Intégration décentralisée

Université libre de Bruxelles Institut de Gestion de l’Environnement et d’Aménagement du Territoire

Faculté des Sciences Master en Sciences et Gestion de l’Environnement

Enjeux et Défis de l'intégration de Productions Décentralisées et Renouvelables sur les Réseaux

Electriques.

Mémoire de Fin d’Etudes, présenté par MASSON Gaëtan

En vue de l’obtention du grade académique de Master en Sciences et Gestion de l’Environnement

Année Académique 2008-2009 Directeur : Professeur Michel Huart

Enjeux et Défis de l'Intégration de Productions Décentralisées Renouvelables sur les Réseaux Electriques

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A Clémence & Amandine


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RemerciementsJe voudrais remercier en premier lieu ma femme, Marie‐Paule pour sa patience, sondévouementpendantcettelongueannée,demêmequemesfillesquinen’aurontpasvusouventlesoirdurantcessoiréesIGEAT.Jeleurdédiecemémoire.Je voudrais ensuite remercierMichelHuart pour avoir eumonpromoteur avisé, ainsiquel’ensembledespersonnesavecquij’aieuleplaisirdeconverser,quim’ontinformé,corrigé,enrichietdontlalisteseraittroplongue.Je remercie ainsi chaleureusement Jacques Deuse (Tractebel) pour sa patience et sesexplications,FrédéricKlopfertpourm’avoirutilementaiguillésurdessujetsnovateurs(etd’autresquepourraient faire l’objetdemémoiresentiers), Jean‐ClaudeMaunpourses explications initiales quandmes souvenirs techniques devaient être sérieusementrafraîchis,AdelElGammaletDanielFrailechezEPIApourleursinformationsprécieusessur le photovoltaïque. Un merci tout particulier à Benoit Houssard chez ORES, PietLauwersd’Eandis,ettousceuxetcelleschezElia,Brugeletailleursquim’ontutilementaiguillés.


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I. Résumé 7

II. Introductiongénérale 91. Pourquoiétudierleseffetssurlesréseauxélectriques? 92. Décentraliséourenouvelable? 113. Pourquoiuneévolutionversdesproductionsdécentraliséesetrenouvelables? 11

III. Laproductiond’électricitéenBelgique 161. Introduction 162. LesunitésdeproductionenBelgique 163. Lesénergiesrenouvelables 194. InstrumentsdepromotiondesENR 21

a. Lesdéductionsd’impôts 21b. PrimesrégionalesWallonnes 22c. CertificatsVerts 22d. Desinstrumentsutiles? 23e. Faut‐ilsubsidierl’électricitéphotovoltaïque? 24f. PrimesouCertificatsVerts? 25

IV. Lesréseauxdetransportetdedistribution 281. Structuregénéraledesréseauxélectriques 282. Lesfonctionsdesréseaux 303. Interconnexiondesréseauxeuropéens 34

V. Effetsconnusdesproductionsdécentraliséessurlesréseauxélectriques 361. Introduction 362. Effetsconstatéssurlesréseauxélectriques 36

a. Introductionàlagestiondel’équilibreetaumaintiendelatensionetdelafréquence 37b. Intermittenceetprédictibilité 38c. Inversiondelapentedetension 42d. Ilotage 44e. Harmoniques 45f. Flicker 47g. Contraintesderaccordementauréseau/GridCodes 47h. Tenueauxcoupuresbrèvesduréseau(RideThroughFault) 49i. Contraintessurledimensionnementdesréseauxdedistribution 51j. Contraintessurledimensionnementdesréseauxdetransport 52k. Congestion 53l. Gestiondesréserves 55m. Effetsurlespertesélectriques 56n. ConnaissancedesinstallationsdécentraliséesparleGRT 58o. Disponibilitédepuissanceréactive 58p. Réductiondesconsommationsdepointe 59q. Réseauderemplacement 62

3. Classificationdeseffets 634. AnalysededeuxincidentsélectriquesmajeursimpliquantdesENR 645. Lesmanquementsprincipauxactuellementidentifiés 676. Etudeglobalesurlestauxdepénétration 68

VI. Commentétendreleslimites? 781. Impactssurlagestiondel’équilibre 78


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a. Comparaisondesvitessesdevariation 802. Extensiondeslimites. 84

a. Productionélectrique 85b. Importations&exportations 86c. Stockage&Déstockage 87d. Consommation 90e. VPPetagrégateurs 97f. Combinertousleseffets‐Smart‐grids 98

VII. Aspectséconomiques. 1001. Lescoûtsdesadaptationsdesréseauxélectriques 100

a. Cequicoûtecherdansunréseauélectrique 100b. Allemagne 101c. Grande‐Bretagne 101d. Pays‐Bas 102e. Portugal 103f. Suède 103g. France 103

2. Coûtdel’accroissementdesréserves 1043. FacturationenbassetensionenBelgique(<1kV),effetssurlesréseauxdedistributionetdetransport 104

a. Latarificationactuellepose‐t‐elleproblème? 106b. Lecoûtdelarégulationduréseauetlecoûtdel’équilibre 107c. Lapriseencomptedecesexternalités 108

VIII. Conclusions 109

IX. Listedesfiguresettableaux 112

X. Bibliographie 113


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I. RésuméL’engouement pour les sources renouvelables et décentralisées, porté par tant laperspective d’un nouveau choc pétrolier que la problématique du changementclimatique implique des contraintes nouvelles pour les gestionnaires de réseauxélectriques.Organisésselonunelogiquemonodirectionnelle(duproducteurauconsommateur),lesréseaux électriques peuvent‐ils fonctionner de manière optimale avec des taux depénétration de sources renouvelables et/ou décentralisées significatifs? En d’autresmots, les gestionnaires seront‐ils à même de garantir la qualité de la fournitured’électricité, lemaintiendel’équilibre, laqualitédelatensionetdelafréquence,toutechosesrequisespourassurerlacontinuitéduservice?Parlerdeseffetsdessourcesd’énergierenouvelablessur leréseauélectriqueimpliqued’aborddedéfinirlasituationactuelle,desepenchersurlesoutilsmisàdispositiondesinvestisseurs, avant de détailler l’ensemble des effets locaux et globaux, liés à ladistributionouautransport,techniques,financiers,voirepolitiques.Divers pays font déjà face à une production électrique basée sur des sourcesrenouvelablesmaispastoujoursdécentralisées,commel’attesteladiffusiondel’éoliendans des parcs marins de plus en plus grands. Ces pays offrent un excellent champd’étudedesimpactsprincipauxquiseprésenterontentoutoupartieàleursvoisinsdanslacourseauxtauxdepénétrationdessourcesrenouvelables.Les limitesphysiquesdesréseauxactuels, lesmoyenstechniques, lecoûtfinancierdesadaptationsaurontdes limitesqueseulunchangementdeparadigme(etdenouvellestechnologies) dans la relation entre producteur et consommateur pourra repousser.Aujourd’hui, par le jeu des interconnexions, certains pays équilibrent artificiellementleur production et leur consommation, mais comment faire demain avec des sourcesrenouvelables parfois décentralisées implantées globalement? D’autres conceptsdevrontpeut‐êtreprendreuneplacedechoix: l’agrégationdesourcesdifférentesafinde fournir une production prévisible et stable, l’augmentation de l’intelligence duréseau, du transport à la distribution afin d’optimiser l’équilibre, et enfin et peut‐êtresurtout,unegestionde lademandeafinde flexibiliseraumaximumcelle‐ci faceàuneproductiondevenue,aumoinsenpartie,variable.Il semble en effet que les deux problèmes cruciaux soient primo, la disponibilité desréserves (ce qui entraîne des coûts plus élevés) plus que la vitesse de variation de laproductionetsecundo,leslimitesphysiquesdeladistributioninstalléaujourd’huifaceàauxsourcesdécentraliséesdetypePVoumicro‐cogénérationquipourraientfleurirenmasse dans certaines sous‐régions. D’autres effets importants mériteraient une pluslongueprésentation.


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La conclusion semble à la fois triviale et extrêmement complexe: des solutionstechniquespermettentd’utiliserdespourcentagesélevésdesourcesrenouvelablesdanslesréseauxélectriques,sousréservedelatopologieparticulièreàchaqueréseauetdesconditions locales spécifiques. Mais dans un environnement globalisé au niveaueuropéen(auminimum),l’effetdufoisonnement,ladiversitéetlacomplémentaritédessources, les possibilités de stockage, la gestion active de la demande, pourraientpermettre de faire évoluer progressivement les réseaux existants et l’ensemble de lachainedeproductionetdedistributiondel’électricitéafind’intégrerdespourcentagessanscessecroissantsdesourcesrenouvelables,parfoisdécentralisées.L’écueil majeur restera celui du financement, donc celui de la décision politique,nécessaire pour forcer l’évolution des réseaux et des mentalités, une meilleurecoordination internationale, et une communication de qualité entre des acteursautrefoismonopolistiques,quelalibéralisationdel’électricitédansl’UnionEuropéenneamorcelés.Outretechnique,lechoixestetresterapolitique.


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II. Introductiongénérale

1. Pourquoiétudierleseffetssurlesréseauxélectriques?L’expositioninternationaled’électricitéquis’ouvreàParisle15août1881voitnaîtrelepremier exemplaire d’un réseau de distribution d’électricité. Celui‐ci est alimenté pardeux dynamos, et alimente quelques charges. En 1882, les deux premiers véritablesréseauxélectriquesvoientlejour,àNew‐YorkauxEtats‐UnisetàBellegardeenFrance.Acemoment,lecourantcontinurestelatechnologieprivilégiée,supportéeparThomasEdison,quidéposa lebrevetde l’ampouleélectrique.L’éclairageestalors l’applicationlargement dominante: on indique par exemple qu’en 1882, le réseau New‐Yorkaisalimenteunmillierd’ampoules.Ellesserontdixfoisplusl’annéesuivante.Cettemêmeannée1882,l’ingénieurfrançaisMarcelDeprez,déjàconnupourleréseaudel’expositionparisiennedel’annéeprécédente,transporte400Wsur57kmavecdespertesdel’ordrede70%.Enparallèle,d’autrestravaillentsurletransportparcourantalternatif, avec dès 1884, des succès significatifs. Il faudra attendre quelques annéesencorepourqueNikolaTesla,ingénieurserbe,conçoivelepremieralternateurtriphasé.Nous sommes alors en 1891. La bataille fera rage pendant quelques années entre lespartisans du transport par courant continu (et entre‐autres Thomas Edison) et lesdéfenseursducourantalternatif,soutenusparNikolaTesla.Cesderniersl’emporteronten mettant en service en 1896 la première ligne de transport électrique en courantalternatif triphasé, sur 32 km. A partir de cette date, le courant alternatif s’imposeracomme lanormede transportd’électricitéet il faudraattendre la finduXXèmesièclepourvoirrevenirletransportencourantcontinu.Nousauronsl’occasiond’yrevenir.1

AucourantduXXèmesiècle,l’électricitéestdevenueunvecteurénergétique majeur, indispensable à nos sociétéscontemporaines. Son transport est assuré par des réseauxinitialement nationaux ou régionaux qui se sontprogressivement interconnectés. Ceux‐là se divisent selon latensionutiliséepourtransporterl’électricité,delahauteverslabassetensionet lesdiverstypesdeconsommateursraccordésaux réseaux. Penser électricité sans penser aux réseauxreviendrait à parler d’un ensemble cœur‐poumons sans lesvaisseauxsanguins.Lesdeuxsontdefaitintimementliés.

Photographie:NikolaTeslaConstruits surdes conceptsvieuxde120ansquiontétéperfectionnés, améliorés, lesréseaux électriques se retrouvent pourtant aujourd’hui à la croisée des chemins del’évolutionpossibledelaproductiond’électricité.

1Pourcetteintroduction,fr.wikipedia.org/Réseaux_électriques–(15août2009)etliensannexes.


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Lescrisespétrolièresdesannéesseptante,quiavaientdéjàsignéledécollageindustrieldel’électriciténucléairedansdenombreuxpaysdel’OCDE,ontétérejointesparledéfid’une double crise climatique et énergétique poussant des modes de productiond’électricitéalternatifsàémerger.Decentralisée, laproductiond’électricité se décentralise petit à petit, de prévisible(«dispatchable»commedisentlesélectriciens),celle‐cidevienten partie fluctuante, liée aux aléas climatiques, entraînant desconséquencessurdesréseauxconçusdèsledébutpourêtrelesautoroutes paisibles reliant consommateurs et grosproducteurs:cesréseauxvoientleurphilosophiedeconceptionbattue en brèche par le paradigme nouveau de ladécentralisationdepetitesunitésmaisaussiparlalibéralisationdu marché de l’énergie qui a morcelé les compétences entredifférentsacteurs.

Photographie:ThomasEdisonAujourd’hui,leplanÉnergieClimat2del’UnionEuropéenneviseàimposer20pourcentsd’énergiesrenouvelablesdans lemixénergétiqueeuropéenglobal,électricitéetautresénergiesprimairescomprises.Noustenteronsdanslespagesàvenirdecernerlesdéfisqueces20pourcentsfontpesersurlagestionetlaplanificationdesréseauxélectriquesdansnospaysetailleurs.Nousverronscomment,de totalementmonodirectionnelsetcentralisés, les réseaux électriques devront évoluer pour supporter l’accroissementrapide de production d’électricité décentralisée et parfois d’origine naturelle etrenouvelable.Nousverronsque leparadigmeactuelsur lequel lesréseauxsesontconstruitsdepuis120ansnerépondpeut‐êtreplusauxexigencesdecesnouvellestechnologiespropres.Et que déjà aujourd’hui, depuis quelques années, l’accroissement des taux depénétration des énergies naturelles renouvelables sur des réseaux prévus pour desunitésprévisiblescentralisées,impliquedéjàdesajustements.Aprèsavoiridentifiéetclasséceseffets,nousétudieronsquelquescasprécisenEurope,afind’illustrerl’étudedeseffets.Nous évaluerons ensuite les technologies émergentes ou parfois encore purementconceptuellesquipourraientpermettred’étendrelaplaged’acceptabilitédetauxélevésd’énergiesnaturellesrenouvelablesparessencedécentralisées3.Etnousfinironssurquelquesrecommandationsgénérales,baséessurlesrésultatsdesrechercheseffectuées.

2«Directive2009/28/CEduParlementEuropéenetduConseil,du23avril2009,relativeàlapromotiondel’énergieproduiteàpartirdesourcesrenouvelablesetmodifiantpuisabrogeantlesdirectives2001/77/CEet2003/30/CE»in«JournalOfficieldel’UnionEuropéenne»du5‐6‐2009.pp.L140/16à62.3Mêmesidesprojetscentraliséssefontjours,commeDesertec,entre‐autreslelivreblancduprojet(CleanPowerFromDeserts,cfBibliographie.).


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2. Décentraliséourenouvelable?

Parlons‐nousicideconceptsidentiques?Quandonparledeproductiond’électricitédécentralisée,onferaréférenceàdesunitésde production qui ne sont pas raccordées aux nœuds du réseau de transport commec’est lecaspourlesgrossesunités(nucléaires,TGVetc.)maisauxréseauxmoyenneetbasse tension. La production décentralisée fait donc référence non seulement à uneproduction de taille réduite mais surtout dispersée vers la périphérie des réseauxélectriquesradiaux.OncompteradoncdanslesproductionsdécentraliséesaussibienlapetiteunitédecogénérationbiomassedequelquescentainesdekWhque l’installationphotovoltaïqued’unehabitationparticulière.La production d’électricité d’origine renouvelable se base sur le seul facteur dedurabilitéde la ressourcesprimaired’énergieutilisée: le soleil, le vent, lesmarées, labiomasse,etc.Siaujourd’huicertainesproductionsd’électricitésurbaserenouvelablesebasentsurdessitesdécentralisés,iln’envapasdemêmepourtouslesparcéoliensoff‐shoredont le raccordement se fait souvent sur le réseaude transportàhaute tension(parfoisaprèstransitpardeslignesdetransportàcourantcontinudetypeHVDC)4.Après cet éclaircissement sur les deux notions phares précitées, nous concluronssimplement ainsi: La production décentralisée peut être renouvelable ou non et laproductionrenouvelablepeutêtredécentraliséeounon.Dans l’étude qui va suivre, nous partirons du principe que les productionsdécentralisées que nous étudierons sont de nature renouvelable. Mais nousconsidèreronsque lesparcséoliensoff‐shorepourraientêtreclassésdans lacatégoriedécentralisée au vu de leur emplacement marin particulier, normalement loin desnœudsdesréseauxdetransportoudescentresdeconsommation.

3. Pourquoiuneévolutionversdesproductionsdécentraliséesetrenouvelables?

La question peut se poser: pourquoi donc se compliquer la tâche avec des sourcesd’énergie décentralisées alors que, d’un point de vue purement technique, le systèmeactuel bat des records de stabilité. En Belgique, le taux de fiabilité du réseau detransportsesitueauxalentoursde99,999%5.Plusieurs éléments essentiels doivent être pris en compte; tout d’abord l’épuisementdesressourcesconventionnelles,fossilesetfissiles.Bienqu’iln’yaitpasconsensussurle sujet,personnene sehasarderait à indiquerque la consommationdepétroleoudegaz pourrait doubler ou tripler pour assurer aux pays émergents lemême niveau deconsommationqueceluidespaysdel’OCDE.4Atitred’exemple,EliaannoncequeleparséolienBelgeEldepascoseraraccordéàsonréseauhaute‐tension‐www.elia.be/repository/Lists/PressReleases/Attachments/296/eldepasco_FR.pdf.5RapportAnnuelElia2008,p.22.


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D’autrepart,lesprévisionsdecroissancedelaconsommationélectriqueindiquentunecroissancefaiblemaiscontinue.Ilestpossiblequ’enEurope,cettecroissancesoitcasséepar des politiques d’utilisation rationnelle de l’énergie, mais au niveau global, lacroissancede lademandeenénergieneferaquecroître6;L’augmentationprogressivede l’utilisation d’appareils électriques de plus en plus gourmands (GSM, ordinateurspersonnels,maisaussi télévisionsàécranplat(LCDetPlasmaontdesconsommationsplus élevées que la technique abandonnées des tubes7)) a engendré une croissancerégulièrede laconsommationd’électricité.Sansmesurevolontaire, ilestpeuprobablequecettecroissanceralentisse,saufeffetexternecommeunrenchérissementimportantdesprixdel’électricité.Deux phénomènes devraient néanmoins être pris en compte: l’arrivée de véhiculesélectriques autonomes (donc sans moteur à explosion) et l’utilisation de pompes‐à‐chaleurcommealternativeauchauffageparcombustiondeproduitscarbonés.CombustiblesfossilesLeWorld Energy Outlook 2008 de l’Agence Internationale de l’Energie8 a révisé à labaisselescapacitésdeproductionpétrolièred’icià2030.De130millionsdebarilsparjour (mbj), l’AIEannonçait en2008que l’offrepourrait atteindreaumieux106mbj àcettedate9.Ceciétantassortid’uneconditionimpérative:remplacer64mbjextraitsdespuits aujourd’hui en service, soit enmettant en productionde nouveauxpuits sur lesgisements existants, soit, et c’est plus inquiétant, en mettant en production desgisementsnonencoreexploitésoudécouverts.10Le rapport intermédiaire 2009 va encore plus loin en ce sens qu’il annonced’importantes tensions sur la production dès 2013‐2014. Ces tensions auraient du seproduire vers 2010 mais le ralentissement de la demande consécutive à la criseéconomique en cours en 2008‐2009 décale vraisemblablement le choc.11. Il semblequ’aujourd’hui, les constatations de l’AIE semblent rejoindre celles qu’annonçait déjàdepuisdesannéesl’Associationpourl’étudedupicpétrolier(ASPO).1213Il va de soi que le pétrole ne va pas disparaître du jour au lendemain mais uneraréfactionousimplementuneincapacitédel’offreàsuivrelademandevontprovoquerparlesimpleeffetdel’inélasticitédelademandeunemontéeenflèchedesprix,rendantlepétrolemoinsattractif.Si aujourd’hui l’utilisationdepétrole estmarginale dans la productiond’électricité enBelgique, il ne l’estpas lemoinsdumondedans la consommationd’énergieprimaire,quecesoitpourlechauffagedeshabitationsoulaquasi‐totalitédesmodesdetransport,6WorldEnergyOutlook2008–Résumé‐AgenceInternationaledel’Energie,–p.57SiteWebdu«DéfiEnvironnement»deBruxellesEnvironnement‐www.defi‐energie.be/index.php?go=faq&cat=8(15‐08‐2009).Ceschiffressontaisémentvérifiables.8WEO2008,op.cit.9Ibid.p.510Ibid.p.811«TheimpactoftheFinancialandEconomicCrisisonGlobalEnergyInvestment,IEABackgroundPaperfortheG8EnergyMinisters’Meeting14‐25May2009»‐AgenceInternationaledel’Energie,Mai2009–pp.1‐512www.peakoil.net13L’AIEenparleclairement:WEO2008résumé,op.cit.p.11


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àl’exceptiond’unepartieimportanteduferroviaire.Ilestdoncàprévoirqu’unpétrolecher impliqueraunesubstitutiondecelui‐cipard’autresvecteursénergétiques, cequipourrait expliquer l’engouement rapide et soudain des constructeurs automobiles.Ondénombreeneffetunnombredeplusenplusélevédeprojetsdevéhiculesentièrementélectriques(plugin)oupartiellementélectrique(pluginhybrids)14.Ceglissement,s’ilseproduisaitrapidement,auraitdeseffetsimportantssurlemarchédel’électricité,nousyreviendrons.Autre ressource fossile, le gaz est devenu progressivement une source d’énergieimportanteenEurope.Chauffageetproductiond’électricité sont lesdeuxapplicationsénergétiques importantesdugaznaturel. ImportédesPays‐bas,deNorvège,deRussieviapipeline,d’Algérieoud’ailleursencoresousformeliquéfiée(GNL)vialesterminauxmaritimesGNL, ilestacheminévers les lieuxdeconsommationàtraversunréseaudegazoducs. La ressource n’est évidemment pas épuisable même si aujourd’hui, il nesemblepasexisterderisqued’approvisionnementàcourtterme,desrisquesexistentàmoyenterme(soitd’ici2030).15Lecharbonquantàluiconnaîtunregaind’intérêt,principalementenChineetpourraitreprésenter une part importante de la production d’électricité mondiale dans lesdécenniesàvenir.LenucléaireIlexisteundébatsansfinentreopposantsetpartisansdel’électriciténucléaire.Outrelaproblématiquedesdéchets,ilconvientdenoterquelesréservesclassiquesestiméesdeminerais d’Uranium couvrent 60 années de consommation au rythme actuel16. Or laduréedevieestiméepourunecentralenucléaireaétérécemmentrevueàlahausseà60ans17 18. Vu l’appétit de certains pays pour cette technologie, on peut sérieusementmettreendoutelapertinencedeces60annéessidenouveauxréacteurssontconstruits.D’autresinquiétudesexistentquantauxressourcesd’Uranium19maiscen’estpasl’objetdecetteétude.Certainsobjecterontdeuxéléments:

‐ les surgénérateurs (ou réacteurs de quatrième génération) permettraientd’utilisernonplusdel’Uranium235maisdel’uranium238ouduThorium232,largement plus abondants, augmentant de plusieurs centaines d’années lesressources. Cette technologie représente néanmoins des risques importants, laconception même de ces réacteurs sans modérateur, refroidis par plusieursmilliersdetonnesdesodiumliquide,laissecraindredesaccidentsterrifiants20.

‐ Des techniques de récupération de l’uranium dans l’eau de mer sont menéesprincipalementauJapon(enutilisantlecourantmarin«Kuroshio»notamment)

14www.greenunivers.com/2009/05/annuaire‐voitures‐electriques‐5661/15WEO2008Résumé,op.cit.pp.10‐11.16www.sfen.org/fr/question/uranium.htm17www.debatpublic‐epr.org/docs/pdf/cahiers_acteurs/cfdt‐vf‐4p‐261005.pdf18finance.yahoo.com/news/Funds‐to‐shut‐nuclear‐plants‐apf‐1981402805.html?x=0&.v=319«Quesavons‐nousdesréservesmondialesd’Uranium?»Commissariatàl’énergieatomique(CEA)20«WeAlmostLostDetroit»,JohnFuller


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maispourl’instantilestdifficile,voireimpossibled’estimertantlafaisabilitéqueleprixdecessolutions.

ApprovisionnementsDensément peuplée, pauvre en énergie, l’Europe importe une part énorme de saconsommation énergétique. Point besoin de détailler par le menu les risquesd’approvisionnements liés aux tensions géopolitiques, qui menacentl’approvisionnement en pétrole, voire en gaz comme la crise russo‐ukrainienne del’hiver2008‐2009l’amontré21.Leschangementsclimatiques

DansledernierrapportpubliéparleGIECen200722, ilestécritnoirsurblancqueleschangementsclimatiquesencoursrésultent«trèsprobablement»23deperturbationduforçageradiatifd’origineanthropique.L’ensembledemodélisationsmontreaujourd’huiqu’ilexisteuneprésomptionextrêmementforte,etcorroboréeparlesmodélisationsdel’influence des émissions humaines de gaz à effet de serre sur les perturbationsclimatiques.Cinquante‐sixpourcents24dutotaldesémissionsdeGESrapportéesentonnesdeCO2équivalent25proviennentdesémissionsanthropiquesdedioxydedecarbone(CO2).CeCO2 provient simplement de la combustion de combustibles fossiles issus de la lentedécompositiondeplantesoud’alguesdansdesconditionsgéologiquesdepressionetdetempératureadéquates.LeCO2captéparcesplantes,transforméparlaphotosynthèseen sucres, se retrouve dans l’atmosphère une fois brulés ces combustibles fossiles,plusieurs millions d’années après que ce CO2 aie été capturé dans l’atmosphèreterrestre.Pétrole,gaz, charbon, touscombustibles fossiles, émettentdudioxydedecarbone lorsdeleurcombustion.Unepartiedugaznaturelfuitdescanalisationsetrenforcel’effetdeserre, le méthane ayant un potentiel de réchauffement 23 fois supérieur à celui duCO226.

21ec.europa.eu/news/energy/090115_1_fr.htm22ChangementsClimatiques2007,RapportdeSynthèse,GIEC2007,www.ipcc.ch/pdf/assessment‐report/ar4/syr/ar4_syr_fr.pdf23Ibid.p.7224Ibid.p.525Cequiimpliquequ’onconvertitchaquegrammedegazensonéquivalentCO2entermedepotentieldeforçageradiatif.26fr.wikipedia.org/wiki/Potentiel_de_réchauffement_global


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ConclusionRessources fossiles et fissiles limitées, difficultés d’approvisionnement, dépendanceénergétique et maintenant l’épée de Damoclès du changement climatique ont incitéscientifiques et politiques à prendre en compte des alternatives énergétiques. Parmicelles‐ci, l’augmentation de la part des énergies renouvelables et des techniques demeilleureutilisationdel’énergie(commelacogénération)apparaîtcommeunesolutionréaliste;ellenerésoutcertespasl’ensembledesproblèmesmaisapporteunesolutionconcrèterapidementàdessociétésavidesd’énergiecommelesontlesnôtres.


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III. Laproductiond’électricitéenBelgique

1. IntroductionParlerde laproductiond’électricitésansparlerdeconsommationn’apasdesens.Lesmoyensdestockagede l’électricitéétantréduits,productionetconsommationdoiventêtreéquilibréesàchaqueinstant.Cet équilibre, nous y reviendrons dans un chapitre ultérieur, consiste à suivre lademande en électricité en adaptant l’offre en variant la production des unités. On seretrouve de facto aujourd’hui dans une relation de type maître/esclave où leconsommateur imposesademandeenmodulant lachargeetoù l’opérateurduréseaude transport (Elia pour la Belgique), ajuste la production pour maintenir tension etfréquencedansleslimitesdéfinies.Ceslimitespermettentauxappareillagesélectriquesdefonctionnernormalementetdemanièreprévisible.Les interconnexions entre les réseaux électriques belges et étrangers permettentd’optimisercetéquilibreentreproductionetconsommation,envendantouachetantdel’électricitéhorsdu territoire.Laproductiond’électricitéenBelgiquepourraitdoncsecomprendrededifférentesmanières:

‐ l’électricitéproduitepardesunitésprésentessurleterritoirebelge‐ l’électricité produite par des unités appartenant à des sociétés belges, en

Belgiqueouailleurs,etconsomméepardesclientsbelges‐ l’électricitéconsomméepardesclientssituéssurleterritoirebelge

Ilnoussemblequecettedernièredéfinitionestlameilleurecarellemetenévidencelesnécessaires importations d’électricité, notamment en période de pointe hivernale (lerecordbelgead’ailleursétébattu le3avril2008avec3500MWimportés27)quand laproduction locale devient insuffisante. Dans une logique «réseau», la seule donnéepertinentepour le gestionnaire est la quantitéd’énergiequi traverse ses lignes et sestransformateurs à un moment donné. Cette dernière définition colle également auconceptdedemande/maîtreopposéeàl’offre/esclave,tellequedéveloppéebrièvementci‐dessus.

2. LesunitésdeproductionenBelgiqueCechapitreviseàdonneruneidéedesunitésdeproductionprésentesenBelgique,dutyped’énergieutiliséeetdesdifférentessociétésprésentes.L’opérateur historiqueElectrabel se taille toujours la part du lion dans la productiond’électricité en Belgique. Si on ne prend en compte que la puissance installée, larépartitionentre lesproducteursrépertoriésparElia(GRT)etdoncsanstenircompte27RapportAnnuelElia2008,op.cit.p.9.


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aucunedelaproductiondécentraliséeconnectéesurleréseaudedistribution,ontrouvelesdonnéessuivantes:

Figure1:Répartitiondescapacitésdeproductionentrelesdifférentsproducteurs.DonnéesElia2008.

Commeon levoitdans legraphiqueci‐dessus, lesautresopérateursrevendiquentdespartsdeproductionfaiblesetrapidementdécroissantesàpartirdutroisième.Leschiffrespeuventlégèrementvarierd’untyped’énergieàunautre.Eneffet,certainescentrales sont conçues pour utiliser différents types de combustibles, avec desperformancesdifférentes.Nousavonschoisiarbitrairementdeprivilégieràchaquefoislavaleurlaplusélevéeaveclecombustiblequivaavec.28Letableauci‐dessousdonnelarépartitiondessourcesd’énergieparpuissanceinstallée,en MW. Les deux colonnes représentent les unités raccordées sur le réseau dedistribution et de transport. Pour le réseau de distribution il ne s’agit que des unitésconnuesparElia.

Type d’énergie Distribution Transport Biomasse (Pellets de bois) 80 Blast Furnace gaz 44 Charbon pulvérisé 1247 Diesel 79,6 Eolien 4,5 143,5 Fuel A 83 Fuel A/Gaz Naturel 294 Gaz Naturel 10,9 6274 Gaz Naturel/BF 170 Hydraulique 56,3 263,1 Light Virgin Naphta 80 156

28Pourdesdonnéesplusdétaillées,onsereporterasurlesdonnéesinitiales,disponiblessurlesited’Elia(www.elia.be)etmisesàjourrégulièrement.

TotalAnode;0%

TotalElectrabel;

90%

TotalENECO;1%

TotalESSENT;1%

TotalLampiris;0% TotalLuminus;

8%

TotalAnode

TotalElectrabel

TotalENECO

TotalESSENT

TotalLampiris

TotalLuminus


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Nucléaire 5824,5 Recyclage Déchets 10,5 175,9 Pompage/Turbinage 1164 Totaux 162,2 15998,6

Tableau1:Sourcesd’énergieutiliséesenBelgiquepourlaproductiond’électricité29.

