inondées, l’enfouissement peut être contre-indiqué. Sans compter les sécheresse, périodes durant lesquelles les câbles peinent à évacuer la chaleur de l’effet Joule. «Ce qui peut endommager de nombreux accessoires», explique Patrick Lyonnet.

l'enfouissement n'est pas la panacée

Parce que l’enterrement n’est pas tout, Enedis donnera la parole à la technologie.

A commencer par Linky. «Grâce au compteur communicant, nous pouvons détecter à distance le lieu d’une panne, ce qui facilite l’intervention des agents et accélère le rétablissement de l’électricité», reprend Patrick Lyonnet.

Cela ne sera probablement pas suffisant. Dès l’automne, Enedis devrait publier une esquisse de ses priorités d’investissement pour les prochaines années. Les montants actuels (3 milliards par an) ne devraient pas beaucoup évoluer, contrairement aux thématiques à soutenir les plus activement.

Font figure de favoris: le numérique, autre grand détecteur de pannes à distance, le renforcement des réseaux dans les régions les plus exposées aux caprices du temps (la façade Atlantique, notamment), la modernisation du réseau basse tension et le développement des programmes de maintenance préventive.



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