29.03.2019

Le système électrique, de quoi parle-t-on ?

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Par Alain Burtin, Sandrine Dyevre, Emmanuel Neau et al. (EDF) - Extrait de l’ouvrage : « Les systèmes électriques de demain – Un défi pour la transition énergétique », Lavoisier, 2018

Le système électrique est probablement le plus grand système industriel au monde, par le nombre des composants qui le constituent, par la complexité de son fonctionnement, par les différentes échelles de temps (de la milliseconde à plusieurs dizaines d’années) et d’espace (d’une installation électrique chez le client aux grands réseaux électriques continentaux).

On exige de lui qu’il soit disponible 24 heures sur 24, 7 jours sur 7, à la demande, tout en se faisant oublier pour l’immense majorité des utilisateurs.

En France, c’est Réseau de transport d’électricité (RTE) qui a pour mission d’assurer, en temps réel, l’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, en s’appuyant sur les capacités et les besoins des producteurs d’électricité, des négociants, des distributeurs, des consommateurs industriels et des entreprises ferroviaires. RTE est en lien avec l’ensemble des fournisseurs français. Alors que la PPE  prévoit une insertion des énergies renouvelables électriques en 2023 de 157-160 TWh (dont 62 TWh d’hydraulique), il est proposé de rappeler les grands principes du fonctionnement de ce système, de l’équilibre offre – demande à la stabilité du système, pour lequel le développement des énergies renouvelables variables (éolien terrestre et en mer et photovoltaïque) introduisent de nouveaux modes de fonctionnement.

L’électricité ne se stockant pas (encore) directement à grande échelle, il convient de la produire lorsqu’on en a besoin (et de la consommer aussitôt)

Il est intéressant de faire une analogie du système électrique avec un mille-feuilles : un réseau matériel, obéissant aux lois de la physique : lois d’Ohm et lois de Kirchhoff (ces lois permettent de calculer les flux dans les réseaux à partir des informations sur les propriétés des composants, de la production et de la consommation); dont il faut assurer l’équilibre instantané entre l’énergie produite et l’énergie consommée ; sur lequel interviennent une multitude d’acteurs (producteurs, consommateurs, fournisseurs, sociétés de trading, agrégateurs, etc.) en accord avec des règles de marché définies par les régulateurs nationaux et européens sur les différents marchés : marché de gros (à terme et spot), marché d’ajustement, marchés de capacité ; et qui ne pourrait pas fonctionner sans les technologies de l’information (IT) : systèmes de contrôles commande et automates de pilotage des composants des réseaux électriques, systèmes de télécommunications.

Le réseau assure le lien physique entre production et consommation

Afin d’acheminer la production électrique jusqu’aux plus de 37 millions de sites de consommation en France, qu’ils soient particuliers en logement individuel ou collectif, collectivités, sites tertiaires ou industriels, il est nécessaire de disposer d’un lien physique très fiable : le réseau électrique. ​

Un système à piloter finement

L’exploitation de ce système électrique repose sur un équilibre très fin entre production et consommation, mais il doit aussi s’assurer que les limites physiques des ouvrages soient respectées (par exemple la puissance maximum d’une ligne électrique). Sans cela, c’est l’incident assuré, avec un grand risque de cascades, d’autres incidents pouvant conduire au black-out. Un black-out est un effondrement total d’un réseau électrique résultant d’un déséquilibre marqué entre production et consommation. De nombreuses actions préventives peuvent être mises en oeuvre pour l’éviter, comme le recours à des moyens de production de pointe ou des délestages ciblés de points de consommation.

Avant tout, une histoire d’équilibre en temps réel.

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Un des principes fondamentaux du bon fonctionnement du système électrique est l’équilibre en temps réel entre l’énergie soutirée du réseau et celle injectée. L’électricité ne se stockant pas (encore) directement à grande échelle, il convient de la produire lorsqu’on en a besoin (et de la consommer aussitôt). Ce processus d’équilibre offre-demande (EOD) ou équilibre production-consommation, pour être réalisé à tout instant, fait l’objet d’une activité continue dans le temps, depuis plusieurs années à l’avance jusqu’au temps réel, faisant intervenir de nombreux mécanismes et acteurs.

​À titre d’illustration, nous reproduisons, via le schéma, la chronologie des études et des mécanismes d’équilibrage et de réglages :

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En amont, il s’agit d’anticiper et d’estimer les risques liés à l’EOD : 

les prévisions (des besoins électriques en France, mais aussi au niveau européen) sont vitales pour s’assurer que suffisamment de capacités électriques seront disponibles à l’instant t. Ces prévisions permettent en outre d’identifier les renforcements de réseau nécessaires et de décider des investissements éventuels. À titre d’exemple, dix ans sont parfois nécessaires, entre la décision d’un investissement et la mise en service d’un ouvrage (réseau de transport, centrale de production nucléaire, hydraulique, ENR, station de pompage turbinage, etc.) ;

plusieurs mois à l’avance sont nécessaires pour planifier des travaux de maintenance, identifier les capacités indisponibles et optimiser la gestion des stocks d’énergies (hydraulique et de combustible, etc.) ;

de quelques jours à quelques heures, des nouveaux besoins électriques devront être intégrés pour établir les programmes de production de chaque groupe de production (ie unité de production d’électricité autonome en fonction de l’estimation de consommation) ; 

à très court terme et jusqu’au temps réel, il faudra alors ajuster finement l’équilibre offre-demande pour régler la fréquence du réseau en accroissant la puissance de certaines centrales de production ou en procédant à des délestages de sources de consommation.

Assurer la sécurité en permanence

Compte tenu des conséquences d’accident électrique et des enjeux économiques associés, il est indispensable de bien maîtriser la sûreté de fonctionnement des systèmes électriques. Cette maîtrise est au coeur des responsabilités confiées aux gestionnaires de réseaux de transport, sur la base des critères de sécurité fixés par les gouvernements. En France par exemple, le critère actuellement retenu par les pouvoirs publics est de limiter le risque de délestage à 3 h par an en moyenne pour des raisons de déséquilibre entre l’offre et la demande d’électricité [1].

 
Au-delà de ces critères de sécurité retenus, cette maîtrise se définit essentiellement comme l’aptitude des gestionnaires de réseau de transport (GRT) à : 
1. assurer le fonctionnement normal des systèmes électriques ; 
2. limiter le nombre d’incidents et éviter les grands incidents ;
3. limiter les conséquences des grands incidents lorsqu’ils se produisent.
 

S’il est relativement aisé pour chaque GRT de disposer des programmes des groupes de production que l’on peut commander (centrales thermiques, nucléaires ou hydrauliques), c’est un peu plus compliqué pour tout ce qui relève de la production éolienne et photovoltaïque, surtout quand celle-ci est diffuse (raccordée principalement sur le réseau de distribution et non mesurée) et fortement dépendante de phénomènes météorologiques locaux influençant directement le niveau de puissance de chaque installation d’énergie renouvelable.

S’il est relativement aisé pour chaque GRT de disposer des programmes des groupes de production que l’on peut commander (centrales thermiques, nucléaires ou hydrauliques), c’est un peu plus compliqué pour tout ce qui relève de la production éolienne et photovoltaïque, surtout quand celle-ci est diffuse (raccordée principalement sur le réseau de distribution et non mesurée) et fortement dépendante de phénomènes météorologiques locaux influençant directement le niveau de puissance de chaque installation d’énergie renouvelable.

© EDF Bruno Conty

1.

Décret n° 2006-1170 du 20 septembre 2006 relatif aux bilans prévisionnels pluriannuels d’équilibre entre l’offre et la demande d’électricité.