Concepts et chiffres de l'énergie : le transport de l'électricité

Dans un système électrique centralisé, tel qu’il s’est développé durant la seconde moitié du 20^ème siècle, l'électricité circule depuis les lieux de production centralisés (on parle de centrales) jusqu'aux lieux de consommation à l'aide du réseau de transport, du réseau de répartition et du réseau de distribution. À chaque connexion entre ces réseaux, se trouvent des postes de transformation permettant d'adapter la tension en fonction des spécificités de chacun de ces réseaux.

Sur le réseau de transport français, l'électricité est acheminée en triphasé à très haute tension (THT) 225 kV 400 kV. Tous les niveaux de tension (en courant alternatif) sont spécifiés en valeur efficace et entre phases. Le réseau de transport relie les centres de productions (centrales) aux zones de consommation. C'est également ce réseau qui est interconnecté (parfois en courant continu) avec les pays voisins pour permettre des échanges d'énergie birectionnels. Le réseau de répartition transporte ensuite l'électricité des grandes zones de consommation vers les centres de distribution régionaux ou locaux à haute tension (HT) 63 kV ou encore 90 kV, figure 1. En France, c'est l'entreprise RTE qui est l'unique gestionnaire de ces réseaux [1][4] (en anglais gestionnaire du réseau de transport électrique = Network of Transmission System Operators for Electricity, NTSOE). Toute cette gamme de tensions rentre dans la catégorie HTB (> 50 kV).

Lorsque leur puissance maximale dépasse un certain niveau, des installations de production et des consommateurs peuvent être directement raccordés à ces réseaux. Pour information, ces puissances valent : environ 400 MW pour 400 kV, entre 100 et 400 MW pour 225 kV, entre 12 et 100 MW pour 63 et 90 kW.

(Source : Le renouvellement du réseau existant, RTE[1]) Figure 1.  Carte des lignes 400 kV, 225 kV, 63 kV et 90 kV au 31 décembre 2018

En 2019, le réseau de transport et de répartition, sous la tutelle du gestionnaire français RTE, cumulait 105 942 km de lignes. Il se composait de 99 527 km de liaisons aériennes et de 6 415 km de liaisons souterraines, figure 2. Sur l'année 2018-2019, la longueur du réseau a augmenté de 85 km, et 59 km de lignes aériennes sont passées souterraines.

(Source : RTE, Bilan électrique 2019 [2]) Figure 2.  Évolution de la longueur de lignes en exploitation entre 2018 et 2019

Depuis 2013, la diminution de la longueur totale des lignes aériennes se poursuit, figure 3. L'entreprise RTE s’est engagée, dans le cadre de son contrat de service public avec l’État signé en mai 2017, à ce que le réseau de lignes électriques aériennes n’augmente plus, voire diminue.

(Source : RTE, Bilan électrique 2019 [2]) Figure 3.  Évolution de la longueur totale des lignes aériennes du réseau de transport et de distribution en km de 2012 à 2019

Le réseau de transport et de répartition de l'électricité est en moyenne âgé de 50 ans en France, les lignes les plus vieilles ayant 85 ans (en 2019), le réseau français est l'un des plus vieux d'Europe. Avec le rythme actuel de renouvellement des lignes, il faudrait 150 ans pour rénover entièrement le réseau. Cette durée est très supérieure aux limites techniques de certains composants. Ainsi, dans l'avenir proche ce rythme et les coûts associés vont fortement augmenter [1].

Le réseau de distribution achemine l'électricité des postes de distribution jusqu'aux consommateurs. Les tensions sont abaissées en moyenne tension (MT) 20 000 V (HTA : entre 1 et 50 kV), ou en basse tension (BT) 400 V ou 230 V, figures 4 et 5. Le réseau de distribution comptait près de 1,3 millions de km de lignes en 2016. Le gestionnaire principal de ce réseau, ERDF devenu Enedis (en 2016), est tenu de l'exploiter, l'entretenir et le développer. Lors de l'ouverture à la concurrence de marché de la commercialisation et de la fourniture d'électricité, en 2007, le transport et la distribution de l'électricité sont restées des missions de service public.

