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LES TENDANCES DE DEVELOPPEMENT DU SYSTEME ELECTRIQUE
Comme de nombreuses industries de réseau, le secteur de l’électricité obéit à la loi des rendements croissants,i.e.que les rendements croissent et le coût unitaire baisse avec l’augmentation des volumes produits. [BASTA99]. Cette caractéristique intrinsèque du secteur électrique a joué en faveur d’un développement à grande échelle du système électrique construit sur un modèle centralisé (production, gestion opérationnelle, planification) afin de faire des économies d’échelles en production. Cela suppose la préférence d’une production massive d’électricité à partir d’installations délivrant de gros volumes d’électricité programmables et directement intégrables à la gestion d’un important réseau de transport national et interrégional (dans le cas de la France). Aujourd’hui, au vu des enjeux précités, ce modèle de développement doit s’adapter selon trois tendances de développement.
Le développement de la Production Décentralisée d’Electricité
La Production Décentralisée d’Electricité (PDE) désigne généralement la production d’électricité à partir d’installations de petite capacité (« de quelques dizaines de kW généralement raccordées au réseau de distribution à plusieurs dizaines de MW raccordés en haute tension et plutôt « semi-centralisées » [RTE09a]).
Avant la construction du système électrique actuel, approvisionné en énergie par l’intermédiaire des centrales de fortes puissances (production centralisée), la PDE était beaucoup plus présente proportionnellement dans la production globale d’électricité de la France. Le système électrique était alors structuré autour de sociétés privées de production d’électricité (31 en 1913) et mené par les collectivités territoriales elles-mêmes. La nationalisation – loi de nationalisation du 8 avril 1946 – a concouru à la disparition d’un grand nombre de ces sociétés et des régies municipales en faveur d’un opérateur unique du service public national d’approvisionnement en électricité. Dès lors le développement du système électrique a été en faveur d’unités de production de forte puissance interconnectées au réseau de transport. Cependant, on assiste depuis un peu plus d’une décennie à la pénétration accrue de la PDE (cf. Figure II.3.1).
On remarque également un changement manifeste des filières de production décentralisée développées en fonction des périodes. Jusqu’aux années 1990, l’hydraulique était la filière de production la plus développée (en puissance et en nombre de générateurs). Entre 1990 et 2000, ce sont les filières de cogénération qui ont eu les faveurs des producteurs. Depuis les années 2000, le développement des filières éoliennes et photovoltaïques prennent le dessus sur les autres filières. A noter que toutes les filières ne désignent pas les mêmes échelles de niveau de puissance. On voit ainsi nettement que le photovoltaïque, bien que comptabilisant une large majorité d’installation, après 2005, a une puissance délivrée quasi insignifiante à côté de l’éolien, de l’hydraulique et de la cogénération.
La gestion intelligente de la ressource décentralisée d’électricité
Dans les parties précédentes, trois tendances de développement se sont dégagées : le développement de la PDE dont la partie issue de ressources renouvelables, le développement de technologie de stockage (comme solution à l’intermittence de certaines PDE et comme moyen de gérer la charge sur les réseaux), et le développement de la MDE (notamment la gestion de la charge). Ces trois tendances constituent une ressource décentralisée d’énergie au service de la gestion opérationnelle du système électrique [HLEDI09]. Le présupposé est qu’un meilleur ordonnancement des ressources énergétiques décentralisées peut réduire significativement les coûts d’intégration des énergies renouvelables [IEADS09] et diminuer l’inconvénient de l’intermittence de certaines PDE (notamment d’origine renouvelable). Chacune de ces ressources présente en effet des avantages et des inconvénients qui peuvent s’autoréguler entre eux, dans une certaine échelle de temps et d’espace, autorégulation due au phénomène de foisonnement (cf.§ II.2.2). En outre, l’intégration de ces ressources permet de mutualiser et garantir des réserves de puissances pouvant être valorisées sur les marchés de l’électricité. L’intégration de ces trois ressources décentralisées suggère une nouvelle manière de gérer le système électrique avec une nécessité d’y mettre de « l’intelligence ». L’intelligence désigne ici la faculté du système à faire une meilleure utilisation des technologies et ressources pour améliorer la planification et l’opération du réseau électrique actuel, pour contrôler la génération d’énergie, pour faciliter le développement de nouveaux services énergétiques et l’amélioration de l’efficacité énergétique. Ce concept est appelé « réseau intelligent » (ou « Smart grid »).
