Reflets de la Physique n°60 déc 18/jan-fév 2019
Reflets de la Physique n°60 déc 18/jan-fév 2019
  • Prix facial : gratuit

  • Parution : n°60 de déc 18/jan-fév 2019

  • Périodicité : bimestriel

  • Editeur : Société Française de Physique

  • Format : (210 x 297) mm

  • Nombre de pages : 64

  • Taille du fichier PDF : 4 Mo

  • Dans ce numéro : l'électricité nucléaire, questions ouvertes et points de vue.

  • Prix de vente (PDF) : gratuit

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La distribution de l’électricité Atouts et contraintes liés au réseau européen Jacques Percebois, économiste, université de Montpellier. Jusqu’à la fin des années 1990, ce sont des entreprises publiques ou privées dites « intégrées » qui produisaient, transportaient et distribuaient l’électricité dans les divers pays européens. Dans certains pays, comme l’Allemagne, il y avait plusieurs entreprises régionales ; dans d’autres pays une seule entreprise nationale en position de monopole, comme EDF en France. La Directive européenne de 1996 a mis fin aux monopoles de production et de fourniture d’électricité. Les réseaux de transport et de distribution, qui fonctionnent comme des « monopoles naturels », sont devenus des « infrastructures essentielles » ouvertes à tous les producteurs et fournisseurs, moyennant des péages d’accès fixés par une commission de régulation indépendante. Ces réseaux sont au cœur des débats actuels, dans un contexte où ils doivent absorber une part croissante d’énergies renouvelables et faire face au développement de l’autoconsommation. L’électricité est un produit qui ne se stocke pas, du moins à grande échelle dans des conditions économiques. Il faut donc qu’à tout instant la quantité de kWh injectée en amont du réseau soit égale à la quantité de kWh soutirée en aval, aux pertes en ligne par effet Joule près. À défaut, on peut stocker l’eau dans des barrages, ou des stations de pompage aux heures creuses pour la turbiner aux heures de pointe ; mais il y a des limites techniques au pompage de l’eau des barrages, notamment pour les barrages à usages multiples (production d’électricité et irrigation). Certes, la mise sur le marché de batteries de plus en plus performantes permet de stocker un peu d’électricité sur des périodes courtes, et de gros progrès sont réalisés notamment pour en baisser le cout ; mais aujourd’hui l’opération n’est pas rentable à l’échelle d’un réseau national. Elle le sera peutêtre demain grâce aux batteries des véhicules électriques (a). La principale difficulté concerne le stock age intersaisonnier. Le réseau européen d’électricité est un réseau fortement interconnecté, ce qui est un facteur de 52 Reflets de la Physique n°60 sécurité et un moyen de construire un marché unique de l’électricité. Mais les différences entre les « mix » électriques nationaux, c’est-à-dire des structures des bilans électriques observées dans les divers pays européens, rend parfois difficile la convergence des prix de l’électricité pour le consommateur. Certains pays comme la France ont un mix électrique largement dominé par le nucléaire ; d’autres, comme l’Allemagne, ont un mix qui dépend fortement de centrales fonctionnant au charbon ou au lignite. Le développement des énergies renouvelables, comme les fermes solaires ou éoliennes, impose de renforcer les réseaux à l’échelle locale pour absorber cette production sur le réseau de distribution et la remonter parfois vers le réseau de transport  : en effet, les lieux d’injection ne sont pas nécessairement situés à proximité du réseau, ce qui complique la tâche des gestionnaires de réseaux et peut accroitre le cout pour le consommateur. Un réseau maillé à l’échelle européenne Le réseau d’électricité est aujourd’hui fortement maillé, mais ce ne fut pas toujours le cas. En France, ce sont les collectivités territoriales, les communes particulièrement, qui ont été à l’origine de la construction de petits réseaux. Cela explique que ces communes soient aujourd’hui encore propriétaires des réseaux de distribution, même si c’est Enedis (ex ERDF, Électricité Réseau de Distribution France) qui en est le concessionnaire, hormis lorsque subsistent des Entreprises Locales de Distribution (régies municipales ou sociétés d’économie mixte) [1]. C’est dans l’entre-deux guerres que l’État est intervenu pour inciter ou obliger les réseaux locaux à s’interconnecter, à la fois pour alimenter des régions peu électrifiées et pour garantir une meilleure sécurité de la fourniture. On observera que le maillage du réseau permet de profiter d’un effet de « foisonnement », la puissance installée à l’échelle nationale pouvant alors être bien inférieure à la somme des puissances
installées chez tous les consommateurs. Après la Seconde Guerre mondiale, et bien avant la signature du Traité de Rome en 1957, les électriciens européens ont compris la nécessité de développer des interconnexions transnationales, dans un souci de secours mutuel essentiellement. Ainsi l’« Europe de l’électricité » a précédé l’Europe économique. La libéralisation du secteur de l’électricité qui a commencé avec l’adoption de la Première Directive européenne en 1996, oblige les États-membres à ouvrir à la concurrence l’activité de production et celle de fourniture d’électricité. L’entreprise publique EDF, qui avait obtenu un quasimonopole de la production, de la distribution et de la commercialisation de l’électricité et un monopole total du transport depuis la loi de nationalisation de 1946, n’est plus le seul producteur ni le seul fournisseur en France. Les réseaux demeurent toutefois des « monopoles naturels », ce qui s’explique par l’existence de couts fixes élevés, mais ils doivent être « régulés » au terme de la loi, et le tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE) est une composante importante du prix de l’électricité (un tiers environ du prix TTC pour un consommateur domestique) [2]. En France métropolitaine, c’est Réseau de Transport de l’Électricité (RTE) qui se charge du transport, c’est-à-dire du réseau public à haute tension, au-dessus de 50 000 volts. Enedis gère la distribution, c’est-à-dire les lignes à moyenne et basse tension, de moins de 50 000 volts, jusqu’aux utilisateurs finaux. Ces deux sociétés sont aujourd’hui encore des filiales d’EDF, à 50% pour RTE et à 100% pour Enedis, mais elles doivent se comporter comme des gestionnaires de réseaux indépendants et ne pas favoriser l’opérateur historique EDF. Dans les autres pays européens, ces gestionnaires de réseaux sont la plupart du temps des sociétés privées qui ont coupé tout lien avec leur maison-mère. Pour permettre la création d’un véritable marché européen de l’électricité, la Commission européenne incite les États-membres à développer les interconnexions transnationales, cette fois non pas seulement pour des raisons de sécurité, mais pour faciliter les échanges commerciaux d’électricité et permettre Quel futur pour le nucléaire français ? une relative convergence des prix du kWh pour le consommateur. Les investissements dans les réseaux sont couteux et des congestions demeurent en Europe ; c’est en particulier le cas entre la France et l’Italie ou entre la France et l’Espagne, pour des raisons à la fois historiques et géographiques (existence de massifs montagneux qui rendent couteuse la construction de lignes à haute tension). Les interconnexions sont meilleures avec l’Allemagne, ce qui explique que les prix de l’électricité sur les marchés de gros (là où s’échangent les kWh produits) soient souvent les mêmes en France, en Allemagne et en Belgique. À noter que l’interconnexion avec l’Angleterre, via une ligne à haute tension sous-marine, se fait en courant continu et non en courant alternatif. Il faut transformer le courant alternatif en courant continu à la frontière française et faire l’inverse à l’entrée du territoire anglais. Cela signifie que le réseau britanique et le réseau continental ne sont pas synchrones (b). » > Reflets de la Physique n°60 53



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