Quels problèmes peuvent rencontrer les gestionnaires de réseau ?

L’activité de gestionnaire de réseau d’électricité n’est pas une activité de tout repos, le monde de l’énergie connaît actuellement des mouvements sans précédent. Sa maîtrise et sa maintenance sont donc essentielles.

C’est la principale mission confiée aux entreprises gestionnaires de réseaux, à savoir RTE (Réseau de Transport d’Électricité) et ENEDIS. Nous allons donc aborder dans cet article les différentes situations rencontrées par ces entreprises.

Les problèmes qui peuvent survenir sont nombreux, de l’arrêt inattendu d’une centrale à des intempéries et autres catastrophes naturelles. Nous verrons quelles sont les solutions mises en place aujourd’hui, mais aussi quels seront les défis de demain.

Au-delà des seuls aspects techniques et physiques, nous explorerons également les aspects financiers et économiques. Ces derniers sont essentiels afin de s’assurer de la transparence et de l’efficacité de la gestion des réseaux d’électricité.

Les problèmes techniques rencontrés dans la gestion des réseaux

Les missions de service public rendues par les gestionnaires de réseau RTE et ENEDIS

Nous pouvons résumer les missions qui incombent aux gestionnaires de réseaux par cet extrait du code de l’énergie (article L322-8) :

De définir et de mettre en œuvre les politiques d’investissement et de développement des réseaux de distribution afin de permettre le raccordement des installations des consommateurs et des producteurs ainsi que l’interconnexion avec d’autres réseaux.

RTE et ENEDIS se chargent de développer et de maintenir les réseaux d’électricité. À cela s’ajoutent de nombreuses autres missions qui ne peuvent être prises en charge que par des entreprises publiques :

• Assurer la connexion des zones éloignées (DOM-TOM, La Réunion, La Corse...) ;
• Assurer les activités de comptage ;
• Maintenir un accès transparent et non discriminatoire aux réseaux.

La gestion de la fréquence et de la tension

L’électricité nécessite un équilibre presque parfait à chaque instant. La fréquence est la mesure qui indique le rythme des oscillations du courant.

Cette mesure doit se maintenir aux alentours de 50 Hertz. Le courant électrique majoritaire en France est un courant alternatif. Il alterne donc entre des valeurs positives et des valeurs négatives en permanence à une certaine fréquence.

La physique nous apprend que si la consommation est supérieure à la production, la fréquence va chuter. À l’inverse, si la production est supérieure à la consommation au niveau national, la fréquence va s’accélérer.

La mission des gestionnaires et responsables de réseau est de faire en sorte que cet équilibre se maintienne à chaque instant. Des équipes sont présentes à chaque heure de la journée pour surveiller que les prévisions de consommation correspondent à la réalité. Il s’agit de ce que l’on appelle : les dispatcheurs.

Leur mission consiste à piloter la circulation des flux électriques depuis leurs sources de production jusqu’aux zones de consommation. Ils font donc face régulièrement à des chutes de tension ou des variations de fréquence.

Source : Le Parisien

Si la production (majoritairement produite par EDF et d’autres producteurs) n’est pas au rendez-vous, ils peuvent déclencher des moyens à leur disposition. Les mécanismes de réserves ou d’interruptibilité en sont un bon exemple.

N’hésitez pas à lire notre article sur les black-out pour en apprendre plus sur le sujet.

La gestion des ouvrages et des transits de puissance

Au-delà de la surveillance de la fréquence et de la tension, la mission des gestionnaires de réseau comporte également toute une partie physique qui concerne les ouvrages.

Les dispatcheurs sont amenés à réaliser des modifications dans le trajet pris par l’électricité depuis les centrales de production. Ils surveillent en temps réel les « autoroutes » de l’électricité.

En cas d’intempéries ou de dégâts physiques sur le réseau, les gestionnaires de réseau vont devoir gérer les transits de puissance pour assurer la continuité du réseau électrique. Cela concerne l’ensemble des actions de maintenance et de développement physique des réseaux.

C’est pour cette raison que, lorsque l’on construit un réseau électrique, on prévoit plusieurs lignes de secours sur chaque installation. Il s’agit du critère N-1, c’est-à-dire que le système doit pouvoir continuer à délivrer de l’énergie malgré la perte d’un élément clé du système (une ligne, une centrale...).

Source : Paris Normandie

Le gestionnaire de réseau doit veiller à la qualité de l’onde électrique. Il existe toute une série de mesures pour protéger le réseau en cas de problèmes techniques, en déconnectant entre autres les moyens de production à risque.

En prenant l’exemple d’une éolienne qui se met en route à l’apparition de vent, si ce dernier s’accentue, le courant que cette génératrice déverse sur les lignes va ainsi varier rapidement et créer de la tension sur cette ligne. Si le vent souffle trop fort et fait courir un risque à cette éolienne, elle va, comme le veut la procédure, se déconnecter du réseau.

Pour résumer, RTE et ENEDIS (ainsi que les ELD concernées) gèrent la fréquence et la tension mais s’assurent aussi de l’intégrité physique des ouvrages.

Les aspects financiers de la gestion des réseaux électriques

La rémunération de l’activité de gestionnaire de réseau

L’activité de gestion des réseaux est un monopole naturel. C’est-à-dire qu’il s’agit d’une activité qui représente un coût moins important pour la collectivité si elle n’est portée que par une seule entreprise publique.