Une large littérature traite de ces points, voir à ce propos notamment « the european technology platform for the electricity netwoks of the future » et les travaux de veilles menés par l’EPRI sur le « Smart grid resource center ».
Les réseaux intelligents, c’est l’assemblage habile des technologies de production, de stockage et de transmission d’électricité avec des technologies de comptabilité, des technologies de gestion de la demande et des technologies de l’information pour améliorer l’efficacité, la fiabilité et la sécurité dans la gestion opérationnelle du système électrique. Ainsi équipé, le système électrique dans son ensemble peut alors être configuré et opérer de manière intégrée, à partir de plate-forme de pilotage. Certains concepts, actuellement explorés, suggèrent une architecture avisée de ces technologies afin d’agréger les différentes ressources décentralisées (au sein de centrale virtuelle technique de production) et restituer une seule « offre d’équilibre de charge » – en injection ou en effacement de soutirage – au niveau du réseau (cf. Figure II.3.3). Parmi les architectures générales proposées, nous citons par exemple les microsréseaux, les réseaux actifs ou encore les architectures par communication internet. Celles-ci intégrent différents types de technologie (production, stockage, gestion active de la demande), utilisent différents moyens de communication avec les clients. Enfin, elles diffèrent par le niveau d’application sur le réseau (niveau BT, HTA ou HTB) et leur intégration dans les mécanismes de marché de l’électricité.
Les besoins liés à la planification énergétique
INTRODUCTION
Les enjeux et tendances d’évolution du système électrique suggèrent une nouvelle manière de mener la planification énergétique, dans les préceptes d’une approche prenant en compte la dimension territoriale du système électrique (cf.§ II.4). Afin de préciser ce besoin, ce chapitre se focalise sur la planification énergétique en tant qu’activités structurées, partant d’une problématique appliquée à un système énergétique et aboutissant à la définition d’un plan d’action. Cette analyse de la planification énergétique permet de préciser les outils et méthodes utilisés mais à adapter selon les préceptes de l’approche territoriale mentionnée précédemment. Nous nous focalisons ensuite sur un type d’outil en particulier – les outils de simulation prospective – appliqué à l’évaluation des impacts d’actions de MDE.
En premier lieu, nous formulerons une définition littérale ainsi qu’une représentation du processus de planification à partir desquels nous présenterons une brève revue des activités de planification énergétique en France. Ces activités étant très diverses, il nous est apparu nécessaire de préciser les outils associés à la mise en oeuvre d’une planification et notamment les outils de simulation prospective. En regard des besoins identifiés dans le chapitre II, nous nous focalisons ensuite sur l’utilisation de ces outils dans le cadre d’une évaluation des impacts d’actions de MDE, ce type d’action nécessitant par nature une planification de type territorial. Nous reprécisons dans le § III.4 les besoins d’évaluation d’actions de MDE afin de définir des prescriptions auxquelles les outils de simulation doivent satisfaire. A ces prescriptions, nous confrontons les outils et méthodes existants afin d’identifier leurs limites et proposons une voie d’amélioration de ces outils.
LA PLANIFICATION ENERGETIQUE AUJOURD’HUI
Le terme de planification est utilisé pour désigner toutes activités « tournées » vers l’avenir. La planification est parfois assimilée à de la prospection, de la prédiction ou encore de la prévision. Dans ce pêle mêle des termes, il convient de donner à la planification une signification particulière et non assimilable. Un éclaircissement doit être mené afin d’identifier ce qu’on entend par planification énergétique dans le cadre de ces travaux.
Nous présentons tout d’abord une définition de la planification en la comparant à la prospection. Ensuite nous proposerons une représentation de la planification sous la forme d’un processus structuré autour de cinq phases principales. Selon cette définition, nous élaborerons une grille de lecture des exercices de planification en identifiant cinq de ces déterminants. Enfin nous présenterons une revue des activités de planification menées en France. Cette revue nous permet d’identifier des tendances d’évolution de la planification énergétique et des besoins.
