Une pression sur l'interrupteur et la lumière s'allume : est-ce si simple ?

Le réseau électrique mutualise l’ensemble des moyens de production pour fournir en énergie électrique tous les consommateurs raccordés à ce réseau.

A tout instant, le gestionnaire du réseau doit équilibrer la demande des consommateurs et la production en énergie, puisque, d’une part, l’électricité ne peut pas se stocker directement et que, d’autre part, un excès de demande peut conduire à des coupures ou à un décrochage de centrales.

L’ajustement de l’offre à la demande est réalisé par le « dispatcheur ». Il se fait suivant trois niveaux progressifs d’intervention :

_ un niveau primaire correspondant à une réserve d’énergie immédiatement disponible : réaction automatique (régulation) de fourniture d’énergie correspondant à l’appel demandé en moins de 10 secondes par tous les groupes turbines alternateurs connectés sur le réseau ;

_ un niveau secondaire : réaction automatique de rééquilibrage des échanges entre différentes zones et différents pays, entre 1 et 10 minutes ;

_ un niveau tertiaire, opéré par le gestionnaire du réseau, qui reconstitue en 1 à 10 minutes les réserves d’énergie nécessaires pour les deux premiers niveaux d’ajustement.

L’ajustement fonctionne par démarrage d’unités supplémentaires, dans des délais qui varient de quelques minutes à trente minutes suivant les types de centrales électriques sélectées. On distingue deux niveaux d’ajustement :

_ le niveau tertiaire rapide, constitué par des usines hydroélectriques classiques (en priorité celles de hautes chutes) et les STEP(Station de Transfert d’Energie par Pompage), par des centrales à turbines à gaz à cycle ouvert, et par la sélection de clients à effacer en urgence (ayant fait l’objet d’accords commerciaux négociés) ;

_ le niveau tertiaire différé, constitué par des centrales thermiques et des centrales nucléaires.

Les énergies d’ajustement tertiaire rapide font l’objet de transactions d’achat et de vente à des cours généralement élevés.

En cas de baisse soudaine de production, l’incident non maîtrisé risque de se propager sur le réseau, et de provoquer des coupures de grande ampleur non contrôlées. Ces baisses de production ont pour origine des dysfonctionnements graves, des pannes dans les moyens de production (déclenchements de centrales), voire la baisse soudaine de production d’énergies renouvelables comme l’éolien ou le solaire.

Deux aspects sont à souligner : la soudaineté et l’imprévisibilité de la défaillance. La soudaineté se paie au travers des trois niveaux d’ajustement, en rémunérant les offreurs de réserve (production et effacement), ce qui correspond en France à quelques TWh/an. L’imprévisibilité se paie également, puisque le marché spot se fait la veille pour le lendemain (en fait à 6 heures avec facturation des écarts toutes les ½ heures) et qu’il est nécessaire d’annoncer la production et de tenir la prévision. En cas de non-exécution de l’engagement le producteur défaillant est pénalisé.

Reste les cas de déclenchements de lignes qui sont aussi gérés en temps réel. Bien que tous les cas de défaillances soient constamment simulés par anticipation, il arrive parfois que des coupures de grande ampleur ne puissent être évités… cela a d’ailleurs fait l’objet d’un article précédent.