(Source : Enedis) Figure 4.  Répartition de la gestion du réseau de transport et de distribution de l'électricité

(Source : Comment distinguer les différentes lignes électriques ? , EDF [5]) Figure 5.  Aspects des différents pylônes électriques

La figure 6 récapitule, sous la forme d'un schéma, le transport de l'électricité de la production à la consommation. Les lignes THT sont représentées en rouge, les HT en jaune, les MT en bleu et les BT en blanc. À chaque changement de niveau de tension se trouve un transformateur. Le réseau est interconnecté (maillé) afin d'être plus résilient en cas de défaillances. Les installations de production électrique de puissance inférieure à 12 MW (hydrauliques, éoliennes, photovoltaïques, thermiques…) sont généralement connectées au réseau de distribution (20 kV) et celles de très petite puissance, typiquement photovoltaïques en toiture, sont raccordées au réseau basse-tension 230 V-400 V.

(Source : Commission de régulation de l'énergie, Module pédagogique sur l'électricité [3]) Figure 6.  Production, transport et distribution de l'électricité. Voir l'animation sur le site de la Commission de régulation de l'énergie

Notons que dans les zones insulaires, il n’y a ni réseau de transport, ni gestionnaire de réseau. Le système électrique (réseaux et production) est géré par un seul opérateur EDF-SEI (systèmes énergétiques insulaires).

Début 2019, le réseau de transport et de répartition de l'électricité s'appuyait sur 81 000 km de files de pylônes, figure 7. Il comptait 48 liaisons d'interconnexion avec les réseaux limitrophes européens [1] pour une capacité cumulée d’environ 18 GW, encore en progression, permettant d’accroître la stabilité du système électrique européen. Notons qu’une file de pylônes peut supporter deux lignes aériennes, ce qui explique que la longueur de circuit aérien soit supérieure à celle de files de pylônes.

(Source : Le renouvellement du réseau existant, RTE[1]) Figure 7.  Longueur de circuit et file de pylônes du réseau de transport au 31 décembre 2018

Les technologies employées pour les pylônes ont fortement évolué depuis le début du XX^e siècle et les matériaux entrant dans la constitution de ces supports se sont diversifiés. En 2019, l'âge moyen des pylônes et poteaux était de 48 ans et 11% comptaient plus de 80 ans, figure 8. Ainsi, dans les années à venir, le nombre de supports à renouveler va continuer à croître.

(Source : Le renouvellement du réseau existant, RTE[1]) Figure 8.  Répartition des supports par nature et espérance de vie des supports de liaisons aériennes

À l'interconnexion des réseaux se trouvent les postes électriques, figure 9. Ils se composent de transformateurs de puissance et de mesure, de disjoncteurs et de sectionneurs. Leur rôle est de de changer de niveau de tension, de mesurer et d'aiguiller les flux d'énergie entre les différentes portions de réseaux. Les transformateurs de puissance convertissent la tension afin de transmettre l'énergie depuis les centrales jusqu'aux clients industriels ou aux réseaux de distribution. La tension est d’abord élevée en sortie des outils de production afin d’acheminer l’énergie sur de longues distances avec de moindre pertes, puis elle est abaissée pour être distribuée. Les disjoncteurs protègent le réseau en mettant une partie du circuit hors tensions, lors d'éventuels défauts et surcharges. Les sectionneurs assurent les fonctions de séparation électrique, d'aiguillage et de mise à la terre, notamment pour assurer les travaux de maintenance. Les transformateurs de mesure sont utilisés pour assurer la captation des informations électriques nécessaires à la surveillance et la protection du réseau.

(Source : Les postes de transformation, EDF [6]) Figure 9.  Poste électrique

En 2019, 16 nouveaux postes de transformations ont été raccordés au réseau dont 9 en 225 kV [2]. Le réseau de transport et de répartition comptait alors plus de 3 900 postes électriques, nœuds des jonctions.

