Réseau électrique : l’ossature invisible de la transition énergétique

L’évocation des énergies renouvelables, de la production locale ou de la sobriété énergétique occulte souvent un élément fondamental : le réseau électrique. Invisible, discret, mais indispensable, c’est le pilier de notre consommation d’électricité. De la centrale à votre salon, l’électricité parcourt un itinéraire complexe, structuré par des niveaux de tension hiérarchisés. Plongez dans cette architecture méconnue.

Le réseau suisse s’étend sur environ 250’000 kilomètres. Il repose sur une organisation à deux niveaux : le transport et la distribution de l’électricité. Mais pourquoi a-t-on besoin de plusieurs niveaux ? L’objectif derrière est d’optimiser le transport de l’énergie en limitant les pertes.
Le transport d’électricité, à très haute tension (THT), assure l’acheminement sur de longues distances. Ce réseau, à la fois national et transfrontalier, est géré par Swissgrid, responsable de l’interconnexion avec les pays voisins. La distribution de l’électricité, quant à elle, est assurée localement par 630 gestionnaires de réseaux de distribution (GRD). Ceux-ci prennent en charge l’acheminement local à haute, moyenne et basse tension (HT, MT et BT) jusqu’au consommateur final. Contrairement à Swissgrid, qui opère é l’échelle nationale, les GRD gèrent les différentes étapes locales de la distribution de l’électricité sur des réseaux interconnectés. Parmi ceux-ci, Romande Energie, qui fournit de l’électricité à 300’000 raccordements (maisons, immeubles et entreprises) répartis sur 300 communes romandes à travers plus de 10’000 kilomètres de lignes, dont 85% sont enfouies.
Ce maillage repose sur trois infrastructures fondamentales. En premier lieu, les lignes aériennes et souterraines, dont la configuration dépend du relief, de la densité urbaine et des contraintes climatiques. Ensuite, les stations de transformation, qui ajustent la tension à mesure que l’électricité s’approche du consommateur final : Romande Energie en exploite environ 4’000. Enfin, les postes haute tension, 45 dans la zone couverte par l’entreprise, assurent la régulation régionale, souvent en coordination directe avec Swissgrid. Ces éléments sont surveillés en permanence par notre centre de conduite, garant du pilotage en temps réel.

En observant les lignes de plus près, on distingue différents niveaux de tensions. La très haute tension (THT), à 380 et 220 kV, correspond au réseau national et transfrontalier géré par Swissgrid. Ces lignes sont reconnaissables, pour la plupart, par la présence des fameuses boules oranges sur les câbles – ce sont des repères visuels pour l’aviation ! Ensuite vient la haute tension (HT), au-delà de 36 kV, soit le transport régional. Elle se situe souvent sur des zones montagneuses ou rurales. La moyenne tension (MT), à moins de 36 kV, distribue l’électricité dans les zones industrielles, les quartiers et les communes. Puis finalement, la basse tension (BT), à moins de 1’000 V, représente le dernier maillon : elle alimente directement logements, bâtiments et infrastructures de proximité. Comment distinguer les différentes tensions sur le réseau ? Le schéma ci-dessus montre que plus la tension est élevée, plus la structure est haute, les isolateurs longs et la distance entre conducteurs importante.

L’électricité ne se stocke pas à grande échelle. Elle circule en temps réel, exigeant un équilibre constant entre production et consommation. En d’autres mots, l’électricité doit être consommée au moment même où elle est produite. Toute rupture de cet équilibre peut entraîner des surcharges, des défaillances des équipements ou des pannes en cascade. La métaphore routière illustre bien cette dynamique : les centrales sont les usines qui envoient des camions (l’électricité) sur des autoroutes (THT, HT), puis sur des routes secondaires (MT, BT) avant d’atteindre les habitations via le compteur. Trop de véhicules provoquent des bouchons. Le système doit donc être régulé en continu, avec grande précision.

Le réseau électrique suisse est robuste, mais vieillit. Son âge moyen est de 30 ans, avec certains composants qui dépassent parfois les 60 ans. Il a été conçu selon des logiques centralisées du XXe siècle (une centrale de production puis un réseau pour distribuer au client final), il doit maintenant intégrer une production décentralisée et intermittente, avec l’essor du renouvelable. Les centrales de production sont désormais aussi en bout de chaîne, sur les toits des maisons. Les défis en cours sont structurels : densification urbaine, montée en puissance des énergies renouvelables, usage croissant des pompes à chaleur et véhicules électriques. Le réseau doit pouvoir absorber ces besoins, il faut donc l’adapter. Cela passe par le renforcement des lignes, la modernisation et l’extension des infrastructures. Au-delà des adaptations sur l'infrastructure du réseau, il est également nécessaire de travailler sur l'équilibrage des flux de production et de consommation. Pour cela les interconnexions au réseau électrique européen jouent un rôle-clé. Cette ouverture permet des échanges d’énergie, une mutualisation des ressources et une meilleure stabilité globale. Mais elle introduit aussi une vulnérabilité. Un incident majeur sur le réseau d’un pays voisin peut se propager sur notre réseau. La stabilité dépend donc autant de la robustesse régionale que de l’équilibre national et européen. C’est tout le paradoxe du réseau interconnecté : il améliore la stabilité du réseau, mais implique aussi des risques en cas d’instabilité d’un pays voisin.

Le réseau électrique n’est pas un simple support. C’est une infrastructure vivante, en transformation permanente. Pilier silencieux de la transition énergétique, il doit désormais conjuguer complexité technique, durabilité environnementale et robustesse opérationnelle. Chez Romande Energie, près de 450 collaboratrices et collaborateurs veillent chaque jour à son bon fonctionnement, à sa maintenance, à son adaptation… Car sans réseau, aucune lumière ne s’allume. Ni aujourd’hui, ni demain.

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