Concepts et chiffres de l'énergie : la gestion de la production et de la distribution de l'électricté

Le dossier « Concepts et chiffres de l'énergie » est co-rédigé et co-publié avec le site Culture Sciences de l'ingénieur. Les données sont tirées de nombreuses références (rapports de groupes de recherche, publications dans des revues spécialisées, rapports d'instituts nationaux...)

Dans cet article, nous proposons au lecteur des données concernant le réseau de transport et de distribution de l'électricité en France. Chaque document est sourcé afin de pouvoir retrouver les valeurs ou les comparer à d'autres pays, périodes, unités...

Les définitions des termes employés peuvent être retrouvées dans le glossaire du dossier.

Au cours d'une journée, la demande en électricité varie constamment, notamment en fonction des activités humaines (horaires de travail, périodes de congés…) et des conditions météorologiques (température, luminosité…).

Depuis l’origine, c’est essentiellement le système de production (les « centrales ») qui s’adapte à la demande pour respecter les équilibres, avec l'utilisation de prévision et l’assistance des moyens de stockage que sont les centrales de pompage-turbinage, dont on oublie parfois le rôle important joué lorsque le système de production manque de flexibilité (forte proportion de nucléaire). Avec les installations éoliennes et photovoltaïques, de plus en plus nombreuses, dont la production est directement corrélée aux conditions météorologiques, mais également, dans une moindre mesure, les installations hydroélectriques au fil de l’eau et celles de cogénération (chaleur + électricité) pilotées par la demande de chaleur, le système électrique est en cours de transformation.

Dans ces conditions, l’équilibre production-consommation nécessitera, à terme, outre des moyens de production flexibles classiques (hydrauliques de barrage et thermiques), tout particulièrement lorsque le taux de production variable deviendra très élevé, un accroissement du pilotage de la demande (qui existait déjà avec les chauffe-eaux et la tarification heures pleines et heures creuses) et la mise en œuvre de moyens de stockage supplémentaires.

L’acheminement des flux d’énergie électrique (puissances) des lieux de production vers les lieux de consommation s’effectue via des lignes électriques (réseaux de transport, de répartition et de distribution) qui ne doivent pas entrer en surcharge. Dans le cas des lignes aériennes, leur capacité de transport est limitée essentiellement par la dilatation des câbles, ainsi la puissance maximale qui peut transiter par ces lignes dépend de la température ambiante et de la durée des surcharges en lien avec leur inertie thermique.

Les lois de Kirchhoff jouent prioritairement, mais des moyens d’aiguillage existent pour rééquilibrer les flux (transformateurs à réglage en charge, déphaseurs et autres dispositifs électroniques de puissance modernes tels que les FACTS : Flexible Alternating Current Transmission System).

Afin d'ajuster la production à la demande, le réseau s'appuie sur des centres de répartition de l'électricité, appelés les dispatchings, voir figure 1.

En France, il existe un dispatching national qui gère le réseau d'interconnexion à 440 kV et les échanges avec l'étranger, et sept dispatchings régionaux qui se chargent de la distribution dans les régions [2].

(Source : Le dispatching, EdF [2]) Figure 1.  Centre de dispatching

Grâce aux prévisions météorologiques et aux relevés des mesures passées de consommation d'électricité, une courbe prévisionnelle de consommation est définie chaque jour pour le lendemain. Des ajustements ont ensuite lieu en permanence pendant la journée. Par exemple la figure 2 présente, pour le lundi 18 janvier 2021, la consommation en temps réel en bleu, les prévisions réactualisées de consommation basées sur le jour précédent en blanc et les prévisions pour le jour J en violet.

(Source : Eco2Mix, RTE [3]) Figure 2.  Consommation, prévision J et prévision J-1 pour le lundi 18 janvier 2021, en MW

L'outil de visualisation de la consommation d'électricité en France en temps réel et les données associées sont en libre accès sur le site Eco2mix de RTE [3], l’unique gestionnaire du réseau de transport français (disponible également en application mobile).

Avec cet outil, il est aussi possible d'observer la production d'électricité par filière en temps réel. Par exemple (figure 3) le lundi 18 janvier 2021 à 10h30, 61% de l'électricité produite était issue du nucléaire, 18% de la filière hydraulique, 10% de la filière gaz, 8% provenant des autres sources renouvelables (éolien, solaire et bioénergies) et les 3% restant issus de la combustion du charbon. On peut également observer (en gris) des exportations, à hauteur d’environ 3% de la consommation nationale.

(Source : Eco2Mix, RTE [3]) Figure 3.  Production d'électricité par filière pour le 18 janvier 2021, en MW

Le réseau doit désormais faire face à la variabilité, à la dispersion territoriale et au manque de flexibilité des nouvelles productions renouvelables mais également aux caractéristiques similaires de la consommation ainsi qu’à la présence des moyens historiques de production sur le territoire tout en garantissant une distribution d'électricité répondant à la demande à chaque instant.