Il ne serait pas rentable de faire cohabiter plusieurs entreprises concurrentielles dans l’activité de gestionnaire de réseau. Ces entreprises sont donc chargées d’occuper cette mission en échange d’une rémunération pour ce service.

Il s’agit du TURPE (Tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité). Ce tarif, proposé par la CRE (Commission de régulation de l’énergie), définit à l’avance le montant perçu par RTE et ENEDIS.

Il est valable durant une période (4 ans) mais connaît des mises à jour annuelles. L’idée est de rembourser les gestionnaires de réseau pour leurs services. Il est redevable par tous les clients du réseau français.

Le fait de faire payer un coût unique, peu importe l’emplacement géographique, se nomme la péréquation tarifaire. Cela explique pourquoi le tarif de réseau vaut le même prix en Guadeloupe ou à Paris. Le gestionnaire n’est pas censé enregistrer des gains provenant de cette activité. Théoriquement, cela doit être un jeu à somme nulle.

Des indicateurs de performance et des pénalités financières

On imagine bien que si l’on mandate une entreprise qui évolue dans un environnement non concurrentiel, il faut pouvoir vérifier et surveiller son activité.

Il s’agit de l’argent du contribuable français, et il est donc essentiel de vérifier que ces fonds sont exploités de manière efficace. Il existe une série de mesures visant à vérifier que les fonds provenant du TURPE soient utilisés efficacement. La CRE est chargée de cette mission.

La CRE vérifie annuellement la performance des gestionnaires de réseau à travers plusieurs critères. Il peut s’agir du taux de coupure par habitant, du nombre de minutes de coupure, de l’accessibilité du service client… Tout cela s’appelle la régulation incitative. Toute une série de mesures est prévue pour évaluer l’efficacité des gestionnaires de réseaux. Évidemment, comme toute régulation, elle comporte aussi son lot d’imprécisions et d’erreurs.

La stratégie d’investissement de RTE

La CRE surveille par ailleurs les investissements réalisés par RTE. Elle ne dispose pas des mêmes compétences en ce qui concerne le GRD (gestionnaire de réseau de distribution).

Ces investissements sont remboursés à 100 % par le TURPE s’ils sont approuvés par la CRE. Il est donc très important de vérifier qu’aucune dérive n’ait lieu.

Les investissements dans le domaine des infrastructures sont colossaux. Ces décisions sont donc soumises à approbation, ce qui constitue un premier garde-fou intéressant.

Le TURPE finance aussi le budget de R&D des gestionnaires de réseaux. C’est une manière d’apporter des évolutions technologiques au plus près de la réalité. Par exemple, le projet RINGO (stockage par batterie) de RTE a vu le jour de cette manière.

L’arrivée massive des ENR : le défi du XXI^e siècle pour les réseaux d’électricité ?

La modification des flux de puissance

L’arrivée massive d’ENR (énergies renouvelables) sur les réseaux de distribution va modifier les flux de puissance électrique qui traversent les réseaux. Normalement, l’électricité produite en centrale traverse les réseaux de transport puis ceux de distribution.

L’apparition d’usages comme l’autoconsommation augmente les flux de puissance sur les réseaux de distribution. Ces sites, se trouvant généralement connectés au réseau d’ENEDIS, vont directement injecter sur le réseau sans passer par le réseau de transport.

Les dispatcheurs vont devoir prendre en compte ces modifications structurelles. Certaines études prospectives annoncent que, dans un avenir de moyen terme, la moitié de la capacité installée totale sera sur le réseau de distribution.

L’augmentation des risques de refoulement et de congestion

Le fait d’introduire des générations d’énergie dispersées dans un réseau unidirectionnel crée des perturbations dans le sens de transit des flux de puissance.

Autrefois, le réseau a été pensé pour envoyer l’énergie produite en centrale vers les foyers de consommation. L’augmentation de moyens de production sur le réseau de distribution peut provoquer des échanges d’énergie allant dans le sens inverse.

Techniquement, cela devrait provoquer une hausse des congestions de ces lignes et un refoulement des flux de puissance vers les réseaux de transport d’électricité. On peut observer qu’en l’espace de 10 ans les volumes refoulés sont passés de 3 TWh en 2008 à plus de 11 TWh pour la seule année 2019.

Le renforcement de nouvelles problématiques de réseaux

Il existe un risque de voir apparaître des harmoniques sur les réseaux en présence d’énergies renouvelables. En effet, les éoliennes ou les centrales photovoltaïques sont des dispositifs considérés comme des charges non linéaires.

Elles provoquent la présence d’harmoniques, le courant traversant ces dispositifs n’étant pas parfaitement sinusoïdal. Ces harmoniques provoquent généralement une surchauffe de l’équipement, des systèmes de protection qui ne fonctionnent plus de manière optimale et des interférences dans les circuits.

Il existe actuellement tout un écosystème d’appareils de mesure et de protection des ouvrages. Ces capteurs sont réglés afin de déconnecter le réseau en cas d’incidents. Il faut donc veiller à tempérer l’apparition de ces phénomènes et renforcer le système de protection.

Le réseau électrique est la clé de voûte du système électrique. Il est l’ouvrage physique qui permet la rencontre de tous les acteurs du monde de l’énergie. Il est également l’outil par lequel va se réaliser la transition énergétique, celui qui va permettre de mettre en musique l’ensemble des innovations énergétiques. Il est donc essentiel de réfléchir au modèle de réseau de demain.