Il est important de distinguer la capacité installée et la production réelle. Lesgraphiquessuivantsmontrentclairementladifférenceentrelesdeuxnotionsdanslecasde la production d’Electrabel en Belgique. La différence vient de la variation deconsommationdansletempsetlefaitquelescentralesnucléairesfontpartiedelabasede la production. Leur importance est donc plus importante en terme de productionqu’entermedecapacitéinstallée.

Figure2:RépartitiondelapuissanceinstalléepourElectrabel30en2006

Comparonsàprésentaveclaproductionréellechezcemêmefournisseur.Ladifférenceentrelesdeuxgraphess’expliqueparplusieurséléments:

‐ toutd’abordlefaitquelenucléaireestutilisécommeproductiondebase.Vusacapacité à fournir de l’électricité de manière prévisible (sauf incident), il estutilisé à temps plein, ce qui augmente sa part relative dans la fournitured’électricité.

‐ Lessourcesrenouvelablescomme l’éolienet l’hydroélectriquesontparessencevariables.Lescapacitésinstalléesnesontutiliséesquependantunefractionplusoumoins importantedutemps.Cechiffrevaried’untypedesourced’énergieàuneautre.

29Elia–Chiffres2008–www.elia.be30Electrabel,2006

TurbineGaz‐Valeur;

6%

Cogénérauon;14%

Nucléaire;39%

Hydro+Eolien;11%

Gaz,pétrole,charbonclassiques;

30%

TurbineGaz‐Valeur

Cogénérauon

Nucléaire

Hydro+Eolien

Gaz,pétrole,charbonclassiques


19

Figure3:Productiond’électricitéparElectrabelenfonctiondessourcesd’énergie,2006.

3. LesénergiesrenouvelablesLe schéma suivant, issudu rapportduprojetEU‐DEEPdétaille lesdifférentes sourcesd’énergieetleurprincipauxparamètres31.

Tableau2:sourcesd’énergieclassiquesetrenouvelablesetleursituation

A côté des ressources classiques, des ressources renouvelables prennent uneimportancegrandissantesurlemarché.

31www.eu‐deep.com/fileadmin/user_upload/media/images/Tableau.jpg(15août2009)

TurbineGaz‐Valeur;8%

Cogénérauon;14%

Nucléaire;58%

Hydro+Eolien;2%

Gaz,pétrole,charbonclassiques;

18%

TurbineGaz‐Valeur

Cogénérauon

Nucléaire

Hydro+Eolien

Gaz,pétrole,charbonclassiques


20

Danslalogiquedeladirectiveeuropéennedite«énergieclimat»32, lespaysdel’UnionEuropéennedevrontsefournirenénergieissuedesourcesrenouvelablesàhauteurde20%.Quoiquelesobjectifsvariententrelespays,leseffortsàréaliserpourréalisercetobjectifimposeront dans les années à venir des investissements importants dans les énergiesrenouvelablesetpartant, imposeront lesunitésdécentraliséescommeunparamètreàpartentièredanslesréseauxélectriques.L’essordes énergies renouvelables enEuropeest eneffetdéjàdevenu indubitable. Legraphiqueci‐dessousdonneuneidéedeleurprogressioncesdernièresannées.Outrelaprogression importante de l’éolien, on notera une progression de l’électricitéphotovoltaïque.

Figure4:CapacitérenouvelabletotaleinstalléeenEurope,2006.

Depuis 2006, les parts de l’éolien et du photovoltaïque se sont encore accentuées,comme le montrent les données ci‐dessous. Le graphique indique les nouvellesinstallations réalisées en Europe en 2008. La prédominance de l’éolien estimpressionnanteavecplusde8000MWinstallés.Maislephotovoltaïqueavec4000MWmontre à l’envi qu’il existe à présent une dynamique pour les sources d’énergierenouvelablesenEurope.

Figure5:NouvellesunitésinstalléesenEuropeen200833

32Directive2009/28/CE–op.cit.


21

La Belgique n’est pas en reste, ce qui ne manquera pas de modifier les résultats deproduction et de capacités dans les années à venir. Le graphique présenté ci‐dessousindiquel’ensembledesprojetsd’éolienmarinprévusd’icià2015enBelgique.

Tableau3:ParcséoliensmarinsprévusenBelgiqued’icià2015.34

4. InstrumentsdepromotiondesENR

Parlerdel’accroissementdelapartdesénergiesrenouvelablesimpliquedesepenchersur les effets économiques d’une telle évolution et surtout des instruments depromotionmisenplaceparlespouvoirspublicsafindefavoriserleuréclosiondansunmarchédel’énergieoùlesprixneleursontpasdirectementfavorables.La Belgique facilite aujourd’hui l’installation de nouveaux équipements de productiond’électricitérenouvelableaumoyend’incitantsfinanciers.Lesincitantsseregroupenten3catégories:‐Lesdéductionsd’impôtsaccordésparl’étatfédéral‐Lesprimesrégionalesàl’installationd’unitésdeproduction‐Lemécanismedescertificatsverts

a. Lesdéductionsd’impôts Accordées par l’état fédéral, elles se basent sur des investissements économiseursd’énergiedans leshabitations.Onyretrouvepèlemêleaussibiendes investissementsliés à l’économie d’énergie qu’à la production (chauffe‐eau solaire, panneaux solairesphotovoltaïquespourlaproductiond’électricité),pourlesparticuliersetlessociétés35.Le principe général est celui d’une réduction d’impôts a posteriori, sur la base d’un

33EWEA–WindEnergyStatistics200834EWEA–OffshoreWindFarms2008‐www.ewea.org/fileadmin/ewea_documents/documents/statistics/Offshore_Wind_Farms_2008.pdf35mineco.fgov.be/energy/rational_energy_use/tax_reductions/pdf/tax_cuts_folder_fr.pdf


22

pourcentage de l’investissement, et ce à concurrence d’un montant maximal, enpourcentageet/ouenmontant.Onretrouvedeuxtypesd’investissementsconcernés:

- laproductiond’électricitéverte(photovoltaïqueetmicro‐cogénérationen2008)- les investissementsd’utilisationplusrationnellede l’énergie(pompes‐à‐chaleur

géothermiques, panneaux solaires thermiques) et les investissementsd’économied’énergie(isolationetc.)

b. PrimesrégionalesWallonnes Les 3 régions belges proposent des primes liées aux économies d’énergie36 37 38maisaussiàl’installationd’unitésdeproductiond’énergiedécentralisées.Cesprimespeuventglobalementêtreconsidéréescommeunecontinuitédesréductionsd’impôtsproposéesau niveau de l’état fédéral. Néanmoins l’organisation fédérale de l’état Belge où lesrégionsgèrentcertainesmatièresliéesàl’énergiealorsquel’étatfédéralresteimpliquéimposedesdifférencesdepolitiqueenfonctiondesrégions.L’inventaire fourni des primes diverses accordées par les régions en Belgique sesuperpose quasi parfaitement avec les réductions d’impôts fédérales, avec de petitesdisparitésd’untyped’investissementàunautre.Onretrouveglobalementtouslessujetsliésauxéconomiesd’énergiepossibles,ainsiquequelques sujets focalisés sur la production d’électricité renouvelable décentralisée(photovoltaïque,micro‐cogénération39).

c. CertificatsVerts Le mécanisme des certificats verts représente une forme de transfert financierredistributifentrelesfilièresdeproductiond’électricitéclassiques(etdonchautementémettrices de CO2) par l’intermédiaire des fournisseurs (les certificats verts sontachetés par les fournisseurs d’électricité dite grise) et les filières renouvelables (ouassimilées).Enfonctiondelafilière,lenombredecertificatsvertsestvariable,suivantunerègleliéeauxéconomiesenmatièred’émissionsdeCO2.TantenWalloniequ’enFlandre, lescertificatsvertssontliésàunpourcentagefixesurl’année d’électricité verte à produire. Les fournisseurs incapables de remplir cetteobligationdevendrecepourcentageminimaldoiventacheterdescertificatsvertssurlemarché. Ce pourcentage est joué à augmenter d’année en année au rythme d’un

36energie.wallonie.be/energieplus/CDRom/financement/frames/cbburfiche4.htm37www.bruxellesenvironnement.be/Templates/Particuliers/Informer.aspx?id=3232&langtype=206038www.vlaanderen.be/servlet/Satellite?pagename=Infolijn/View&cid=1190947076035&c=Domein_C&p=1186804409590&context=114172162306539Onappellemicro‐cogénérationdesappareilsdeproductioncombinéedechaleuretd’électricitédestinésàunusagedomestique.Les1ersappareilssontattendussurlemarchébelgefin2009,début2010.


23

pourcentparan40:

•7%entrele1erjanvier2007etle31décembre2007;•8%entrele1erjanvier2008etle31décembre2008;•9%entrele1erjanvier2009etle31décembre2009;•10%entrele1erjanvier2010etle31décembre2010;•11%entrele1erjanvier2011etle31décembre2011;•12%entrele1erjanvier2012etle31décembre2012.

Cetteméthode,quis’enremetaumarchépourdéfinir leprixd’échangedescertificatsverts, a heureusement mis en place un montant d’échange minimum qui permet degarantirlarentabilitédelafilière.Lemarchéenquestionestgérérégionparrégionausein de Belpex. Au mois de juin 2009, seules les régions flamande et wallonneparticipentàcemarchédescertificatsverts41.Enpratique42(sionprendl’exemplelaWallonie):

- L’électricitéproduiteàpartird’unsystèmeéolien,hydrauliquedonnedroità1CVparMWhnetproduit.

- L’électricitéproduiteàpartird’unsystèmedecogénérationbiomassedonnedroitde0,1à2CVparMWhnetproduit.

- Et l’électricitéproduiteàpartird’unsystèmedecogénérationfossiledonnedroitde0,1à0,4CVparMWhnetproduit

- Pourlephotovoltaïque,uncoefficientmultiplicateurestutilisé:o pourles5premierskWcinstallés:7CVparMWhnetproduito pourles5kWcsuivants(soitjusqu’à10kWcinstallés):5CVparMWhnet

produito pourles240kWcsuivants(soitjusqu’à250kWcinstallés):o Souscertainesconditions:4CVparMWhnetproduito Silesconditionsnesontpasremplies:1CVparMWhnetproduitpourle

reste(soitau‐delàde250kWcinstallés):1CVparMWhnetproduitCeschiffrespourraientêtrerevusàpartirde2010.43

d. Desinstrumentsutiles? Ladifférenceconceptuelleentrelesréductionsd’impôtsetlesprimesestsommetouteassez formelle, à la différence près que les primes sont limitées par un budget fixeglobalement, alors que les réductions d’impôts sont par essence valable pour toutinvestissementrespectantlesconditions.La seule limite (outre les conditions à remplir) portent sur un montant maximal deréduction,souventenpourcentageetenmontant.

40Rapportannuelspécifique2007delaCWAPEsurl’évolutiondumarchédescertificatsverts(CV),CWAPE,200841www.belpex.be/index.php?id=32&tx_ttnews[tt_news]=56&tx_ttnews[backPid]=1&cHash=a5da4bb4dd42www.cwape.be43CWAPE:Propositionpréliminairesurlesnouveauxquotasd’électricitéverteapplicablesàpartirdu1erjanvier2010(CD‐9e12‐CWaPE‐233)


24

Leprincipesous‐jacentauxprimesetauxréductionsd’impôtsestqu’ilssoutiennentlanaissanced’unmarchédel’électricitéverteetaccélèrentsacroissanceenaméliorantlarentabilitédesdiversinvestissements.Lecasdescertificatsvertsestdifférentencecasqu’ilfixedesobjectifsclairsenmatièredepourcentaged’électricitéverte, etqu’ilorganiseune redistribution financièreentreles acteurs. A ce titre on pourrait considérer que cet instrument est non seulementefficacemaisqu’ilestassociéàunobjectiffinal.Onpeutnéanmoinsseposerlaquestiondelalimitationduprixdescertificatsvertsàlahausse. Ce prix est limité tant en Wallonie (100 Eur d’amende) qu’en Flandre (125Eur)44 par un principe de pénalité en cas de défaut du fournisseur à pouvoir fournirlesdits certificats. Vu l’augmentation annuelle du pourcentage à atteindre, on peut sedemandercequ’il sepasseraitsi laproductiond’électricitéverten’augmentaitpas: leprix des CV s’envolerait rapidement. Or avec cette limite existante, les fournisseurssaventprécisémentàquois’attendreet,avecuncertaincynisme,ilspourraientdéclarerqu’ils préfèrent tous augmenter leur prix, sachant que les limites sont à peinesupérieures auprix actuel auxquels lesCV senégocient (soit 90Eur environpour lescertificatswallons)plutôtqued’investirdansdescapacitésdeproductionvertes.Acetitrelesprimesetréductionsd’impôtspourraientêtrevuescommeuncomplémentutile, en ce sens qu’elles poussent les particuliers à s’équiper et donc à devenirproducteursd’électricitéverte.Onconcluradoncsurcesinstrumentsenlesclassantendeuxcatégories:

- permanentetauto‐suffisant- temporaireetsouscontrôlestrict

Dans la catégorie«permanentetautosuffisant»onclasseraassurément les certificatsverts;eneffet, ilsnedemandentaucunbudgetpublicetsenégociententrelesacteursdu marché. Les pouvoirs publics interviennent pour fixer le niveau obligatoired’électricité verte à fournir dans le total. De même, cet instrument n’est en aucunemanièreliéàunvolumed’investissements.Iln’estpasutiledel’ajusterannuellement,leprixétantdéterminéparladisponibilitéounondisponibilitéd’électricitéverte.Dans la catégorie «temporaire et sous contrôle strict», on retrouvera les instrumentsfiscauxouparafiscauxquesontlesprimesetréductionsd’impôts.Ceux‐ciontuneréelleutilité en favorisant ces investissementsmalgréune rentabilitémoins importantequed’autresplacementsdisponiblessurlemarché.Acetitre,ilsdevraientavoiruneduréedevielimitéeetêtrerevuschaqueannéeafind’ajusterlesmontantsàlasituationréelle.Onpeutarguerquececientraîneuneréelle insécurité fiscalepour les investisseursetqu’un mécanisme de certificats verts plus poussé aurait pu être l’unique instrumentdanscedomaine.

e. Faut‐ilsubsidierl’électricitéphotovoltaïque?Faut‐il favoriser l’isolation des bâtiments au détriment de la production d’électricitéverteou inversement ? La question peut en effet se poser quand on voit qu’à44www.vreg.be/en/03_algemeen/07_green_power/01_green_power.asp


25

investissement égal, l’économie d’énergie générée par une bonne isolation contribueplusàlaréductiondelaconsommationd’énergie45.Le débat ne se situe néanmoins pas selon nous sur le même plan: les instrumentspublicsliésàl’énergieportentsur2volets:

- laréductiondelaconsommationd’énergieo primes/réductionsd’impôtsàl’isolationdesbâtimentso primesàl’acquisitiondevéhiculespluséconomesencarburanto etc.

- laproductiond’électricitéd’originerenouvelableo primesàl’acquisitiond’équipementso certificatsverts

Ces2voletsreposentsur2élémentsdistinctsdelapolitiqueénergétique:

- ladiminutiondelaconsommationd’énergieprimaire(quicomprendentreautrelepétroleraffinésousformededieselquiestbrûlépourfournirduchauffageetdel’eauchaudeainsiquelegaznaturel)quiviseàréduirelaconsommationdecombustiblesfossiles,émetteursdegazàeffetdeserre(GES).

- Le remplacement de capacité de production d’électricité fossiles ou nucléairespardescapacitésdeproductionbaséessurdesénergiesrenouvelables(solaire,éolien,biomasse,…),dansunobjectifidentiquederéductiondesGES.

Toutdépenddoncdel’angled’approcheconsidéréparlespouvoirspublics:

- soit on considère que le but unique des instruments publics est de contribuerdirectementouindirectementàlaréductiondesémissionsdeGES,etdanscecasil convient de subventionner les techniques les plus efficaces et uniquementcelles‐ci,

- soit on considère que d’autres objectifs existent en parallèle (réduction de ladépendance aux combustibles fossiles et fissiles, réduction des risquesd’approvisionnements pour les combustibles exploités dans des régionsgéopolitiquementtendues,etc.)etdanscecas,laproductiond’électricitéverte,ycompris la filièrephotovoltaïquepeutdevenirunenjeu important.A ce titre lapolitique officielle de la région wallonne est claireet soutient des multiplesobjectifs46.

f. PrimesouCertificatsVerts?On pourrait à tout le moins imaginer de réorienter une partie des primes liées auxinstallationsphotovoltaïquesvers les investissementséconomiseursd’énergie,sachantque le mécanisme des certificats verts représente un incitant purement privé (il estfinancé comme nous l’avons vu par les fournisseurs d’électricité conventionnelle).Avalisercechangementdeméthodereviendraitprobablementàporteruncoupsévèreàl’industrie photovoltaïque dans notre pays, par le simple allongement de la durée de45www.rtbf.be/info/belgique/environnement/le‐photovoltaique‐un‐leurre‐5803946energie.wallonie.be/fr/les‐energies‐renouvelables.html?IDC=6169


26

rentabilisationdesinvestissements.

Cas 1- Actuel

Cas 2- Actuel

Cas 1 – Sans subsides

Cas 2 – Sans subsides

Puissance crête (max) de l’installation photovoltaïque (kWc) 1,0 kWc 5,0 kWc 1,0 kWc 5,0 kWc

Prix par watt crête (€/Wc) 8,0 €/Wc 6,0 €/Wc 8,0 €/Wc 6,0 €/Wc Rendement annuel 0,83 0,83 0,83 0,83

Production d’électricité utile par an (kWh/an) 830 kWh/an 4150 kWh/an 830 kWh/an 4150

kWh/an Superficie de l’installation (m²) 8 m² 40 m² 8 m² 40 m² Investissement (puissance crête x prix/Wc) 8.000,00 € 30.000,00 € 8.000,00 € 30.000,00 € Prime Région Wallonne (20% de l’investissement - max 3500 €) 1.600,00 € 3.500,00 € 0 0

Déd. fisc. annuelle (40% de l’inv. - max 3440 €) → Année X : acompte - 30% 960,00 € 3.440,00 € 0 0

Déd. fisc. annuelle (40% de l’inv. - max 3440 €) → Année X +1 : solde - 70% 2.240,00 € 3.440,00 € 0 0

Total des primes 4.800,00 € 10.380,00 € 0 0 Investissement avec les primes déduites 3.200,00 € 19.620,00 € 8.000,00 € 30.000,00 € a) Consommation électrique évitée (kWh) (égale à la production) 830 kWh 4150 kWh 830 kWh 4150 kWh

b) Prix du kWh acheté 0,26 €/kWh 0,26 €/kWh 0,26 €/kWh 0,26 €/kWh Gain annuel de consommation (a x b) 215,80 € 1.079,00 € 215,80 € 1.079,00 € c) Nombre de certificat vert47 (fonction de l’électricité produite) 5,6 29,4 5,6 29,4

d) Prix par certificat48 90,00 € 90,00 € 90,00 € 90,00 € Gain annuel grâce aux certificats verts (c x d) 504,00 € 2.646,00 € 504,00 € 2.646,00 € Gain total par an [(a x b) + (c x d)] 719,80 € 3.725,00 € 719,80 € 3.725,00 € Gain total par mois 59,98 € 310,42 € 59,98 € 310,42 € Nombre d'années pour amortir l’investissement (primes déduites) 4,4 ans 5,3 ans 11,11 ans 8,0 ans

Tableau4:simulationsderentabilitépourdesprojetsPVenWallonie,primesetimpôtsdéduits.

Le tableau ci‐dessus présente le cas de deux investissements dans des installationsphotovoltaïques, une de petite taille, une de taille moyenne. Les deux premièrescolonnesprésententlecasactuelavecl’attributiondeprimesetderéductionsd’impôtsen plus des certificats verts (garantis 15 ans enWallonie par exemple), alors que lescolonnes3et4,présententlesmêmesinvestissementssanssubsidesniprimes.Lasuppressiondessubsidesetprimesallongeraitsérieusementladuréederentabilitédesinvestissementsdepetitetaille,toutenaugmentantplusmodérémentceuxdetaillemoyenne,toujoursdansuneoptiquerésidentielle.Onpeutsans tropdemal imaginerquedesperspectivesderentabilitéà10ou11ans(sans même tenir compte de l’impact des intérêts financiers d’un crédit47Notesurlemécanismeetcalculdescertificatsvertswww.cwape.be/servlet/Repository?IDR=9271(décembre2008)48Notesurl’évolutiondumarchédescertificatsvertswww.cwape.be/servlet/Repository?IDR=10695(décembre2008)


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d’investissement)saboteraientlafilière.Il faut néanmoins tenir compte ici de l’évolution technologique dans deux aspectsessentielsdelatechnologiephotovoltaïque:

- laréductionattendueduprixdespanneaux49- l’augmentationdesrendements(aujourd’hui18,1%contre12%ilyaquelques

années)50.Ces deux évolutions combinées pourraient à terme ‐ probablement dansmoins d’unedécennie ‐ rendre l’électricité photovoltaïque naturellement rentable face à laproductionconventionnelleetrendredefactoinutiletoutesubsidiation.Danslapériodeintermédiaire,iln’estselonnousprobablementpasinutiledefavorisercettefilièreafinde créer un marché et des centres de compétence, dans le respect de budgetsraisonnables.

49www.nanosolar.com/50Sunpowercommercialisedespanneauxsolairesphotovoltaïquesannoncésà18,1%derendement.Sanyoannonce19,7%dès2010.


28

IV. Lesréseauxdetransportetdedistribution

1. StructuregénéraledesréseauxélectriquesLe but unique des réseaux électriques est d’acheminer l’électricité produite vers lesconsommateurs. Alors que les premiers clients de l’éclairage électrique étaientapprovisionnés par une centrale unique, ce schéma s’est vite révélé insuffisant poursatisfairelesbesoinsdecontinuitédeserviceetlesdiversesunitésdeproductionsesontraccordéeslesunesauxautresdansunmaillageàhautetension.Aujourd’huilaplupartdesréseauxsontorganisésselondesmaillagesauniveau«hautetension»,etdesréseauxdeplusenplusradiauxaufuretàmesurequ’onserapprochedu consommateur final (de la moyenne vers la basse tension). Des transformateursassurentlamodificationduniveaudetensiond’unniveauàunautre.Aujourd’hui l’ensemble d’un réseau fonctionne sur une fréquence unique; en Europecelle‐ciaété fixéeà50Hz(contre60HzauxEtats‐Unis)surtroisphases.Cecin’apastoujoursétélecas,lafixationdelafréquenceayantétéundesprincipauxchantiersdelaconstitutiondesréseauxélectriques,demêmequel’harmonisationdestensionsafindepouvoirinterconnecterlesréseauxentreeuxauniveaunational,puisinternational.L’objectifdecedocumentn’estpasderetracerlesraisonsquiontpousséàchoisirtelletechniqueoutelparamètresmais ilconvientdebienrecadrer lesprincipauxélémentsclés:

- le transport de l’électricité se fait sous forme alternative, triphasée (saufexceptiondeslignesHVDC,encourantcontinuàtrèshautetension)

- La fréquence de tout le réseau ainsi que les niveaux de tension jusqu’auconsommateur final font l’objet de règles précises (les niveaux de tensionintermédiairesdépendentdesdifférentspays)

Ondistinguegrossomodo3modesd’organisationdesréseauxélectriques:

Figure6:Réseaumaillé,réseauboucléetstructureradiale51

51fr.wikipedia.org/wiki/Réseau_électrique,op.cit.


29

Lesréseauxdetransportsontmaillésetinterconnectéslesunsauxautresviadeslignestransnationales.Leréseauglobalquienrésultepermetdecompenserdesdéséquilibressurdeplusgrandeszones.Dansunréseaumaillélespostesélectriquessontreliéslesunsauxautrespardeslignesredondantes.Undéfautsuruneligne(ditdéfautn1)doitpermettre au réseau de semaintenir. Ce réseau est dit à «haute tension», la tensionutiliséepourletransportdel’électricitéallantengénéralde150à400kV.Leréseauintermédiaire,ditde«moyennetension»permetd’acheminerl’électricitéauniveaurégional.Ilspeuventêtremaillésoubouclésselonlesrégions.Leniveaudedistribution,ditde«bassetension»estutilisépourdistribuerl’électricitéjusqu’auconsommateurfinal.Certescertainsraccordementsdepuissancesefontsurleréseau de transport mais dans sa grande majorité, l’utilisateur du réseau électriqueconsommede l’électricité fournie par le réseau de distribution. Ce réseau est de typeradial. Depuis le dernier transformateur jusqu’au point de raccordement, il n’existequ’unseuletuniquechemin52.Les différents niveaux de tensions ont pour but de délivrer l’énergie électrique à desniveaux de tension correspondant à l’utilisation des consommateurs. On retrouve enBelgiquelesniveauxsuivants53:

- 380kVet150kV–gérésparleGRT–Elia–Responsabilitédel’étatfédéral.

- 70 kV et 30 kV – gérés par le GRT – Elia – Responsabilité des 3 régionsBruxelloise,WallonneetFlamande.

- De30kVà400V–gérésparlesGRD

Figure7:Vueschématiqued’unréseauélectrique(EUDEEP)54

52Pourceparagraphe,fr.wikipedia.org/wiki/Réseau_électrique,op.cit.53www.elia.be;www.creg.be;www.cwape.be;www.vreg.be;www.brugel.be54www.eu‐deep.com,op.cit.


30

La distinction entre Gestionnaire du Réseau de Transport (GRT) et Gestionnaire duRéseaudeDistribution(GRD)permetdedistinguerentrelesresponsabilitésclaires,detransport de l’électricité entre les producteurs de grande taille (unités thermiques,nucléaires, grand hydraulique) et les niveaux inférieurs du réseau où le GRD pourradistribuercetteélectricitéauconsommateur.La différence entre un réseau de transport et un réseau de distribution n’est pas unedistinctionadministrative.Ellerecouvreuneréalitétechniqueentreleniveaulocaletleniveauglobal.Leniveaulocalconcernelesréseauxdedistributionetinclut:

- lecontrôledelatension- lessurcharges- laprotection- laqualitédel’électricité- lerisqued’îlotage

Leniveauglobalquantàluiréfèreauréseaudetransportetàlasécuritéduréseau;onyretrouve:

- lecontrôledelapuissanceetdelafréquence- lecontrôledelatensionaumoyendelapuissanceréactive- lessystèmesdeprotection- lesprocéduresdecontrôled’urgence- lesplansdedéfense- larestaurationdusystème

Le passage du transport à la distribution se matérialise là où la structure du réseauchange:duréseaumaillédetransportversleréseauradialdedistribution55.EnBelgique,lesGRDsontlesémanationsd’anciennesintercommunalesalorsqueleGRT(Elia) est issu de l’ancienne société monopolistique, Electrabel. Cette situation estsemblable à beaucoup de pays européens depuis la libéralisation (RTE et EDF parexemple en France). Il existe en Belgique deux fédérations regroupant pour la régionwallonne et la région flamande une partie importante des GRD: ORES (Wallonie) etEANDIS(Flandre).Le cas d’un GRT unique n’est pas universel, l’Allemagne disposant de plusieursgestionnairesderéseaudetransport,avecE.ONNetz,Vattenfall,RWEetEnBW).

2. LesfonctionsdesréseauxFondamentauxLegestionnaireduréseaudetransportdoitrépondreàuneproblématiquetriple:

- ildoitassurerl’équilibreentreproductionetconsommationàtoutinstant,

55RésultatsEU‐DEEP:T1:PowersystemdesignisakeyparameterfortheintroductionofDistributedEnergyResources(DER)‐www.eu‐deep.com/index.php?id=473


31

- ildoitassurerquelapuissancedemandéesoitdisponiblechezlesclientsàtout

instant dans la limite des contraintes techniques (tension, fréquence,harmoniques),

- ildoitgarantirletransitdansleslignesdetransport.

Cequisembleévidentsurlepapierl’estmoinsenpratique:pourcefaire,legestionnaireprévoit jour après jour la consommation afin d’adapter la production. Cette prévisionpermet de disposer d‘une marge de manœuvre afin de pouvoir faire face à desproblèmes inattendus. Un réglage fin est réalisé à chaque instant pour couvrir lesvariationsdanslazonederéglageetassurerlerespectdeslimitesfixéesauxparamètresdebase: la tension et la fréquence. LeGRTplanifiedonc avec les autres intervenants(producteurs)lagestionactiveduréseau56.

Serajoutel’obligationd’entretenirleréseau,lamisehorsservicedecertainséléments,etlesaléasdeproductionetdeconsommationquotidiens.

‐ Maîtrisedelapuissancefournie‐ Gestiondelapuissanceréactive‐ Respectdelaqualitéduréseau(tension,fréquence,harmoniques)

La fréquence sur le réseau est influencée par le comportement de l’énergie active; latensionquantàelleestaffectéeparl’énergieréactive.L’énergieactivesetransporteetlafréquencepeutseréglerauniveaudel’ensembleduréseaueuropéen.L’énergieréactivequantàellesetransportedifficilementetlatensiondoitêtregéréelocalement.Afindegérerlatensionetlafréquence,leGRTdisposed’unitésdeproductionréglantes.Danslecasdelatension,celles‐cidoiventêtrerépartieslocalementpourpouvoirgérerla tension au niveau local. Afin de gérer cette tension, le GRT dispose de plusieurspossibilités:de l’énergieréactive fourniepar lesproducteurs,maisaussidesbatteriesdecondensateursetunepossibilitéderéglagesurlestransformateurs.57Ceréglagepeutêtreréalisédemanièrecentraliséepar leGRToudemanièreautomatique,ceque l’onnommecontrôleprimaire.A côté de cela, GRT et GRD doivent faire évoluer leur réseau afin de faire face auxévolutionsde laproductionetde laconsommation.Cetteactivitéestréaliséesurbased’études liées à la variation de consommation mais aussi, et c’est assez récent, àl’évolution vers de plus en plus d’intégration de sources renouvelables sur le réseauélectrique.

56Electricitéeténergiesrenouvelables,jusqu’oùleréseauactuelpeut‐ilgérerdessourcesdécentralisées?AndréMerlin,RTEinwww.x‐environnement.org/index.php?option=com_content&view=article(15août2009)&id=54%3Aenergieenvironnement&catid=36%3Ajaune‐rouge&Itemid=41&limitstart=6(15août2009)57Produireouabsorberdel’énergieréactivepourstabiliserlatensionduréseau–Elia–SoutienRéseau–inwww.elia.be/repository/ProductsSheets/S6_F_TENSION.pdf.(15août2009)


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LesRéservesOndéfinit lesréservescommeétant lapuissancepouvantêtreappeléepourmaintenirl’équilibreduréseauélectriqueentreconsommationetproduction,ainsiquelatensionetlafréquence.Cesréservessontmisesàdispositionparlesutilisateursduréseau58.Demanièregénérale,ondistingue:

‐ laréserveprimaireo Laréserveprimairepermetdestabiliserlafréquenceduréseaueuropéen

interconnecté et de prévenir les situations de blackout. Celle‐ci estactivable automatique sur des installations équipées pour détecter unevariationde fréquence.Laréactionse faitenmoinsde30secondes.Ellepeutêtreutiliséependantunmaximumde15minutes.

o Ordredegrandeur(RTE–France–700MWpourunecapacitétotaledel’ordrede85000MW)59

‐ laréservesecondaireo la réserve secondaire est utilisée par le GRT pour équilibrer la zone de

réglageetramenerlafréquenceà50Hz.Elleestactivéeautomatiquementetdemanièrecontinue.Elleestmobilisabledansundélaide30secondesà15minutes.Elleresteutiliséeletempsnécessaire.Ellepermetaussiderétablirlaréserveprimairequienpeutêtreutiliséeplusde15minutes.

o Ordre de grandeur (RTE – France – 500 à 750 MW pour une capacitétotaledel’ordrede85000MW)

‐ laréservetertiaireo la réserve tertiaire est une réserve de puissance qui sera utilisée par le

GRT pour faire face à un déséquilibre important du réseau ou unecongestion.Celle‐cicomportedeuxaspects:uneréservedeproductionetune réserve de consommation. Cette seconde réserve (dite deprélèvement) consiste à pouvoir déconnecter certains utilisateurs ayantun contrat spécifique d’interruptibilité (dit load shedding). Cette réserveestactivéemanuellement,aucontrairedesdeuxautres,àlademandeduGRT.

o Ordredegrandeur(RTE–France–1000MW(15minutes)+500MW(30minutes)pourunecapacitétotaledel’ordrede85000MW)

LeschémasuivantindiquecommeleGRTbelge,Elia,utiliseles3réservesetselonquelenchaînement60.