On rappelle ici rapidement le fonctionnement d'un transformateur monophasé. Il est formé de deux enroulements en cuivre ou aluminium enlaçant un circuit magnétique en matériau ferromagnétique (figures 10a et b). En triphasé, le principe est similaire mais il existe des couplages (magnétiqus et électriques) entre les 3 phases. Les figures 10b et 10c montrent, respectivement, des architectures schématiques de circuits magnétiques et une photo d’un transformateur de forte puissance (environ 300 MVA, plus de 200 tonnes), d’ailleurs assemblé sur site afin de contourner les contraintes de transport

Figure 10.  a) Schéma d'un transformateur monophasé ; b) Transformateurs de puissance mono ou triphasés (Source : SpinningSpark, Wikimedia) ; c) Tranformateur 225/63kV de l'Argentière (Source : RTE)

Une tension sinusoïdale appliquée à l'enroulement primaire vient créer un flux magnétique variable dans le circuit magnétique. Le circuit magnétique est constitué d'un empilement de tôles (feuilletage) de telle sorte que les lignes de champs et les tôles aient la même direction : les lignes de champ restent alors canalisées dans chacune des tôles, ce qui limite les pertes magnétiques par courant induit dans ce milieu conducteur de l’électricité. Par induction, l'enroulement secondaire est le siège d'une tension, et d'un courant si le circuit est fermé. Le rapport de transformation m est défini par :

Avec N₁ et N₂ respectivement les nombres de spires au primaire et au secondaire, U₂₀ la valeur efficace de la tension au secondaire à vide (sans charge), U₁ celle aux bornes de l'enroulement primaire.

Dans un modèle de transformateur parfait, nous négligeons :

Dans ce modèle, proche de la réalité en très forte puissance (rendement très proche de 100%), on peut écrire :

Un transformateur est également caractérisé par sa puissance apparente nominale égale au produit des valeurs efficaces nominales de la tension secondaire et du courant secondaire (en triphasé, on multiplie par 3 en considérant les tension et courant de chaque enroulement secondaire). La puissance apparente s’exprime en VA (volts-ampères), kVA ou MVA.

Le réseau électrique européen interconnecté est en courant alternatif. L'onde de tension prend idéalement la forme d'une sinusoïde de fréquence sensiblement constante, égale à 50 Hz, et dans le cas du réseau domestique, de valeur efficace nominale 230 V en monophasé ou 400 V en triphasé [7] avec une tolérance de ± 10%.

La figure 11 présente un schéma pour un raccordement en triphasé et en monophasé. Selon le type de protection utilisée, le neutre du transformateur peut être raccordé à la terre, ce qui permet de détecter d’éventuelles fuites (détection différentielle) vers la terre, fuites témoignant d’un défaut d’isolement des parties métalliques elles-mêmes reliées à la terre.

Figure 11.  Schéma de raccordement triphasé ou monophasé. La Terre est aussi appelée Protective Earth (PE)

Dans les faits, la forme d'onde n'est jamais parfaitement sinusoïdale, la fréquence et l'amplitude varient et s'écartent parfois significativement des valeurs de références avec une certaine tolérance, figure 12. Le réseau peut connaître des creux de tensions très courts (effondrement de la tension de quelques dizaines de millisecondes à quelques secondes), mais également des variations permanentes respectivement entre 90% et 110% de la valeur efficace nominale, des surtensions impulsionnelles, des papillotements (fluctuations rapides et relativement faibles de la valeur efficace ou phénomène de flicker) et plus rarement des coupures.

La fréquence du réseau peut connaître des fluctuations (marge autorisée 50±0,5 Hz), en fonction de l’équilibre production-consommation, cette souplesse, aujourd’hui surtout associée à l’inertie mécanique de tous les groupes tournants de production, permet de stabiliser le réseau en agissant sur leur puissance. La forme d’one sinusoïdale peut être perturbée par des harmoniques de courant qui engendrent des déformations de l’onde.

