Colonne vertébrale du système électrique, le réseau de transport d'électricité est un atout central pour la transition énergétique. Il doit s'adapter aux moyens de production et aux besoins de consommation afin d'assurer durablement l'équilibre entre l'offre et la demande d'électricité. Les premières lignes de haute et très haute tension se sont d'abord développées autour de moyens de production centralisés, hydraulique et thermique dans un premier temps, puis nucléaire. Les besoins de consommation des zones urbaines et industrielles, dont la croissance fut très rapide après 1945, ont ensuite guidé le tracé de nouvelles lignes. Aujourd'hui, ce sont les grands flux d'électricité d'origine renouvelable et l'indispensable solidarité entre les territoires qui constituent les principaux vecteurs de l'évolution du réseau.

Le développement des énergies renouvelables est un des paramètres importants de l’évolution du réseau de transport d’électricité. Alors même que, dans les pays développés, la consommation d’électricité marque le pas depuis plusieurs années, les formes décentralisées de production d’électricité renforcent les besoins de développement du réseau.

Côté production, une flexibilité accrue
En effet, cette transition énergétique conduit à une localisation différente des sources de production. Les nouveaux sites, plus dispersés que les moyens de production « conventionnels », ne vont pas coïncider avec la cartographie antérieure. Les productions éolienne ou photovoltaïque sont généralement situées dans des zones éloignées des centres de consommation. En Allemagne, par exemple, le transport de l’énergie éolienne produite en Mer du Nord vers les centres de consommation du sud est un enjeu majeur et en l’absence de capacités de transport suffisantes, la production renouvelable doit parfois être bridée – un gaspillage physique et économique. Le réseau doit donc s’adapter rapidement pour être en mesure d’accueillir les nouvelles sources de production.

Electric

Au-delà de leur raccordement, le développement massif de ces nouvelles sources de production variables (par opposition aux moyens de production pilotables qui prédominaient jusqu’ici), conduit les acteurs à s’interroger sur la gestion du système électrique. De quels outils dispose-t-on ?

Le stockage d’électricité serait une très bonne réponse à l’intermittence des énergies renouvelables et à la variabilité (journalière ou saisonnière) de la consommation. Néanmoins les technologies sont aujourd’hui limitées et, pour l’essentiel, circonscrites au pompage hydraulique, une technologie certes éprouvée (elle est utilisée depuis huit décennies) mais limitée par la rareté des sites et par leur impact environnemental. De plus, il s’agit d’installations de grande taille nécessitant l’acheminement de l’électricité dans les deux sens : pompage et restitution. L’idéal serait un stockage diffus. Les pistes existent mais aucune ne pourra donner lieu à un développement industriel à grande échelle avant une décennie ou deux.

En l’absence de capacité de stockage déconcentré suffisante, efficace, rentable et respectueuse de l’environnement, la solution la plus adaptée à l’accueil et à la valorisation des nouvelles énergies renouvelables reste aujourd’hui une bonne gestion des flux. C’est précisément ce que permet un réseau suffisamment vaste.

En assurant la mutualisation des capacités de production à différentes échelles via les interconnections, le maillage des réseaux de transport et de distribution permet des économies importantes tout en garantissant l’approvisionnement en électricité de tout un pays.

Le passage à l’échelle continentale a encore accentué cette logique. À titre d’exemple, grâce au maillage du réseau qui s’étend bien au-delà des frontières de la France, la somme des puissances souscrites par l’ensemble des consommateurs français représente environ quatre fois la capacité réellement installée dans le pays.

Cette économie de moyens n’est pas simplement liée à la taille du réseau. Elle est aussi permise par le jeu des différences : culturelles, météorologiques, ou encore différences dans les modes de production. Conservons l’exemple de l’interconnexion des réseaux européens. D’une part, les pointes de consommation du soir sont décalées du fait de modes de vie et d’habitudes différents entre pays voisins : par exemple, on ne dîne pas à la même heure en France, en Belgique et en Allemagne. En outre, les systèmes électriques des pays européens sont plus ou moins sensibles à certains aléas. Les périodes tendues en France sont fortement tributaires des températures basses – typiquement la pointe de consommation aura lieu un soir d’hiver particulièrement froid – alors que l’Allemagne est de son côté très sensible à la production éolienne. La mise en commun des capacités de production au travers des interconnexions permet à chaque pays de partager le risque lié à ces aléas et ainsi de diminuer le besoin de capacités de production.

Le réseau de transport d’électricité permet ainsi de faire foisonner les gisements d’énergies renouvelables à une grande échelle et de mieux gérer les contraintes induites par leur caractère intermittent. Il permet de moins recourir à des capacités de compensation dites de « back up », souvent des centrales thermiques à combustible fossile (charbon, gaz, fioul) fortement émettrices de gaz à effet de serre. Il assure l’acheminement des surproductions locales ponctuelles, par exemple une production photovoltaïque importante à la pause méridienne dans un quartier résidentiel, vers les zones de consommation (le réseau permettra également de couvrir les besoins de cette même population la nuit et les jours peu ou pas ensoleillés).

