Réseaux électriques européens | Quelles mutations ?

Jean-Pierre SCHAEKEN WILLEMAERS, président du pôle Energie, Climat & Environnement de l’Institut Thomas More

Note 17 | Septembre 2016


L’évolution du transport d’électricité est fortement tributaire de la politique bas carbone européenne. La modification profonde du mix de production électrique qui en résulte, conduit à une adaptation, très coûteuse et sujette à des défis de taille (qui pourraient affecter sérieusement la restructuration du système), de la transmission et, surtout, de la distribution d’électricité ainsi qu’à une redéfinition du champ d’activités des sociétés qui en assurent le fonctionnement. Analyse…

 

La transmission et la distribution d’électricité, en tant qu’interface entre l’offre et la demande électrique, doivent aujourd’hui s’adapter à la double évolution, d’une part du mix de génération électrique et, d’autre part, des modes de consommation voulus ou imposés. Le système électrique européen est, ce faisant, en pleine mutation. La phase actuelle est connue sous le nom de « transition énergétique ».

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Lire la tribune de Jean-Pierre SCHAEKEN WILLEMAERS parue dans L’Echo du 14 septembre 2016

Le renouvelable, essentiellement intermittent (éolien et photovoltaïque), est en effet devenu une composante du marché de la production d’électricité à la suite de la politique bas carbone conduite par l’Union européenne (UE). Celle-ci s’engage actuellement à réduire d’au moins 40% ses émissions de gaz à effet de serre (GES) à l’horizon 2030 par rapport à 1990 et à augmenter la part des sources d’énergie renouvelable dans le mix électrique à 27% d’ici à cette même date, ces objectifs n’étant pas contraignants au niveau des États membres.

La pénétration de plus en plus élevée du renouvelable intermittent, quoiqu’à un rythme moindre ces dernières années, augmente la variabilité ainsi que la dispersion géographique des centres de production et diminue la puissance de chacun de ceux-ci par rapport à celle des centrales conventionnelles. En effet, il s’agit souvent de producteurs locaux générant l’électricité pour leurs besoins propres et vendant le surplus éventuel au réseau, généralement basse tension, ou y injectant la totalité des kWh produits.

Ce changement de paradigme conduit à une triple mutation. D’abord celle du renforcement des réseaux basse, moyenne et haute tension selon les dimensions des parcs éoliens ou photovoltaïques et la localisation de ceux-ci par rapport aux consommateurs, ainsi que, dans certains cas, à la construction de nouvelles lignes. C’est le cas en Allemagne où les parcs éoliens se trouvent dans le nord du pays et les consommateurs au sud et à l’ouest. C’est également vrai pour le transport de grandes quantités d’électricité solaire du sud de l’Europe vers le nord ou d’énergie éolienne offshore du nord vers le centre et l’est de l’Europe.

Ensuite celle de la gestion de l’équilibre de l’offre et de la demande d’électricité qui doit tenir compte de la dispersion géographique de la production d’électricité, du nombre croissant de prosommateurs, à la fois consommateurs et producteur, et donc des flux bi-directionnels ainsi que de la pénétration croissante du renouvelable intermittent (éolien et photovoltaïque).

Enfin, celle de la conception de réseaux plus intelligents utilisant les technologies modernes d’information permettant une meilleure gestion de l’offre et de la demande en temps réel. La première étape est d’installer des compteurs intelligents qui impliquent davantage les consommateurs dans la gestion du réseau. Ils permettent une analyse détaillée de la consommation des appareils électriques domestiques. Ce type d’information est utile à la fois aux opérateurs de réseaux qui peuvent ainsi mieux anticiper la demande et pour les utilisateurs pouvant adapter leurs activités en programmant eux-mêmes les moments de mise en route de leurs appareils électriques. Pour que le système soit efficace, il faut que lui soit associée une structure de prix propre à chaque type de consommation, les prix étant plus élevés quand la demande globale est plus élevée. L’UE souhaiterait que 80% de la population soit équipée de compteurs intelligents d’ici à 2020. L’usage d’informations en temps réel, à partir de détecteurs et de contrôles automatiques, devrait éviter automatiquement les pannes généralisées d’électricité, les problèmes de qualité de la fourniture d’électricité et les ruptures de service. La mise en œuvre d’un réseau intelligent est un processus progressif. Il implique les caractéristiques clés : il s’agit d’un système résilient et auto-correcteur ; il intègre les technologies avancées et bas carbone ; il permet une pénétration élevée de transmission et de distribution d’électricité intermittente ; il assure une gestion améliorée ; il assure également une efficacité opérationnelle et d’optimisation ; il implique le consommateur final ; il assure la qualité de la fourniture.

En ce qui concerne la demande d’électricité, le European network of transmission system operators of Electricity prévoit une croissance annuelle de 0,8% par an entre 2016 et 2025 en raison de l’électrification du chauffage et du transport et de la reprise économique. Il s’agit de l’estimation la plus élevée. D’ici à 2025, cette fédération considère que vingt-deux pays européens connaîtront une pénétration du renouvelable supérieure à 50% et la demande dans huit pays (dont l’Allemagne, le Danemark, la Grèce, l’Irlande, les Pays-Bas, le Portugal et le Royaume-Uni), pourrait être, occasionnellement, couverte totalement par la production renouvelable. Dans un scénario best estimate, la capacité totale des centrales au gaz augmenterait de 22 000 MW d’ici à 2025.

Ces mutations sont en marche. Elles rencontrent néanmoins des défis majeurs que cette note se propose d’analyser en détails.