(Source : La qualité de l'onde de tension, CRE [7]) Figure 12.  Différentes altérations de l'onde de tension délivrée par le réseau électrique

Lorsqu'un courant circule dans un conducteur, le passage du courant fait chauffer le conducteur et engendre des pertes d'énergie, appelée pertes par effet Joule (en W). Ces pertes sont liées à la résistance du conducteur R (en Ω) et à l'intensité I (en A). On a :

La résistance R d'un conducteur dépend de sa résistivité (ρ en Ω.m), sa section (S en m²) et sa longueur (L en m) :

Pour réduire les pertes par effet Joule on minimise la résistance des câbles, en choisissant un métal de faible résistivité électrique. Il faut également tenir compte du fait qu’en courant alternatif, l’intensité ne se répartit pas de façon homogène (effet de peau).

Enfin, il existe d’autres pertes sur les réseaux, celles dans les transformateurs (pertes magnétiques associées essentiellement à la tension et pertes par effet Joule associées au courant) et celles par effet couronne (ou corona) associées à l’ionisation de l’air autour des lignes en très haute tension.

L’ensemble de ces pertes de transport et de distribution représentent de l’ordre d’une dizaine de pourcent de la production, valeur très dépendante de l’étendue du réseau et de la densité des consommateurs qui y sont raccordés.

La figure 13 présente, dans le cas des lignes souterraines les compositions et proportions des technologies isolantes et, dans le cas des lignes et aériennes, les compositions et proportions des technologies de conducteurs (Aluminium + acier, Almélec et autres - soit surtout du cuivre) en 2019 en France [1]. La nature des conducteurs dépend fortement de leur période d'installation.

(Source : Le renouvellement du réseau existant, RTE[1]) Figure 13.  Répartition des technologies d'isolation dans les lignes souterraines et de conducteurs dans les lignes aériennes

L'âme conductrice des lignes souterraines est en aluminium ou en cuivre. La couche isolante autour de l'âme peut être en papier imprégné d'huile ou, désormais le plus souvent en matière synthétique (généralement du polyéthylène). La protection mécanique est réalisée avec une gaine synthétique armée.

Avant 1945 la technologie des câbles aériens était composée d'aluminium et d'acier. Ensuite, jusqu'en 1975, on a déployé des câbles Aluminium-Acier, et finalement l'Almélec apportant un meilleur compromis technico-économique. Les câbles conducteurs aériens sont nus, ils ne sont pas dans une gaine, leur isolation électrique est assurée par l'air. Le circuit triphasé est composé de trois phases. Chacune est constituée d'un faisceau de conducteurs ou d'un conducteur simple, représentant une âme centrale, sur laquelle sont tressés des brins d'aluminium, (voir figure 14). Cette disposition permet de réduire les pertes dues à l’effet de peau évoqué plus haut. Sur les lignes de transport, on peut observer un 4^ème conducteur situé au faîte de l’ensemble et appelé câble de garde destiné à protéger des effets de la foudre.

En 2019, pour le réseau de transport de l'électricité français, on comptait alors 400 000 km de câble conducteur, cela représente un peu plus de la distance moyenne Terre-Lune (384 000 km) !

(Source : Dave Bryan, Wikimedia) Figure 14.  Constitution des lignes aériennes

Grâce à sa grande conductivité le cuivre a longtemps été un matériau très apprécié (résistivité de 1,7.10^-8 Ω.m). Cependant sa masse volumique importante (8920 kg/m³), son coût fluctuant (associé à une certaine criticité d’approvisionnement) et ses problèmes de fluage ont orientés les choix vers d'autres matériaux. La résistivité de l'aluminium (2,82.10^-8 Ω.m) est un peu plus importante mais sa masse volumique est nettement plus faible (2703 kg/m³). L'Almélec est un alliage d'aluminium, de magnésium et de silicium, permettant d’améliorer sa résistance mécanique. Sa résistivité à 20°C est de 3,57.10^-8 Ω.m, sa masse volumique : 2703 kg/m³. Les limites de rupture en traction sont pour le cuivre 210 N/mm², l'aluminium 80 N/mm² et l'almélec 245 N/mm². On utilise des combinaisons aluminium-acier ou almélec-acier où les brins d'acier permettent d'accroître les caractéristiques mécaniques du conducteur [8].