58Vued’ensembledesservicesdesoutienauréseauélectrique–ELIAinwww.elia.be/repository/ProductsSheets/S_F_SOUTIEN_RESEAU.pdf(15août2009)59www.rte‐France.com60Elia,SoutienRéseau,op.cit.


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Figure8:UtilisationdesréservesparElia.

Ladéfinitiondesréservesvarielégèrementd’unpaysàl’autre.Enannexe3durapportVTT2007citéennotesdebasdepage61.Cesréservespermettentdemaintenirenpermanence l’équilibreduréseau.Cequiestillustrédansletableauci‐dessous62 Stabiliserentemps

réelRétabliràcourtterme

Maintienàpluslongterme

Périodeindicative De0à30sec De0à15min De15minà8hFréquence Réglageprimaire RéglageSecondaire ‐Congestion GRTacceptede

légèressurcharges.Imposeunemodificationtopologiqueduréseau

Réglagetertiaire(productionetprélèvement)etutilisationdelaréserved’urgenceinternationale

Equilibre Priseenchargeparleréseauinterconnectéeuropéen

Réglagesecondaire Réglagetertiaire

Tension Contrôleprimairedelatension

Contrôlecentraldelatension.Utilisationtransformateurs/condensateurs.

‐

Tableau5:utilisationdesréserves

61VTT2007WindReport,Designandoperationofpowersystemswithlargeamountsofwindpower‐State‐of‐the‐artreport‐HanneleHolttinen&all.,VTT2007.62Elia,SoutienRéseau,op.cit.


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3. Interconnexiondesréseauxeuropéens

Les interconnexions entre les pays européens se sont développées depuis denombreusesannéesaupointqu’iln’estplusenvisageableaujourd’huideconsidérerunréseau électrique national (certains pays comme l’Allemagne voyantmême cohabiterplusieursgestionnaires)demanièreisolée.Le graphique ci‐dessous représente les lignes à haute tension enBelgique et dans lespayslimitrophesetl’ensembledesinterconnexionsenhautetensionaveccespays63.

Figure9:PrincipalesinterconnexionsentrelaBelgiqueetsesvoisins.EllessefontentrelaFranced’unepartetlesPaysBas

d’autreparten400kV.

On remarque qu’il n’existepas de ligne entre laBelgique et l’Allemagne etqu’il n’existe qu’uneconnexion unique en 225kVavecleLuxembourg.Il existe des projetsdétaillés sur le site d’Eliapour augmenter cesinterconnexions64. Dansd’autres pays européens,de nouveauxinvestissements seront

nécessairespouraméliorercesinterconnexionsenfonctiondescontraintesàvenir65.Cesinterconnexionspermettentdefaireappelàdesressourcesextérieuresaupaysafind’équilibrer la tension et/ou la fréquence. Elles garantissent un niveau plus élevé desécuritéetdestabilité.Un simple coup d’œil au graphique ci‐dessus fait clairement ressortir que lesinterconnexionsontd’abordétépenséespourcompenserde faiblesdéséquilibres. Oravecdestauxdepénétrationenaugmentationcroissantepourlesunitésdécentraliséesrenouvelables, l’Europe(auminimum)pourraitêtreun terrainde jeuacceptablepour63CartedesréseauxdesmembresCoreso–ZoomsurlaBelgique‐Extraitdewww.coreso.eu/media/maps/CWE_map_04_2009.pdf(15août2009)64Accroissementdelacapacitéd’interconnexionentreBelgiqueetpaysvoisins–Eliainwww.elia.be/repository/pages/a6ab88b01fbc447eb518b493e124406c.aspx‐(18juillet2009).65Accèsauxinterconnexions–RTEinwww.rte‐france.com/htm/fr/activites/acces_interconnexions.jsp(15août2009)


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intégrer les capacités éoliennes, photovoltaïques et autres liées aux variationsclimatiques.Un manque de production dans un pays peut être comblé par une productionexcédentaire dans un pays voisin ou inversement un surplus de production peut êtreabsorbéailleurs.Néanmoins la régulation du réseau se faisait jusqu’il y a peu uniquement au niveaunationalparchacundesopérateurs.L’incidentdu4novembre2006amontrél’absoluenécessitédelacoordinationentrelesdifférentsGRT.66Ces interconnexions sont rendues d’autant plus importantes et la régulation entre lesdiversGRTquelesproductionsdécentraliséesrenouvelablesontdeseffetsd’autantplusaisémentcontrôlablesquelatailleduréseauestgrande.Les réseaux belge, français, allemand, suisse, hollandais et luxembourgeois échangentdes informations au sein de CORESO, structure visant à chapeauter les gestionnairesnationaux.

66HistoriquedelacréationdeCoreso–www.coreso.eu/index.php?option=com_content&view=article&id=14&Itemid=41(15août2009)


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V. Effetsconnusdesproductionsdécentraliséessurlesréseauxélectriques

1. IntroductionCechapitreviseàexposerlesprincipauxdéfistechniquesauxquelslesréseauxélectriquessontouserontexposésdepartlacroissancedelapénétrationdesénergiesrenouvelablesdécentralisées.LesréseauxélectriquestelsquedéfinisdansunpayscommelaBelgiquenedatentpasd’hier. Les infrastructures ont évolué au cours du temps pour arriver à la situationactuelle.Maisuneseuleetuniquechosen’apaschangé, lastructuredesréseauxresteunestructureglobalementradiale,audépartdesnœudsduréseaudetransport.Lesréseauxdedistributionactuelontétépensésetdessinéspourfairepasserunfluxdepuissance (réelle P, et réactive Q) des hautes vers les basses tensions.67 Avecl’augmentation du taux de pénétration d’unités décentralisées, le circuit qui étaitpurementpassif et ne faisait qu’alimenterdes appareils électriques, ce circuit devientactif: les flux de puissance et les tensions y sont à présent déterminées par ladynamique des consommations mais aussi des productions décentralisées qui y sontraccordées.68Lesopérateursdesréseauxontd’abordréagiendéfinissantdesstandardsdeconnexionde cesunitésdécentralisées aux réseaux. L’approche considérée a étéde garantirquecesunitésneréduisentpaslaqualitédel’électricitéofferteauxconsommateurstoutenprivilégiant une approche où l’unité décentralisée est considérée comme une chargenégative.69Nous allons passer en revue les effets les plus connus des productions d’énergiedécentraliséesetrenouvelablessurlesréseauxélectriques.

2. EffetsconstatéssurlesréseauxélectriquesCe chapitre vise à détailler les principaux effets des productions décentraliséesrenouvelables sur la gestion des réseaux électriques. Nous détaillerons les effets les unsaprèslesautresavantd’esquisserunesynthèseglobale.Lespointstraitésparcourentlesgrandestendancesquefontapparaîtrelespénétrationsde plus en plus élevées des unités décentralisées et/ou renouvelables. La distinctionentre ces deux aspects est importante: la connexion d’une unité sur le réseau dedistribution ne présente pas les mêmes caractéristiques si la source d’énergie estprévisibleounon,intermittenteouconstante,etc.67EmbeddedGeneration,NickJenkins&All.,TheinstitutionofElectricalEngineers,p968ibid..69ibid..p.11


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Nous allons nous attarder premièrement sur les effets dynamiques, la qualité del’électricité produite et la gestion de l’équilibre du réseau entre production etconsommation, gestion dont dépend étroitement la qualité de l’électricité. Nous nousattacherons ensuite à évaluer des problèmes plus statiques comme les contraintes deraccordement,lestransfertsd’informationversleGRT,etc.

a. Introductionàlagestiondel’équilibreetaumaintiendelatensionetdelafréquence

A toutmoment ilconvientd’équilibrersurunréseauélectrique laconsommationet laproduction. Tout déséquilibre de l’une par rapport à l’autre conduit à modifier à lahausse ou à la baisse la tension et la fréquence, paramètres devant resterimpérativement dans les normes fixées au risque de ne pouvoir garantir le bonfonctionnementetpartantlasécuritédesinstallations.70Lesconséquencesd’uneinstabilitéétantdramatiquespourlacontinuitédelafourniturede l’électricité aux consommateurs, leGRTdoitmettre tout enœuvrepour limiter aumaximumlesrisquesdesurvenancedecesphénomènes.Danslecadred’unréseauclassique,lagestiondel’équilibrepasseparunajustementdelaproductionpourcompenserlahausseoulabaissedelaconsommation.Cetéquilibrefaitl’objetderèglesstrictes,édictéesparlelégislateuret/oulerégulateur.Le réglage de la fréquence se fait au niveau global, en utilisant la puissance classiquetandisqueleréglagedelatensionfaitappelàlapuissanceréactive,auniveaulocal.Dans le cas des productions d’énergie décentralisées, le nombre et la taille desintervenants influent directement sur la capacité àmaintenir l’équilibre. De quelquesdizaines ou centaines d’unités sous contrôle, le GRT voit une fraction des unités deproduction passer sous contrôle des GRD, parfois sans moyen d’action sur leurproduction (électricité photovoltaïque, micro‐cogénérations, etc.) ou même sansconnaissanceprécisedeleurexistence.Eneffet,commenousl’avonsvuci‐dessus,danslecasdelaBelgique,lesgrandesunitésdeproductionse taillent lapartduLionetoncompteunegrossecentained’unitésaumaximum.Lemaintientdel’équilibrerequiertdonclamiseenserviceoul’arrêtdecesunitésaufuretàmesuredesbesoinsplanifiésetdesimprévus.Lescontraintessuivantessontliéesauxunitésdécentralisées:

- Ellessontgénéralementconnectéessurleréseaudedistribution,etdonchorsduchampduGRT,

- Elles ne font pas l’objet d’une télésurveillance, ni de possibilités detélécommande,

- Decefait,ellesneparticipentpasàlagestionactiveduréseau,70Raccordementréseau–desétudespour«PowerQuality»pourunequalitédetensionappropriéeinElia,www.elia.be/repository/ProductsSheets/R3_F_ETUDE_POWER_QUALITY.pdf(15août2009)


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- Elles reportent cette gestion entièrement sur les unités centraliséesclassiques.

Lorsquecesunitésutilisentdessourcesd’énergierenouvelables:

- Leurproductionnepeutêtreprévueà24heuresavecprécisionouàtout lemoinsautantdeprécisionqu’uneunitéclassique.

Aujourd’hui ces points sont devenus essentiels du fait de l’augmentation des taux depénétration. Les GRT ne peuvent plus considérer les unités décentralisées,renouvelables ou non, comme négligeables et doivent prendre en compte leurproduction d’énergie dans leur gestion active du réseau. Le GRT doit prendre desmesures, que nous détaillerons ci‐après afin de maintenir l’équilibre du réseau et laqualitédel’électricité.Dans les points suivants, nous détaillerons chacune des grandes contraintes quimodifient lamanièred’opéreretdeconcevoir lesréseauxélectriques,encommençantparlescontraintestechniques.Global&LocalDe la même manière que la gestion de l’équilibre, le problème du maintien de lafréquence est un problèmeglobal qui s’applique au réseaudans son ensemble, voir àl’ensembledesréseauxinterconnectés.Lemaintiendelatensionet laqualitégénéralede l’onde électrique sont une problématique locale, au point de connexion.

b. IntermittenceetprédictibilitéUneffetcourammentassociéauxproductionsrenouvelablesestceluideleurvariabilité.Il est important de distinguer à nouveau entre les productions renouvelables et lesautresproductionsdécentralisées,aurangdesquelsoncomptelescogénérations.Celles‐ci,quelquesoitleurtaille,tournentquandilexisteunbesoindechaleur.Cebesoinn’estpasnécessairementconcomitantaveclebesoinenélectricité,mêmes’ilsembleacquis71.Decefait,cesunitésdeviennentprévisibles,aumêmetitrequedescentralesclassiques.La question essentielle est celle de la prévisibilité: est‐il possible de planifier laproduction des unités décentralisées avec le même niveau de sécurité que celle desunitésclassiques?Les productions intermittentes apportent de la variabilité et de l’incertitude dans lagestion des réseaux électriques72. Ceci conduit inéluctablement à des effets sur lafiabilitéduréseauetsonefficacité.Danslecontexted’uneproductionclassique,dontilest aisé de prévoir l’offre en électricité, les producteurs sont tenus de prévenir auminimumlaveilledeleurplandeproduction.Danslecasduventetdusoleil,malgréles

71www.eu‐deep.com‐nombreusesconclusionssurlelienentreélectricitéproduiteparunemicro‐cogénérationetlapointedeconsommationélectriquededébutdesoirée.72VariabilityofWindPowerandOtherRenewables–managementoptionsandstrategies‐AgenceInternationaledel’énergie–www.iea.org/textbase/papers/2005/variability.pdf(15août2009)


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prévisions météorologiques, il subsiste une importante incertitude sur la productionréelle. Le graphique ci‐dessous compare la demande en électricité (la charge) avec lavariationdelavitesseduventauDanemarksurunepériodede20jours.

Figure10:Productionéolienne(2400MW)etchargedansl’OuestduDanemark.Latempêtedu8janvier2005

estvisibleauxheures128à139.Données:www.energinet.dk73

EnEspagne,desvariationsontétémesuréessurlaproductiontotaleallantde2à72%delacapacitéinstallée(soitde25MWà8375MW).74Est‐il possible de prévoir les productions intermittentes? Il semble que cela soit plusaisé dans le cas du photovoltaïque75 que pour l’éolien. Pour le photovoltaïque,l’électricité produite dépend d’abord de l’ensoleillement normal, ensuite de lacouverturenuageuse.Autantlepremierestsimpleàdéterminer,autantlesecondposelesmêmesproblèmesdeprévisionmétéoquel’éolien.Onargueraànouveauquepluslazoneestgrandeplusl’effetdelissageseraimportant.Danslecasdel’éolienilsemblequelaprévisionactuelledel’éoliensoitmoinspréciseque les prévisions de charge. Néanmoins des prévisions sur des zones plus largespermettentcommeenAllemagnedediminuer l’incertitude76.Onpourrait logiquementendéduirequ’enétendantlazonesurlaquelleonsouhaitemesurerlefoisonnement,onréduiraitd’autantl’incertitude.

Figure11:Lissagegéographiquedelapuissanceéolienne(2au12février2005,Allemagne)77

73VTT2007WindReport,op.cit.74Ibid.p.2275www.epia.org(15août2009)76VTT2007WindReport,op.cit.p.1977EmpoweringVariableRenewables.OptionsforFlexibleElectricitySystems.InternationalEnergyAgencyinwww.iea.org/g8/2008/Empowering_Variable_Renewables.pdf(15août2009)


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Néanmoinsontrouveaussidesétudesindiquantquelaproductiond’électricitééoliennesuit assez bien les variations de la consommation, en tous cas à des niveaux depénétrationde l’ordrede10%78.Ces affirmationsdoivent cependant êtreprises avecprécaution.Lesprédictionsdansledomaineduventsontplutôtbonnespourautantquelesmodèlessoient adaptés aux zones considérées; les facteurs locaux ayant une importanceénorme. Néanmoins, les prédictions ne sont pas encore aujourd’hui à un niveau deprécision tel que l’on puisse considérer le vent comme une énergie prévisible. Denombreuses recherches sont menées à ce sujet et devraient progressivement faireévoluerparpetitpaslesprédictionsenlamatière.79Le graphique ci‐dessous donne une indication de cette corrélation. Néanmoins lenombredejoursconsidéréneconstitueparunepreuveformelleàcetégardetnepeutêtreextrapoléàunautrepaysouuneautrerégion.Lesquatrecourbes lesplusbassesreprésentent 4 jours de production éolienne dans la partie ouest du Danemark. Lacourbeorangecorrespondaucinquièmejour.Demanièregénérale,avecpeudeventlanuit, la courbe venteuse correspond d’une certaine manière à l’évolution de laconsommationd’électricité.Ilfautnéanmoinsfaireattentionaufaitqu’ilnes’agitquedequelquesjoursdeproduction80.

Figure12:Laproductiond’énergieéolienneaucoursd’unesemained’été81

D’un point de vue macroscopique, en prenant en compte le mois comme durée deréférence, cette corrélation semble assez bien justifiée. On notera qu’il existerait uneadéquationintéressantesurbasemensuelle,quimériteraituneétudeplusprofonde.Eneffet,uneadéquationsurbasemensuellepermettraitdetravaillersurdessystèmesde78«Leséoliennesdansleréseauélectrique:lesvariationsdel’énergieduvent»inDanishWindIndustryAssociation‐www.windpower.org/fr/tour/grid/index.htm(15août2009)79TheState‐of‐the‐ArtinShort‐TermPredictionsofWindPower.Aliteratureoverview.GregorGiebel.ProjectANEMOSinanemos.cma.fr(15août2009)80«Leséoliennesdansleréseauélectrique…»op.cit.81Ibid.


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compensation (le stockageàmoyen terme (quelques joursàunmois) restanthorsdeportéeauvudesquantitésd’énergieàstocker).82

Figure13:Indiced’énergieduventsurbasemensuelle.

Pourconcluresurcepoint,pouvons‐nousassurerquelavolatilitédescertainessourcesdécentraliséesposeunproblèmemajeur?Nousallonstenterderésoudrepartiellementà cette question plus avant dans le document en comparant les variations dues à lademandeauxvariationsduesàlaproductionrenouvelable,photovoltaïqueetéolienne.Aceniveau‐ci,nouspouvonsaussinousinterrogersurlapertinencedel’analysed’uneseule source localisée en un endroit précis. Le foisonnement, sur de grandes zonesgéographiques,maisaussilacombinaisondesourcesrenouvelablesdistinctesayantdescaractéristiquesdifférentes(commeéolien,biomasseetstockaged’hydrogène)devraitpermettredelisserleseffetsvariablespourapprocheruneprédictibilitéimportantedesunités renouvelables prises groupées. Nous reparlerons de ceci plus avant dans lechapitreconsacréàl’extensiondeslimitesd’intégration.Plusieurs études ont ainsi été menées séparément afin de valider l’intuition selonlaquelle l’agrégation de sources renouvelable diverses peut fournir un agrégat aussistableetprévisiblequ’unecentraleclassique.Onseréféreraàuneétudecitéeennotedebasdepagepourplusdeprécisions83.Maisaussiaux travauxd’agrégationdesourcesrenouvelables en Allemagne qui visent à promouvoir ces concepts84 dont nousreparleronsplusavant.

82Variationssaisonnièresdel’énergieduvent–DanishWindindustryAssociationinwww.windpower.org/fr/tour/grid/season.htm(15août2009)83www.energyrichjapan.info‐Dr.HarryLehmann(15août2009)84www.kombikraftwerk.de/index.php?id=25(15août2009)


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c. InversiondelapentedetensionLa question de la sous‐tension ou surtension en un point sur la ligne d’un feeder(alimentation de distribution) limite l’installation de systèmes de productiond’électricitédécentralisée.Tout gestionnaire de réseau électrique est dans l’obligation de fournir une ondeélectrique dont la tension se situe dans des limites définies. En Belgique Synergridfournit des prescriptions techniques à respecter en cas de raccordement d’une unitédécentraliséeauréseaudedistribution.85Dans une installation de distribution classique, les lignes tirées depuis le derniertransformateursontdimensionnéesen fonctiondedeuxcritères: lacapacitéà fournirtouslesclientsraccordésàcetteligne(cequidéfinitentreautreslasectionducâble)etlemaintientdelatensiondansleslimitesdéfinies(cequidéfinitlalongueurdelaligne).Quandonparledevariationsdetension,onparledefluctuations,decreuxetdepicsdetension.Lagénérationdécentraliséecauseunpicdetensionaupointd'interconnexion.Ceci limite clairement la puissance de l'installation pour permettre à la tension dedemeurer dans les limites réglementaires. Dans une distribution classique, sansgénérationdécentralisée,latensionprendlaformesuivante:86

Figure14:Evolutiondelatensiondepuislederniertransformateur.Pouréviterquelatensionenboutdelignenepassesousleseuillimite,ilexistedespossibilitéstechniquestellesqueleSVR(StepVoltageRegulator).Cettetechniquepermetdecompenserlapertedetensionsurdeslignestroplonguesparrapportàlaconsommation

amont.

Si on installe un ou plusieurs générateurs sur la ligne: Si la puissance générée estsupérieure à celle consommée au point d’interconnexion, le surplus d’électricité estrenvoyé sur le réseau. Le sens du courant électrique est alors renversé et la tensionmonteàl’approchedelafindelignecommeexpliquédanslegraphiquesuivant:

85«Prescriptionstechniquesspécifiquespourlesinstallationsdeproductiondécentraliséesfonctionnentenparallèlesurleréseaudedistribution»‐docC10/11–Synergrid.86Pourceciestlasuiteduchapitresurlapentedetension:VisualizationToolforPhotovoltaicsOperatingonElectricGrids‐InternationalEnergyagency–PVPS–TaskForce5.


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Figure15:inversiondelapentedelatension.Undépassementdelalimitesupérieurepeutsurvenirencasde

raccordementsdenombreuxgénérateurssurlaligne.

Ilexistenéanmoinsdescontremesurespourévitercescas,lasurtensionenboutdeligneétant tout aussi problématique pour le consommateur que la surtension. De plus cedépassement de la tension provoque en général une déconnexion des unités (PV parexemple)placéesenaval.LatechnologiediteLDC(LineDropCompensator)permetdemodifierlatensionensortiedetransformateurparpasàpas.Latensionpeutdoncêtrecontrôléesur la lignepouréviter un dépassement de la limite supérieure, comme indiqué dans le graphique ci‐dessous.

Figure16:utilisationdeLDCensortiedetransformateurpouradapterlatensionauxcirconstancesde

générationetéviterdefranchirleseuildesurtensionenboutdeligne.

Cette solution est imparfaite en ce sens que la tension de sortie ne peut pas êtrecontrôlée indépendamment sur chaque ligne raccordée au transformateur. Le taux degénérationétantdifférentsurchaqueligne,ilexisteunrisqueimportantdefairepasserd’autresconsommateursensous‐tension.


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Figure17:labaisseduniveaudetensionensortiedetransformateuraffecteaussibienleslignesàhauteintensitédegénérationqueleslignesàbasseintensité.Ilestpossiblequ’iln’existepasdetensiondedépartidéalequisatisfassel’ensembledeslignes.CertainspayscommeleJaponimposentdèslorsauxfournisseursd’onduleursdelimiterlapuissancedesortie(pourduPV).Cettesolutionestnéanmoinspénalisantepourle

producteursituéloinsurlalignecarellediminuesaproduction.

Il existe néanmoins d’autres types de solutions techniques qui nécessitent desinvestissementsdelapartduGRDimpliqué,néanmoinsceproblèmeestcrucialetlimiteclairementleraccordementd’unitésdécentraliséessurunligne.

d. IlotageDans un réseau classique en étoile, la coupure d’une ligne au niveau du réseau dedistribution coupe l’alimentation en électricité en aval de la coupure. Dans le cas deproductionsdécentraliséesactivesenavaldelacoupure,cecin’estplusvérifié:onparledanscecasdesituationd’îlotage(islanding).Est‐ilpossiblequelapartiedéconnectéeduréseaucontinueàfonctionnernormalementencasd’îlotage?La probabilité est extrêmement faible. Il faudrait pour cela remplir les conditions detensionetde fréquencedu réseau toutentieralorsque justement la zone isoléeaétédéconnectéeduréseau.Siparhasardlaconsommationéquilibrelaproductionisoléeaumomentprécisdelaséparation,ilesttotalementimprobablequecetéquilibreperdure.Normalement les unités décentralisées doivent se déconnecter du réseau en cas deproblème de ce type. Néanmoins il existe tout de même une probabilité que legénérateur ne se déconnecte pas et continue d’alimenter le sous‐réseau isolé et leschargesquiysontconnectées.Le problème majeur est le risque d’accident que l’ilotage fait courir aux personnels.Néanmoins il semble que ce risque soit faible et que de plus en plus le personneld’intervention des gestionnaires de réseaux de distribution soit entrainé à travaillerdansunenvironnementplusaléatoirequ’auparavant.


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Onnoterapourmémoirequelepublicpourraitégalementêtreàrisquemaissurtoutlematérielélectriqueraccordéauréseau,quicettefoisfonctionneendehorsdetoutesleslimitesdesécuritédéfinies.Dans le cas d’un ilotage de courte durée, pour lequel les génératrices ne se sont pasdéconnectées, le rétablissement de la connexion au réseau principal peut causerd'énormes courants électriques dans tant le réseau que la génératrice (du fait dudéphasage). De même, on assistera probablement aussi à une grande libérationd'énergiedanslesystèmedetransmissionmécaniquedeséoliennes(p.ex.lesarbres,lemultiplicateur et le rotor de l'éolienne), libération dont les effets seront semblables àceuxd'uneconnexionabruptedelagénératriceauréseauélectrique.Le système doit donc surveiller sans cesse la tension et la fréquence du courantalternatiftransmisauréseau.Danslecasoùlatensionoulafréquenceduréseaulocaldépasseront certaines limites pendant une fraction de seconde, l'éolienne couperaautomatiquementlaconnexionauréseauets'arrêteraimmédiatementaprèsLa reconnexion constitue un problème supplémentaire: il existe un risque de sur‐courantpendantlaphasedereconnexion,dueàundéphasageentreleréseauprincipaletlazonepasséeenilotage.87Néanmoinslaprobabilitéd’unilotagedeplusde5secondessuruneligneduréseaudedistributionaétécalculéeetvade8,310‐10/anà8,310‐11/an,soitdechiffrestout‐à‐faitinsignifiants.88

e. HarmoniquesL’électricité fournie par le réseau électrique est de type alternatif. Cela signifie que latension et le courant suivent la forme d’une sinusoïde de fréquence fixée (50 Hz enEurope,60HzauxUSA).Enconnectantcertainsappareilsélectroniquesauréseau,ceux‐cipeuventprovoquerdesmodificationsdelaformedelacourbetension/courantdansletemps.Lesdifférentesparrapportàlasinusoïdeparfaitesontappelésharmoniques.

Figure18:Courbedecourant/tensionensinusoïdeparfaite.89

87Leséoliennesetlaqualitédepuissance,DanishWindIndustryAssociationinwww.windpower.org/fr/tour/grid/rein.htm(15août2009)88IEA–PVPSTaskForce5–op.cit.


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Uneharmoniqueestdoncuncomposantintégralmultipledelafréquencefondamentaled’une onde. Une onde de 50 Hz pourra donc avoir des harmoniques de 150 Hzharmoniquederang3),250Hz(harmoniquederang5),etc.Ces harmoniques proviennent en général d’applications fonctionnant sous en courantcontinuouencourantalternatifàuneautre fréquence: lesappareillagesutiliséspourconvertirlesignalélectriquerenvoientdesperturbationsdansleréseausousformedecombinaisonsd’harmoniques.

Figure19:Cesharmoniquespeuventdéformerlesignalcommeindiquécidessus(signalrésultant).L’addition

desharmoniquesausignalfondamentaldéformelasinusoïdedebase.

En cas de dépassement important, il existe un risque de rupture physique desappareillagesconnectésparsurchauffevoirincendie.Les systèmes de génération d’électricité photovoltaïque produisent de l’électricité encourant continu. Un dispositif d’électronique de puissance permet alors de convertirvers du courant alternatif. Certains onduleurs anciens généraient des harmoniquesnéfastes mais a priori les appareils les plus récents ontéliminécephénomène.90Demanièregénérale,ceproblèmeappartientdoncaupassé,grâce à la combinaison d’un dispositif appelé PWM (PulseWidth Modulation) qui contrôle la tension en variant lesintervallesetlalargeurdelapulsationdetellemanièrequela valeurmoyennede la tension se rapprochede la courbeidéale désirée. Un filtre supplémentaire permet desupprimer totalement les harmoniques en sortie d’unitéphotovoltaïque.89Leséoliennesetlaqualitédepuissance,op.cit.90Pourcechapitre,InternationalEnergyAgency,PVPSTaskForce5,op.cit.


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Danslecasdel’éolien,lecasestunpeudifférent.Laproductiond’électricitééolienneestdéjà alternative, par l’utilisation d’une machine tournante. On note de la productiond’harmoniquesparl’effetd’ombredelatour:L’effet d’ombre de la tour déforme légèrement l’onde électrique fondamentale. Cesharmoniquessontfiltréesparl’onduleur.Enrésumé,leproblèmeexistemaisilestglobalementsouscontrôleaujourd’hui.

f. FlickerOn appelle communément la variation de tension rapide qui affecte les appareilsélectriques un «flicker», par analogie avec le scintillement des ampoules àincandescencelorsqu’ellessubissentcettevariationdetension.Dans le cas des éoliennes, le phénomène peut surgir si l'éolienne est raccordée à unréseaufaible,lesvariationsfréquentesduventcausantalorsdesvariationsimportantesde la production d'électricité. Ce problème put néanmoins être résolu lors de laconception de l’éolienne: mécaniquement, électriquement ou par l'emploid'électroniquedepuissance.91Il existe aussi un flicker éolien, provoqué par les variations périodiques du vent quiinflue sur la tension. Là aussi l’électronique de puissance doit jouer un rôled’amortisseur.

g. Contraintesderaccordementauréseau/GridCodes LesGridCodessontdesrèglesédictéespar lesgestionnairesderéseauafind’autoriserounonleraccordementsd’unitésdeproduction.Les règles à suivre pour le raccordement d’unités décentralisées sont en cours demodificationoul’ontdéjàété92. Surbasedeplusieursétudesetdel’expériencedeprojetséoliens(surtout)existants,les«GridCodes» pour la connexion et l’opérationd’unités éoliennes sur le réseauhautetensionontétémodifiés.Principalementpourtoutcequiconcernelepassageàtraversdes erreurs de tension (faultridethrough)93 et la gestion de la tension. Certains paysplanifiantdespénétrationséoliennesélevéesdansunfuturproche(Allemagne,Espagne,Portugal) demandent déjà aux nouveaux projets de parcs éoliens de respecter cesrègles94.

91«Leséoliennesetlaqualitédepuissance»,op.cit.92VTT2007WindReport,op.cit.p.2093Cepointseradétaillédansleparagraphesuivant94AdvancedGridRequirementsfortheIntegrationofWindTurbinesintotheGermanTransmissionSystemErlich,I.,Winter,W.&Dittrich,A.2006..IEEEPES,Montreal.


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LeDanemarkimposeparexemple95différentstypesderégulationdepuissanceactivedisponiblespourleGRT.Deplusle«gridcode«peutaussiimposerlagestiondelapuissanceréactive.Onnoteraquelesnouvelleséoliennesimplantéesrespectentcesprérequis96.Belgique:règlesSynergridLe raccordement d’une unité centralisée ne peut se faire qu’avec l’accord explicite dugestionnairederéseau.Uneexceptionestprévuepourlespetitesunitésdécentralisées(au rang desquelles on compte certaines installations photovoltaïques ou de micro‐cogénération)demoinsde5kVA(monophasé)ou10kVA(triphasé).97Danslecasdesunitésdécentralisées(etdoncraccordéesauxréseauxdedistribution),c’est bien le GRD qui est responsable de l’acception ou de la non‐acceptation duraccordement.98Lesprincipauxcritères(BE)àremplirsontlistésci‐dessous:

‐ letransitdepuissanceesttelquelesélémentsduréseauneserontpasdépassés.Enparticulierletransitversleniveaudetensionsupérieur(qu’ilsoitgéréparleGRTouleGRD),nepeutdépasserlacapacitédesélémentstechniques.

