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30 novembre 2022

Développement du réseau électrique : l’ingénieur à l’épreuve du temps

La vocation du réseau public de transport (RPT) de l’électricité est de connecter les centrales de production et les consommateurs pour le bon fonctionnement de l’économie et la qualité de vie de chacun et ce, partout sur le territoire et à chaque instant. Si ce rôle reste une fondamentale invariable aux cours des décennies, ses modalités de mise en œuvre varient dans le temps en fonction du contexte et des époques. Le rôle de l’ingénieur en charge du développement du réseau électrique est ainsi de concevoir et d’adapter ce formidable outil industriel pour répondre aux enjeux d’aujourd’hui et de demain.


Un peu d’Histoire

Si nous brossons une succincte histoire du RPT durant les sept dernières décennies écoulées, nous pouvons distinguer plusieurs phases caractéristiques, qui ont vu l’avènement de la fée électricité comme cœur de notre vie collective moderne.

Initialement basé sur des lignes à Haute Tension (HT) 63 kV et 90 kV, le réseau s’est ensuite construit autour de centres industriels et urbains (Île de France, Nord, vallée du Rhône) du sortir de la Seconde Guerre mondiale jusqu’aux milieux des années 70. Il s’appuie alors sur des unités de production de taille moyenne (de l’ordre de 500 MW) à base d’énergie fossile ou hydraulique. Les centrales thermiques à flamme sont groupées autour des zones d’approvisionnement en matières premières (ports, bassins miniers) qui sont aussi les principaux centres d’activité économique du pays : le RPT se densifie autour de ces espaces. Il assure aussi le transport de l’électricité depuis les vallées hydrauliques vers ces lieux qui en sont éloignés (Alpes et Massif Central principalement, Pyrénées dans une moindre mesure). C’est l’époque du développement massif du réseau à Très Haute Tension (THT) 225 kV et de la densification du réseau régional HT.

La crise pétrolière a ensuite ouvert la voie à l’électro-nucléarisation du pays. D’importantes centrales nucléaires regroupées dans plusieurs sites, loin des centres urbains pour des raisons d’acceptabilité et de sécurité, sont construites. La puissance produite par chaque tranche d’une centrale va de 900 MW pour les premières, à 1400 MW pour celles de dernière génération des années 90. Ceci conduit à l’apparition de sites de production d’une capacité allant de 2 à 6 GW. En parallèle, la société de consommation bat son plein et l’urbanisation du territoire se poursuit. Les quantités d’électricité produites nationalement sont malgré tout supérieures à la demande, permettant à la France d’en vendre une partie en Europe. Le RPT doit dès lors assumer ce rôle de transporteur de plus gros volumes sur de plus grandes distances. Comme les pertes électriques sont proportionnelles à la résistivité du réseau (R.I²) et que R augmente avec la distance, il convient de baisser l’intensité I pour les limiter. A puissance donnée, cela est possible en augmentant la tension (P=U.I). Voici venue l’heure du développement d’un réseau THT de niveau supérieur : le 400 kV. Sa construction fut étonnement rapide vue la taille des ouvrages nécessaires : en 25 ans, la quasi-totalité du réseau que nous connaissons aujourd’hui fut bâti.

A l’avènement du nouveau millénaire, la France est prête. Son parc de production est robuste et fiable, son réseau de transport d’électricité maillé et en voie sur une résilience améliorée (la tempête de 1999 ayant conduit à une large campagne de renforcement mécaniques des pylônes, campagne maintenant terminée et dont l’efficacité fut prouvée par l’absence de coupure de grande ampleur lors des dernières tempêtes). L’électrification des usages continue de plus bel et les hivers des années 2000 voient se succéder les dépassements des pics de consommation allant jusqu’à la valeur jamais dépassée depuis lors de 100,5 GW en 2012.

Prévoir n’est pas prédire

Sur quel modèle se basait jusqu’alors le développement du réseau électrique dont RTE (Réseau de Transport de l’Electricité) a la charge ?

En estimant le coût pour la collectivité de la non-alimentation d’une partie de la consommation, nous pouvons établir une comparaison avec le coût de l’ouvrage électrique (ligne, transformateur) qui permettrait d’éviter cette situation. Si ce coût est moindre alors l’investissement est bénéfique à la collectivité.

