Sur l’écran géant du poste de conduite d’EEC, à Nouméa, une partie du réseau de Ducos passe en blanc. Alerte ! Il n’y a plus de courant. Un opérateur isole le secteur en défaut, puis actionne à distance plusieurs équipements. Progressivement, les lignes se recolorent : l’électricité revient. Ce jeudi 5 novembre, la panne était fictive. EEC présentait à la presse son nouveau logiciel de supervision, destiné à améliorer la gestion des coupures sur son réseau de distribution.

Au-delà de cette simulation sans conséquence, l’intérêt est concret. Dans la réalité, en cas de panne, sans attendre que les techniciens la réparent, les agents peuvent rétablir l’alimentation des secteurs qui ne sont pas directement concernés par le défaut. Une fois ces premières manœuvres effectuées depuis la salle de contrôle, les équipes de terrain prennent le relais.

Ainsi, pour un incident classique sur une ligne haute tension touchant 3 000 à 5 000 clients, la grande majorité peut retrouver du courant en moins de dix minutes, indique Laure Leroy, directrice des opérations chez EEC. Même si les derniers abonnés doivent parfois patienter entre une demi-heure et plusieurs heures en fonction de la nature de la panne, la gêne occasionnée est réduite.

Une surveillance plus précise

"Jusqu’à maintenant, on supervisait la colonne vertébrale, là on peut superviser les réseaux jusqu’au bout des phalanges", illustre Philippe Mehrenberger, directeur général délégué d’EEC.

Alors qu’auparavant, les opérateurs devaient jongler entre un schéma électrique global et plusieurs applications distinctes, le nouvel outil rassemble sur une même interface l’état du réseau, sa cartographie et les informations sur les abonnés. Il permet également de localiser les véhicules d’intervention pour mobiliser plus rapidement les équipes.

Les techniciens sont eux aussi concernés par ce changement. Fini les fiches en papier écrites à la main détaillant les opérations à effectuer en toute sécurité. Place à la tablette. Les interventions sont suivies depuis le poste de conduite, avec une mise à jour des informations en temps réel. Pour les coupures programmées, le logiciel facilite également l’identification des clients concernés et l’envoi des SMS d’information.

Cinq minutes de coupure par client à Nouméa

Les premiers résultats semblent encourageants. À Nouméa, le temps moyen cumulé de coupure atteignait seulement cinq minutes par client depuis le début de l’année, selon les chiffres d’EEC arrêtés à fin septembre. "Pour cette année, on est bien parti", estime Laure Leroy, même si les objectifs contractuels de durée des coupures, qui diminuent progressivement, ne sont pas atteints tous les ans. Si EEC n’a pas chiffré avec précision le temps gagné grâce au déploiement de ce nouvel outil, pour l’entreprise, aucun doute, il contribue largement à améliorer ces résultats.

Le projet, déployé depuis 2021 représente un investissement de 500 millions de francs, étalé sur quatre ans et intégré au programme habituel de travaux d’EEC, sans dépense exceptionnelle. Mais ce sont bien les consommateurs qui en supportent le financement : comme les autres investissements du distributeur, son coût est pris en compte dans le calcul du prix de l’électricité payé par les abonnés.

D’autres évolutions sont prévues en 2027. Le logiciel devrait notamment pouvoir proposer lui-même certaines manœuvres pour rétablir le courant, avant une éventuelle automatisation plus poussée. Il reste néanmoins une limite importante : la détection automatique concerne essentiellement les lignes haute tension. Et la machine n’est pas encore prête à remplacer totalement l’humain : lorsqu’une panne survient sur le réseau basse tension et ne prive d’électricité que quelques maisons, EEC dépend encore souvent des appels des riverains ou des pompiers pour en être informé.