‐ Dans certaines situations dites «n‐1» (perte d’un élément du réseau), l’unitédécentraliséenepeut fonctionnerque si la puissancedesunités décentraliséesest inférieure à la puissance admise par les transformateurs entre haute etmoyennetension.Dansunesituationn‐1legestionnaireduréseaudevraitainsipouvoirdéconnecterduréseaucertainesunitésdécentralisées.

‐ Lacontributionàlapuissancedecourt‐circuitdoitêtretellequ’ellerestedansleslimitesacceptablespartouslesélémentsduréseauaupointderaccordement99

‐ Le plan de tension doit pouvoir être respecté. Cela signifie que le facteur depuissance de l’installation décentralisée ne doit pas compromettre lefonctionnement normal du réseau. Pour les installations demoins de 1MVA, ilsoitêtresupérieurà0,95.Pourlesinstallationsaudessusde1MWA , le facteurdepuissancedoitêtreréglableparlegestionnaireduréseau.

‐ Lesvariationsdepuissancedel’installationnepeuventprovoquerdevariationssupérieuresà3%duniveaudetension.Ilestinterditdeprovoquerduflicker.

‐ Uneinstallationdeproductiondécentraliséedoitêtreneutrevis‐à‐visduréglagedelafréquence.Aucunefonctiondesoutienn’estrequise.100

‐ En cas de perturbationdu réseau, la réaction de l’installation décentralisée estrégiepardesrèglesspécifiques.

o Latolérancedetensionimposedepouvoirfonctionnerentre207et253V(230V+10%)

95DanishTechnicalRequirement,Energinet,2004inwww.energinet.dk(15août2009)96VTT…op.cit.p.2397PrescriptionsSynergrid,op.cit.p.598ibid..p.699ibid..p.7‐9100ibid..p.10


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o Latolérancedefréquenceimposedepouvoirfonctionnerentre47,5Hzet51,5Hzpourlesinstallations>1MVA.

o Latoléranceenverslescreuxdetension(quisurgissentsuiteàdescourts‐circuits électriques), impose que les unités > 1MVA doivent pouvoir semaintenirfaceàdescreuxdetensionmodérés:

85% de tension résiduelle pendant 1,5 s 70% de tension résiduelle pendant 0.2 s

‐ Leniveaudesharmoniquesnedoitpasperturberleréseaudedistribution.‐ Le gestionnaire peut demander à pouvoir télémesurer, télésignaler ou

télécommanderl’installationàdistance.

Casparticulier:leraccordementdesparcséoliensoffshoreLes parcs éoliens offshore combinent différentes difficultés inhérentes à leurpositionnementmaritime,aussibienqu’àleurtaille101;

‐ del’ordredequelquescentainesdeMW,soitunepuissanceinstalléecomparableàcelled’unitésclassiquesaugaz,detypeturbinesgazvapeur(TGV),lapuissancedevientdifficileàraccorderauréseaudedistribution;

‐ ladistancedescôtes(del’ordredequelqueskilomètresàquelquescentainesdekilomètrespourcertainsprojets),impliquedespertesdeligneoul’utilisationdetransportencourantcontinu(HVDC)àhautetension.

‐ Lesconnexionsaveclesréseauxterrestressefontparcâblessous‐marins.Demanièregénérale,lesGRDetGRTontdoncadaptéleurscodesderaccordementauxréseaux. Il est prévisible que ceux‐ci évolueront à l’avenir vers des contraintes plusdraconiennes.

h. Tenueauxcoupuresbrèvesduréseau(RideThroughFault)Les premières règles de raccordements aux réseaux électriques des unitésdécentralisées imposaient un respect passif du réseau. Il n’était pas demandé auxgénératrices décentralisées de participer à sa gestion active. La seule contrainte alongtempsétédenepasperturberleréseau,ycomprisdansunesituationdedéfaut,enconcevant des appareillages capables de déconnecter les unités au moindre défautconstaté.L’augmentationdutauxdepénétrationamodifiéladonne;lescoûtsdegestionactivenepeuvent être supportés uniquement par les producteurs classiques aux unitéscentralisées et l’augmentation de la puissance installée en ressources renouvelableset/oudécentraliséesimposederevoirlanotiondegestiond’erreurtemporaire:iln’estplusquestiondelaisserencasd’erreurunepartiesignificativedesunitésdeproductionàl’arrêt.

101«Leraccordementauréseauélectriquedesparcséoliensoffshore»,DanishWindIndustryAssociation,inwww.windpower.org/fr/tour/grid/offshore.htm(15août2009)


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RideThroughFaultC’est que l’on nomme «Ride Through Fault» ou «low voltage ride through» est lecomportement requis pour une génératrice (éolienne, PV etc.) en cas de défauttemporaire sur le réseau: elle ne doit pas interrompre son fonctionnement (donc laproduction d’électricité) ou seulement pour une durée limitée. En fonction descirconstances,onexigera:

- Unedéconnexiontemporairesuivied’unereconnexionautomatique- pasdedéconnexion- deresterconnecté,toutensupportantleréseaueninjectantdelapuissance

réactive.Cescomportementssontdécritsdansles«gridcodes»,éditésparchaquegestionnairede réseau. A titre d’exemple on trouvera en note de bas de page le lien vers celui dugestionnairebritannique102.Sansrentrerplusavantdanslesdétailstechniques,leschémaci‐dessousdonneuneidéedequelques«gridcodes»utilisés.

Figure20: Comparaison des exigences en matière de réaction face à un défaut sur le réseau. (fault ride through)103 En fonction de la durée du défaut, le graphique ci-dessus indique dans quelles conditions la génératrice doit rester connectée.

Dans 13 pays les raccordements auréseau des éoliennes imposent de

gérer lesLVRT(lowvoltage ridethrough): legénérateurdoit resterbranchésur les3phasesdansunecertainegammedefréquences104.L’objectifestclairementdemaintenircesgénératricesopérationnelles,vulapartdeplusenplusimportantequ’ellesreprésententauseindecertainsréseaux.On notera par ailleurs que les génératrices éoliennes diminuent l’inertie du systèmequandleurpartrelativeaugmente105Leurdéconnexionduréseauprovoqueunebaissedefréquenceplusrapideetplusimportante.Deplusleséoliennesmodernespeuventcontrôleraussibienlapuissanceactivequelapuissanceréactive,parfoisplusrapidementquedesunitésconventionnelles.Certainessimulationsmontrentqu’ilseraitnonseulementpossibledelesutiliserpourunegestionactivedu réseauen casdeperturbation,mais aussique, sous réserved’adaptationduréseau, les éoliennes pourraient même améliorer la stabilité en réponse à une102CurrentGridCodesDocumentsUK–inwww.nationalgrid.com/uk/Electricity/Codes/gridcode/gridcodedocs/(15août2009)103Elektrizitatszwirtschaft.2006.ElektrizitatszwirtschaftJg.105,Nr.25,p.42.104VTT2007WindReport,op.cit.p.22105VTT2007WindReport,op.cit.p.56


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déconnexiond’uneunitéconventionnelleimportante106.

i. ContraintessurledimensionnementdesréseauxdedistributionLesréseauxdedistributionontunbutclair:distribuerl’électricitéauxconsommateurs.Ceux‐ci ont été conçus dans cette optique et leur dessin à de longue date été validécomme permettant l’écoulement de flux de puissance unidirectionnels: des unités deproductionauxconsommateursfinaux.Les réseaux de distribution ont dès lors une structure bien souvent radiale, avec destransformateursauxquelsleslignesd’alimentationsontraccordéesenétoile.Les ressources distribuées impliquent une révision fondamentale des concepts ayantprésidé au dimensionnement de ces réseaux. La questionmajeure qui se pose est desavoir jusqu’à quel point les réseaux actuels peuvent supporter une productiondécentraliséesenleurcœur,etsiteln’estpluslecaspasséuncertainseuil,quelssontlesinvestissementsnécessairespourlesadapter.Contrainte1:fluxbidirectionnelsLapremièrecontrainteprovientdelabidirectionnalitédesfluxdepuissance:ilsembled’aprèsnossources107quecettecontrainteneposepasdeproblèmes insurmontables,outre les problèmes de sécurité de personnels mentionnés dans le paragraphe«îlotage».Contrainte2:ledimensionnementdeslignes(feeders)Cette contrainte pose plus de problèmes, qui en pratique se posent déjà aujourd’hui:commentconcilieruneligneexistanteavecdesbesoinsnouveaux?Uneproductiontropélevéesuruneligneparrapportàlasommedesconsommationsvarenverserlesensducourant électrique jusqu’au transformateur et au‐dessus dans le réseau moyennetension. Sansmême revenir sur les effets locaux comme lavariationde lapentede latension.Cette contrainte empêche clairement en zone rurale certainspropriétairesdes’équiperd’unitésde type«petitéolien»oudepanneauxphotovoltaïquesenquantitéimportante, la lignen’étantpasenmesured’absorber lespuissancesengendrées.Or ilestinterditaujourd’huienBelgiquederefuserunraccordementjusqu’à5ou10kVAenfonctiondescirconstances.CequidevraitimpliquerqueleGRDsevoitimposédefactodemettreàjourseséquipements,etentreautresseslignes.Ainsi la sectiondescâblespeutêtreaugmentée,alorsque la longueur totaledepuis lederniertransformateurdevraêtreréduite.Contrainte3:lefinancement

106GEEnergy,2005.TheEffectsofIntegratingWindPoweronTransmissionSystemPlanning,Reliability,andOperations.ReportonPhase2,PreparedforTheNewYorkStateEnergyResearchandDevelopmentAuthority,City,State,Mar.2005.‐www.nyiso.com/public/services/planning/special_studies.jsp.107EntretiensavecORES/Eandis,op.cit.


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LefinancementdesGRDestassuréparuneredevanceperçuesurleprixdel’électricité.Celle‐ciaétécalculéepourpermettreunentretienetunniveaud’investissementsbaséssur l’historique des réseaux de distribution. Ce niveau de financement permet‐ild’assurer le raccordement de l’ensemble des demandes enregistrées? Il conviendraitclairement de mettre en place une politique ad hoc qui prenne en compte cettecontrainteessentielle,àsavoirquesileréseaunepeutévoluer,fauted’investissementssuffisants,lapartdesénergiesrenouvelableset/oudécentraliséesseralimitéedeparlemanqued’infrastructureadhoc.Lamanifestationdecettenécessitéd’investirsevoitdanslecasdesréseauxgéréesparlebelgo‐flamandEandis:lacroissanceen2008et2009desdemandesderaccordementd’unités PV au réseau de distribution s’est accompagnée d’une augmentationspectaculairesdesplaintespourdéconnexion108.Ceconstatn’estpasfaitparailleursparOres109,entouscaspasdanslesmêmesproportionsquepourlaFlandre.

j. Contraintessurledimensionnementdesréseauxdetransport

L’électricitén’estpas toujoursproduiteprochedu lieuoùelleseraconsommée.Celle‐ci estdoncamenéeàêtre transportée,parfois surde longuesdistances, cequiadesrépercussionssurlesréseauxdetransportd’électricité.Silesunitésdécentraliséesde type photovoltaïques ou micro‐cogénération produisent des quantités d’énergierelativement limitées, qui peuvent être absorbées au pire sur le réseau moyennetension,lesfermeséoliennesmarinesengendrentdesfluxdepuissancesurlesréseauxdetransport.

L’éolien, de par sa nature intermittente, couplée à des capacités élevées enEurope duNord par exemple, peut amener des flux de puissance dans les deux sens,avecdes inversions relativement rapidessurune lignede transport.En fonctionde lalocalisation des fermes, des flux de puissance peuvent créer une congestion ou aucontrairelaréduire,enfonctiondescirconstances.Laréponselaplussimpleconsisteraità redimensionner les lignes de transport et les équipements afin de supporter cesnouveauxflux.Néanmoins,ceciauncoûtnonnégligeableetilexisted’autressolutionscomme la régulation de la puissance produite, du moins pour certaines situations. Atermelesinvestissementsdeviennentnécessaires110.Quandonparlederéseauxdetransport, ilest indispensabledeprendreencomptelesinterconnexions avec les pays riverains et partant, l’intégration au réseau européen.Comme l’indique l’UCTE dans son rapport 2009 concernant le développement desréseaux de transport111, des changements majeurs sont en cours en matière de108DiscussionavecPietLauwers,Eandis,8juillet2009.Lesdonnéesconcernantlesplaintesn’ontpasétépubliéesjusqu’icietneconcernentquequelquesmoisde2009.Iln’estpasnonpluspossiblededistinguerlesplaintespourdéconnexionayantpourorigineuneinstallationmalréalisée.Néanmoins,cecisonnecommeunsignalinquiétant,vulapénétrationsommetoutelimitéeenFlandreaujourd’hui.109DiscussionavecBenoîtHoussard,Ores,1erjuillet2009.110VTT2007WindReport,op.cit.p56111UCTETransmissionDevelopmentPlan,Developmentofinterconnexions,april2009‐p.4inentsoe.eu/_library/publications/ce/otherreports/tdp09_report_ucte.pdf(15août2009)


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production d’électricité avec le développement de l’exploitation de sourcesrenouvelables.Deplusunepartiedenouveauxprojetsdeproductiond’électriciténeverrontpeut‐êtrepas le jour, pour des raisons économiques. Le temps d’un producteur et planificateurunique ayant disparu avec la libéralisation dumarché, chaque producteur avance sespropositions, en sachant que certaines seront refusées ou s’avèreront au final nonrentables. Cette incertitude pèse sur le développement des réseaux de transport quinécessitentdesdélaislongsdeplanification,del’ordrede7à10ans.CeciimpliquequelesGRTsevoientdans l’obligationdepenser leréseaudemanière flexible,étantdansl’incapacitédeprévoiraveccertitudelesfuturescongestionsstructurelles.

k. CongestionLa congestion se manifeste dès qu’un flux de puissance qui circule sur une ligneélectrique est plus important que celui pour lequel la ligne ou l’appareillage a étédessiné.Lecasleplusintéressantàétudierestceluidel’éolien(Maisilpourraitêtreextrapoléàtouteproductiondélocaliséeimportante,situéeloindulieudeconsommationprincipal,enfaisantdoncappelauréseaudetransport).Encasdefortventdanslenorddel’Europe,lesfluxdepuisleszonesdeproductionverslesfoyersdeconsommationpeuventsaturerleslignesélectriques.Parexemple,quandlaproductionéoliennedanslenorddel’Allemagneestimportante,unfluxdunordverslesudprovoquedescongestionssurleréseau.Leréseauévacuele«tropplein»parlesinterconnexionsaveclespaysvoisinsetainsidesuitejusqu’àabsorptioncomplètedesélectronsproduits.Maiscesinterconnexionsaveclespaysvoisinsontpourbutdepermettredeséchangescommerciaux,d’importationetd’exportation,destinésàéquilibrerl’offreetlademandesurlemarchénationalàunmomentdonné.Siceslignessontsaturéespouruneraisonexterne,celaréduitlescapacitéscommercialesd’importations/exportations.

Le schéma suivant, réalisé par l’ETSO3 dans son étude EWIS4, représente les fluxsupplémentairessurleréseaueuropéenencasdeventsfortsdanslenorddel’Europe.Lescénarioestbasésuruneproductionéolienneprochede80%desacapacitétotaleauDanemark,auxPays‐bas,etenAllemagne.


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Figure21:fluxdepuissanceenEuropeencasdefortventenEuropeduNord,associéàdesconsommationsfaibles.

Lesimpactssurledimensionnementduréseaudetransportbelgesontimportantsetlesderniers investissements en date consentis par Elia portent sur la réduction descongestionsauxfrontièresnordetsuddupays,afindepouvoirsurveniràdessituationsdecongestionimportante,issuesd’unsurplusd’électricitééolienne.112Onnoteraparailleursquedansunréseau international interconnecté, leseffetsdecegenre sontmonnaie courante: des variations importantesduvent auPortugal ontuneffetsurl’interconnexionFrance/Espagne.113

Des congestions plus ponctuelles, liées à dessituationsnationalespeuventseprésenterdelamême manière. Le schéma ci‐dessous montreles impacts de parcs éoliens marins au largedes Pays‐bas, et leur effet sur les lignes duréseaudetransport.Onnoteraimmédiatementlescongestionspossiblesetdonclesbesoinseninvestissements.Figure 22: l’électricité éolienne marine induit des goulotsd’étranglement dans le réseau de transport hollandais(6000MW)114115.

112Développementsdesinterconnexions,www.elia.be(15août2009)113VTT2007WindReport‐op.cit.p.66114VTT2007WindReport‐op.cit.p.63115PourplusdedétailssurlesinvestissementsdeTennet(GRTHollandais)onserapporteraàunchapitreultérieur.


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Le problème essentiel reste le décalage temporel entre l’aboutissement desinvestissements sur les réseaux et la rapidité de création des nouvelles unités deproduction, surtout renouvelables. Il s’agit donc ici de prévoir intelligemment les fluxfuturs, en partenariat si possible avec les producteurs, afin de garantir que lesraccordementsauréseauserontsimplementfaisables,etassurerontdonclarentabilitédesprojets.116

l. GestiondesréservesCommenousl’avonsvuplushaut,leGRTdisposederéservesmobilisables,danslebutde maintenir la tension et la fréquence ainsi que l’équilibre à chaque instant. Lesréservessontdimensionnéesenfonctiondelaconfigurationduréseau.L’arrivée de productions intermittentes implique‐t‐elle de modifier les réserves? Ladétermination des réserves se fait traditionnellement au moyen de méthodesstatistiques117.L’approchestatistiqueconsisteàestimerl’accroissementnécessairedesréserves en considérant la variabilité comme une distribution de probabilité. SelonMilligan118,surbasedelavariabilitédelademandeetdecelledelaproductionéolienne,onpeutconsidérerqueprendre3foisladéviationstandardsuffitàdéfinirunniveaudeconfiance suffisant pour dimensionner les réserves. L’étude citée ci‐dessus considèred’ailleurs qu’au vu de la répartition géographique, une perte totale de la productionéoliennesubitementseraitunévénementnonréaliste119.Legraphiquesuivantdonneuneidéedel’accroissementdesréservesnécessairespourmaintenir la stabilité du réseau avec des taux de pénétration de l’électricité éolienneplusélevés.

Figure23:résultatsdel’accroissementdesbesoinsderéservesliéesàl’éolien.L’agenceallemandedel’énergie(DENA)prendencomptel’incertitudesurunejournée(àlahausseetàlabaisse).LaGB,l’incertitudeà4heures.PourleMinnesota,l’incertitudesurunjour.Pourlesautresleseffetsdesvariationspendantl’heured’opération

sontprisencompte.Pourl’IrlandeetlaSuède,l’incertitudeà4heuresaétéévaluéeséparément120.

116SurcesujetUCTETransmissionDevelopmentPlan.op.cit.117VTT2007WindReport,op.cit.p.28118Ibid.p.28119Ibid.120VTT2007WindReport,op.cit.p.100


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Onnoteglobalementunaccroissementdesréserves,cequinesurprendrapersonnevulanatureintermittentedelaproductionéolienne.Commenousvenonsdelevoir,lagestiondesréservesestimpactéeparlesproductionsrenouvelables décentralisées. L’aspect décentralisé ne joue aucun rôle, si ce n’est lacomplexité du contrôle des réserves, mais l’aspect intermittent de la productionrenouvelable solaire ou éolienne joue influence clairement le dimensionnement desréserves.

m. EffetsurlespertesélectriquesEntrel’énergieélectriqueproduiteparunegénératriceetleconsommateur,despertesdiversesseproduisent;onretrouveainsi:

- despertesdeligne- despertesauniveaudestransformateurs

Laprévisiondespertesfaitpartiedutravailquotidiendesgestionnairesduréseau121.Les productions décentralisées accroissent‐elles les pertes subies lors del’acheminementdel’électricité?Pourrépondreàcettequestionilimportededistinguerlesdifférentstypesdesourcesd’énergieconsidérés:

- les unités décentralisées de faible puissance, connectées sur le réseau dedistribution (photovoltaïque, micro‐cogénération): les quantités d’énergieélectriqueproduitesontconsommées,soitsurlelieudeproduction,soitdansle voisinage immédiat. Les pertes sont donc limitées. On peut mettre fairel’hypothèse que les pertes globales sont réduites car une partie de laproduction est réalisée sur le lieu de consommation. Le graphique suivantillustrecetétatde fait.Plus laproductiondécentraliséeest importante,plusceci estvrai (LePVestmeilleurque lamicro‐cogénérationcar sapuissanceparinstallationestsupérieure).Cecin’esttoutefoispaslinéaireenfonctiondela puissance installée. Les différences sont surtout marquées en bassetension.122

121Pertesréalisées,RTEinwww.rte‐france.com/lang/fr/visiteurs/vie/vie_perte_real.jsp(15août2009)122DER,efficientgridcostallocationmethodologyand«fullvalue»ofnetworkconnection.JacquesDeuse–Tractebelengeneering–EU‐DEEP‐www.eudeep.com/fileadmin/user_upload/media/downloads/Poster_conference_nice/Deuse_Tractebel_efficient_grid_cost_allocation.pdf


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-

Figure24:Coûtdespertessurlesdifférentsniveauxd’unréseauenfonctiondelaprésencedePVoudemicrocogénération.

- lesunitésdécentraliséesdemoyennepuissance,connectéessurleréseaudedistribution(éolienterrestre,cogénérations),situéesdansdeszonesdeforteconsommation: laconnexionauréseaudedistributionimpliquedelamêmemanière une consommation limitrophe. On peut faire l’hypothèse que lespertessontdumêmeordredegrandeurquedansunsystèmecentralisé.

- les unités décentralisées de forte puissance, qui peuvent être selon les

circonstances connectées sur le réseau de transport (certains parcs éoliensmarins) ou sur le réseaudedistribution (parcs terrestres importants situésdans des zones de faible consommation). Dans ce cas, la distancemoyenneentre le lieudeproduction et la zonede consommationpeut être élevé.OnnoteenAllemagnequelesparcséoliensdunorddupaysalimententdeszonessituéesplusausud,cequiimpliquedefactountransportdelonguedistanceetdoncdespertesenligneaccrues123

Onlevoit,laquestiondespertesestfortementliéeautyped’installationconsidéré,plusqu’àlatechnologiedeproduction.Ilparaîttrivialquelaminimisationdespertespassepar une production sur le lieu de consommation; ainsi une production décentraliséeadaptéeà lachargeminimisera lespertes.A l’autreopposé,uneunitédegrandetaille,située loin des zones de production, nécessitant un réseau de transport ad hocimpliqueradespertesplusimportantes:lesparcséoliensmarins,lescentralessolairesphotovoltaïquesouthermiquesinstalléesdanslesdéserts,etdemanièregénéraletouteproductionéloignéedeseszonesdeconsommationimpliqueradespertesenligneplusélevées. Cedébatn’estpasneuf et a amenéà reconsidérer lesmodesde transportdel’électricitésurlonguedistance.Alorsquel’ensembledesréseauxélectriquesfonctionneen courant alternatif (AC), on voit réapparaître des connexions à longue distance encourant continu, à très haute tension (ditHVDC)124. Cette technologie semble en effetprometteuse pour réduire les pertes lors du transport sur des distances importantes,commedans lecasdesparcséoliensmarins.C’estànouveaucette technologiequiestmise en avant dans le projet «Desertec» initié par le Club de Rome, et qui visesynthétiquement à mailer un réseau africain et européen combinant des centrales

123VTT2007WindReport,op.cit.124fr.wikipedia.org/wiki/HVDC#Installations_existantes(15août2009)


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solaires thermiques dans les déserts d’Afrique du nord et du Moyen‐Orient à descapacitésgéothermiquesetéoliennesenEurope125.

n. ConnaissancedesinstallationsdécentraliséesparleGRTLa libéralisation du marché de l’électricité a morcelé les responsabilités, entreproducteurs, gestionnaire du réseau de transport et gestionnaires des réseaux dedistribution.La connexion au réseau de distribution de sources nombreuses et significativesd’électricité renouvelable (ou non d’ailleurs), impose des procédures strictes detransmissiond’informationentrelesdifférentsacteurs.Le GRT ayant la responsabilité de l’équilibre, il commande les différentes unitésprésentessurleréseauselondeuxaxes:

‐ Lapuissanceactive‐ Lapuissanceréactive

Il importe que le GRT connaisse les installations décentralisées, connectées sur lesréseauxdedistributionquinesontpassoussasupervision.Ainsi en Belgique, un comité de coordination entre le GRT et les GRD permet untransfertdecesinformations.ORES(fédérationdesGRD)pour(unegrossepartiede)laWallonietientuncadastredesunitésinstalléessurseslignesettransfèrel’informationversElia(GRT).Cette exigence devient d’autant plus cruciale que le pourcentage de productiondécentraliséeestappeléàaugmenterenvaleurrelativeetabsolueaupointdenepluspouvoirêtreconsidérécommenégligeabledupointdevuedesmissionsdesGRT.

o. DisponibilitédepuissanceréactiveLes appareillages en courant alternatif produisent ou consomment de la puissanceréactive.Cette«puissance»,quiestissuedudéphasageentretensionetcourant,trouveson origine dans le fait que les appareillages sont rarement des résistances pures.Inductances et capacités jouent un rôle plus oumoins grand et peuvent absorber ouproduiredelapuissanceréactive.La gestion du réseau utilise cette puissance réactive comme un outil pour régler latension localement. En effet celle‐ci ne se transmet pas aisément et doit donc êtreproduiteouconsomméelocalement.L’équilibredelatensionétantunerègleprincipaleà respecter, il importe que le gestionnaire dispose de capacités de puissance réactiveréparties sur tout le réseau. Ceci a toujours été le cas avec les unités de productionclassiques.Maisest‐ceencorelecasaveclesunitésrenouvelables?

125Desertec,op.cit.


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Leséolienneslesplusrécentespermettentunpilotageparl’opérateurréseauavecunegestion de la puissance active et réactive produite. Pour les éoliennes à moteurasynchrone, ceci ne pose pas de problème mais pour les éoliennes synchrones, deséquipementsadditionnelsdoiventêtreajoutés.Danslecasdesparcséoliensmarins,certainsproposentd’utiliserdescâblesayantunecapacitanceélevée,demanièreàpouvoiraisémentfournirdelapuissanceréactiveauxgénératricesquienconsomment126.De même pour les systèmes photovoltaïques, il devrait être possible de les faireparticiper à la gestion active de la tension, sous réserve des technologies choisies127.Pourcelaunonduleurplusavancéestrequis.128Demanièregénérale,laproductionoul’absorptiondepuissanceréactiven’apasétéunpré requis des raccordements au réseau tant que les puissances installées étaientlimitées.Aprésentquecen’estplus lecas, lessolutionstechniquesexistantesdevrontêtre mise en œuvre pour permettre aux unités décentralisées utilisant des sourcesrenouvelables (ou autres) de pouvoir répondre aux besoins du réseau en puissanceréactive.Onestendroitdeseposerlaquestiondelatailleetdunombredecesinstallations:unegestionprimaireest‐elleréaliste?Demêmequ’unegestioncentraliséeparleGRT?Cespoints devront faire l’objet d’un suivi dans les années à venir pour permettre unepénétration plus importante des unités décentralisées renouvelables dans le paysageénergétique129. De manière générale, il s’agira de définir des règles de connexion auréseau plus strictes et de mettre en place les outils permettant d’utiliser ces unitésdécentraliséespourréaliserunegestionactivedelatension.

p. RéductiondesconsommationsdepointeLa question de la réduction des consommations de pointe est un argument souvententendudanslecasdesproductionsrenouvelables.Leuraspectdécentralisén’ychangerien.Maiscecirecouvre‐t‐iluneréalitétangible?Il est difficilede répondre à la question sans fixer certaines limites ànotre réflexion;toutd’abordilconvientdeposerlaquestiondemanièrerigoureuse:

‐ qu’appelle‐t‐onunepointe?

126 Eolien, quel impact sur la gestion des réseaux de transport d’électricité, Sia Conseil, in energie.sia‐conseil.com/20080116‐eolien‐quel‐impact‐sur‐la‐gestion‐des‐reseaux‐de‐transport‐d’electricite(15août2009)127Amulti‐functiongrid‐connectedPVsystemwithreactivepowercompensationforthegrid–HuajunYou,JunminPan,AnXianginwww.sciencedirect.com/science?_ob=ArticleURL&_udi=B6V50‐4DVB9PG‐3&_user=10&_rdoc=1&_fmt=&_orig=search&_sort=d&_docanchor=&view=c&_acct=C000050221&_version=1&_urlVersion=0&_userid=10&md5=1684407c703122f48a142682593bae84(15août2009)128EconomisIncentivesforReactivePower–HughOuthred–in«TheRoleofPVinSmartGrids».inwww.apva.org.au/drupal‐6.3/sites/default/files2/Documents/Smart%20Grid/Outhred%20‐%20Economic%20Incentives%20For%20Reactive%20Power.pdf‐(15août2009)129Surceparagraphe:«WindTurbineasPowerPlants»,W.L.King&All.,T.U.Delft,inwww.ieee.no/oslo/ieee.nsf/Attachments/68F996BABC60C95941256BE300409371/$FILE/Slootweg‐slides.pdf(15août2009)


60

‐ quandseproduisent‐ellesetcombiendetempsdurent‐elles?‐ enquoicelapose‐t‐ilproblèmeounon?‐ les sources renouvelables permettent‐elles d’éviter les pointes ou une partie

d’entre‐elles?Une pointe de consommation correspond à une période de la journée ou de la nuitpendant laquelle la demande en électricité connaît un pic par rapport à ses valeursantérieures.DemanièregénéraleenBelgique,lademandeconnaîtdeuxpicsenhiver,lepic de mi‐journée étant moins prononcé que le pic du soir, réel maximum deconsommation.Enétéparcontre,lepicdejournéeestplusimportantqueceluidenuit,bienquelesdeuxseretrouventlargementendessousdesvaleurshivernales.

Figure25:Consommationetprévisionsdechargedu22au24juillet2009.130

Atitred’exemple,legraphiqueci‐dessusindiquelesprévisionsdeconsommationspourlejourencoursetlelendemainainsiquelesconsommationsdelajournéeetdelaveille.Ondistinguenettementlepicdemi‐journée,ainsiquelecreuxdenuit.Legraphiquesuivantcomparelajournéedu23juillet2009etlaprévisiondulendemainavecunejournéed’hiver,le6janvier2009enl’occurrence.Onnoteledécalageverslehautdetoutelacourbemaisaussil’apparitiond’unpicdusoirplusélevéquelepicdejournée.

Figure26:Consommationdu6janvier2009,comparéeauxprévisionsdejuillet131

130Donnéesextraitesdesstatisitiquesd’Eliadisponiblesenlignesurwww.elia.be


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Leproblèmemajeurdespointestientàlastructuredelaconsommationélectrique.Dèsqu’un pays dispose d’une infrastructure nucléaire, celle‐ci assure la base de laconsommation,pourdesraisonssimples:lenucléaireesttrèspeuflexible.Dèslors,enmontantdanslesniveauxdeconsommationonfaitappelàdesunitésquiproduisentdemoinsenmoinslongtempstoutaulongdel’année,afindeproduirel’électricitépendantles pointes. Ces unités sont chères, et bien souvent les plus polluantes des parcs deproduction.Legraphiquesuivant indique l’évolutiondesprixenfonctiondespériodesde la journée. On distingue sans problème l’effet des pointes dès qu’on dépasse uncertainniveaudecapacité.Unautreélémenttientaucoûtdecesunitésdepointe:ilestcoûteuxdemaintenirdesunitésdeproductionquinetournentqu’unefractiondutemps.Ceciexpliquelavolontédetrouverdessolutionsafindepouvoirréduirelespointes.