La consommation électrique française journalière présente un profil typique et relativement régulier (voir graphe 1 d’une journée typique d’hiver). Elle est le reflet de l’activité du pays que nous pouvons très schématiquement résumer par : le démarrage de l’activité le matin (industrie, chauffe des bureaux…), les heures de repas, le chauffage et l'éclairage de la maison au retour du travail et le chauffage de l’eau dans la nuit.

Graphe 1 : Consommation réalisée en France du jeudi 2 février 2012 (source : RTE eco2mix)

Il est possible de transformer ce profil journalier régulier en une monotone de charge annuelle permettant de probabiliser le nombre d’heures où une puissance de X MW est dépassée (voir graphe 2). Si le réseau électrique ne peut garantir d’alimenter cette puissance sans contrainte sur ses ouvrages, nous pouvons en déduire l’énergie annuelle qui ne peut être garantie aux consommateurs et ainsi un coût afférant pour la collectivité (voir graphe 3).

Graphe 2 : Passage d’une courbe de charge à une monotone de charge


Graphe 3 : S2 représente l’énergie qui ne peut être alimentée au-delà de la puissance Pr

Étant donnés les montants de plusieurs millions d’euros en jeu et la durée de vie des infrastructures de transport de l’électricité, il revient à l’ingénieur de s’assurer que cet investissement soit le plus pertinent possible pour les 20 à 30 prochaines années (au-delà les projections des hypothèses sont par trop incertaines). Comme nous l’avons dit, la consommation étant le reflet de l’activité du pays, nous pouvons raisonnablement établir un lien entre la variation des puissances appelées et l’évolution du PIB. Si nous intégrons en plus une veille technologique (comme l’arrivée des ampoules à LED en remplacement des ampoules classiques), une prévision des consommations dans les quelques années à venir devient possible, permettant d’estimer la durée nécessaire à la rentabilité des investissements.

Toutefois un ingénieur n’est pas un devin. Qui aurait pu prédire la crise des subprimes, le Covid-19 ou la guerre en Ukraine pour ne parler que des derniers événements dramatiques les plus marquants ? Il faut alors faire preuve d’humilité. Un cadre de robustesse des analyses menées permet de s’assurer que ces investissements couvrent un cône d’incertitudes de la tendance prévue des années à venir. Et pour se prémunir des ruptures plus brutales comme celles évoquées, les études de développement sont régulièrement reconduites et révisées.

Ainsi, pendant plusieurs décennies s’est construit le réseau électrique : hausse de la consommation tirée par le développement économique du pays, construction de groupes de production centralisée pour répondre (et même anticiper) à la demande, création du réseau permettant la connexion de ces éléments.

Un vent nouveau

C’est alors que viennent s’insérer de petits nouveaux venus dans cette mécanique bien huilée : les énergies renouvelables (ENR). Jusqu’à la fin des années 2000, les énergies renouvelables ultra-majoritaires sur le réseau électrique sont les unités de production hydraulique. Celles-ci sont relativement centralisées et leur production connue et prévisible, qu’elle soit continue (fil de l’eau) ou pilotable (barrages de montagne). Elles s’intègrent donc parfaitement dans le modèle de développement du réseau basé sur de grosses unités de production centralisées alimentant une consommation diffuse sur le territoire.

Les nouvelles énergies renouvelables qui se développent depuis la décennie 2010, que ce soit la production éolienne ou photovoltaïque, présentent deux caractéristiques tout à fait nouvelles. D’une part, elles sont nombreuses et diffuses sur l’ensemble du territoire (bien que la géographie de notre pays tende en partie à en orienter le développement selon la source naturelle la plus présente localement). D’autre part, leur niveau de production est lié à la météo locale (taux d’ensoleillement, force et régularité du vent) dont la prévisibilité est très limitée.

Ainsi le profil quotidien caractéristique et répétitif de la consommation des postes électriques se trouve complètement chamboulé par cette production qui vient « effacer » de la consommation et qui peut même aller jusqu’au refoulement sur le réseau électrique (voir graphe 4), en particulier pour de la production éolienne terrestre. Les jours se suivent mais ne se ressemblent plus, ni même les mois et les années. L’approche par monotone de charge évoquée plus haut n’est alors plus pertinente pour conduire le développement du réseau.