On appelle smart-grid ou réseau intelligent, un réseau d'énergie qui intègre les technologies de l'information et de la communication pour améliorer son exploitation et développer de nouveaux usages. Une couche de réseaux numériques vient se superposer aux réseaux physiques de transport et de distribution de l'électricité pour assurer le pilotage de la production en fonction de la consommation [16]. La figure 10 présente les différents contrôles, pilotages, ou déploiements prévus pour le développement du réseau (en cliquant sur l'image source du site web de la CRE, on accède à une animation).

(Source : Introduction aux smart-grids, Commision de Régulation de l'Énergie (CRE) [17]) Figure 10.  Introduction aux smart-grids (cliquez sur l'image pour accéder à l'animation)

Afin d'accueillir les énergies renouvelables variables^[1] dans le réseau, les réseaux de transport et de distribution de l'électricité développent les Schémas Régionaux de Raccordement aux Réseaux des Energies Renouvelables (S3REnR).

La stabilité de la fréquence du signal électrique (50 Hz) est reliée à la vitesse de rotation des alternateurs injectant l’électricité dans le réseau. Les technologies classiques de production d’électricité, qui utilisent des alternateurs comme les centrales thermiques (nucléaire ou à combustible fossile) ou l’hydroélectricité constituent des masses tournantes, quelquefois de plusieurs dizaines de tonnes, qui sont autant de résistance au ralentissement ou à l’accélération de leur rotation. L’inertie physique de ces moyens de production a un effet stabilisateur de la fréquence, très important pour le réseau. En outre, ces systèmes de production peuvent générer leur propre onde de tension et se synchroniser de façon autonome avec les autres sources d'électricité. Les machines tournantes sont historiquement la pierre angulaire de la stabilité du système électrique. Ces technologies sont actuellement très majoritaires dans le système électrique européen, offrant une abondance d’inertie. Mais tous les moyens de production ne sont pas égaux en matière d’inertie. Un changement important de technologies de production pourrait entrainer une baisse de la stabilité de la fréquence de l’onde électrique, qu’il faudrait prendre en compte.

À mesure que va croître la part des moyens de production non synchrones, comme l'éolien et le photovoltaïque, les groupes tournants risquent d'être moins nombreux dans le système de production électrique. Contrairement aux centrales classiques, les parcs éoliens et les panneaux photovoltaïques sont reliés au réseau par des convertisseurs de puissance. Or les technologies actuelles des onduleurs ne contribuent pas à l'inertie et ne peuvent participer pleinement à la stabilité du système. Par ailleurs, sauf à être équipées de moyen de stockage d’énergie de capacité relativement importante (ce qui est envisageable au moins pour quelques sources importantes), elles ne sont pas en mesure de générer leur propre onde de tension et dépendent du signal de fréquence donné par d'autres sources de production (comme les centrales conventionnelles) pour fonctionner correctement [18].

De plus, l'augmentation de la production éolienne et photovoltaïque peut se traduire par des incertitudes plus importantes sur les prévisions de production même à quelques heures. Il est donc nécessaire d'améliorer les prévisions en temps réel et l'exploitation des réserves. Notons que, dans ce contexte, des prévisions de haute qualité permettent de réduire le surcoût de réserves supplémentaires, elles ont donc une grande valeur dans le nouveau système électrique en émergence.

On peut, par exemple, évoquer un projet mis en place sur l'île La Réunion. En effet, le cas des îles est particulièrement intéressant car elles ne sont pas connectées à un réseau d'électricité continental et représentent des situations plus critiques. Leurs caractéristiques climatiques, géographiques et leur taille justifient de recourir à des solutions spécifiques. Notons d’ailleurs que le cas le plus élémentaire, connu depuis très longtemps, est celui des installations totalement autonomes, par exemple photovoltaïques avec stockage électrochimique associées éventuellement à un groupe électrogène [19].

L'expérimentation du projet PEGASE sur l'île de la Réunion a permis de développer des méthodes, des outils et des logiciels de prévision de production performants et opérationnels. Il a aussi permis d'étudier le couplage entre des batteries et des fermes de production d'électricité renouvelable (éoliennes et photovoltaïques) afin de lisser la production avec une gestion intelligente du système [20]. À l’échelle de grands réseaux et donc des grandes puissances, il existe de nombreuses expériences, par exemple en Australie [21] avec des installations de stockage de l’ordre de la centaine de MWh en capacité énergétique et de de la centaine de MW en puissance. En France Métropolitaine, il existe également plusieurs sites expérimentaux dont le projet RINGO[22] porté par RTE en 2021 avec trois sites équipés de batteries électrochimiques (lithium-ion) de 30 à 37 MWh.