Figure27:Courbed’offredesunitésdeproductionenfonctiondeleurmiseenactivité132

Le tableausuivantexplicite l’ordregénéraldemiseen routedesunitésdeproductionclassiques;laflècheindiquel’ordredemiseenroute.

Turbojets Diesels

Turbines à gaz à cycle ouvert Turbines à gaz à cycle combiné ; Centrales thermiques

au charbon et au gaz Biomasse

Centrales de pompage-turbinage Nucléaire

Comment évaluer l’effet des unités décentralisées renouvelables? Nous dironssimplementquel’effetdépenddelasaisonetdelalocalisation.Legraphiqueci‐dessous

131Ibid.132«Sortirdunucléaireestunchoixresponsable»,JulienVandeburie,3mars2009inwww.iewonline.be/spip.php?article2837(15août2009)


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représenteuneportionderéseauenAustralie,où il est clairque l’électricitéd’originephotovoltaïqueinfluepositivementsurlabaisseduniveaudeproductionconventionnelnécessairelorsdespériodesdepointe.Onpeutdirequedanscecas,ilyauneffetpositifsurlaréductiondesunitésconventionnellesàmaintenir:

Figure28:réductiondelademandedueauphotovoltaïquependant2joursdepointes133

Cette situation n’est pas généralisable et il convient de rester prudent. Il semble demanière générale exister des cas pour lesquels les sources renouvelables permettentunediminutionde laproduction conventionnellependant lespointesde jourpendantl’étéenEurope134.Ainsiilestprouvéquelephotovoltaïquepermetcettediminutiondespointesenétédanslaplupartdespayseuropéens.135

q. RéseauderemplacementAu rang des avantages potentiel couramment cités pour les unités décentralisées, ontrouve leconceptde«réseauderemplacement».Levocablerecouvre lacontinuitédefourniture d’électricité par les unités décentralisées sur une partie du réseau dedistributionayantétédéconnectéeduréseauprincipal.Lasituationestalorsprochedel’îlotage.Laprincipaledifficultédemiseenœuvreconsisteraitàpouvoirréglerlesparamètresdetension et de fréquence dans la zone isolée comme s’il s’agissait d’un petit réseauindépendant. Ceci pose un certain nombre de questions sur le rôle du GRD, le degréd’automatisation requis pour une telle gestion, et la capacité des générateursdécentralisés à fournir suffisamment d’énergie le temps de la remise en œuvre duréseauprincipal.

133EconomicsIncentiveforreactivePower.op.cit.134PVNetworkintégration,EvelyneSchellekens&All.www.aie.eu/files/RES%20TF/AIE_article%20PV%20integration.pdf(15août2009)135Ibid.


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La valeur du «réseau de remplacement» peut être rémunérée. Elle le sera pour lamicro‐cogénérationdanslenorddel’Europecarellepermetdediminuerlespointesdeconsommation alors que dans le sud, la coïncidence de la pointe de jour (utilisationentre autres de l’air conditionné) avec la période de production en photovoltaïquepermettraitlàunerémunérationaussi.136

3. Classificationdeseffets

Letableausuivantrésumeleseffetsconstatés. Par type

d’énergieEffetGlobalouLocal

Limitation delacapacitéd’accueil

Solutionstechniques Type deréseau

Aspectspositifs /négatifs /neutres

QualitéPentedetensiondanslesfeeders

Toutes.Liéàlapuissanceinstallée.PV>>microCogen.

Local Oui Oui D Problèmeleplusimportant!

Ilotage Toutes.Liéàladécentralisation.

Local Non Non D Problèmesdesécuritépourlespersonnels.

Harmoni‐ques

Présenced’électroniquedepuissance:PV,microCogen,éolien

Local Oui Oui–électroniquedepuissance.PrisencomptedanslesGridCodes

D(+T) Baissedequalitédelatension.Problèmeréglé.

Flicker Variationbrusquedelapuissance:Eolien/PV

Local Oui Oui–électroniquedepuissance

D(+T) Baissedelaqualitédelatension.

OpérationsAbsencedeconnaissan‐cedesunitésparleGRT

Toutes.Liéàladécentralisation.

ConnaissancelocaleparleGRTglobal

Oui Oui–smartmetering+informationsviaVPPouagrégateurs.

D‐>T Complexeàmettreenœuvre.

Affectelagestiondel’équilibre

Sourcesintermittentes.

Global Oui Oui–Gestionactiveetaccroissementdesréserves.SmartGrids,VPPetc.

T Complexeàmettreenœuvre.

Affectelemaintiendelatension


Local Oui Oui‐accroissementdesréservesetgestiondelapuissanceréactive

D Localisationdesunitéstrèsimportantpouréquilibrerlapuissanceréactive.

136DER,efficientgridcostallocation,op.cit.


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Affectelemaintiendelafréquence


Global Oui Oui‐accroissementdesréserves.

T

Pasdeparticipa‐tionauxréserves

Toutes.Liéàladécentralisation.

Global Oui Oui.VPP/agrégation. T Passed’officeparunagrégateurmaisindispensable

Risquedecongestion

Sourcesintermittentes(éolien>>PV)

Global Oui Oui.RedimensionnementduRT.

D,T InvestissementsLTduGRT

Rôlesurlespertes

Productionloindescentresdeconsommation(éolien,

Global Non Non D+T Possibilitéderéductiondespertes(PV,microCogen)ouaugenter(congestionsduesàl’éolien)

RideThroughFault

Toutesmaissurtoutéolien,PV

Local Oui Oui–respectdesgridcodes

D,T Négatifmaispourraitredevenirneutre.

Pasdecontributionàlapuissanceréactive

Eolien,PV,microCogen

Local Oui Oui–électroniquedepuissance

D

DimensionnementRèglesderaccordementauréseau

Toutes. Local Oui Oui–lerespectdesgridcodesestessentiel.Ceux‐cidoiventdevenirplusstricts.

D

RT Global T RD Local D

Réductionpointes

SurtoutPV. Global Non Meilleurencasd’agrégation

T Diminutiondesunitésconventionnellesdebackup.

Peutservirderéseauderemplacement

Toutesmaiscelaimposedepouvoirgéreractivementlesunités

Local Non Oui–pourlagestionactive.

D

Limité,ils’agitplusd’unediminutionlocaledesgestionsenfonctionnementnormal.

Tableau6:résumédeseffetssurleréseauélectrique

4. AnalysededeuxincidentsélectriquesmajeursimpliquantdesENR Leblackoutitaliendu28septembre2003 Suiteàun incident surune ligneduréseaude transportentre laSuisseet l’Italie,unecascaded’évènements provoqua la déconnexion complète du réseau italien du réseau


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européen. Or à ce moment, l’Italie importait de l’électricité jusqu’à 6400 MW. Cettedéconnexionentraînaipsofactounebaissedelatensionetdelafréquencesurleréseaunorditalien.Cettebaissedefréquenceeutpourconséquencededéconnecterplusieursunitésdeproductionduréseau.Aprèsseulement2minuteset30secondes,lafréquencechutasouslalimitedes47,5Hzcausantleblack‐outcomplet.137Ladéconnexionrapided’unitésdécentraliséesconnectéessurleréseaudedistributionaggrava dans un premier temps la baisse de fréquence jusqu’au black‐out. Onremarquera qu’à cette époque, la production décentralisée en Italie est surtout le faitd’unités hydrauliques, de cogénération et dans une très faible mesure d’éolien (10MW).138Nousverronsplusbasquelesrecommandationsdel’UCTEportentprincipalementsurl’adoptionpar lesunitésdécentraliséesdesmêmesrèglesdeconnexionauréseauquelesunitéscentralisées,pourtoutcequiconcernelagestiondesperturbationsdetensionet de fréquence. En résumé: éviter les déconnexions trop rapides.139 L’évolution descontraintesderaccordementauréseauestuneffetdecetincidentgrave. L’incidentdu4novembre2006 L’incident du 4 novembre 2006 aurait pu déboucher sur le plan grand black‐outélectrique européen. Il n’en a rien été grâce à la vitesse de réaction des différentsopérateurs du réseau. Il est néanmoins intéressant de se plonger dans les détails desopérationspourbiencomprendrelerôledesdifférentsintervenants.L’incident démarre avec la coupure de la ligne haute tension Conneforde‐Diele enAllemagne. La cascade d’incident qui s’ensuivra verra le réseau européen coupé en 3partiesdistinctes,chacuneévoluantséparément,avecunéquilibreperturbé140:

Figure29:leréseaueuropéenestcoupéen3parties suiteà l’incidentdu4novembre2006. L’évolutionde la fréquencedans les3zonesestindiquée.141

A partir de cet incident, lesdifférentsopérateursmettront38minutes à reconnecter les troispartiesduréseaueuropéenayantdivergé.Ceretouràl’équilibreestréaliséen jouantsur les réserves

137UCTE–FinalReportoftheInvestigationCommitteeonthe28september2003Black‐outinItaly,pp.4‐5138ibid.p.34139ibid..pp9‐10140EC/UCTEPressConference,Brussels,30january2007,JoséPenedosinwww.entsoe.eu/_library/publications/ce/otherreports/EC_MC_Penedos_v4.pdf(15août2009)141ibid..p.3


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deproduction,enconnectantoudéconnectantdesunitésduréseaupourconvergerverslesvaleursnominalesdefréquenceetdetension.Lerapportfinalsurl’incidentfaitmentiondumanquedeconnaissancequelesGRTontdes unités de production décentralisées connectées sur le réseau de distribution142.L’absencedeconnaissanceprécisesurl’implantationdesunitésdeproductionainsiquede données de production disponible en direct, tout autant que leur programme deproduction,amènentlegestionnaireduréseauàprendredesdécisionsenignorantunepartiedelacapacitédeproduction.L’UCTEfaitremarquerquelescritèresdedéconnexiond’uneunitéconnectéeauréseaudedistribution,etplusparticulièrementlesunitésdecogénérationetleséoliennes,sontengénéralmoinsstrict:ladéconnexionseproduitpourdesvariationsplusfaiblesdelafréquence.Lorsdel’incidentdu4novembre2006,deuxdestroiszonesfurentaffectéesde manière opposée: la zone nord‐est bénéficia de la déconnexion, étant en sur‐fréquence (il fallait déconnecterdesunitéspour rétablir la fréquencenominale) alorsque la zone ouest, déjà en sous‐fréquence, perdait des unités de productionsupplémentaires. Après quelques minutes, les parcs éoliens déconnectés sereconnectèrent automatiquement au réseau, perturbant un peu plus encore le travaildesopérateurs.143L’observationprincipalefaitparl’UCTEconsisteàdirequelegestionnaireduréseaudetransport, responsable du maintien de l’équilibre, devrait connaître avec précisionl’ensemble des unités de production décentralisées connectées sur le réseau dedistribution.De même la manière de piloter ces installations, et la gestion de leurconnexion/déconnexion au réseau devrait faire l’objet de procédure plus en rapportaveclesbesoinsd’équilibre.Onnoteraquelesproblèmesd’intermittenceliésàlaproductionéoliennenesontpasencause. Si on assiste effectivement à des variations importantes de la productionéolienne, celle‐ci reste prévisible sur le très court terme, horizon nécessaire pour lagestiondesdéséquilibres.Ilapparaîtclairementquepourlegestionnairederéseau,laconnaissancedesunitésdeproduction décentralisées et leur programme de production est extrêmementimportant,demêmequedesdonnéesdisponiblesentempsréel.Danslecasdecetincidentprécis,lesproductionsdécentraliséesnesontpasàl’originede l’incident, mais elles ont participé à la complexité de sa résolution. Il apparaîtclairementqu’ilestdevenuimpératif,vulespourcentagesdepénétrationdeplusenplusimportantsdesproductionsdécentralisées,deréviserlamanièredeconcevoiretsurtoutdegérerleréseauélectriqueaujourlejour.

142UCTE–FinalReport–SystemDisturbanceon4november2006,p.53143ibid.


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5. LesmanquementsprincipauxactuellementidentifiésDes2rapportsdel’UCTEde2004et2006consacrésauxincidentsrelatésci‐dessus,onpeutretenircequisuit:Constatation 1: Pendant le défaut, un nombre important d’unités de générationconnectées aux réseaux de distribution se sont déconnectées suite à la baisse defréquence dans la zone occidentale (éolien et micro‐cogénération). Même si cesdéconnexions ont dans un premier temps garanti contre une hausse de la fréquencesuiteàlabaissedelademande.Constatation2:certainsGRTn’avaientpas leplanningdeproductionpourdesunitésconnectées à leur propre réseau. De ce fait, l’évaluation du niveau de sécurité a étéfaussée.Ilestprobablequecesoitlalibéralisationdumarché,enoctroyantunniveaudeflexibilitéplusimportantauxacteurs,quiaconduitàcettesituation.Constatation 3: certains GRT n’ont pas de données en temps réel sur les puissancesgénéréessurleréseaudedistribution.Vuletauxdepénétrationcroissant,ceciconduità:

‐ n’avoirpasdevuesurl’équilibretotalentreoffreetdemande.‐ n’avoiraucuneidéedesunitésenfonctionnementsurlesréseauxdedistribution,

etencasdedéfaut,aucuneidéedesunitésdéconnectéesoureconnectées.‐ N’avoiraucuneidéedesrisquesdecongestionauniveauduréseaudetransportà

hautetensionprovenantd’unitésdémarréessurlesréseauxdedistribution.Constatation 4: certains GRT ne peuvent pas contrôler les unités raccordées sur leréseaudedistribution,enparticulierleséoliennesmaisaussilesunitésphotovoltaïques.Sileurpartrelativeaugmente,c’estlapartdelapuissanceinstalléequelegestionnairedepeutcontrôlerquiaugmentedemême144.Constatation5:Lecadrelégaldoitêtreadaptédelamanièresuivante:‐ les GRT devraient donc pouvoir contrôler les unités décentralisées (arrêt,

démarrage, changement de planification) de la même manière que les unitésclassiques.

‐ Les unités décentralisées devraient se comporter de la même manière que desunités classiques en terme de réaction aux défauts temporaires (fréquence,tension). Ceci devrait s’appliquer aussi aux unités déjà connectées et non auxseulesnouvellesinstallations.

‐ LesproducteursconnectésauréseaudedistributiondevraientinformerleGRTdes

modifications de production y compris en intra‐day. De même les données deproductionsdevraientêtreenvoyéesentempsréelauGRT.

144UCTEFinalReport2006,op.cit.pp.61‐62


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6. EtudeglobalesurlestauxdepénétrationNousallonsnousconcentrersurquelquescasexemplairesderéseauxélectriquesavecdes taux de pénétration élevés d’électricité d’origine renouvelable. Le cas le plusemblématiqueaujourd’huiestceluidel’éolien,vusadiffusionimportantedanslenorddel’Europe.Laquestionessentielleestcellede lacapacitédesréseauxélectriquesàsupportercespourcentages élevés, les variations dues à l’intermittence de la source d’énergieprimaire(vent,soleil)etlecoûtd’adaptationàcesvariations.Pour ce faire,nousprésenterons successivement lesétudes réaliséesdans le cadreduprojet européen EU‐DEEP, avant de poursuivre par des exemples de pays européens.Nousverronsplusieursexemplesbaséssurlecasdel’éolienquenousallonsdécrireci‐dessous.Toutd’abord,ilimportederesituerledébatauniveaueuropéen:letableauci‐dessousprésentelapartdesénergiesrenouvelablesdanslaproductiond’électricitédelaplupartdepayseuropéens(UEnonexclusivement).145

Figure30:PartdesénergiesrenouvelablesenEuropedanslaproductiond’électricité–2006.Depuislorsdes

évolutionsnotablesonteulieu,parexempleaveclephotovoltaïqueenEspagne.

145ShareofrenewableelectricityingrosselectricityconsumptioninEU‐27in2006(and2010indicativetargets)EuropeanEnvironmentAgency–2006‐dataservice.eea.europa.eu/atlas/viewdata/viewpub.asp?id=4107(15août2009)


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RésuméduprogrammeeuropéenEUDEEP146LeprogrammeeuropéenEU‐DEEP147avaitpourbutd’analyser la faisabilité techniquede projets d’intégration des productions décentralisées en Europe à l’horizon 2010.Pourcefaire,unpaneld’expertsissusdel’industrieainsiquedesprincipauxacteursdusecteur électrique ont analysé les impacts majeurs d’une extension des ressourcesdécentraliséesenEurope.Lesquestionssuivantesontétéposées148:

‐ Comment les activités des GRT seront‐elles affectées par la génération

décentralisée?‐ Commentmaintenir la sécurité quand les unités décentralisées remplacent des

unitésclassiquescentralisées?

‐ Commentdesagrégateurspeuvent‐ilsaider leGRTdanssatâched’équilibreduréseau?

‐ Comment les relations entre GRT et GRD seront‐elles affectées par une

pénétrationcroissanted’énergiesrenouvelables?‐ Les réseaux de distribution existants peuvent‐ils accueillir des quantités

significativesdegénérationdécentralisée?

‐ CommentlemétierdesGRDsera‐t‐ilaffectéparlagénérationdécentralisée?‐ CommentlesGRDpeuvent‐ilsbénéficierdelagénérationdécentralisée?

Leprincipalmessageàretenirdecettelargeétudeestquelesréseauxactuelspeuventdéjà supporter des pourcentages élevés de génération décentralisée, sous certainesconditions. Ces conditions sont assez classiques, elles dépendent grandement destechnologiesutilisées.AinsiEU‐DEEPconclutque l’installationchez50%desménagesdemicro‐cogénérations (1kW) ne poserait que peu de problèmes alors que le niveaumaximumd’unitésphotovoltaïques(5kW)nepourraitdépasser les10%desménages.La raisonenest assez simpleet tient à la localisation temporellede laproduction: lephotovoltaïqueproduitaujourd’huihorsdelaprincipalepériodedepointedusoirmaissurtout beaucoup plus d’électricité que la demande du consommateur au mêmemoment.Alorsquelesmicro‐cogénérations,quiseraientutiliséesenmêmetempsquelapointe du soir et du matin, produisent de l’énergie électrique du même ordre degrandeurquelaconsommationpourlaquellelesinstallationsontétédimensionnées.149Toujours sans modifier la topologie et l’équipement des réseaux, il serait de pluspossible de doubler les chiffres évoqués ci‐dessus: pour cela EU‐DEEP conclut à la146EU‐DEEParéunitlessociétéssuivantes:www.eu‐deep.com/index.php?id=398(15août2009)147Projeteuropéenréalisédanslecadredu6èmeprogrammecadrepourlarechercheetledéveloppementtechnologique.www.eu‐deep.com148EU‐DEEP,ResultsforTSO‐www.eu‐deep.com/index.php?id=447&ResultsforDSO‐www.eu‐deep.com/index.php?id=446149EU‐DEEP,ResultsforPolicyMakers‐www.eu‐deep.com/index.php?id=449


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nécessitédegérerlatensiondemanièreactiveenfonctiondesconditionsprésentessurleréseau.Cecipermettraitd’équiper100%desfoyersenmicro‐cogénérationsou20%enunitésphotovoltaïquesaveclespuissancesindiquéesci‐dessus.150Passécesseuils,des interventions techniquesdeviennentnécessairesàgrandeéchellesur les réseaux. Le problème à ce niveau n’est plus réellement technique maiscertainement politique. EU‐DEEPmontre en outre que le coût de ces investissementsresterentableetraisonnableparrapportauxcoûtsactuels.151Comme nous l’avons esquissé plus haut, il reste impératif de considérer uneharmonisation des règles au niveau européen, tant pour les appareils que pour lesraccordementsauxréseaux,réseauxdetransportetdedistributioninclus.AuniveaudesGRTetGRD,lesbasesducontrôledepuissancerestentlesmêmes.Cequiétait valable pour des générateurs classiques l’est tout autant avec des unités dont leréglagesefaitaumoyend’électroniquedepuissance.Quantàlagestiondelademande,elleseconsidèredanslamêmelogique.Néanmoins,commenousl’avonsvu,etEU‐DEEPvadanslemêmesens,lesunitésdécentraliséesdevraientpouvoircontribuercommelesautresàl’équilibreduréseau,aussibiendanslagestionactivequedanslesréserves.152Demêmelesunitésdécentraliséesdoiventêtrecapablesdepassersansdéconnexionàtraversdesdéfauts temporairessur leréseau,afindenepascompliquer lagestiondecelui‐ci.153Laplusgrossecontrainteseretrouveauniveaudelagestiondelatension.Commenousl’avons vu par ailleurs, la modification de la pente de tension pose des problèmesspécifiques.Ceux‐ciposentdéjàdesproblèmes techniques (notammentenFlandre)etincitentlesfédérationsdeGRDbelgesàrevoirleursprescriptionstechniques.AinsitantORESqu’EANDIS redimensionnent les feedersbasse tensionpour tenir comptede cescontraintes154155.L’informationsurlagénérationdécentraliséedoitêtreconnueentempsréelparleGRT.IlnesuffitplusdeconnaîtrelespointsdeconnexionentreGRTetGRDmaisdepouvoiragiravecprécisionsurlesgénératricesconnectéessurleréseaudedistribution.LeGRTdoit pouvoir déterminer si le flux de puissance allant vers lesGRD va s’inverser à unmomentpourmaintenirsoncontrôlesurleréseau.156La topologie générale du réseau évolue. D’un réseau centralisé, dominé par quelquesgrosses unités de production, celui‐ci devient un agrégat de multiples unités deproductionetdeconsommationdisperséesàtous lesniveauxdetension. Lemaintiendelatensionetdelafréquencenécessiteraderevoirlespossibilitésdediminutiondelacharge. Les pratiques actuelles de «load shedding» pratiquées sur de grosconsommateurs ne suffiront plus à équilibrer le réseau partout et tout le temps. Une

150Ibid.151Ibid.152EU‐DEEP,ResultsfortheTSO,op.cit.153Ibid.154InterviewdePietLauwers(EANDIS)–InterviewdeBenoitHoussard(ORES)–juillet2009155EU‐DEEP,ResultsfortheDSO‐op.cit.156EU‐DEEP,ResultsfortheTSO‐op.cit.


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gestion de l’effacement de certains consommateurs ou plus précisément de certainescharges spécifiques chez certains consommateurs permettra de respecter cescontraintes157.EU‐DEEPrecommandeparailleursdeprocéderàl’agrégationdepetitsproducteursvis‐à‐visduGRT.Seulecetteagrégation,géréepardesagrégateurs,permettrad’offrirunealternativeauxunitésclassiquesexistantes,enmatièredecontributionàl’équilibre,deprévisibilitémaximaleetdemiseenplacederéserves.Cetteagrégation,laconnaissancedesunitésdécentralisée,lespossibilitésd’agirchezlesconsommateurs,requièrentdesinstrumentsdemesureadaptés,précisetcommunicant.L’évolution vers des compteurs intelligents devra permettre de progresser dans cettedirection.158La conclusion générale de cette étude est encourageante pour les promoteurs desproductionsdécentralisées:lesréseauxélectriquesexistantspeuventdansleurgrandemajorité supporter sans problème des taux de pénétration à deux chiffres, parfoisplusieursdizainesdepourcents.Ledétaildeceschiffrestientàlastructurespécifiqueàchaqueréseau,aunombred’unitésdécentraliséesetàleurtype159.Nousallonsàprésentconsidérerquelquesexemplesspécifiques.Finlandeetpaysnordiques(DK,NO,SE,FI)160L’augmentation du taux de pénétration des sources renouvelables dans les paysnordiquesaengendréunaccroissementdes réserves.Cetaccroissementcorrespondà2%delacapacitééolienneinstalléesicelle‐ciestde10%etde4%à20%.Ceschiffresprennent en compte l’interconnexion des réseaux. Pour un seul pays de la zone, leschiffresdevraientêtredoublés,ladispersionétantmoinsgrande,lesvariationspouvantêtreplusimportantes.L’augmentation de coût d’augmentation des réserves tient compte de l’installationd’unitésdeproductionbaséessurlegaz.Lecoûtcalculédanscecasseraitvarieraitde0,7EUR/MWhà10%depénétrationjusqu’à1,3Eur/MWhà20%.L’augmentationdel’utilisationdesréservesseraitde0,33TWhà10%etde1,15TWhà20%.Onnoteévidemmentquel’accroissementn’estpaslinéairedûàl’ajoutdesourcesintermittentes.Lecoûtsubséquentseraitde0,1à0,2Eur/MWhà10%depénétrationpour0,2à0,5Eur/MWhà20%.

157Ibid.158EU‐DEEP,ResultsforManufacturers,www.eu‐deep.com/index.php?id=443159www.eudeep.com/fileadmin/user_upload/media/downloads/Poster_conference_nice/Bollen_STRI_hosting_capacity.pdf160VTTWindReport,op.cit.pp32‐33


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LecasduDanemark(éolien,cogénération)etcomparaisonentrepaysnordiquesetAllemagne161Unecomparaisonentrecespayspermetdedéduirelesconclusionssuivantes:

‐ lecoûtd’intégrationdel’éolienestplusélevédanslespaysàfortedominancedelaproductionthermiqueparrapportlaproductionhydraulique

‐ les coûts d’intégration augmentent si les pays riverains sont aussi dotés decapacitésélevéesdeproductiond’électricitééolienne.Lespossibilitésd’exporterl’électricité sont réduites dès lors que le régime de vent est semblable. Onpourrait supputer que cet effet devrait diminuer dès lors que l’on parled’interconnexionsàlapluslonguedistance.

‐ Les coûts en Allemagne sont d’autant plus élevés que les éoliennes sontmajoritairementinstalléesdanslenorddupays,zoneoùlademandeestmoindreetlescapacitésd’interconnexionlimitées.

‐ Le Danemark a des coûts d’intégration de l’éolien plus faible que la Finlandegrâceàdemeilleurescapacitésd’interconnexion.

‐ Energinet.dk a réalisé une étude spécifique destinée à évaluer les capacités dumarchédanoisàabsorberl’électricitééolienne162

o L’étude prend plusieurs hypothèses restrictives comme l’absenced’interconnexions et la non‐prise en compte des cogénérations (quireprésentent 30% de la consommation d’électricité). Les aspectsessentielsdelagestionduréseaun’ontpasétéprisencomptenonplus.

o Elle montre qu’il est possible de produire jusqu’à 30% de la puissancetotaleenéoliensansproblèmedesurplus.

o A50%, lesurplusdevientplus important,et l’étuderecommandealorsàces niveaux de pénétration de considérer de nouveaux types deconsommation régulables: pompes‐à‐chaleur, boilers électriques, oud’autres appareils électriques dont l’utilisation peut être retardée ouavancée.

o IlexisteuneétudedeNordel2005163, liéeà l’étudedelademande(dansuneoptiqueDSM164).Elleprévoitquelesunitésthermiquesnedevraientêtreutiliséesquepourcompenserlessituationsdedéficit.

Suède165LaSuèdeaétudiélesbesoinsenmatièred’augmentationdesréservespourcompenserlesproductionsrenouvelables. Ilnes’agissaitpasdevérifiersi lescapacitésexistantespeuvent ou non supporter cet accroissement de réserves ou non, ni le prix de cetaccroissement.Letableauci‐dessousrésumelasituation:

161VTT2007WindReport,op.cit.pp.32‐39162VTT2007WindReportop.cit.163Pourlesréférencesdesétudes,sereporteràVTT2007WindReport,op.cit.164DSM:DemandSideManagement–viseàadapterpartiellementlademandeàlaproduction.165VTT2007WindReport,op.cit.pp40‐41


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Tableau7:Résultatsd’uneaugmentationdelacapacitééolienneenSuèdepourdifférentespuissancesetdifférenteséchéancespourl’utilisationdesréserves.

Le tableau indique clairement le besoin en sources alternatives autres que l’éolienpermettant de compenser les variations maximales observées sur une période allantjusqu’àunejournée.D’autre part, la Suède a vérifié l’impact de l’éolien sur ses capacités hydroélectriques.Lesrésultatssuivantsontététrouvés:

‐ Jusqu’àuneproductionannuelle totalede l’ordrede2à2,5TWh, l’efficacitédusystèmehydroélectriquesuédoisn’estpasaffectée.

‐ Entre4 et5TWh, il estnécessaired’installer1%d’éolien supplémentaire (parrapportàlacapacitééoliennedéjàinstallée)pourcompenserlaperted’efficacitédel’hydroélectrique,

‐ Cepourcentage pourraitmonter à 1,2%pour des capacités éoliennes générantentre6et7TWhannuels,sousréserve.166

Cespourcentagesrestentnéanmoinsfaiblesdansl’absoluetneremettentpasencauselacroissancedel’éolienenSuède.AllemagneL’agence allemande de l’énergie (DENA) a commandé un rapport sur les impacts del’intégrationdel’éoliendansleréseauélectriqueallemandd’ici2020.167Cette étude s’est basée sur différents scénarios afin de simuler l’impact sur le réseauélectrique d’un accroissement sensible de l’éolien en Allemagne. Elle montreprincipalementque l’intégrationde20%de renouvelabledans le réseau allemandestréalisable.168Ces20%serépartiraientcommesuit:5%d’éolienterrestre,7,5%d’éolienmarinet lereste, soit 7,5% à répartir selon les autres sources renouvelables, entre autres lephotovoltaïque.

166VTT2007WindReport,op.cit.p.42167PlanningoftheGridIntegrationofWindEnergyinGermanyOnshoreandOffshoreuptotheyear2020»,DENA.168VTT2007WindReport,op.cit.p.43


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Le rapport note que l’accroissement des installations éoliennes dans le nord del’Allemagne, soit loin des centres de consommation impliquera des révolutionstechniques.Lemaintien de l’équilibre réseau impliquera de nouvelles réserves afin demaintenirl’égalité entre production et consommation. L’étude montre que les unitésconventionnelles existantes pourraient fournir ces réserves au prix d’une simplereconfiguration,sansadjonctiond’unitésnouvelles.Ainsid’ici2015:

‐ ce sont 7064 MW de capacité de réserves positives qui devront être mise enœuvre,dont3227MWenjournée(contre2077MWen2003etunemoyennede1178MW).

‐ Ainsique5480MWennégatif(moyenne2822MW),contreen2003,1871MW(et753MWenmoyenne).

Ces chiffres restent important mais ne prennent pas en compte l’utilisation d’autressources renouvelables comme alternative possible à la constitution de réserves. Ceschiffres permettent néanmoins demontrer qu’il n’est pas nécessaire de construire denouvellesunitésafindefairefaceàl’accroissementdesréserves.GrandeBretagne169Dans le cas anglais, le gouvernement ambitionne 15% d’électricité renouvelable d’ici2015.Maislesétudesrecenséesportentplutôtsurdesseuilsdel’ordrede20ou30%derenouvelable d’ici 2020. A nouveau, ce sont les besoins d’équilibre du système et lagestiondesréservesquiprédominedansuneétudeconcentréesurl’éolien(ouentouscasà95%).L’étudeaestimé (entreautres) le coûtdes réserves, les coûtsdedémarrageainsiquecoûtsdedémarrage.Legraphiquesuivantindiquelescoûtsparcomposantdelaréserve.