La nécessaire modulation de la consommation
Un réseau national et continental bien géré, appuyé sur des infrastructures adaptées à la nouvelle géographie de la production, apparaissent donc comme des instruments essentiels pour la transition énergétique. Mais cela n’est qu’une partie de l’histoire.

Dans les pays industrialisés, les modes de production parfaitement pilotables qui ont été déployés jusqu’au début des années 1990, comme l’hydraulique et le nucléaire, ont amené à considérer la production comme devant s’adapter à la consommation, et non l’inverse. L’opérateur du réseau devait assurer l’ajustement de la production d’électricité aux variations de consommation afin de garantir un équilibre permanent entre production et consommation d’électricité.

Or la donne a changé, et devrait continuer à le faire. Le développement de nouveaux usages de l’électricité (climatisation, multiplication des équipements électroniques, téléphonie mobile, etc.) et les transferts d’usage attendus notamment dans le secteur du transport (véhicules électriques) nécessitent de maîtriser la consommation actuelle de manière à ne pas saturer le parc de production et les réseaux électriques.

Il faut aussi prendre en compte les pics de consommation, associés à une plus grande variabilité climatique. Dans les pays où l’électricité est un moyen de chauffage, les pics de consommation sont de plus en plus importants : ainsi, en France, on a atteint 102 GW en février 2012, soit 30% de plus qu’il y a 10 ans. Les canicules plus fréquentes, associées à un équipement croissant en climatisation, suscitent déjà des pics de consommation. Cela peut poser problème en termes de production : en Europe de l’ouest, par exemple, les pics de consommation électrique correspondent aux périodes de froid hivernal et aux chaleurs estivales, c’est-à-dire à un régime anticyclonique marqué par l’absence de vent. Cela n’a guère de conséquence quand l’électricité d’origine éolienne ne représente que quelques pourcents de la production totale, mais la montée en puissance de cette source d’énergie change la donne.

Pour maintenir un équilibre entre l’offre et la demande d’électricité, la modulation de la consommation est un outil au même titre que le développement du réseau, de moyens de production ou encore de stockage. Les gestionnaires de réseau jouent ici un rôle décisif, en développant et en mobilisant des nouvelles techniques d’effacement de consommation.

L’effacement est une forme particulière de pilotage de la demande, qui permet d’écrêter les pics de consommation et plus généralement à lisser la « courbe de charge ». Il consiste à réduire la consommation physique d’un site donné ou d’un groupe d’acteurs. L’effacement sera diffus dans le secteur résidentiel, ou prendra des formes différentes s’il concerne concerne les sites industriels.

Les fameux « réseaux intelligents » (smart grids) en sont la forme la plus connue. Ce ne sont pas seulement des technologies, mais aussi des mécanismes de marché, qui permettront progressivement de transformer le consommateur en « consom’acteur ». Ils sont aujourd’hui en plein  essor et les gestionnaires de réseau sont des acteurs de premier plan. En France, par exemple, des appels d’offre ont d’ores et déjà permis une forte augmentation des volumes d’effacements depuis leur apparition en 2010 : on est passé de 100 MW pour la première expérimentation à 700 MW fin 2013.

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Les nouveaux mécanismes de marché qui seront mis en place dans les années à venir, comme par exemple le mécanisme de capacité (un marché sur lequel s’échangent des capacités de production électrique), devraient permettre de soutenir cette tendance à moyen et long terme et contribuer ainsi à valoriser davantage la flexibilité de la demande d’électricité.

Optimisation économique, optimisation environnementale
Mutualisation et optimisation des moyens de production d’une part, foisonnement et flexibilité de la consommation d’autre part, tous ces aspects renvoient à une mission essentielle du réseau de transport d’électricité : la solidarité territoriale. En effet, le réseau de transport permet de réconcilier des bilans régionaux hétérogènes, des potentiels de production disparates et des profils de consommation irréguliers.

En sus de la flexibilité qu’il apporte du côté de la production et de la consommation, le réseau de transport d’électricité est un outil d’optimisation environnementale du système électrique.

En effet, la gestion des flux d’électricité tient compte des contraintes techniques et de l’ordre de préséance économique des différentes sources de production d’électricité. Les énergies dites fatales (celles dont la production serait perdue si on ne l’utilisait pas immédiatement : l’éolien, le photovoltaïque), sont utilisées en priorité, puis l’hydroélectricité au fil de l’eau, puis l’énergie nucléaire dont le coût marginal est faible. Viennent ensuite les moyens de production charbon, gaz et fioul en fonction du coût du combustible.

Ce fonctionnement garantit théoriquement une utilisation optimale et économique des sources de production. Mais les nombreux paramètres à prendre en compte mettent le système sous tension, et la montée en puissance des énergies renouvelables peut contribuer à le déséquilibrer. Là encore l’Europe est un bon cas d’école.

Au-delà de l’insertion technique des énergies renouvelables dans le système électrique, leur développement dans le cadre de mécanismes de soutien pose la question de leur articulation avec les mécanismes de marché.