La modélisation du processus de planification
Dans la littérature, faisant référence à ce type de planification, on retrouve plusieurs manières de structurer et délimiter le processus de planification [SCHLE98], [MIRAK08], [JANK00], [CATRI06]. La planification est perçue comme un processus itératif structuré en trois phases (cf. Figure III.2.2 et Tableau III.2.3), auxquelles on peut faire précéder et suivre deux autres phases. La première phase appelée « Percu & Vécu », est intuitive et continue. Elle initialise le processus de planification. Au sein de cette phase, on peut retrouver certaines activités d’observation, de recensement et de veille énergétique. La phase suivante appelée « Mise en œuvre », concerne toutes les activités succédant à l’élaboration d’un plan. On y retrouve des activités d’application du plan, de suivi et d’évaluation (ex-post) des actions.
Il serait illusoire de décrire le processus de planification comme une succession linéaire d’étapes, s’enchaînant les unes derrières les autres. Il nous semble au contraire que les phases de la planification, tout en respectant une certaine chronologie, sont sujettes à des effets rétroactifs. Ceux-ci assurent une certaine unité au processus, constamment remise en cause par l’interdépendance des phases. La linéarité du processus est également démentie dans l’ordre de développement des étapes au sein d’une phase.
Il est envisageable que ces étapes ne soient pas systématiquement toutes menées, ni ne s’ordonnent de manière uniforme.
Les échelles spatiotemporelles de la planification énergétique
Nous avons, dans le chapitre précédent, souligné la dimension spatiale et temporelle du système électrique. Nous entendons par ces dimensions que chaque élément et chaque phénomène constituant le système énergétique sont localisés, ont une emprise spatiale, prennent acte à un instant donné et ont une durée de validité. La planification énergétique a également ses propres échelles spatiales et temporelles d’application.
Les échelles spatiales de la planification
Lorsque l’on parle de l’échelle spatiale de la planification énergétique, on fait principalement référence à celle du système sur lequel la planification va prendre acte. Pourtant, par rapport à notre conception de la planification, trois autres spatialités du système à planifier sont à distinguer (cf.Figure III.2.6).
Par commodité de présentation, le schéma de cette figure présente les différents niveaux d’échelles selon un emboitement croissant. Le premier niveau d’échelle est le territoire sur lequel le plan d’action est mis en œuvre. Ce premier territoire est très souvent sous l’influence d’un espace plus large, celui-ci constitue un deuxième niveau d’échelle spatiale à prendre en compte. Enfin, du fait que ce sont des acteurs qui entreprennent la planification, ceux-ci ont également un espace d’influence qui peut être différent (englobant ou contenu) des deux premiers, i.e.c’est le troisième niveau d’échelle spatiale.
Les échelles temporelles de la planification
Lorsque l’on parle de la dimension temporelle d’une planification, on fait souvent référence à l’horizon de temps auquel le système énergétique est prospecté. On distingue trois principales échelles : court (généralement inférieur à 5 ans), moyen (généralement entre 5 et 15 ans) et long terme (généralement supérieur à 15 ans). Si l’on se réfère à la définition de la planification formulée dans § III.2.1, on s’aperçoit que la planification n’admet a prioriaucune limite d’horizon de temps. La définition des échelles d’horizon de temps est relative aux objectifs à atteindre et au temps de mise en oeuvre des actions du plan. Ainsi, elles peuvent tout aussi bien intégrer des échelles de temps plus courtes, de l’ordre de la minute. Utiliser le vocable de planification pour des processus ne dépassant pas l’année peut sembler abusif, on parlera alors de gestion opérationnelle du système. La mise en œuvre de cette dernière ressemble, à plusieurs égards, au processus de planification exposé dans § III.2.1.
Comme nous l’avons remarqué lors de la revue des activités de planification en France présenté ultérieurement (cf. § III.2.4), il y a des relations d’interdépendance entre les différentes échelles de temps de la planification. La recherche d’une cohérence entre les échelles de temps de la planification nécessite de confronter les visions stratégiques (s’établissant sur plusieurs années) et les visions opérationnelles (s’établissant au jour le jour) du système énergétique [CATRI06]. En ce sens, une planification stratégique doit toujours avoir le souci de la gestion opérationnelle du système qu’elle planifie.