Figure31:Coûtsd’équilibragetotauxparcomposants.170

169VTT2007WindReport,op.cit.pp.44‐45170Ibid.p.46


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Ilestintéressantdeconstaterquelescénarioavecéolien+biomassediminuelescoûtsderéserve,cequiétaitintuitivementprévisible,allantjusqu’àsesituerdanslesordresdecoûtsdunucléaire.L’étudesurlacapacitéduréseauélectriqueàsupporterpareillemontéeenpuissancedel’éoliendupointdevuedeladisponibilitédesréservesdonnelesrésultatssuivants:

Tableau8:Besoinsadditionnelspourlagestionencontinudelafréquenceenfonctiondel’accroissementdescapacitéséoliennesenGB.LesminimaetmaximaenMWreflètentdesscénariosdifférentsdedispersiondes

éoliennessurleterritoire.171

Il est intéressant de noter que les coûts demeurent à des niveaux faibles et croissentmoinsvitemarginalementquelescapacitéséoliennes.Etlephotovoltaïque?L’intermittenceduPVetdel’éolienn’ontpaslesmêmescausesmétéorologiques.Alorsque lesprévisionssur leventpeuvents’avérerd’uneredoutablecomplexité,cellessurl’ensoleillementdépendentessentiellementdedeuxfacteurs:

‐ l’évolutiondelacouverturenuageuse,quitientàlaseuleobservation‐ l’heuredelajournée,quiestprévisible

On conclura rapidement en indiquant que les variations de production d’électricitéphotovoltaïquesontlimitéesparrapportauxvariationséoliennesetqu’enconséquence,tantl’aspectprévisionnel,laplanificationduréseauoul’estimationdescoûtsdevraients’avérerplussimples.LimitesconnuesenBelgiqueLa situation n’est pas totalement identique en Flandre et enWallonie. Dans les deuxrégions, ilexisteuneobligationderaccordementsous10kVA(ou5kVAdansdescasprécis), donc pour la plupart des installations photovoltaïques. Cette obligation deraccordementimposeauGRDd’adaptersesinstallationslecaséchant,sachantqu’ilnepeutpasrefuserleraccordementendessousdecettelimite.Commenousallonslevoir,

171VTT2007WindReport,op.cit.pp.48‐49


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la fameuse limite principale, à savoir l’obligation de maintenir la tension entre deslimitesprécisesauniveaudesconnexionsclients,sefaitdéjàsentirenFlandre.EnFlandreSelon Eandis172, il existe en Flandre aujourd’hui de nombreux cas de systèmesphotovoltaïquesquidéclenchentpourraisonsdiverses.Certesildoityavoirunepartied’installations de mauvaise qualité mais avant tout, on constate des déclenchementspourraisondetensiontropélevée(au‐dessusde253V),cequiconduitàdes«dizainesde plaintespar mois auprès d’Eandis». Il n’existe pas à ce jour de base de donnéeprécise de ces plaintes et de leur origine mais quelques éléments sont à prendre encompte:

‐ L’année 2008 a été celle du décollage des installations photovoltaïques enFlandre avec plus de 1500 raccordements parmoismi‐2008 (d’une puissancemoyennede5kWc)173,cequidevraitamenerlapuissanceinstalléeà150MWenFlandreàlafin2009174.

‐ Lesstatistiquessurcesplaintesdedéconnexionsontrécentesetnerecouvrentpasuneannéeentière.175

‐ Lesplaintesnesontpasconcentréesmaisserencontrentsurtoutleterritoiredelarégion176

‐ Au plus on noterait une tendance plus forte en zone rurale du fait de lignesaériennesdotéesdecâblesplusfins.177

‐ Les plaintes reçues ne seraient que la partie haute de l’iceberg, partant duprincipe qu’une partie des clients concernés ne réagit pas. Néanmoins larépartitiongéographiquenedevraitpasjouer.

‐ Les autres sources d’électricité renouvelable ne posent pas de problèmesspécifiquesautresqueponctuels.178

La politique d’investissement d’Eandis vise à prendre en compte les contraintesnouvelles liées à la production d’énergie renouvelable. Quelques projets de recherchesontmenésactuellement,surlesprincipesdessmart‐gridsetd’unréseaud’alimentationde véhicules électriques «plug‐in». Néanmoins à part une communication à ce sujet,Eandisnesemblepasplusavancéequeleshomologuesbelges179.EnWallonieLaWallonieconnaîtpeudeproblèmesliésàsesinstallationsdeproductiond’électricitérenouvelable.CommeenFlandre,leraccordementestobligatoireendessousde10kVA.Cela implique que le gestionnaire du réseau de distribution se voit dans l’obligation

172Source:Eandis,conversationavecPietLauwers‐8‐7‐2009173Ibid.174Renouvellen°15,Juin2009–Photovoltaïque,troismarchésencroissance–p.4175Source:Eandis,conversationavecPietLauwers–8‐7‐2009176ibid..177ibid..178ibid..179«Préparationd’unréseaudebornespourvoituresélectriques»,inFlandersToday,www.mediargus.be/flanderstoday.admin.fr/rss/21683791.html?via=rss&language=fr(15août2009)


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d’adapter son infrastructure. Cette adaptation prend la forme d’un remplacement descâblesexistantspardescâblesplusgros.Lesnouvellesconnexions(parexemplelesnouveauxlotissements)voientl’utilisationdelignes plus courtes afin de prendre en compte la composante «productiondécentralisée»,cequin’étaitpaslecasauparavant(leslignesétaientdimensionnéessurbasedelaconsommationattendueetdespertesenboutdeligne).L’évolutionactuelleestcelled’uneréductionde la longueurdes lignes.Pourdiminuer leseffetsdetensionhorslimites.TransportenBelgiqueLesproblèmesliésauréseaudetransport,danslecadredudéveloppementdesunitésdécentraliséestiennentd’abordàdeuxpointsmajeurs:

‐ lacongestionpossibledanslefutursurlaboucleEst(Vielsalm,Malmedy,…)suiteaux demandes de projets éoliens futurs. Ceci conduire Elia à revoir lesinfrastructuresdetransportdanslarégion

‐ lesinterconnexionslimitéesavecl’étranger,etdéjàfortutiliséespourcompenserlespériodesdepointeenBelgique.L’ajouten2008deplusieurstransformateursdéphaseurs(PhaseShiftingTransformers)avaitclairementpourbutdeprotégerleréseaucontredesfluximportantsetimprévusprovenantdunorddel’Europe.

Demanièregénérale,Eliaestconfrontéauxmêmeproblèmesqueseshomologues,avecdesparcséoliensmarinsquiseraccorderontsursonréseau,unebasenucléaire forte,desinterconnexionsrelativementlimitéesetunsous‐investissementchroniquedanslaproduction, au point qu’il manque 2000 MW en pointe sur 16000 MW mi‐2009 etqu’entre 2007 et 2008, malgré une hausse de 1% de la consommation électrique, laproductiontotaleenBelgiqueachutédeprèsde5TWh(sur88TWh)180.

180Source:Elia


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VI. Commentétendreleslimites?Les chapitres précédents ont identifié les principaux effets des sources renouvelableset/ou décentralisées sur le réseau électrique. Nous avons vu qu’il existe des projetsd’investissement qui aujourd’hui visent à améliorer les capacités d’accueil du réseauactuel sansnécessairement remettre en cause les fondamentauxdu transport etde ladistributiond’électricité.Nous allons nous attarder sur les moyens techniques (et leurs implications) quipermettraientdedépasserleslimitesactuelles.Nousmontreronsenpremierlieuquelagestiondel’équilibren’estpasmenacéeniparl’aspect intermittentdes sources renouvelablesni par le caractèredécentraliséde cesproductions.Dans une seconde étape, nous reviendrons aux fondamentaux de l’équilibre entreproduction et consommation d’électricité et nous passerons en revue quelquesméthodes prometteuses qui pourraient permettre d’augmenter la part des énergiesrenouvelables dans la productiond’électricité, sanspour autant impliquerunpassagemassifauxcentralesthermiquesencasdecreuxdeproduction.L’objectifsous‐jacentestclairement de vérifier s’il est conceptuellement possible de remplacer des unitésexistantespardesunitésdécentraliséesrenouvelables,etsic’estcas,s’ilestpossiblederéellementdiminuerlesémissionsdegazàeffetdeserre.

1. Impactssurlagestiondel’équilibreLes variations liées à la production décentralisée renouvelable sont‐elles supérieuresauxvariationsconnuesdelademande?Pourrépondreàcettequestion,ilimportedeseposerlaquestiondesparamètres:

‐ qu’appelle‐t‐onunevariationanormale?‐ peut‐on comparer une variation de la production et une variation de la

consommation?

Pourcela,nousallonscomparerlesvariationsdansletempsduesàlaconsommationetàcertainstypesdeproduction:

o Sur base des données Elia pour la Belgique (variation moyenne, pics,variance)

o SurbasedesdonnéesPVo Surbasedesdonnéeséolienneso Nous ne prendrons pas en compte les autres sources d’énergie

renouvelables,sachantquecelles‐cineposentpasdeproblèmemajeur.

Nousallonsestimerlacapacitéduréseauélectriqueactuel‐avecl’ensembledesunitésde production et ses interconnexions ‐ à gérer l’équilibre. Nous comparerons cette


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capacité aux évolutions connuesdes énergies renouvelablesdécentralisées, dontnouspouvonsestimerqu’unepertedeproductionouungaindeproductionrevientdans lapratiqueàunevariationà lahausseouà labaissede lademanded’électricitéappeléesurleréseaudetransport.Nous pouvons donc estimer qu’il doit exister un niveau d’équipement en unitésdécentralisées qui égale au mieux le niveau d’absorption des pointes tel que le faitaujourd’huileréseau.Nousavonsévaluélapentedelacourbedeconsommationsuruneannéesurbasedesdonnées d’Elia, gestionnaire du réseau de transport. Nous définissons la pente de lacourbe comme étant l’accroissement ou la diminution de consommation d’énergieélectriqueparunitédetemps,icilaminuteoul’heure.Sachant qu’Elia ne fournit des statistiques que quart d’heure par quart d’heure, nousavonsextrapolélapented’évolutiondelaconsommationàlaminute.Pourcequinousintéresse,nousavonssélectionné(enôtantlesvaleursaberrantes)leminimumetlemaximumdepenteàlaminute.Suruneanalysedesdonnéesde2008(soit24heures*4*366jours),nousobtenons:

‐ un maximum à la hausse de 39.215 kW par minute (le 16 janvier 2008, de17h15à17h30)ou2.352,9MWsuruneheure.

‐ unmaximumàlabaissede31.962kWparminute(le7mars2008,de23h30à23h45)ou1.917,72MWsuruneheure.

‐ entrecesdeuxextrêmeslarépartitiondesvaleursestlasuivante:Nous pouvons donc considérer que des variations de consommation à la hausse del’ordredeprèsde40MWàlaminuteoude32MWàlabaissefontpartiedelagestionquotidiennedel’équilibredansunréseaudetransportd’électricité.Nous n’allons pas aborder ici la question des réserves, nous ferons simplementl’hypothèsequetoutesourced’électricitéd’originerenouvelablepourraitd’unemanièreou d’un autre, par des artifices techniques, faire l’objet d’une mise en réserve. Laquestionde lamobilisationdecesréservesdevenantunequestiondeprobabilitéqu’ilconvientdegéreravecleniveaudesécuritéadhoc.Nous faisons l’hypothèse que la part des énergies renouvelables sur l’entièreté duréseaurestedansdeslimitestellesquelaperted’unpourcentageélevédecelles‐cipeutêtrecompenséeparlamiseenœuvred’autresmoyensdeproductionoulamobilisationdesréserves.Nouspartonsicid’uneconstatation:si labasedelaproductionélectriqueenBelgiqueest nucléaire, la grande majorité du reste est d’origine thermique. Cela signifiesimplementquetoutremplacementd’uneunité thermiqueparuneunitérenouvelablepermet de réduire les émissions de CO2, pour autant que cette unité renouvelableproduiseaumomentoùlesunitésthermiquessontutilisées.


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a. ComparaisondesvitessesdevariationAujourd’hui, pour gérer la variation à la hausse ou à la baisse de la demande, legestionnaireduréseaujouesurlescapacitésdeproductionthermiquesetnucléaires.Ila ainsi la possibilité de mobiliser ou d’immobiliser les réserves afin de garantirl’équilibre.Pour lephotovoltaïque,nousprendronslecas leplusdéfavorable:unezonenuageusevient couvrir totalement une zone dont l’équipement en unités photovoltaïques estlargement diffusé avec une répartition géographique. On considèrera une pertemaximalede90%181delaproductiond’électricitéliéeaupassagedunuage.Lecasleplusdéfavorableseraitunevitessedeventélevée,prenons100km/h,cequiestdéjà un vent de tempête182: la vitesse de passage d’un ensoleillement maximal à unensoleillementminimalsefaisantdansuntempsliéàlavitessed’arrivéedunuage.Quel tempsestnécessairepourcouvrirentièrement laBelgique?Dans lepiredescas,selon l’axe le plus défavorable, le pays pourrait être couvert en une heure. Nous neprendronspasencompte lesvariationsduesà l’évolutionde l’ensoleillementencoursde journée, partant du principe que celui‐ci est lié à la position du soleil et doncprévisible. L’objectif est d’étudier la variation due à l’intermittence, alors qu’on peutconsidérerque les variationsdues à lapositiondu soleil sontmodélisables à l’échelled’unpaysoud’uncontinent.Onrecherchelapuissanceinstalléemaximaleparunitédesurface,aveccommevitessede couverture d’un km2 = 100/60 km/min = 1,33 km/min ou en surface selon ladirectionperpendiculairelaplusdéfavorable(couverturelaplusrapide),1,33km2/minLapuissancemaximaleinstalléeparunitédesurface,Pmax/S=32MW/1,33*0,9=26,7MW/km2.Cecireprésenteapproximativement10000 installationsdébitant2,67kWoulaprésencedeplusde10centralessolairescommecelledeCasteljonenNavarre.Néanmoins, un élément essentiel est l’aspect cumulatif des baisses: les hausses deconsommationpeuventcoexisteravecdesbaissesdeproduction,leseffetssecumulant.Ilestdoncimpératifdeconsidérerqueles32MW/mindontnousparlionsconcernentàlafoiscettehaussedeconsommationetcettebaissedeproductionrenouvelable.Les nuages n’ayant pas d’agenda lié aux heures de pointes de consommationd’électricité, il est à craindre qu’avec une possibilité de baisse de 32MW /min, unepartieplusoumoinsimportantesoitconsomméeparlahaussedeconsommation.Pourprendre en compte cet effet cumulatif, il importe d’analyser la distribution desvariations.Letableauci‐dessousdétaillelesvaleurscorrespondantauxpercentilesdevariationslesplusélevés:LesvaleurssontexpriméesenkW/minute.181www.epia.org182fr.wikipedia.org/wiki/Tempête


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Max /

Min Moyenne Ecart-

type P 90 P 95 P 99 P 99,5 P 99,9

Variations positives

39215 7448 6428 16624 20955 28149 30536 35079

Variations Négatives

-31962 - 6746 5035 -13854 -16354 -21517 -23084 -26489

Tableau9:variationsenkW/minutedanslecontexteactuel

Ce tableau peut se lire ainsi: il existe une probabilité de 99,5 % que la variationmaximalede laconsommationd’électricitésoit inférieureouégaleà30,536MW.Celasignifieaussiquesinouslimitonslavariationissued’unchangementdanslaproductionàlavaleurmaximalemoinscelledupercentile99,5%,ladifférencedonnelapuissancemaximalelimiteadmissible,soit39215‐30536=8,679MW.Le même calcul peut être réalisé pour des variations à la baisse. Il importe juste dedéterminer quel pourcentage de dépassement possible reste acceptable. Endimensionnant lapuissancemaximaleparunitéde surface commeexpliqué ci‐dessus,nousconsidèreronsqu’ilexisteuneprobabilitéde0,5%pourquelacombinaisond’unehaussede laconsommationavecunebaissede laproductiond’originephotovoltaïquedépasseleseuilmaximalobservéde39,215MW/minute.Sinousreportonscettevaleurdanslecalculréaliséplushaut,noustrouvons:Pmax/S,soitlapuissancemaximaleautorisépouruneinstallationphotovoltaïque=8,679MW/1,33*0,9=7,25MW/km2Cechiffreappelleplusieurscommentaires:

‐ Tout d’abord il indique une limite maximale de puissance photovoltaïqueinstallée pour laquelle le risque de dépasser la limite actuelle de gestion duréseaun’estplusgarantie.Celanesignifiepasque lagestionde l’équilibreseraimpossible mais qu’il faudra mobiliser ou immobiliser plus de réserves. Ledimensionnement de celles‐ci (et doncdes unités de réserve oudes unités surlesquelles il est possible demodifier la puissance apparente) devrait donc êtrerevu.Notonsquenousparlonsd’ordresdegrandeur.

‐ Il s’agit d’une limite par unité de surface. Celle‐ci n’est pas la seule limite àprendre en compte, les capacitésdes lignes localement etd’autres installationsliées au réseaudedistributionouau réseaude transportpeuvent seprésenteraussi.Ils’agitdoncd’uneindicationvalablepourlesunitésphotovoltaïques.

‐ SionprendencomptelasurfacemaximalebâtieenBelgique183,soit6004km2en2008, la puissance maximale acceptable d’un point de vue de la vitesse devariationdelademandeoudel’offre,toutesautreschosesétantégales,seraitde7,25 * 6004, soit 43529MW de puissance installée qui seraient acceptable dupointde vuedu seul critèrede la vitessede variation.Avecmoinsde200MW

183SiteWebduSPFEconomie–Géographiehumaine,utilisationdusolenBelgique‐www.statbel.fgov.be/FiGUres/d130_fr.asp


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installés fin 2009 en Belgique184, cela nous donnerait une vitesse de variationthéoriqueaujourd’huide0,18MWàlahausseet0,15MWàlabaisse.

‐ Mêmeunniveaud’équipementde1000MW,quinesemblepastotalementhorsdeportéeenBelgique,entraîneraitunpassageà0,9MW/minuteàlahausseet0,75MW/minuteàlabaisse.

‐ Cechiffredoitêtre rapportéà lapuissance totaleappeléeenpériodedepointehivernaleensoirée,soit16000MW.

‐ Ennetenantcomptequedelaproductiond’électricitéd’originephotovoltaïque,une production raisonnablement décentralisée, respectant les contraintessusmentionnées.

Cette valeur limite tient compte d’un seul type de production intermittente: laproductiond’originephotovoltaïque.Dansnotrecas,nousnousdevonsdeprendreencomptelaproductionéolienne.Lecasleplusdéfavorable,etquinousintéressedonc,estcelui d’uneproduction éolienne enberne alorsque laproductionphotovoltaïque elle‐mêmeestentraindechuterdemanièrenonprévisible.Cecasnoussemblenéanmoinsfort peu probable: la présence de vent étant nécessaire pour garantir les critères debaissed’ensoleillement.Dans le casde l’éolien, nous sommesdansuneproblématiquedifférente: onneparleplus ici de Puissance maximale installée par km2; l’éolien reste une ressourceconcentrée, surtout en off‐shore alors que le photovoltaïque est l’exemple type d’uneproductiontotalementdécentralisée.Lapremièreconstatationestquelesvitessesdevariationdelaproductionéoliennesontfaiblesengénéral185.Onpeutmontrerquelaplupartdesvariationssesituentdansunefourchettede+5%delacapacitéinstallée.EnAllemagne,sionprenddesintervallesde15 minutes, 84% des variations sont inférieures à 1% et pour des intervalles d’uneheurede70%.186Sur des durées plus grandes, les variations peuvent être plus importantes,particulièrementpendantdes tempêtes.A cemoment laproductionpeut s’arrêter surdes zones étendues sur plusieurs centaines de kilomètres. On a mesuré les donnéessuivantes:

‐ Danemark–pertede83%delacapacité,soit2000MW,en6heures.Soit12MWàlaminute187.

‐ Norddel’Allemagne–pertede58%delacapacité,soit4000MW,en10heures.Soit16MW/minute188.

184EstimationEPIA185VTT2007WindReport,op.cit.186Ibid.187Eriksen,P.B.,Ackermann,T.,Abildgaard,H.,Smith,P.,Winter,W.&Garcia,J.R.2005.Systemoperationwithhighwindpenetration.ThetransmissionchallengesofDenmark,Germany,SpainandIreland.IEEEPower&EnergyMagazine,Nov/Dec2005.188VTT2007..op.cit.


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‐ Irlande–63MWen15minutes;144MWenuneheure;338MWen12heures;ce qui correspond à 4,2MW/minutes; 2,4MW/minute; 0,45MW/minute(TSOEirgriddata)

‐ Portugal–pertede700MWen8heuresle1/6/2006,soit1,46MW/minute.‐ Espagne–augmentationde800MWen45minutes,soit17,78MWàlaminute;

pertede1000MWen1h45soit9,52MW/minute.Le tableau suivant donne une indication sur les variations en fonction du tempsmesuréesousimuléesdanscesmêmespayspluslesUSA189.

Tableau10:Variationsextrêmedel’éolienàl’échellerégionale,enpourcentagesdelacapacitéinstallée.190

Variations à la hausse Variations à la baisse Consommation 39,1 MW / minute -31,9 MW / minute Photovoltaïque Belge 0,18 MW / minute - 0,15 MW / minute PV Belge hypothèse 1000MW 0,9 MW / minute - 0,75 MW / minute Eolien Danois -12 MW / minute Eolien Allemand -16 MW / minute Eolien Irlandais -4,2 MW / minute Eolien Portugais -1,46 MW / minute Eolien Espagnol 17,78 MW / minute -9,52 MW / minute

Tableau11:Comparaisondesvariations

Cetableausynthétiselescalculsréalisésauparavant.Ilmontresurtoutquelesvariationsliéesà laconsommationsurdespériodestrèscourtes(de l’ordrede15minutesàuneheure)sontglobalementsupérieuresoudumêmeordredegrandeurquelesvariationsliéesauxchangementsduvent.Mêmeenprenantlesvaleurslesplusélevéesquenous

189VTT2007WindReport,op.cit.190Denmark,data2000‐2002fromwww.energinet.dk.Ireland,Eirgriddata,2004‐2005.Germany,ISET,2005.Finland,VTTyears2005‐2006.Sweden,simulateddatafor56windsites1992‐2001(Axelssonetal,2005).US,NRELyears2003‐2005.Portugal,INETI.


84

avons constatées, nous sommes tout‐à‐fait dans l’ordre de grandeur des variationsauxquellesunGRTdoitfairefaceaujourlejour.La combinaison du photovoltaïque avec l’éolien, dans un cas qui nous sembleimprobable, à savoir une baisse imprévue des deux sources simultanément, nemodifierait pas les données générale, sauf à considérer des taux de pénétration duphotovoltaïque proprement spectaculaires, ce qui semble peu réaliste, spécialementdanslespaysdunorddel’Europe.Ce qui est plus intéressant, c’est qu’avec les pénétrations actuelles de l’éolien, cesmontants sont déjà élevés. Il faudrait endéduire qu’avec un simple doublement de lapénétrationdel’éolien,onseretrouveraitrapidementauniveaudesvariationslesplusélevées de la consommation. Une étude plus approfondie serait nécessaire afin dedéterminer le seuil d’acceptabilitéde l’éolien à très fortepénétrationpar rapport à lacapacité du gestionnaire à réagir. Ceci pourrait néanmoins être résolu par uneaugmentationsupérieuredesréserves.Nousverronsdans lechapitresuivantqu’ilexistedessolutionstechniquespermettantd’allerplusavantdansl’utilisationdesourcesd’énergierenouvelablesintermittentesenjouantsurl’ensembledesparamètres.

2. Extensiondeslimites.Existe‐t‐ildeslimitesintrinsèquesauxtauxdepénétrationdessourcesrenouvelables?La phrase suivante provient du président du gestionnaire danois ELTRA. Elle a étéprononcéeen2003:191«…wesaidthattheelectricitysystemcouldnotfunctionifwindpowerincreasedabove500MW.Nowwearehandlingalmost5timesasmuch.AndIwouldliketotellthe

governmentthatwearereadytohandleevenmore,butitrequiresthatweareallowedtousetherighttoolstomanagethesystem.»

Comme nous l’avons vu, le réseau électrique doit être en équilibre permanent. Lademanded’électricitédoitégalerl’offre,fautedequoilesparamètresfondamentauxquesontleniveaudetensionetlafréquencesortentdeslimitesdevariationacceptables.Afindemaintenircetéquilibre,lesgestionnairesdisposentdepossibilitésd’interventionplusoumoinsrapidesquel’onidentifiesouslevocablederéserves.Ontrouveainsidesréservesprimaires,secondairesettertiaires,selonletempsderéponseacceptable.Uneréservecorresponddoncàunepuissancedisponiblequ’ilestpossibledemettreenœuvrefindemaintenirl’équilibre.Onpeutaisémentsynthétiserl’équilibreainsi:191Alaprésentationdurapportannueldelasociétéle23avril2003.ELTRAfaitàprésentpartied’Energinet.dk,l’opérateurnational.


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Productionélectriquelocale+importations+utilisationdustock

=Consommation+exportations+miseenstock+pertes.

Figure32:Laproductionetlaconsommationdoiventêtreenéquilibre.Cegraphiquedétaillelesdifférentscomposantsdelagestiondel’équilibre.

Danscetteéquation,lestermessuivantssontvariablesetpeuventserviràmaintenirl’équilibre:

a. ProductionélectriqueLaproduction impliquedenombreusesunités,classiquesetrenouvelables.Lesuividel’équilibresefaitenactivantoudésactivantdesunitésdeproductiondanslalimitedelazone de réglage. Des prévisions de consommation sont établies jour après jour pourfiabiliser ce processus. Comme nous l’avons vu, il existe de plus des réservesmobilisablesafindegarantirl’équilibre.Il existe néanmoins des aléas au rang desquels l’arrêt inopiné d’une unité classiquesuite à un incident, et surtout la gestion de l’aspect intermittent des sourcesrenouvelables.L’objectifdanscederniercaspourraitêtred’affinerlesmodèles(cesurquoiDanoisetAllemandsentreautrestravaillent)afind’améliorerlaconnaissancedelaproduction.Compenserl’incertitude?Sinouspartonsduprincipequelaproductiond’électricitédécentraliséeetrenouvelabledoitaugmenter,cetteévolutionvaentraineruneincertitudesupplémentairesurl’offreàun moment donné. Cette incertitude est liée à la production par des sourcesintermittentes.Est‐il raisonnabledepenserque l’incertitudediminuequandonconsidèredesrégionsplus importantes? Oui, comme nous l’avons vu auparavant dans le chapitre surl’incertitude.Etnousverronsparailleursquelesméthodesd’agrégationpermettentdediminuercetteincertitude.


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Effetséconomiques?Dans le système actuel, il existe une obligation de préférence pour l’électricitérenouvelable. Ceci implique que les producteurs éoliens, photovoltaïques ou autresdisposent d’un accès garanti au réseau. Cet état perdurera‐t‐il? Des étudesmontrentquedanslecasduDanemark192audelàde30%delapuissanceinstallée,etàmodesdeconsommationinchangés,l’achatsystématiquedurenouvelableéoliennepourraitplusêtregaranti.Destauxdepénétrationtrèsélevés,etcedanstoutelazoneinterconnectéeeuropéennene permettront pas systématiquement de favoriser l’ensemble des producteurs. De lamêmemanière que cela se passe aujourd’hui avec les unités classiques, certaines neproduisent pas en période de basse demande, l’équilibre économique provenant d’unrattrapageaveclesprixélevésdel’électricitéenpériodedepointe.

b. Importations&exportationsDansunmarché libéralisé, ilpeutêtreplus intéressantàunmomentdonnédevendreunepartiedelaproductionélectriquesurunmarchéétrangerquesurlesienpropreetd’importerdel’électricitémoinschèrepourcompenser.Cen’estévidemmentpasleseulbut de l’importation, qui vise avant tout à compenserune trop grande consommationparrapportàlaproductiondisponible.Elles sont dépendantes des interconnexions avec les pays exportateurs et donc paressencelimitées.Ellereprésententnéanmoinsunélémentdel’équation.Iestintéressantde noter que si on connaît en général le taux d’émissions de GES de ses propresinstallationsiln’estpasévidentdedéterminerceluiliéauximportations:soitonutiliseunemoyennesurl’ensembledesunitésdel’exportateur,soitonidentifielesunitésquiont du tourner pour produire l’électricité à exporter; c’est ainsi que la France quiimporte en hiver de l’électricité allemande, importe de l’électricité à haute teneur enCO2,dufaitdescentralesdepointealimentéesaucharbonquidoiventtourner.Il n’est pas absurde de considérer que les importations et exportations pourraientaugmenter sérieusement à l’avenir. Nous l’avons vu l’intermittence de certainesproductions renouvelablesposeunproblèmeen termedegestionde l’équilibre, si onsouhaiteenparallèlelimiterlerecoursauxcentralesthermiques.Deplusilestdifficiled’espéreruneffetdefoisonnementsurdespaysdetailleréduitecommelaBelgiqueoulesPays‐Bas:lefoisonnement,quipermetdediminuerlesinvestissementsencapacitésdebackupthermique,sembleplusraisonnablesurdeszonesplusétendues,à l’échellede plusieurs grands pays, voire de l’Europe entière. Dans une telle hypothèse,importationsetexportationsprendraientuneampleurinconnuejusqu’ici.Cettehypothèseprésentenéanmoinsdesproblèmeséconomiques importants,àsavoirqu’ilestprobablequelaproductionélectriquebaséesurdesénergiesrenouvelablesneserapasidentiqueàlaconsommationdechaquepays,nieninstantané,nienmoyenneannuelle.Ilconviendraitdetenircompteducoûtpourlespaysimportateursnetsd’unetellepolitique,quitteàprévoirdesmécanismesderedistribution,etdesinvestissementspartagésauniveaude l’Europeentière.Cette logiqueheurtenéanmoins laplupartdes192VTT2007WindReport,op.cit.


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principesdelibreconcurrencevéhiculésparlalibéralisationdumarchédel’électricité.Sansadaptationsàceniveau‐là,ilestplutôtàcraindreunemainmisedepaysrichesenénergiesrenouvelablessurlespaysimportateursnets.

c. Stockage&DéstockageL’électricité,c’estunfait,sestockedifficilement.Onpasseparuneconversionenénergiepotentielle (barrages, systèmes de pompage‐turbinage) ou chimique (batteries,hydrogènedansdespilesàcombustibleetc.)del’électricitéafindelastockerpuisdelarestituer le moment venu. D’autres techniques existent ou sont en cours dedéveloppement. Aujourd’hui, les batteries ne sont utilisées que sur de petits réseauxpour des raisons de capacité et de coûts. A l’inverse, les installations de stockage parpompage‐turbinage ont de réelles capacités de stockage à moyen‐terme: à titred’exempleCooenBelgiqueouGrandmaisonenFrance.Lesrendementsvarientenfonctiondestechniquesmaisilestindubitablequelespertesdeconversionsontimportantesdanstouteslestechniquesdestockage193.Néanmoins le stockage représente une opportunité de lisser certaines pointes deconsommationetdeparticiperainsiàl’équilibreglobaldusystème.Aujourd’hui déjà le déstockage est utilisé pour éviter la mise en route d’unitéssupplémentaires:enBelgique,uneunitédepompage‐turbinagecommecelledeCooaétédimensionnéeafindefairefaceàlaperted’unecentralenucléaire.1164MW194sontalors disponibles pendant 5 heures. L’électricité à bas prix produite la nuit par lescentrales nucléaires sert à pomper l’eau vers les bassins supérieurs. Cette techniqueserait conceptuellement utilisable pour stocker de l’électricité renouvelable, éolienneparexemple,endéstockantauxmomentsdefaibleproduction.Néanmoinslaflexibilitéd’unetelleunitéestlimitéeetdevraitêtreutiliséepourpalieràdesmanquesimportantspendantdestempsrelativementcourts.