Cela tient notamment au contexte. Les moyens de production thermiques, en particulier les cycles combinés au gaz, peinent à trouver leur rentabilité du fait de la stagnation de la consommation et de la baisse du prix du charbon et du CO2 en Europe. Dans ce contexte, l’injection de production énergies renouvelables hors marché peut être source de déséquilibres. On a ainsi vu à plusieurs reprises des prix négatifs sur les marchés de gros, une situation qui risque de se manifester dans certains pays européens plusieurs centaines d’heures par an. Faute d’une augmentation artificielle de la consommation, une hausse significative de la production électrique issue des renouvelables devrait logiquement se traduire par la mise à l’arrêt pendant de très courtes périodes de centrales thermiques, avec toutes les conséquences techniques et économiques d’un tel zapping. Les exploitants de centrales thermiques ont donc recours à des prix négatifs pour conserver leurs moyens de production en marche au niveau minimum technique acceptable.

Ces dysfonctionnements ne sont pas qu’une question économique, car la rentabilité des centrales thermiques pose la question de leur maintien. On aboutit ainsi à un paradoxe : alors que les énergies éoliennes et photovoltaïques, du fait de leur intermittence, sont de nature à renforcer l’utilité de moyens classiques dont la production est modulable, elles contribuent à fragiliser cette filière.

Or les annonces de fermeture de centrales thermiques à gaz partout en Europe pourraient devenir problématiques. Ainsi, les marges de sécurité aujourd’hui disponibles, et qui ont permis le passage de la vague de froid de 2012, décroîtront sur toute la période 2014-2018 avec une baisse marquée entre 2015 et 2016. Les différents scénarios étudiés dans le bilan prévisionnel publié par RTE en juillet 2013 montrent que si un événement du type de la vague de froid de février 2012 venait à se reproduire sous les mêmes conditions climatiques (vent, ensoleillement, température), le critère de sécurité d’alimentation fixé par les pouvoirs publics, et qui s’élève à trois heures en moyenne d’interruption locale de fourniture d’électricité, pourrait ne plus être satisfait en 2016.

Le marché de l’électricité peine aujourd’hui à envoyer les signaux de long terme efficaces, indispensables pour mener à bien les ambitions énergétiques et climatiques européennes. En Europe, mais aussi dans l’ensemble des pays développés, un nouveau modèle est nécessaire pour éviter de mettre en péril la sécurité d’approvisionnement en électricité, un modèle qui puisse à la fois favoriser l’émergence de nouvelles opportunités technologiques et industrielles autour du réseau intelligent, et qui permette de repenser l’économie du système électrique dans son ensemble afin de le rendre cohérent avec les objectifs visés pour 2030. De la bonne prise en compte de l’interaction de ces enjeux dépend aussi la qualité d’approvisionnement électrique, dont les réseaux de transport constituent l’un des garants essentiels.

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  • Série Transition énergétique – L’enjeu des réseaux électriques dans la transition énergétiqueon May 31st, 2014
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    A mon sens, il est important de distinguer deux problématiques : la problématique système qui raisonne sur des grandeurs physiques et la problématique marché qui est strictement financière, les objectifs de chacun des deux n’étant alignés que lorsque les mécanismes de marchés sont parfaits, ce qu’ils ne sont bien évidemment pas. Le dysfonctionnement du marché du carbone ou encore l’existence de très nombreuses externalités sur les marchés de l’électricité le prouvent bien.
    Il paraît important de raisonner d’abord techniquement, pour monter des bons projets, quitte à mettre en place des mécanismes redistributifs a posteriori pour corriger certaines aberrations “financières”.
    L’investissement dans les réseaux permet de mutualiser la flexibilité existante, mais si tous les gisements de flexibilité sont accessibles, le réseau ne va pas créer de flexibilité supplémentaire. A terme il va donc falloir investir pas uniquement dans des réseaux, mais également dans du stockage, la gestion de la demande ayant ses limites, et même si le stockage coûte un peu plus cher (et tant qu’à faire, il vaut mieux optimiser le rendement global plutôt que les CAPEX).
    Or dans le contexte actuel et vue son intensivité en CAPEX, le stockage est vu comme un actif risqué et le coût du capital est dissuasif. Ce qui n’est pas le cas pour des actifs de réseau dont les revenus sont à peu près garantis par les mécanismes de régulation des monopoles naturels.
    Une conclusion à ce commentaire : oui, il faut des réseaux, mais il ne faut bien en mesurer le besoin et les avantages et ne pas surinvestir, en gardant des cartouches pour investir dans d’autres actifs indispensables (gestion de la demande, faiblement intensif en CAPEX mais limité, stockage, fortement intensif en CAPEX mais indispensable dans le mix énergétique de demain).

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  • TT

    Autre point de vue :
    Rumpala Yannick, « Formes alternatives de production énergétique et reconfigurations politiques. La sociologie des énergies alternatives comme étude des potentialités de réorganisation du collectif », Flux 2/2013 (N° 92), p. 47-61
    URL : http://www.cairn.info/revue-flux-2013-2-page-47.htm

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