Sur le réseau, 78% des pertes en ligne sont des pertes par effet Joule [9]. Les interconnexions et notamment les liaisons avec les postes de transformation engendrent aussi des pertes estimées à 11%. On compte 8% des pertes dues aux décharges électriques entre l'air et le conducteur (effet couronne). Enfin, les 3% restant correspondent au fonctionnement des postes de transformation (pertes fer dans le circuit magnétique).

En 2019, le taux de pertes moyen sur le seul réseau de transport a été de 2,22% de l'énergie transportée, ce qui représente environ 11 TWh [2].

Le réseau de distribution est interconnecté et les différentes mailles permettent d'assurer un équilibre entre des régions fortement productrices et d'autres plus consommatrices. Sans grandes surprises, l'évolution de la consommation régionale en France suit globalement la dynamique démographique, cependant la consommation nationale intérieure est en légère diminution depuis 2012.

La figure 15 présente, à gauche, l'évolution de la démographie (de 0 à ≥+4% selon le code couleur) et à droite, l'évolution de la consommation électrique (de -10% à ≥+5%) entre 2007 et 2018 .

(Source : RTE, Bilan électrique 2019 [2]) Figure 15.  Évolution de la dynamique démographique (gauche) et de la consommation électrique (droite) entre 2007 à 2018

Les données de production (par filière), de consommation d'importation et d'exportations au pas horaires sont accessibles en ligne via le site ECO2mix de RTE.

La France a conservé en 2019 sa place de premier pays exportateur d'électricité en Europe avec un solde des échanges de 55,7 TWh, figure 16. La figure 17 présente les importations et exportations d'électricité de 2009 à 2019. Le solde exportateur est toujours positif.

Notons que ces données concernent les échanges contractuels et non les échanges physiques aux frontières (un échange contractuel avec un pays peut très bien emprunter une interconnexion physique avec un autre pays).

(Source : RTE, Bilan électrique 2019 [2]) Figure 16.  Imports et exports d'électricité en 2019. La zone CWE (Central West Europe) regroupe l'Allemagne, la Belgique et le Luxembourg)

(Source : RTE, Bilan électrique 2019 [2]) Figure 17.  Échanges d'importations et d'exportations contractuels d'électricité entre la France l'ensemble de ses voisins de 2009 à 2019

La France est quasiment toujours exportatrice nette vers la zone CWE (Central West Europe : Allemagne, Belgique et Luxembourg). La figure 18 montre que, depuis 2006, excepté en 2011, la France a toujours été importatrice d’électricité vis-à-vis de l’Allemagne. L'Allemagne, même en décidant d'abandonner sa filière électronucléaire, n'est pas dépendante de la production d'électricité française.

(Source : RTE et Agora Energiewende, [10]) Figure 18.  Solde des échanges contractuels d'électricité entre la France et l’Allemagne de 2006 à 2019 (source d’après les bilans électriques annuels de RTE et les rapports d’Agora Energiewende) (une valeur négative signifie que la France était importatrice nette d’électricité vis-à-vis de l’Allemagne)

Nous venons de présenter quelques données concernant les infrastructures physiques du réseau électrique français, originellement conçu pour accueillir des sources très centralisées. Actuellement, l'intégration croissante d'électricité d'origine renouvelable, variables, peu pilotables et avec peu d’inertie, telles que l’éolien et le photovoltaïque, oblige à repenser le pilotage du réseau électrique. La gestion du réseau nécessite ainsi des changements importants, notamment dans le maintien de l’équilibre du signal électrique (stabilité de la fréquence). Différents travaux de recherche laissent penser qu’un système en courant alternatif à très haute teneur en sources renouvelables peu pilotables (éolien et Photovoltaïque) peut tout à fait rester stable. C’est le cas du projet européen MIGRATE (Massive InteGRATion of power Electronic devices) [11] auquel participait entre autres le gestionnaire du réseau de transport RTE. Une vidéo pédagogique, figure 19, publiée par RTE, explique très bien le fonctionnement du réseau électrique, notamment en présence massive de sources renouvelables variables et peu pilotables.

(Source : Intégration des ENR RTE facilitateur de la transition énergétique, mai 2020 [12]) Figure 19.  Intégration des énergies renouvelables, RTE facilitateur de la transition énergétique