193fr.wikipedia.org/wiki/Stockage_d'énergie194fr.wikipedia.org/wiki/Centrale_de_Coo‐Trois‐Ponts


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Figure33:Comparaisondetechniquesdestockage.195

D’autres systèmes existent comme le décrit le tableau ci‐dessus (les lunes pleinesindiquent des systèmes réalistes à un coût raisonnable, les demi‐lunes, des systèmesréalistespourl’applicationenquestionetleslunesblanches,despossibilitéstechniquesmaisapriorinonrentables.Legraphiqueci‐dessousdonneune idéedupositionnementdesdifférentestechniquesde stockagepar rapport aunombred’heuresdisponibles et auxpuissancesen jeu.Onnotera que pour des applications de grande puissance et donc du stockage à grandeéchelle, les techniques ne sont pas légion. Au contraire, tout porte à considérer destechniques de petite taille mais en grand nombre, avec des temps de décharge dequelquesheuresafindefavoriserlaflexibilité.Lesujetsuivantenestunexemplecriant.

Figure34:Comparaisondesdifférentsmodesdestockageparpuissancedisponibleettempsdedécharge.196

195Techniquesdestockaged’électricité‐www.electricitystorage.org/site/technologies/(15août2009)


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V2G–VehiculetoGridL’arrivéeprogressivedevéhiculesélectriquessur lemarchéadonnélieuàunconceptintéressant en terme de stockage décentralisé: comme leurs homologues dotés d’unmoteuràexplosion, il estprobableque lekilométragemoyenquotidiensoit limité,entouscasendeçàdespossibilités techniquesdesbatteries197.Pourquoidès lorsnepasutiliser le surplus de charge des batteries, en fonction de règles à définir, commeproductiond’électricitédécentralisée?Cettetechnique,déjàlargementdébattuedanslalittérature,nécessiteraitlerespectdequelquescontraintesessentielles:

‐ un outil de charge/décharge intelligent prenant en compte les habitudes duconsommateuretladisponibilitédel’électricité,

‐ despossibilitésdedéclenchementàdistance,pourparticiperà lagestionactiveduréseauetdiminuerlespointes,cequiimpliqueuneévolutionimportantedestechniquesdecommunication,

‐ le passage éventuel par un agrégateur afin de conserver unminimum d’unitésfictivesàcommanderparleGRT.

‐ Uneévolution techniqueradicale, lesbatteriesn’acceptantqu’unnombre limitedecyclesdecharge/décharge.

Si on considère comme véhicule emblématique standard actuel la future Bluecar dePininfarina198 celle‐ci devrait disposer d’une batterie de 30 kWh pour 250 kmd’autonomie. Pour disposer de 1000MW, soit l’équivalent d’un réacteur nucléaire, deréserveutilisableparcemoyen,etcependant3heures,soitladuréemoyenned’unpicdeconsommationdedébutdesoirée,entenantcomptequeseuls33%delachargedebatterieseraientutilisablesetcepour50%desutilisateurs,onobtiendraitcommeordredegrandeur600.000véhicules.199Ilestévidentqueceschiffresnereposentpassuruneétude sérieuse et n’ont pour but que de donner une estimation. Néanmoins on noteimmédiatement que les chiffres n’ont rien d’irréalistes s’il s’agit d’absorber un pic dusoir.Pour progresser dans ce domaine, il serait utile d’identifier quel est l’objectif desprogrammesV2G:est‐cedefairedu«valleyfilling»endéplaçantlaconsommationd’unpic vers un creux de nuit ou de jour? Ou est‐ce participer à l’équilibre global de lademandeencasdevariation importantede laproductionà labaisse?Anotresens, ils’agit d’intégrer ces concepts dansune régulationplus largede la production et de lademande, en intégrant l’ensemble des acteurs décentralisés, production etconsommationconfondues.

196ibid.197Lekilométragemoyen(www.statbel.fgov.be/fiGurEs/d37_fr.asp,donnéesmobilité2008)estde14706km/an.Soitunordredegrandeurdemoinsde50kmparjour.198www.bluecar.fr,op.cit.199ArapporteraunombredevéhiculesencirculationenBelgique:plusde5millions(www.statbel.fgov.be/press/pr110_fr.pdf‐lesBelgesetleursvoitures‐Données2007).


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d. ConsommationDans une optique classique, la consommation est une donnée quasiment fixe: leconsommateurconsommequand il lesouhaiteet laproductions’adapte.Néanmoins ilexiste déjà aujourd’hui des méthodes permettant si besoin est de réduire laconsommation.NouveauxmodesdeconsommationLe graphique ci‐dessous détaille la consommation actuelle d’énergie en Belgique. Onnoteraimmédiatementlepourcentagedel’électricité.Si on se plonge dans le détail par secteur d’activité de l’utilisation de l’électricité, onnoteraimmédiatementlefaiblepoidsdansletransport.

Figure35:Consommationfinaled’énergieenBelgique–Données2007200.

Legraphiqueci‐dessousreprendlaconsommationd’électricitéparsecteur,en2007.

Figure36:Consommationd’électricitéparsecteur–Données2007201.

200statbel.fgov.be/energy_statistics/e015_fr.asp#graphique3201Ibid.

40.133

1.675

41.088

Consommaconparsecteur2007(BE)

INDUSTRIE

TRANSPORT


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Deux changements importants pourraient bien dans les années à venir chamboulerprogressivement cette répartition et faire croître l’importance relative de l’électricitédanslaconsommationd’énergie:

- les pompes‐à‐chaleur (dans une moindre mesure), dont la qualité est deremplacerdesunitésdechauffagemazoutougazdanslesnouvelleshabitations,enutilisantcommeseulesourced’énergieexternel’électricité(afind’alimenterlecompresseuretlescirculateurs)

- l’arrivée programmée de véhicules électriques à partir de début 2010, voire2011202

ChauffageparpompesàchaleurBien que la technologie ne soit pas neuve, elle est revenue à la mode ces dernièresannéesentantquemodedechauffagepourdeshabitationsbienisolées203.En simplifiant, on considère qu’une pompe‐à‐chaleur fournira avec 1 kWh électrique,environ 4 kWh thermiques, soit l’équivalent de 0,4 litre demazout ou 0,4m3 de gaznaturel.On fera dès lors le calcul suivant en sachant qu’une habitation qui aurait consommé2000litresdemazoutannuellementconsommeraàlaplace5000kWhélectriques204.Aujourd’huilespouvoirspublicsbelgessubventionnentlespompes‐à‐chaleuraumoyendeprimes(régionales)etderéductionsd’impôts(étatfédéral),cequel’onpeuttraduirepar une volonté de transférer sur l’électricité une consommation d’énergie pour lemomentmajoritairementdans lecampdesénergies fossiles.Cetransfertneseraitdèslors utile que si le bilan énergétique de l’électricité s’avère meilleur que celui ducombustiblefossileutiliséauparavant.Acetitre,onnoteraquelespolitiquespubliquesnesubsidientquelespompes‐à‐chaleuravecuncoefficientdeperformance(COP)suffisant,detellesortequ’unkWhélectriqueutilisédoitgénéreraumoins3kWhdechaleur205.Quelestl’impactsurleréseauélectrique?Les pompes‐à‐chaleur tournent surtout en hiver et dans les mois d’automne et deprintempsauxtempératuresplusbasses,soit6moisparanenmoyenne.Il serait possible d’identifier avec précision l’impact sur le réseau électrique, sur basedes degrés‐jours d’une part, d’un potentiel d’habitations équipées à terme et d’unehypothèsesimple: laPACtournequandilexisteunbesoindechaleur,soitauxheurespourlesquellesilexistedéjàunpicdeconsommation.Ilestpossibledes’affranchirde

202www.bluecar.fr/fr/pages‐accueil/default.aspx203Onconsidèregénéralementquel’habitationdoitafficheruncoefficientd’isolationdeminimumK=40W/m2.K(leminimumlégalpourunenouvellehabitationsesitueàK=45tantenFlandrequ’enWallonie(énergie.wallonie.be)204Ceschiffressontévidemmentestimatifetneserventqu’àdonnerunordredegrandeur.205energie.wallonie.be/fr/les‐pompes‐a‐chaleur.html?IDC=6041&IDD=12053


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cettedernièrelimiteenconcevantdesPACquichauffentunballond’eauendehorsdesheuresdepointemaiscettetechniquen’estpassystématiquementutiliséeetn’estpassoutenue(danslecasdelaBelgiqueparlespouvoirspublics).OnnoteranéanmoinsqueleDanemarkréfléchitàdesutilisationsnouvellesdusurplusd’électricitééolien.Etqu’àcetitreunesolutionenvisagéeestjustementcelledelachaleur(eau‐chaudesanitaireetPAC).206Sionconsidèreunepuissanceappeléemoyennede3kWetuneconsommationannuellede 7500 kWh, ceci pourrait donner les chiffres suivants. Le calcul de la puissanceappeléeestréaliséensebasantsurunehypothèsetrèssimplificatriceconsidérantque,commelespompesproduisentde l’électricitéenmêmetemps,soitdansdesplagesdetemps concentrées, et vu qu’elles doivent tourner un laps de temps qui peut dureplusieurs heures, nous avons considéré un facteur réducteur de 50%. Il s’agit icisimplementdedéterminerunordredegrandeur,pasd’uneétudeprécise. Lenombred’habitationspotentiellementutilisatricesd’unePACn’apasdebasescientifiquepréciseetviseseulementàdonneruneidéedesimpactsénergétiquesglobaux.

NombredePAC 10000 50000 100000 250000 500000Puissanceappelée 15MW 75MW 150MW 375MW 750MWPuissanceappeléeen%delapuissancemaximaleappelée207

0,09% 0,47% 0,94% 2,35% 4,7%

Energieconsomméeannuellement

75GWh 375GWh 750GWh 1,88TWh 3,75TWh

Energieen%del’énergieconsommée208

0,08% 0,42% 0,85% 2,13% 4,26%

Tableau12:estimationsdesPACenconsommationetpuissanceparrapportauréseauactuel.

Véhiculesélectriques(plugin)L’irruptionprogramméedevéhiculesélectriquessurlemarchédanslesannéesàvenir(Renault Be Bop, Bolloré BlueCar, Mitsubishi iMiev etc.) avec des performancesraisonnables(autonomiede100à250km,vitessede130km/hpossible)devraitvoirunepartiedupublicsetournerverscesvéhiculesenapparenceplusécologiques.Quelestl’impactsurleréseauélectrique?Lespointssuivantsdoiventêtreprisencompte:

206Etudedanoise(Lund&Münster2006),citéedans«VTT2007…op.cit.207Onprendraunepointehivernaleà16000MWcommeréférenceBelge.Valeursaffichéesarrondies.208LepointderéférenceétantlaconsommationtotaleenBelgiqueen2008,soit88TWh.(consommationtotaleannuelle).Valeursaffichéesarrondies.


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- La charge de ces véhicules fera appel au réseau électrique dans sa grandemajorité. Il est envisageable que des unités photovoltaïques rechargentdirectementlesbatteriesdecertainsvéhiculeschezdesparticuliersoudansdesentreprises mais globalement il n’existe pas encore de solution standard quipermettedenepasaugmenterlaconsommationélectrique.

- Une société comme Betterplace propose de charger les batteries avec desénergies renouvelables (donc en limitant les aspects de l’intermittence, labatteriejouantlerôledetampon)etdechangerlabatterieenquelquesminutesdans une stationadhoc.209 Ceci ne constituenéanmoins qu’unepartie de leuroffre,unréseaudechargeétantproposé(réseaudépendantduréseau).

- Cette augmentation de la consommation électrique peut être estimée commesuit:

o 14.076kmannuelsenmoyenne210o NoustenonscomptedeschiffresannoncésparPininfarinaBolloré,soit30

kWh pour 250 km (chiffres probablement surestimés et tenant compted’unmodedeconduiteéconome,dansdesconditionsidéales,impossiblesàreproduireenréalité)afindedéterminerunordredegrandeur:

Nousobtenonsune consommation annuelle d’approximativement1700kWhparvéhicule.

o Pourestimer lapuissanceappelée,nousallonsconsidérerqu’unecharged’une heureest nécessaire deux fois par jour, en semaine, après chaquetrajet.Levéhiculeestbranchédèsquesonconducteurarrivesursonlieude travail. Avec une prise classique 16 A en 230V, (soit 3,7 kW parvéhicule) il faut un peu moins d’une heure pour recharger l’équivalentd’untrajetmoyende25km.211Sinousconsidéronssurundélaid’arrivéede3heuresavecuneheuredechargequ’untiersdesVEchargeenmêmetemps, nous obtenons, à nouveau des chiffres à prendre avec lesprécautionsquis’imposentdansletableauci‐dessous212.

NombredeVE 10000VE 50000VE 300000VE 600000VE 5000000VEPuissanceappelée 12MW 60MW 370MW 740MW 6GWPuissanceappeléeen%delapuissancemaximaleappelée213

0,08% 0,38% 2,25% 4,5% 38%

Energieconsomméeannuellement

17GWh 88GWh 500GWh 1TWh 8,5TWh

Energieen%del’énergieconsommée214

0,02% 0,1% 0,6% 1,2% 10%

209www.betterplace.com/solution/charging/210Statbel,op.cit.211Ilestévidentqueceschiffressontapproximatifsetnedonnentqu’uneidéegénéraledescontraintesqu’engendrentcesVEraccordésauréseau.212Lecalculconsistedoncàneprendreencomptequ’untiersdesvéhiculesencirculation.213Onprendraunepointehivernaleà16000MWcommeréférenceBelge.Valeursaffichéesarrondies.214LepointderéférenceétantlaconsommationtotaleenBelgiqueen2008,soit88TWh.(consommationtotaleannuelle).Valeursaffichéesarrondies.


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Tableau13:EstimationsdesVEPlugInenconsommationetpuissanceparrapportauréseauactuel.

Conclusionsurlesnouveauxmodesdeconsommationd’électricitéIl ne s’agissait pas ici d’être exhaustif en présentant l’évolution attendue desconsommationsd’électricitémaisdeprésenterdeuxtechnologiesencroissanceetleursimpactssur lesniveauxdeconsommation.Onremarquequeces impactspeuventêtreimportants en fonction des niveaux d’équipement atteints. L’évolution de laconsommation(enénergieconsomméemaisaussienpuissancemaximaleappelée)seradoncliéeàl’évolutiondecestechnologies.

Ils ne prennent pas en compte la nécessaire adaptation des capacités de productionélectrique ni de l’évolution du réseau électrique. Les chiffres des tableaux ci‐dessusdonnentnéanmoinsunordredegrandeurutilepourjugerdesimpactsd’unecroissancerapidedelaflottedeVEetdesPACdansunpayscommelaBelgique.LoadShedding–interruptionsouscontratSansmêmeparlerdedéconnexionsquidoiventse faireencasd’incidentpourrétablirles paramètres d’équilibre, il existe déjà des contrats dits de «load shedding» selonlesquels le gestionnaire du réseau peut déconnecter un consommateur pendant unedurée fixée définieDans le cas d’Elia (GRTBelge), il existe deux types de contrats enfonctiondutempsd’interruption(4heuresou8heures).Chaqueclientpeutêtresoumisà une diminution 4 fois maximum pendant la durée du contrat. Le délai de mise enœuvreestcourt(3minutes)etcommandéparEliaautomatiquement,sansinterventionduconsommateur.Ceservicen’estaccessiblequ’àdesconsommateursau‐dessusde5MW.215 Il est possible pour le consommateur de déterminer des plages pendantlesquellesleservicen’estpasactivable.Figure 37: Explication graphique duconcept de l’interruption de fournitured’électricité.216

215«SoutienRéseau–Uneinterruptiondeprélèvementrémunéréepourprotégerleréseau»,Eliainwww.elia.be/repository/ProductsSheets/S4_F_INTERRUPTION.pdf(15août2009)216Ibid.p.3


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Ceserviceestrémunérédedeuxmanières:unepartieliéeàlamiseàdispositiondelaréserveetunepartieencasd’activationduservice.Aujourd’huicesystèmeestappliquéàdesclientsindustrielsd’aumoins5MWdeconsommationeffaçable.Ilimpliquedepouvoircommanderàdistancel’interruptiondelafournitured’électricité.DemandSideManagement(DSM)–GestiondelademandeL’élargissementdececonceptauxconsommateursdetoutestaillespeutêtrevucommeune réponseà la volatilitéplusgrandedesvariationsdeproductionduesaux sourcesintermittentes. Le conceptDSMconsistedoncà interrompre l’alimentationélectriquepourtoutoupartiedelacharged’unconsommateur,demanièretransparente.Ce système peut être mis en pratique de plusieurs manières différentes; soitdirectement par le gestionnaire lui‐même qui commanderait l’interruption sur basetotalementautomatisée,soitparunagrégateurquisepositionneraitentreleclientetleproducteur.Enfonctionde laproduction, ilpourraitréduireunepartiede lademandeoulafaireévoluerpourcolleraumieuxàcettemêmeproduction.Est‐ilréalistederéduire laconsommationdesparticuliersauxheuresdepointeetsurquellebasetechnique?Sitoutlemondes’accordeàdirequ’unepartiedesappareillagesélectroménagers pourraient tourner à un moment creux (lave‐vaisselle, lave‐linge,congélateur,boileravecaccumulateur,etc.),ilestplusdifficiled’évalueravecprécisionslesgainsd’unetelleopération.Etsurtoutcettebaissedechargeserait‐ellesuffisante?Cette interruption doit‐elle être volontaire ou commandée? Dans le premier cas leconsommateur aurait une attitude proactive en consultant un indicateur du prix del’électricité,danslesecond,l’opérationseferaitentièrementhorsdesoncontrôle.217Une question quasi éthique se pose par ailleurs: le consommateur sera‐t‐il prêt àaccepter ces intrusions dans la sphère privée, et si oui, quel en sera le prix? Cesquestions font l’objet d’études aujourd’hui, dont les conclusions ne sont pas encoreconnues.218219Un élément doit toutefois évoluer avant de pouvoir pratiquer aisément de la gestionactive de la demande, il faut pouvoir connaître les habitudes de consommation desménages dans le détail. Nous allons donc parcourir rapidement le sujet dit descompteursintelligents(ousmartmetering).Smartmetering–lescompteursintelligents

217EnergyDemandResearchProject–ReviewofProgressforperiodapril2008–august2008.–March2009–Ref29/09.www.ofgem.gov.uk/MARKETS/RETMKTS/METRNG/SMART/Documents1/EDRP_Progress_Report_2.pdf(15août2009)218Ibid.219«Testingsocialacceptancetoflexibility«Eu‐DEEPConclusionsPosters,inwww.eu‐deep.com/fileadmin/user_upload/media/downloads/Poster_conference_nice/Minoustchin_GDFSUEZ_Testing_social_acceptance_to_flexibility.pdf


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Levocablesmartmeteringrecouvredesréalitésdiversesmaisl’objectifcommunestdefavoriserlamesuredelaconsommationd’électricitéàdistance,sansrelevédecompteurmanuel.L’Italie(avecENEL)s’estlancéedanslepremierdansceconceptetdesprojetspilotes existent dans divers pays y compris la Belgique. En Belgique, alors qu’Eandislanceunprojetpilotesurplusieursmilliersdelogements,ORESetSibelgaexaminentlasituation.BRUGEL,lerégulateurpourlarégiondeBruxelles‐Capitaleacommuniquésesintentionsfinjuin2009.Mais tantquenousparlonsdemesures,nousneparlonspasencorede l’objet finaldecesmesures,àsavoirlacapacitéd’influersurlademande.Deuxécolessecôtoient:

- Lestenantsdel’information:lesclientsontaccèsàuneinformationsurleprixdel’électricitéetagitenconséquence.Ceconceptest‐ilréaliste?

o En Belgique l’extension du tarif de nuit au week‐end n’a donné lieu àaucune variation mesurable de la consommation de pointe; ce quisignifieraitunetotaleindifférenceduconsommateuràlamesure.220

o Une étude est menée parle régulateur britannique (OFGEM) afin dedéterminerl’impactd’uncompteurintelligentsurlescomportements.Ceprojet«EnergyDemandResearchProject»221.Quoiquelesrésultatsfinauxne soient pas connus, il semble qu’une partie des utilisateurs modifielégèrement ses comportements222 en recevant une information sur saconsommationd’énergie(smartmeter installéounon).Laquestionsous‐jacenteestdedéterminerquelpourcentagepourraitêtreeffacé.Selonlessourcescepourcentagepourraitmonterà5ou10%selonlessources223.

o La fourniture de l’information au client peut se faire soit par relevé(facture), soit par un appareil spécifique. L’étude d’OFGEM vise àdistinguer les deux méthodes mais les résultats définitifs ne sont pasconnusàcejour224.

- Les tenants de l’automatisme: le client a au moins le choix entre un mode«confort» et un mode «économie». En choisissant le second, certains de sesappareilsélectriquespeuventêtredéconnectéspendantdesduréesvariables.

o Cette méthode pourrait‐elle donner de meilleurs résultats quel’effacementde5à10%delachargeestimésci‐dessus?

o Ellenécessitedesadaptations légales, iln’estpasdu ressort aujourd’huides GRT ou d’agrégateurs de pouvoir intervenir sur les appareilsélectriques des clients et il faudra passer obligatoirement par desmodificationsdescontratsexistants.

- Des solutions intermédiaires voient le jour avec des boîtiers spécifiques nenécessitantpasd’interventionsur lescompteurs.Ces«energybox»permettent

220EntretienavecORES,Op.cit.221OFGEM,op.cit.222Ibid.p.6223ORES&Acccenture.224OFGEM,op.cit.


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de couper certains appareils à des moments de pic où l’électricité est la pluschère.Ilestintéressantdes’intéresseraucasdeVoltalisenFrancepourlequellacommission françaisede régulation (CRE)a renduunavisparticulier225 (juillet2009):cessociétésquipratiquentuneformed’agrégation(ellesserémunèrentauprès du GRT (RTE en France) qui paie ces acteurs d’«effacement diffus»)devraient«dédommager»lesproducteursd’électricitépourl’électricitéinjectéemais non consommée par les clients. Cette décision, si elle devait fairejurisprudence,casseraitàcoupsurtoutepossibilitéd’effacementdechargespardesméthodesDSM.Ilseraintéressantdesuivrecetteévolutiondanslesmoisàvenir.

e. VPPetagrégateursLe concept d’agrégation fait référence à la nécessité pour le GRT de disposer d’unnombrefinid’interlocuteursdanssesmissionsdecontrôleetdegestionde l’équilibre.En effet, la connaissance même parfaite des unités décentralisées sur le réseau dedistribution n’est rien sans la possibilité de les utiliser activement. L’agrégateurreprésente un intermédiaire capable d’agréger les multiples consommateurs etproducteurs sur une partie du réseau afin de traiter demanière unique et globaliséeaveclegestionnaireduréseaudetransport.Lepassuivantconsisteàqualifierl’ensembledesproductionsdécentraliséesmonitoréesetcommandéesparunopérateurd’unitédeproductionvirtuelle(ouVPP,VirtualPowerPlant).CesVPPpeuventêtreconsidérésparlesGRTcommedesunitésclassiques,aptesà fournir ou absorber de la puissance réactive, participant à l’équilibre du réseau ettotalementprévisibles.Outre lesappels lancésdans lecadreduprojetEU‐DEEP226àdéveloppercesconceptsd’agrégation, ilest intéressantdeconstaterquedesprojetsdevalidationdesconceptsVPPontvulejour:ilseraitdèslorspossible,enagrégeantdiversessourcesd’énergiesrenouvelables, en les combinant entre‐elles sur des régions suffisamment grandes, degommer les aspects de volatilité qui y sont liés quant les unités sont considéréesséparément.Leprojetallemand«kombikraftwerk»présenteainsiuneunitécombinéedanslaquelleonretrouve36installationséoliennes,photovoltaïques,hydrauliquesetdebiomasse227. Le vent et le soleil sont utilisés dès que possible, l’hydraulique et labiomasseservantàcompenserlesvariationsdespremiers.Commeleditleprojet:

«Technically,thereisnothingpreventingusfrom100percentprovisionwithrenewables.»228

225www.liberation.fr/economie/0101580776‐pourquoi‐dedommager‐edf226EU‐DEEP,ResultsforEnergyProducers,RetailersandServiceProviders,www.eu‐deep.com/index.php?id=445227Kombikraftwerk‐www.kombikraftwerk.de/index.php?id=27228Ibid.


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Ceci reste évidemment une expérience de taille limitée mais augure de possibilitéstechniques nombreuses. Le schéma ci‐dessous résume la solution envisagée. D’autresexpérimentations combinées ont lieu en Allemagne, comme l’unité hybride éolienne,biomasseavecstockaged’hydrogènedePrenzlauconstruitparEnertrag229.Onpourraitciterdelamêmemanièrel’étude«energyrichjapan230»quicombineunenouvellefoisdiverses sources renouvelables, qui agrégées peuvent se substituer à des unitésconventionnelles.

Figure38:Schémagénérald’uneunitécombinée231

f. Combinertousleseffets‐Smart‐gridsLa combinaison de l’ensemble des effets et techniques développés ci‐dessus seraprobablement la cléd’unepartiede la solution.Afind’augmenter lapartdes énergiesrenouvelables,ildeviendraimpératifdeprendreencomptelesaspectsd’intermittenceet de les compenser. Cette compensation pourra prendre différents aspects, au rangdesquelsontrouveraaussibiendesactionssurlaproductionquesurlaconsommation.La gestion d’une multitude d’unités et de consommateurs dispersés impliquera desévolutions importantes dans la manière de gérer les réseaux et de connaître leshabitudes des consommateurs, afin de profiter au maximum de la flexibilité de laconsommationetdelaproductionpourmaintenirl’équilibre.Onretrouvesouventletermede«smartgrid»ouréseauintelligentpourdésignerdesréseauxintégrésdedistributionetdetransportoùdesprocessusdedécisionautomatiséetentempsréelpourraientprendredesdécisionsliéesaumaintiendel’équilibreetdesfondamentauxdelafournitured’électricité.229www.consumerenergyreport.com/2009/04/22/germany‐to‐build‐worlds‐first‐hybrid‐power‐plant/230HarryLeeman,InstituteforSustainableSolutionsandInnovations,www.energyrichjapan.info/en/welcome.html231www.kombikraftwerk.de/fileadmin/downloads/Handout080417_CPP.pdf


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Ilseraitfauxdedirequ’iln’existepasd’intelligencedanslesréseauxactuels.Auniveaule plus élevé, donc du réseau de transport, cette intelligence est déjà présente et semanifestetouslesjoursdanslarégulationgénéraleduréseau.Maislacomplexificationliéeàladécentralisationcombinéeaveclavolatilitédecertainessourcesrenouvelablesimposerad’agiravecdiscernementetautomatiquement jusqu’auxniveauxlesplusbasdesréseauxdedistribution.Le réseau intelligent imposera des techniques de communication entre les unités deproduction, les compteurs intelligents des consommateurs et les gestionnaires.Aujourd’huionvoitd’ailleursapparaîtredegrandsnomsdumondeinformatiqueseruersur un marché de la régulation automatisée. Comme le fait remarquer IBM232,l’électricitéétaitunsujetquin’intéressaitpasgrandmonde.Cetteépoquesemblebeletbienterminée…

Figure39:Schémagénéralcompletd’unréseauintelligent

232www.ibm.com/ibm/ideasfromibm/us/smartplanet/topics/utilities/20081124/index.shtml


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VII. Aspectséconomiques.Dans ce paragraphe nous détaillerons les effets économiques connus des productionsdécentraliséessur les réseauxélectriquessurbased’étudesetd’exemplesconcretsdediverspayseuropéens.Nousnousattèleronsensuiteàmontrerquelalibéralisationdumarchédel’électricité,en apparence positive pour l’éclosion de capacité de production d’électricité verte, serévèle compliquée quand il s’agit de gérer proprement les contraintes issues de cesproductionsdécentralisées.Dansun soucide transparencemaximum, la libéralisationdumarchéde l’électricitéamenéàunescissionclairedesprixentrelesdifférentsintervenantsdumarché.Nousallonsdétaillericilefonctionnementdumarchédel’électricitélibéraliséetsurtoutl’impactsur le financementdesréseauxde transport (géréenBelgiqueparElia)etdedistribution(fédérés/gérésparORES(WA),Eandis(VL),Sibelga(BXL)).Lalibéralisationdumarchédel'électricitéainduitdenouvellesformesdetarificationdel'électricité.Pourillustrerceci,nousallonsdétaillerlefonctionnementdelatarificationbassetensionenBelgique.

1. LescoûtsdesadaptationsdesréseauxélectriquesLes réseaux électriques ont été dimensionné et actualisés pour gérer des contraintesprécisesentermedelieuxdeproductionetde lieuxdeconsommation.L’irruptiondesénergies renouvelables et des unités décentralisées pose comme nous l’avons vu descontraintes nouvelles, différentes des contraintes existantes. De manière générale, ilseranécessaired’adapter le réseau chaque fois qu’une connexion est réalisée surunesectionfaibleduréseauouqu’ilexisteunrisquedegoulotd’étranglementsurleslignesentrelelieudeproductionetceluideconsommation.Laquestionde l’adaptationdes réseauxaétéétudiéemaintes fois et les résultatsquenousallonsprésenterci‐dessouspermettentd’obteniruneimageassezclairedescoûtsenjeux.Nousallonstoutd’abordpasserenrevuelesrésultatsdeplusieursétudesréaliséesdansdiverspayseuropéenscesdernièresannées.

a. CequicoûtecherdansunréseauélectriqueLeschiffressuivantssonttirésdel’étudeEU‐DEEP.Ilsdonnentunerépartitiondescoutsentrelesdifférentscomposantsd’unréseauélectrique.


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Figure40:répartitiondescoûtsdesmatérielsentrelesniveauxdesréseaux233

Le coût du réseau de distribution l’emporte sur tous les autres. Ceci doit êtremis enparallèle avec l’effet le plus problématique pour l’intégration des productionsdécentralisées,àsavoirlagestiondelapentedetensionsurlesfeeders.Oncombinedescoûtsélevésauniveauleplusatteintduréseau.Oraujourd’huilamajoritédesétudessefocalisentsurlescoûtsauniveauduréseaudetransport.IlestàcraindrequelesGRTsepréoccupentfinalementplusdudevenirduréseauquelesGRDchezquilasituationseraplusaigue.

b. AllemagneUneétudedeDENA234aestimélecoûtdemodificationduréseaucommesuit:Objectif : 20% de renouvelable en 2015/2020 36000 GW Nouvelles lignes 380 kV 850 km Amélioration de lignes existantes 400 km + Nouveaux équipements Puissance réactive à compenser 7350 MVAR en 2015 Coût Total 1,1 Milliard EUR Coût au kW installé 100 Eur/kW

Tableau14:RésultatsDENA.

c. Grande‐BretagneDe manière générale, les flux de puissance transitent du nord vers le sud pour desraisons historiques.: Les centrales thermiques étaient majoritairement concentréesdanslenordtandisquelesgroscentresdeconsommationsonttoujoursdanslesud.235

233DER,efficientgridcostallocation,op.cit.234DENA,2005.PlanningofthegridintegrationofwindenergyinGermanyonshoreandoffshoreuptotheyear2020(denaGridstudy).DeutscheEnergie‐AgenturDena,March2005.EnglishsummaryandfullGermanversionavailableat:www.dena.de/themen/thema‐reg/projektarchiv/.235VTT2007WindReport,op.cit.p.60‐61

Ligneshautetension;6%

TransformateursHT‐MT;

12%

Lignesmoyennetension;16%

TransformateursMT‐BT;5%

CâblesBasseTension;61%

Ligneshautetension

TransformateursHT‐MT

Lignesmoyennetension

TransformateursMT‐BT

CâblesBasseTension


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Pourledéveloppementdel’éolienenGB,deuxsolutionsontétéenvisagées:lapremièreconsiste à suréquiper le nord, quitte à pérenniser le transport sur longue distancecomme aujourd’hui; la seconde consiste à développer le potentiel éolien marin demanièredispersée,afinderéduirelespertesdeligne.Scénario 1 : 20% 26 GW Coût estimé par kW (dispersé vs Nord + écosse)

De 65 à 125 GBP/kW

Coût total estimé De 1,7 à 3,3 milliards GBP Scénario 2 : 8 GW Coût estimé par kW (dispersé vs nord + écosse)

De 35 à 77 GBP/kW

Coût total estimé pour Ecosse seulement De 0,6 à 1 milliard GBP Tableau15:DonnéesGrandeBretagne

Ce qui donne comme pour l’Allemagne des coûts allant de 50 à 100 Eur par kW depuissanceinstallée.

d. Pays‐BasUne étude a été menée en 2003 par le ministère des affaires économiques sur lapossibilitéd’intégrer6000MWd’éolienmarinsurleréseau.236Pourmémoire, sur le réseau haute tension hollandais, la pointe de puissance était de15,2GWen2005.237Objectif en éolien marin 6000 MW Nouvelles lignes HT Nouveaux équipements Améliorations de lignes existantes Coût total estimé en réseau aérien 310 millions Eur Coût total estimé par câbles souterrains 970 millions Eur Coût au kW 60-110 eur/kW

Tableau16:DonnéesPaysBas.