UNE REVUE GENERALE DES OUTILS D’AIDE A LA PLANIFICATION ENERGETIQUE
Dans le chapitre précédent, nous avons présenté le processus de planification qui recouvre plusieurs types de tâches (cf.Figure III.2.2 & Tableau III.2.3). Plusieurs compétences, outils et modèles sont appelés pour encadrer le processus de la planification. C’est de ces outils qu’il est question dans cette partie dans un premier temps. Dans un second temps, nous nous focalisons sur les outils de simulation prospective en particulier, en procédant notamment à leur classification.
Le processus de planification et outils associés
Les outils utilisés dans le processus de planification sont généralement dénommés par « outils d’aide à la décision ». A notre sens, cela inclut divers outils que nous avons regroupés en quatre familles d’outils relativement bien délimitées, permettant au lecteur une représentation univoque des outils associés au processus de planification (cf.Tableau III.3.1).
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Table des matières
Chapitre I. Introduction
I.1 ETAT DES LIEUX ET DEFINITION DE LA PROBLEMATIQUE
I.2 L’OBJECTIF DE LA THESE
I.3 LA METHODE
I.4 LA STRUCTURE DU MANUSCRIT DE THESE
Chapitre II. L’évolution du système électrique
II.1 INTRODUCTION
II.2 LES ENJEUX GENERAUX DU SYSTEME ELECTRIQUE
II.2.1 Les enjeux liés aux ressources énergétiques et aux usages de consommation
II.2.2 Les enjeux liés à la gestion opérationnelle du système électrique
II.2.3 Les enjeux liés à la libéralisation du secteur électrique
II.3 LES TENDANCES DE DEVELOPPEMENT DU SYSTEME ELECTRIQUE
II.3.1 Le développement de la Production Décentralisée d’Electricité
II.3.2 Le développement de la Maîtrise de la Demande en Electricité
II.3.3 La gestion intelligente de la ressource décentralisée d’électricité
II.4 LA DECENTRALISATION DU SYSTEME ELECTRIQUE, VERS UNE TERRITORIALISATION
II.4.1 La décentralisation de la planification du système électrique
II.4.2 Une approche territoriale pour l’appréhension du système électrique
II.5 CONCLUSION
Chapitre III. Les besoins liés à la planification énergétique
III.1 INTRODUCTION
III.2 LA PLANIFICATION ENERGETIQUE AUJOURD’HUI
III.2.1 La définition de la planification énergétique
III.2.2 La modélisation du processus de planification
III.2.3 Les éléments caractérisant une planification énergétique
III.2.3.1 Les acteurs de la planification
III.2.3.2 Les objectifs de la planification
III.2.3.3 Les actions dans le cadre d’une planification énergétique
III.2.3.4 Les échelles spatiotemporelles de la planification énergétique
III.2.4 Les activités de planification énergétique en France
III.3 UNE REVUE GENERALE DES OUTILS D’AIDE A LA PLANIFICATION ENERGETIQUE
III.3.1 Le processus de planification et outils associés
III.3.2 La classification des outils de simulation prospective pour une analyse chiffrée
III.4 LES OUTILS D’EVALUATION D’IMPACTS D’ACTIONS DE MDE
III.4.1 Le besoin actuel d’évaluation des impacts d’actions de MDE
III.4.2 Les principales méthodes d’évaluation des impacts énergétiques d’actions de MDE
III.4.3 Les besoins spécifiques à l’évaluation prospective d’impacts d’actions de MDE
III.4.4 Les limites des outils de simulation prospective
III.5 CONCLUSION
Chapitre IV. Amélioration de la résolution spatiale des paramètres d’entrée d’une méthode de référence
IV.1 INTRODUCTION
IV.2 UNE METHODE DE MODELISATION DE REFERENCE
IV.2.1 Un modèle de la demande en électricité
IV.2.2 Une méthode d’évaluation d’impacts d’actions de MDE
IV.2.3 La méthode de modélisation de la demande en électricité – la méthode SIMPACT
IV.2.4 Les données d’entrée et de sortie
IV.2.5 La validation de la méthode de modélisation de référence