Graphe 4 : exemple de profil journalier (MW) de consommation d’un poste électrique (bleue) et de la puissance vue du réseau électrique (consommation moins production EnR – violet) 

Heureusement pour l’ingénieur, la croissance des outils informatiques permet d’envisager des analyses multi-situations, plus gourmandes en données. En utilisant les scénarios prospectifs de Météo France, il est possible de simuler heure par heure la consommation et la production sur l’ensemble du réseau électrique et ce sur une dizaine d’années jugées statistiquement représentatives des diverses possibilités météorologiques. Associées à un modèle de calcul de flux électrique, l’ingénieur pourra alors déterminer, après de nombreuses heures de calculs et d’analyses, les structures de réseau les plus à même d’assurer le fonctionnement du système électrique. 

Du réseau d’hier au monde de demain : construire la transition énergétique

Toutefois le soleil ne passe au zénith que quelques instants par jour (quand il n’est pas caché par des nuages) et un vent fort et puissant n’est pas un phénomène des plus courants, même dans les contrées les plus septentrionales du pays. Dimensionner les infrastructures de transport d’électricité pour assurer l’évacuation d’un volume de production d’ENR qui n’est maximal qu’une à deux heures par an paraît excessif. D’autant plus que le profil de production de ces énergies est exponentiel dans ces valeurs extrêmes (graphe 5).

Graphe 5 : exemple monotone du taux de démarrage éolien au centre de la Somme

Par le choix de sa méthode de justification économique de ces ouvrages, RTE pilote le développement optimal de son infrastructure électrique. Brider la production de certains parcs ENR sur un volume faible et limité dans l’année engendre une énergie non évacuée (ENE) dont le coût pour la collectivité est nettement moindre que celui qui serait nécessaire pour construire des lignes électriques pour l’éviter.

Une fois encore, c’est par les possibilités offertes par les évolutions informatiques que la solution arrive. Afin d’assurer ce pilotage optimal des ENR, le développement d’automates de régulation assurant la limitation au plus juste de la production en fonction des capacités du réseau en temps réel est assurément le levier qui permettra à RTE et aux distributeurs d'électricité d’accompagner avec succès la nation dans sa transition énergétique.

L’intégration de ces nouvelles sources d’énergie électrique mais aussi des nouveaux usages de l’électricité (électro-mobilité, décarbonation de l’industrie…) nécessaires à la transition énergétique pourra se faire en développant de nouveaux ouvrages et en utilisant au mieux leur capacité grâce à un réseau « intelligent ».

Mais comme ce réseau construit il y a plusieurs décennies est vieillissant. Nous sommes en droit de nous demander si la reconstruction à l’identique d’une ligne électrique en fin de vie, construite sur des enjeux d’il y a 80 ans, est la meilleure solution pour répondre aux enjeux de demain. D’autres solutions s’offrent à nous, d’autres tracés existent. Les combinaisons sont multiples. C’est par une analyse complexe de ces solutions, de leur coût de construction, de leur acceptabilité sociétale et environnementale, de leur impact sur les capacités d’assurer la consommation tout en limitant les coûts d’ENE et des pertes qu’il est possible de trouver la solution la plus optimale pour la collectivité. Les solutions envisagées dans le Schéma Décennal de Développement du Réseau (SDDR) de 2019 en sont la synthèse.

Ainsi sont les défis que doit relever aujourd’hui l’ingénieur pour bâtir, dans la lignée de ces vénérables prédécesseurs, un réseau électrique qui continuera de défier le temps pour assurer, encore et toujours, le transport de l’énergie dans l’intérêt de tous.

Auteur

Entré à RTE en 2006 à la conduite du réseau, il rejoint en 2011 le service national du développement du réseau où il planifie le réseau de l’Ouest en 2030. Depuis 2018 au développement des Hauts-de-France, il impulse, en tant qu’ingénieur référent, le développement de nouvelles solutions flexibles nécessaires au réseau de demain.

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