Il existait plusieurs options qui ont toutes été estimées concernant la liaison aucontinent, et deux scénarios en fonction du délais (2020 ou 2030). Les chiffres sontexprimésenmilliardsd’Eur.Liaison Scénario 2020 Scénario 2030 150 kV – Alternatif 0,96 0,70 380 kv – Alternatif en étoile 1,01 0,80 380 kv – Alternatif en boucle 1,55 1,19 HVDC – Continu 1,8 1,43

Tableau17:DonnéesPaysBasenfonctiondesscénarios.

236ibid.,p.62‐63237ibid..


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e. PortugalDans un plan datant de 2001, le gouvernement portugais a fait estimer le coût desadaptations du réseau électrique pour intégrer des grandes quantités d’énergieélectriqued’origineéoliennesursonréseau238239.Objectif visé 5100 MW Nouvelles lignes 400, 220 et 150 kV Nouveaux équipements HT Amélioration des lignes existantes en 220/150kV Coût total estimé (pour les aspects renouvelables) 200 millions d’Eur Coût total estimé réel (montants à investir sur le réseau)

400 millions d’Eur

Coût au kW installé De 53 à 100 Eur/kW Tableau18:DonnéesPortugal

f. SuèdeLa Suède a estimé le coût des gaspillages d’énergie éolienne si le réseau n’était pas àmêmedelesabsorber.Lecalculaétéréalisécommesuit240:avec4000MWd’éolien,lespertes liées à l’impossibilitéd’utiliser l’énergieproduite semontent à540millionsdeSEK.Avec3200MW,cespertessontde300millionsdecouronnes.Ceschiffressontdeschiffresannuels.La constructiondes lignes capablesde supporter800MW(soit ladifférenceentre les3200etles4000MW)revientà400millionsdecouronnesparan.Soitprèsdedeuxfoislecoûtdespertes.Cet exemple montre qu’il existe des limites économiques à développer et intégrercertainsprojetsrenouvelables.Cetteremarqueestbienévidemmentliéeàuncontexteparticulieretnepeutêtregénéralisée.

g. France

Depuis 2002, RTE (le GRT français) a assisté à une explosion des demandes deraccordement pour des parcs éoliens sur les zones côtières à fort potentiel de vent(côtes de la Manche, mer du nord et côtés méditerranéennes). Face aux difficultésd’obtenirunaccordsystématiqueduGRT,certainsprojetssesontdéplacés241.RTE estimeque la capacité éolienne acceptable pour le réseau serait de 6000 à 7000MWsansadaptation,pourautantquelesprojetsseconcentrentdanslapartienorddelaFrance.Pourcesraisons,etcomptetenudesincertitudessurlesprojets,RTEadécidédelaisserdutempsautemps.

238TransmissionGridDevelopmentPlanforRenewables‐2010239W82,op.cit.,p.64‐65‐66‐104240ibid.,p.241Electricité@EnergiesRenouvelables,Merlin,op.cit.


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2. Coûtdel’accroissementdesréservesL’accroissement des réserves est comme nous l’avons vu, un effet collatéral del’intégration de pourcentage élevée de sources intermittentes sur le réseau. Ceci a uncoûtfinancier,quidoitêtresupporté infineparleclientfinal.Legraphiqueci‐dessousdonneunordredegrandeurpourdifférentspaysdel’accroissementdescoûts242.

Figure41:Résultatsdesestimationspourl’accroissementdescoûtsd’équilibreetd’opérationavecuneproductionéolienne.Lescoursdeconversiondesdevisessontceuxdel’époque,soit1EUR=0,7GBPet1EUR=1,3USD.PourlaGB,l’étudede2007montrequepour20%depénétrationéolienne,lecoûtvariede2,6à4,7Eur

/MWh243.

Malgrél’accroissementenfonctiondelapénétration,onretrouvedescoûtsd’opérationetdegestiondel’équilibrequitourneautourde1à4EurparMWh.Cequicorrespondà10%maximumdelavaleurdel’électricitééolienneproduite.Néanmoinsontrouvedesdisparitésimportantesselonlespays;cecipeutêtreduàladifférencedeméthodologieutilisée(notammentlenombred’heuresprisesencompte).Selonl’étudesous‐jacenteàce graphique, un accroissement de la zone considérée implique une diminution descoûts, ce qui semble intuitivement logique. Les interconnexions avec les pays voisinsdoiventégalementêtrepriseencompte,vuqu’elles influencent lescoûtsà labaisse,àconditionquelesinterconnexionspuissentêtreutiliséespourlagestiondel’équilibre244.

3. FacturationenbassetensionenBelgique(<1kV),effetssurlesréseauxdedistributionetdetransport

Nous ne nous intéresserons pas ici à la facturation en haute tension (pour les clientsraccordésauréseauHT).Leparticulierquiaujourd'huisouscritàuncontratdefournitured'électricité(soittout

242VTT2007WindReport,op.cit.p.101.243Ibid.pp.100‐101244Ibid.


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lemonde...)voitsafacturerépartieendifférentsmontantsquicouvrentprincipalementlespostessuivants:

- Uneredevancefixe- Unmontantcorrespondantàlaconsommationd'électricitéexpriméeenkWh

(doncenunitésd'énergieconsommés)- Unmontantcorrespondantautransportdel'électricité,liéàlaconsommation- Un montant correspondant à la distribution de l'électricité, lié à la

consommation- Unelocationdecompteur,fixe

Lesmontantspayésserépartissentdonccommesuitendeuxcatégories:

- lesmontantsliésàlaconsommation- lesmontantsforfaitaires

LeclientpaiedoncunmontantM=kCe+fOù freprésentelasommedesfraisforfaitaires,

Celaconsommationd’électricitéexpriméeenkWhkleprixtotalpayéparkWhquisedécomposeen kpleprixdelaproductiond’électricité

kdleprixdeladistributiond’électricitéktleprixdutransportd’électricité

Enguised’ordredegrandeur,

Figure42:ListedesGRD(gestionnairesderéseaudedistribution)enRégionWallonne,avecleursprixnonnégociables,valeursnovembre2007.EnEURTVAC

Le client paie également une série de redevances. Celles‐ci sont proportionnelles àl’énergieconsommée.Ellescomprennentlaredevancepourlescontrôleurs(CREG),lesobligations de services publics (OSP), le fonds «Kyoto», le financement du passifnucléaire, la surcharge pour clients protégés, une taxe énergie et une redevance deraccordement.


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Figure43:Valeursdela«taxe»ennovembre2007.EnEURTVAC

a. Latarificationactuellepose‐t‐elleproblème?On imagine sans peine qu’avec l’introduction de la micro‐cogénération et de laproduction photovoltaïque individuelle, un nombre croissant de ménages vont voirdiminuersubstantiellementleurnoted’électricité.La règle en vigueur enWallonie245 est que l’électricité produite permet de réduire lafactureduconsommateurmaislareventeauréseauencasdesurplusn’estpaspriseencompte. Comme la production ne coïncide pas nécessairement avec la production, onassiste de facto à une revente de l’électricité au réseau, au tarif de consommation, etdansleslimitesdelaconsommationannuellemaximaleduménage.On peut donc estimer que chaque kWh produit par une installation décentraliséeconduiraàunepertederevenuparledistributeuretpourletransporteur.Orcommenousl’avonsvuparailleurs,s’ilestraisonnablededirequ’uneinstallationdemicrocogénérationcouvrerelativementbienlesbesoinsenélectricitévusacourbedeproductionenrapportaveccelledeconsommation,onnepeutpasendireautantdesinstallationsphotovoltaïques.D’unsimplepointdevuetechnique,ondiradoncquenonseulementleconsommateurutilisedel’électricitéqu’iln’apasproduite(vuledécalageentre la production PV et les pics de consommation) mais en sus il renvoie del’électricitéversleréseauetutilisedoncl’infrastructure.Orilnepaiequesaconsommationfinale,soitEc‐Epavecunminimumdezéro.Tant que les pourcentages de pénétration des productions d’électricité décentraliséesrestent faibles, l’impact des externalités est négligeable. Si 100000 ménagesproduisaient 2kW d’électricité simultanément (par exemple avec du photovoltaïque),ceci ne représenterait que quelques 200MWd’électricité produits, à comparer à unecapacitétotaleenBelgiquede16000MW,soituntoutpetitpeuplusd’unpourcent.Orune partie de cette électricité est consommée directement par le producteur, ce quidiminueencorelepourcentageendessousde1%.Quiplusestnoussommesencoretrèsloinaujourd’huid’untelnombredeménageséquipés,cequinousfaitdirequel’impactdesexternalitésestaujourd’huinégligeable.Mais qu’imaginer si demain, une fraction significative de la population, par le jeu depolitiquesefficacesetimaginatives,sevoitdotéedelapossibilitédeproduiresapropre245www.cwape.be/servlet/Repository?IDR=9271


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électricitéetsurtoutdecompenserentotalitésafactured’électricité?Avec 20 % de ménages dans cette situation, les 80% de ménages restantssupporteraient100%descoûtsdetransportetdedistribution.Le rapport final du programme européen EU‐DEEP arrive à lamême conclusion246 etpréconise de tenir compte de cette absence de concordance entre productiondécentraliséeetconsommation.Denombreusesquestionsseposentetnotammentl’identificationprécisedesimpactsdecesproductionsdécentraliséessurlesréseaux.AlorsquelegrandéolienseraccordesurlesréseauxHT(parcoff‐shoreparexemple)ousurleréseauMT(éoliennesterrestres),lespetitesunitéssontellesraccordéessurleréseauBTquidépenddesdistributeurs.Deplus, onpeut raisonnablement faire l’hypothèseque l’électricitéproduite enpetitequantitélocalementalimented’abordlesconsommateurssurlemêmefeeder(doncsurlabouclelocalelaplusprocheduproducteur),cequinedevraitpasimpacterleréseaudetransport.Cecirestenéanmoinsàprouver.Auniveauduréseaudetransport,leseffetssontdifférentssachantquelespuissancesenjeusontplus importantes(à titred’exemple, lesparcéoliensdanoisreprésententplusde4000MWdepuissanceinstallée).

b. Lecoûtdelarégulationduréseauetlecoûtdel’équilibre Lesréseauxélectriquesassurentenpermanenceuneéquivalencedelaproductionetdelaconsommation.Sansrentrerdansdesdétailstechniquesquin’ontpasleurplacedanscette discussion, la production doit s’aligner sur la consommation, faute de quoi leréseaudevientinstableetonrisquelacoupurecomplète.Larégulationestréaliséeparlegestionnaireduréseaudetransportetlesproducteursd’électricité.Oraujourd’hui,silesparcséolienspermettentd’intervenircommeacteursde régulation, les petites productions décentralisées ne le font pas. Il existe un coûtéconomiqueàcetterégulationquenousnedétailleronspasici.Il faut donc éviter que les grands producteurs doivent assumer les coûts entièrementeux‐mêmes. Le cas de la puissance réactive est intéressant: si on fait abstraction descontraintesdestabilisationde la tension(cequiestunehypothèseacceptableavecdefaibles taux de pénétration des unités décentralisés renouvelables), la production depuissanceréactiveauncoûtpourleproducteur.Silesunitéséoliensouphotovoltaïquesnesotpasàmêmedeproduiredelapuissanceréactive,celasignifiequelesproducteursclassiquesdoivententièrementsupportercettecharge.Ilestaisédecomprendrequ’unetelle situation aura des impacts importants avec des taux de pénétration plussignificatifs.Lecasdesréservesestsimilaire: lesréservessontdesunitésnonutilisées.Ordans lalogique de la préférence d’achat accordée à l’électricité d’origine renouvelable, leconcept de réserves éoliennes ou photovoltaïques n’est pas pris en compte: quel246EU‐DEEP,ResultforDSO‐www.eu‐deep.com/index.php?id=446‐Costreflective“UseofSystem”tariffsmustbepromoted


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particulieraccepteraitaujourd’huiquel’électricitéproduiteparsespanneauxPVnesoitpasvendablesousprétextequesoninstallationfaitpartied’uneréserve?Onlevoit,ànouveau,cecifaitpeserlecoûtdel’équilibresurlesproducteursclassiques.De plus le gestionnaire du réseau de transport doit connaître toutes les sources deproductiond’électricité.Cen’estpaslecasaujourd’hui.Celaintroduitunrisque.Cen’estpasunélémentfinanciermaisunélémentdesécurité.Cerisqueprovientdufaitquelaproduction d’électricité sur base renouvelable par des sources intermittentes (soleil,vent)peutfluctuerrapidement.OrlegestionnaireduréseauHTnepeutpasanticipers’ilne connaîtpasavecune certaineprécision les capacités installéesdirectement sur lesréseauxMTetBT.Cette cartographie du réseau de distribution, qui n’existe pas systématiquementaujourd’huidanstouslespays(enBelgiquelesinformationssetransmettentdesGRDauGRT),devrait représentercommenous leverronsplusbasunpointdepassageobligéversunemeilleureintégrationdesressourcesdécentraliséesauseinduréseau.Cescoûtssontliésdirectementauproducteuretnonaugestionnaireduréseau.Ilssontdoncdirectementimputésauxconsommateursfinaux.

c. Lapriseencomptedecesexternalités Deuxexternalitésimportantesontétédécritesci‐dessus:

- l’absencedepriseencomptedescoûtsdetransportetdedistributionpourlesproducteurs d’électricité décentralisée compensant tout ou partie de leurconsommation.

- L’absence de prise en compte des coûts liés à la régulation des réseauxélectriques.

Fairesupporterlecoûtdutransportetdeladistributionàtoutlemondereviendrait:

- à faire penser une hypothèque encore plus lourde sur la rentabilité desénergiesrenouvelablesendiminuantencoreleurperformancefinancière,

- à faire payer au contribuable un surcroit de prime, subside ou réductiond’impôt destinée à maintenir coûte que coûte l’attractivité de ces sourcesd’énergie.

- Arevoirlemécanismedescertificatsvertsafindetenircomptedecescoûtscachés.

Onlevoit,cettesolutionn’offrequepeud’avantages.Unesolutionseraitd’appliquerleprincipe des certificats verts au transport et à la distribution. De cette manière, lesfournisseursd’électricitégrisesubventionneraientdelamêmemanièrelaproduction,ladistributionetletransport.


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VIII. ConclusionsLa décentralisation des unités de production électrique est devenu un fait établi; lechoix politique de favoriser au maximum l’électricité d’origine renouvelable ou deséquipements d’économie d’énergie comme les cogénérations, a conduit à cettedécentralisation de fait d’une partie de la production électrique. Alors que celle‐ciprogresse,quelssontlesenjeuxetlesdéfisliésàcettemodificationnouvelledupaysageélectriquedenospays?Lesréseauélectriquesn’ontpasétéconçusdansuneoptiquededécentralisationetlespremiers raccordements ont été réalisés sans imposer de contraintes techniquescomplexes, les gestionnaires considérant que les marges de manœuvre des réseauxabsorberaient ces étranges sources décentralisées. Mais l’augmentation continue dutaux de pénétration de ces générations décentralisées impose de repenser le réseauélectrique, duniveau transport à la distribution, enprenant en compte auniveaudesinvestissementsleseffetsspécifiquesliésàladécentralisation.Comme nous l’avons vu, le point le plus saillant au niveau de distribution, c’estassurément les changements de pente de tension sur les câbles d’alimentation. Cettecontrainteimposedeconcentrerunepartiedesmoyensdansl’améliorationdeceszonesduréseau,alorsquecesontdéjàleszonesquireprésententlescoûtsd’investissementetdemaintenancelesplusélevés.Aufuretàmesurequel’onremontedanslahiérarchieduréseau,lesproblèmessefontplus globaux; on touche rapidement au réseau de transport national, et à travers lesinterconnexions,auréseaueuropéendanssatotalité.Oraujourd’huilegestionnairederéseaumanqued’outils…Lalibéralisationl’acantonnédansletransportdel’électricitéproduitedanssondomaine,etl’autoriseàl’injectersurleréseaudesdistributeurs.Orceschémaétaitceluid’uneproductionélectriqueconnue,localiséesur le réseaude transport, ethistoriquementsouventcontrôléepar lamêmeentitéquelegestionnaireduréseau.Pourremplirsesmissions,leGRTdevraimpérativements’adapteràladécentralisation,prévoiretréguler,afindepouvoirmaintenirleniveaudeserviceattendu.Le problème le plus crucial reste celui de l’équilibre de la consommation et de laproduction,dansunenvironnementoùlaproductionestdevenuesoumiseauxaléasdelamétéorologie.Le premier niveau d’intervention reste celui du réglage de la production avec uneutilisationintelligentedesréserves.Lesecondniveauconsisteàimporterouexporterl’électricitémanquanteouensurplus,pour autant que les pays voisins puissent faire face à cette offre ou cette demande,parfoisimprévue.Ceciestàmêmecommenousl’avonsvud’engendrerdescongestions


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importantes sur certaines lignes, y compris des interconnexions transfrontalières etimpliquedesinvestissementsspécifiquesauniveaudesréseauxdetransport.Le troisième niveau est celui où, la gestion active ne pouvant plus compenser lesvariations,ilconviendraitdejouersurlademande,enpratiquantdeseffacementsdiffus,du «load shedding» appliqué aux petits consommateurs. Cette technique permet degagner en flexibilité mais ne constitue évidemment pas la panacée. Elle implique unconsentement des consommateurs, une connaissance détaillée de leurs habitudes, àtravers des réseaux de compteurs intelligents, et de ce fait, représentera des coûtsimportantsdemiseenœuvre.Lequatrièmeniveauestceluide l’agrégationde laconsommationetde lademande. Ilsemble réaliste de combiner des sources renouvelables entre‐elles pour équilibrerl’offre,enjouantsurlescomplémentsentrelestechnologies,endéveloppantlestockage,à grande échelle (pompage‐turbinage, hydrogène,…) ou à petite échelle (V2G….). Encombinant lessources intermittentesavecdes techniquesdestockageoude lissage, ildevient possible de présenter des unités de production virtuelles ayant les mêmescaractéristiques que les unités conventionnelles, et ce dans tous les domaines de lagestionduréseau.Lecinquièmeniveauconsisteàpenserpluslargequelesniveauxnationaux.Deseffetscomme les flux de puissance entrainant une congestion de certaines lignes et de fluxallantduDanemark auPortugal, sontdéjà lamanifestationque les réseauxnationauxsont devenus, dan certains cas trop étroits. En élargissant les zones géographiquesconsidérées, le lissage des intermittences devient plus évident, les technologies secombinentmieuxlesunesauxautres,commeéoliendunordetphotovoltaïqueausud,lesbesoinsdesconsommateursoffrentunemargedemanœuvreplusaisée.Tout ceci entrainera progressivement des changements profonds dans la manière degérer les réseaux, réintègrera le GRT dans son rôle de chef d’orchestre, avec l’aided’agrégateurs,etd’uneconnaissanceprécisedessourcesdécentralisées.Letempspresse,maissansurgence:commenousl’avonsvu,ilexistedesmargesauseindes réseau tels qu’ils existent pour intégrer des pourcentages importants, variablesselonlescasetlestechnologies,desourcesdécentralisées.Derrière ces considérations techniques, le rôle du politique est une nouvelle foisessentiel:ils’agitd’accompagneruneévolutionimportante,endonnantlesmoyensauxgestionnairesdesréseaux,enfavorisantl’éducationdesconsommateurs,enpermettantà de nouvelles formes de consommation d’électricité flexibles (véhicules électriques,chauffageparpompes‐à‐chaleuràaccumulation,etc.)devoire le jourpourmodifier lastructuredelademanded’électricité,afinderendrecelle‐cilepluscompatiblepossibleavec la structure de la production. Pour cette production enfin, il devra orienter lemarché, chercherun justeéquilibreentre lessourcesrenouvelables,afindemaintenirsurlelongtermel’opérabilitéduréseau.Ildevrafavoriserleséchangesinternationaux,pensercontinentavantdepenserpays,créeruncadreréglementaireattractifpour lesinvestisseurs et contraignant pour les fournisseurs. Il devra enfin favoriser ledéveloppement d’une filière complète de nouvelles technologies dans le domaine dustockage, des réseaux intelligents, des prévisions météorologiques, des énergies


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renouvelables,afindepréparerleterrainàcettemutationfondamentaledutransportetdeladistributionélectrique.Maissurtout,ilseraessentieldenepasgénéralisercequiauraétéréaliséenunendroit.Les recettes seront tout autant globales que locales, tenant compte des spécificitésgéographiques,desstructuresdeconsommationetdeproductionlocales,descapacitésdesopérateursàfaireévoluerleursentités.Quantauxinvestissements,leurcoûtpeut‐êtreestiméensebasantsurcequiadéjàétéréalisé dans certains pays. Nous l’avons vu, c’est coûts restent acceptables, quoiqueélevés.Maisquereprésentent‐ilsparrapportauxcoûtsdeschangementsclimatiquesàvenir et aux coûts des ruptures d’approvisionnements qui ne manqueront pas desurvenir?C’estdoncàceprix,etàcesconditions,que lamutationélectriquede l’Europepourraavoirlieu.Caràmoinsdeconsidérerquenousn’avonspasbesoindecetteénergie,iln’yaura que deux alternatives: continuer dans la même voie avec les conséquencesdramatiquesentermed’impactsurleschangementsclimatiquesetlasécuritésanitairede l’humanité, ou créer un nouveau paradigme électrique, en passant du continu audiffus,ducentralàladécentralisation,dulocaldistinctduglobalàunlocalintégrédansleglobal,bref,à l’éclosiond’unsystèmedeproductiond’électricité,propre,basésurlacomplémentarité, l’intégration mutuelle des compétences locales et surtout durable.Soutenable.


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IX. ListedesfiguresettableauxFigure1:Répartitiondescapacitésdeproductionentrelesdifférentsproducteurs.DonnéesElia2008.______ 17Figure2:RépartitiondelapuissanceinstalléepourElectrabelen2006 _______________________________ 18Figure3:Productiond’électricitéparElectrabelenfonctiondessourcesd’énergie,2006. _________________ 19Figure4:CapacitérenouvelabletotaleinstalléeenEurope,2006.____________________________________ 20Figure5:NouvellesunitésinstalléesenEuropeen2008____________________________________________ 20Figure6:Réseaumaillé,réseauboucléetstructureradiale _________________________________________ 28Figure7:Vueschématiqued’unréseauélectrique(EU‐DEEP) _______________________________________ 29Figure8:UtilisationdesréservesparElia._______________________________________________________ 33Figure9:PrincipalesinterconnexionsentrelaBelgiqueetsesvoisins.EllessefontentrelaFranced’unepartetlesPays‐Basd’autreparten400kV. ___________________________________________________________ 34Figure10:Productionéolienne(2400MW)etchargedansl’OuestduDanemark.Latempêtedu8janvier2005estvisibleauxheures128à139.Données:www.energinet.dk_________________________________ 39Figure11:Lissagegéographiquedelapuissanceéolienne(2au12février2005,Allemagne) ______________ 39Figure12:Laproductiond’énergieéolienneaucoursd’unesemained’été_____________________________ 40Figure13:Indiced’énergieduventsurbasemensuelle.____________________________________________ 41Figure14:Evolutiondelatensiondepuislederniertransformateur.Pouréviterquelatensionenboutdelignenepassesousleseuillimite,ilexistedespossibilitéstechniquestellesqueleSVR(StepVoltageRegulator).Cettetechniquepermetdecompenserlapertedetensionsurdeslignestroplonguesparrapportàlaconsommationamont. __________________________________________________________________________________ 42Figure15:inversiondelapentedelatension.Undépassementdelalimitesupérieurepeutsurvenirencasderaccordementsdenombreuxgénérateurssurlaligne._____________________________________________ 43Figure16:utilisationdeLDCensortiedetransformateurpouradapterlatensionauxcirconstancesdegénérationetéviterdefranchirleseuildesurtensionenboutdeligne. _______________________________ 43Figure17:labaisseduniveaudetensionensortiedetransformateuraffecteaussibienleslignesàhauteintensitédegénérationqueleslignesàbasseintensité.Ilestpossiblequ’iln’existepasdetensiondedépartidéalequisatisfassel’ensembledeslignes.CertainspayscommeleJaponimposentdèslorsauxfournisseursd’onduleursdelimiterlapuissancedesortie(pourduPV).Cettesolutionestnéanmoinspénalisantepourleproducteursituéloinsurlalignecarellediminuesaproduction._____________________________________ 44Figure18:Courbedecourant/tensionensinusoïdeparfaite. ________________________________________ 45Figure19:Cesharmoniquespeuventdéformerlesignalcommeindiquéci‐dessus(signalrésultant).L’additiondesharmoniquesausignalfondamentaldéformelasinusoïdedebase. _______________________________ 46Figure20: Comparaison des exigences en matière de réaction face à un défaut sur le réseau. (fault ride through) En fonction de la durée du défaut, le graphique ci-dessus indique dans quelles conditions la génératrice doit rester connectée. __________________________________________________________________________ 50Figure21:fluxdepuissanceenEuropeencasdefortventenEuropeduNord,associéàdesconsommationsfaibles. __________________________________________________________________________________ 54Figure22:l’électricitééoliennemarineinduitdesgoulotsd’étranglementdansleréseaudetransporthollandais(6000MW). ______________________________________________________________________________ 54Figure23:résultatsdel’accroissementdesbesoinsderéservesliéesàl’éolien.L’agenceallemandedel’énergie(DENA)prendencomptel’incertitudesurunejournée(àlahausseetàlabaisse).LaGB,l’incertitudeà4heures.PourleMinnesota,l’incertitudesurunjour.Pourlesautresleseffetsdesvariationspendantl’heured’opérationsontprisencompte.Pourl’IrlandeetlaSuède,l’incertitudeà4heuresaétéévaluéeséparément.________________________________________________________________________________________ 55Figure24:Coûtdespertessurlesdifférentsniveauxd’unréseauenfonctiondelaprésencedePVoudemicro‐cogénération. _____________________________________________________________________________ 57Figure25:Consommationetprévisionsdechargedu22au24juillet2009. ____________________________ 60Figure26:Consommationdu6janvier2009,comparéeauxprévisionsdejuillet ________________________ 60Figure27:Courbed’offredesunitésdeproductionenfonctiondeleurmiseenactivité___________________ 61Figure28:réductiondelademandedueauphotovoltaïquependant2joursdepointes __________________ 62Figure29:leréseaueuropéenestcoupéen3partiessuiteàl’incidentdu4novembre2006.L’évolutiondelafréquencedansles3zonesestindiquée. _______________________________________________________ 65


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Figure30:PartdesénergiesrenouvelablesenEuropedanslaproductiond’électricité–2006.Depuislorsdesévolutionsnotablesonteulieu,parexempleaveclephotovoltaïqueenEspagne. _______________________ 68Figure31:Coûtsd’équilibragetotauxparcomposants. ____________________________________________ 74Figure32:Laproductionetlaconsommationdoiventêtreenéquilibre.Cegraphiquedétaillelesdifférentscomposantsdelagestiondel’équilibre. ________________________________________________________ 85Figure33:Comparaisondetechniquesdestockage. ______________________________________________ 88Figure34:Comparaisondesdifférentsmodesdestockageparpuissancedisponibleettempsdedécharge. __ 88Figure35:Consommationfinaled’énergieenBelgique–Données2007. _____________________________ 90Figure36:Consommationd’électricitéparsecteur–Données2007. _________________________________ 90Figure37:Explicationgraphiqueduconceptdel’interruptiondefournitured’électricité. _________________ 94Figure38:Schémagénérald’uneunitécombinée_________________________________________________ 98Figure39:Schémagénéralcompletd’unréseauintelligent _________________________________________ 99Figure40:répartitiondescoûtsdesmatérielsentrelesniveauxdesréseaux __________________________ 101Figure41:Résultatsdesestimationspourl’accroissementdescoûtsd’équilibreetd’opérationavecuneproductionéolienne.Lescoursdeconversiondesdevisessontceuxdel’époque,soit1EUR=0,7GBPet1EUR=1,3USD.PourlaGB,l’étudede2007montrequepour20%depénétrationéolienne,lecoûtvariede2,6à4,7Eur/MWh. __________________________________________________________________________ 104Figure42:ListedesGRD(gestionnairesderéseaudedistribution)enRégionWallonne,avecleursprixnonnégociables,valeursnovembre2007.EnEURTVAC _____________________________________________ 105Figure43:Valeursdela«taxe»ennovembre2007.EnEURTVAC _________________________________ 106

Tableau1:Sourcesd’énergieutiliséesenBelgiquepourlaproductiond’électricité. _____________________ 18Tableau2:sourcesd’énergieclassiquesetrenouvelablesetleursituation_____________________________ 19Tableau3:ParcséoliensmarinsprévusenBelgiqued’icià2015. ____________________________________ 21Tableau4:simulationsderentabilitépourdesprojetsPVenWallonie,primesetimpôtsdéduits. __________ 26Tableau5:utilisationdesréserves ____________________________________________________________ 33Tableau6:résumédeseffetssurleréseauélectrique _____________________________________________ 64Tableau7:Résultatsd’uneaugmentationdelacapacitééolienneenSuèdepourdifférentespuissancesetdifférenteséchéancespourl’utilisationdesréserves. ______________________________________________ 73Tableau8:Besoinsadditionnelspourlagestionencontinudelafréquenceenfonctiondel’accroissementdescapacitéséoliennesenGB.LesminimaetmaximaenMWreflètentdesscénariosdifférentsdedispersiondeséoliennessurleterritoire. ___________________________________________________________________ 75Tableau9:variationsenkW/minutedanslecontexteactuel ______________________________________ 81Tableau10:Variationsextrêmedel’éolienàl’échellerégionale,enpourcentagesdelacapacitéinstallée. ___ 83Tableau11:Comparaisondesvariations________________________________________________________ 83Tableau12:estimationsdesPACenconsommationetpuissanceparrapportauréseauactuel.___________ 92Tableau13:EstimationsdesVEPlugInenconsommationetpuissanceparrapportauréseauactuel. _____ 94Tableau14:RésultatsDENA. _______________________________________________________________ 101Tableau15:DonnéesGrandeBretagne_______________________________________________________ 102Tableau16:DonnéesPays‐Bas. _____________________________________________________________ 102Tableau17:DonnéesPays‐Basenfonctiondesscénarios. ________________________________________ 102Tableau18:DonnéesPortugal ______________________________________________________________ 103

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