Nous n'avons pas abordé la planification à long terme des investissements, sujet éminemment politique. Pour cela RTE collabore avec les territoires et les producteurs pour l'élaboration de nouveaux schémas territoriaux ("Schémas Régionaux de Raccordement au Réseau des Énergies Renouvelables" ou S3REnR [23]).

En métropole, RTE a proposé en janvier 2021, en commençant par la publication d'un rapport commun avec l'Agence Internationale de l'Énergie [24], l'élaboration des scénarios futurs énergétiques permettant d'atteindre la neutralité carbone en 2050, figure 11. Les modèles intègrent les données des travaux du GIEC, les variables météorologiques, les interactions entre le système électrique européen, etc. [25]. Les futurs S3REnR se développeront alors en fonction du scénario choisi.

(Source : Bilan prévisionnel long terme « Futurs énergétiques 2050 », RTE [25]) Figure 11.  Huit scénarios émergents de l'analyse technico-économique du système électrique

Le système électrique fonctionne sur la base du courant alternatif à fréquence fixe pour des raisons historiques liées aux technologies disponibles à la fin du 19^ème siècle. En effet, les générateurs électriques sont fondamentalement à courant alternatif (ceux, dits à courant continu, requièrent des collecteurs mécaniques limitant considérablement les performances et surtout leur montée vers les grandes puissances).

Pourtant les débuts de l’électricité industrielle se sont faits sur la base du courant continu, à l’origine issu de sources électrochimiques puis de génératrices à collecteur. C’est surtout la découverte du transformateur électromagnétique qui a permis d’envisager de transporter aisément l’électricité en très haute tension puis de l’abaisser simplement au niveau requis par les besoins des différents consommateurs. En outre, le courant alternatif est beaucoup plus facile à couper en cas de disjonction puisqu’il s’annule naturellement ce qui facilite grandement l’extinction des arcs électriques qui se développent dans les organes de coupure, les rendant beaucoup moins coûteux. Enfin l’existence de moteurs à courant alternatif, tels que le moteur asynchrone ou encore le moteur universel capables de démarrer et de fonctionner sur de telles sources, mais également des dispositifs d’éclairage bien adaptés à l’alimentation en alternatif (lampes à décharge), a conduit à l’émergence de systèmes électriques en courant alternatif beaucoup plus compétitifs que ceux à courant continu.

L’histoire a retenu les célèbres « batailles des courants » qui ont opposé, en Europe, Werner von Siemens et Marcel Deprez et, aux USA, Nikola Tesla et Thomas Edison. En contrepartie de ces atouts technologiques, faire fonctionner de grands réseaux électriques a nécessité une gestion particulièrement délicate pour éviter les effondrements (blackouts). Il existait encore dans la première moitié du 20^ème siècle, une multitude de « petits » réseaux en courant alternatif à des fréquences différentes (monophasés, triphasés et même parfois diphasés) et ce n’est qu’au cours du temps qu’ils se sont normalisés pour converger vers les deux grands standards de fréquence que nous connaissons 50 et 60 Hz avec un transport en triphasé.

Depuis la fin du 20^ème siècle, l’électronique de puissance s’est considérablement développée en offrant de nouvelles possibilités jusque-là impensables. Elle permet de réaliser des sources non synchrones (comme les génératrices à vitesse variable des éoliennes ou encore les modules photovoltaïques en courant continu) mais également des systèmes de stockage parfaitement capables de fonctionner sur tout type de réseau. Les progrès dans les semi-conducteurs de puissance permettent désormais de réaliser, à des coûts très compétitifs, des convertisseurs électroniques de puissance à toutes les échelles de puissance de la fraction de watt au millier de mégawatts. Ces convertisseurs occupent une place absolument stratégique dans le monde moderne de l’électricité mais leur incroyable discrétion a conduit à ce que cette technologie cruciale reste inconnue en dehors des spécialistes, et l’on peut vraiment parler d’une révolution majeure silencieuse en génie électrique qui permettrait en l’occurrence, si cela était nécessaire, de revenir au courant continu.

Le courant continu offrirait de grands avantages, notamment une meilleure efficacité énergétique en réduisant le nombre d’étages de conversion dans la plupart des applications modernes de l’électricité. Il serait également plus facile de transporter l’électricité en courant continu car il n’y aurait plus besoin de synchroniser des sources en courant alternatif avec tous les risques d’effondrement associés. Mais un tel changement nécessiterait des investissements extrêmement lourds et s’il se produit un jour à l’échelle de tout le système électrique, cela prendra inévitablement plusieurs décennies. Toutefois, cela pourrait commencer par les usages comme c’est déjà le cas dans les systèmes de télécommunication tels que les data-centers ou certaines habitations en site isolé. Cette question a même fait l’objet de travaux de recherche posant, entre autres, la question du niveau de tension optimal du système électrique en courant continu au sein de bâtiments raccordés au réseau.[26].