IV.2.5.1 La validation des évaluations en énergie
IV.2.5.2 La validation des évaluations en puissance
IV.2.5.3 Les limites relatives de la méthode
IV.3 UNE METHODE DE SELECTION DES PARAMETRES D’ENTREE
IV.3.1 La méthodologie générale de sélection des paramètres d’entrée
IV.3.2 L’analyse de sensibilité
IV.3.2.1 La méthodologie générale mise en œuvre
IV.3.2.2 L’analyse du module « Parc bâti »
IV.3.2.3 L’analyse du module « Consommation Unitaire »
IV.3.2.4 L’analyse du module « Profils d’usage »
IV.3.3 L’analyse de la variance statistique et bilan des paramètres d’entrée à spatialiser
IV.4 LA SPATIALISATION DES PARAMETRES D’ENTREE A L’ECHELLE LOCALE
IV.4.1 Principe général d’amélioration de la résolution spatiale d’un paramètre d’entrée
IV.4.2 Les méthodes de spatialisation par paramètre
IV.4.2.1 Le taux de croissance des surfaces de bureaux
IV.4.2.2 Le taux d’électrification dans les nouvelles constructions résidentielles
IV.4.2.3 La consommation unitaire de l’usage chauffage dans le secteur résidentiel
IV.4.2.4 La consommation unitaire de l’usage climatisation dans le secteur tertiaire
IV.4.2.5 Le profil de l’usage chauffage dans le secteur résidentiel
IV.4.2.6 Le profil de l’usage climatisation dans les activités tertiaires
IV.5 CONCLUSION
Chapitre V. Un cas pratique : l’évaluation des impacts d’une action de MDE
V.1 INTRODUCTION
V.2 UN SYSTEME DE REFERENCE ISSU D’UN CAS D’ETUDE CONCRET
V.2.1 Un territoire d’étude : la région PACA
V.2.1.1 Les caractéristiques territoriales
V.2.1.2 Les caractéristiques énergétiques
V.2.2 Un cas pratique : un système de pilotage de la charge
V.3 LA MODELISATION DU SYSTEME DE REFERENCE
V.3.1 Les phénomènes à modéliser
V.3.2 La modélisation de ces phénomènes
V.3.2.1 Un modèle générateur de courbe de charge
V.3.2.2 Un modèle générateur de consigne d’effacement
V.3.2.3 Les modèles d’exécution de la consigne d’effacement
V.4 CONCLUSION
Chapitre VI. Un cas pratique : l’évaluation de l’influence de la spatialisation des paramètres d’entrée
VI.1 INTRODUCTION
VI.2 UNE METHODE DE DETERMINATION DES COMMUNES ANALYSEES
VI.2.1 La classification des communes de la région PACA
VI.2.1.1 La méthode de classification
VI.2.1.2 L’analyse et les résultats de classification
VI.2.2 La détermination des communes représentatives
VI.3 LA SIMULATION DE L’ARCHITECTURE DE PILOTAGE DE LA CHARGE
VI.3.1 Le paramétrage des analyses réalisées
VI.3.1.1 L’élaboration de la consigne d’effacement
VI.3.1.2 L’installation des procédés
VI.3.1.3 Le procédé de délestage des usages de consommation d’électricité
VI.3.1.4 Le procédé de production et de stockage d’électricité
VI.3.1.5 La synthèse des scénarios simulés
VI.3.2 Les résultats de simulation sur les communes analysées
VI.3.2.1 L’influence de la spatialisation sur les sorties du modèle
VI.3.2.2 L’influence de la spatialisation sur les indicateurs d’impacts
VI.4 CONCLUSION
Chapitre VII. Conclusions générales et perspectives
VII.1 CONCLUSIONS
VII.2 PERSPECTIVES
Annexe
Annexe 1 : le réseau électrique français
Annexe 2 : le service système : réserve de production et de consommation
Annexe 3 : les lois de décentralisation en France
Annexe 4 : une représentation du système énergétique territoriale
Annexe 5 : les acteurs de la planification (liste non exhaustive)
Annexe 6 : une classification d’outils pouvant être utilisés dans une étude de prospective énergétique
Annexe 7 : les profils d’usages de consommation de l’électricité
Annexe 8 : les données d’entrée de la méthode SIMPACT
Annexe 9 : le paramètrage de l’analyse de Monte Carlo
Annexe 10 : l’analyse de variance du coefficient de corrélation
Annexe 11 : la plate-forme PREMIO
Annexe 12 : la détermination d’une zone de déploiement
